Автоматизация технологического процесса производства бензина на Миннибаевском ГПЗ

Размещено на http://www.allbest.ru/

АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ПРОИЗВОДСТВА БЕНЗИНА НА МИННИБАЕВСКОМ ГПЗ

Введение

В конце 70-х годов во многих отраслях промышленности бывшего СССР началось довольно широкое внедрение вычислительной техники, автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП) и производством (АСУП).[24]

Через несколько лет компьютерные технологии во всем мире получили мощное развитие, количество перешло в новое высокое качество, стали широко решаться оптимизационные задачи. Теперь главенствующая роль принадлежит технологии, она предъявляет требования к системам управления. Ныне ни одно производство не может эффективно функционировать без использования компьютеров и систем управления на их основе. Это касается всех аспектов деятельности предприятий и организаций: оптимальное управление технологическими процессами, решение финансово-экономических задач, контроль и управление любыми видами ресурсов, решение транспортных проблем, задач подготовки производства и т.д.

Следует обратить внимание на особенности различных технологических процессов нефтегазовой отрасли. Именно эти особенности определяют архитектуру АСУТП и применяемые для ее реализации аппаратные средства автоматизации.

Для технологических процессов добычи и транспорта нефти и газа характерна значительная рассредоточенность объектов по площадям (добывающие скважины, нагнетательные скважины, групповые замерные установки, кустовые насосные станции, линейные участки магистральных нефте-газо-продуктопроводов и т. д.).

С другой стороны, многие технологические процессы сосредоточены на сравнительно небольших площадях. Это установки подготовки нефти, установки комплексной подготовки газа, компрессорные и насосные станции магистральных газо-нефтепроводов, дожимные насосные станции, все технологические процессы переработки нефти и газа, а также нефтехимические процессы и т. д.

Очевидно, комплекс технических средств и организация каналов связи таких объектов различны.

Управление технологическими процессами добычи нефти и газа сводится к управлению оборудованием. Практически отсутствует управление непрерывное с обратной связью. Широко развиты функции контроля, сигнализации аварийных ситуаций, блокировок. [5]

Для линейных участков нефтегазопроводов характерны контроль параметров, сигнализация отклонений и дискретное управление кранами. Эти объекты удалены от пунктов управления на значительные расстояния. В то же время насосные и компрессорные станции - компактные объекты, при автоматизации которых также реализуются функции непрерывного управления (регулирования).

Управление процессами подготовки и переработки нефти и газа наряду с задачами контроля и сигнализации отклонений требует широкого развития функций стабилизации технологических параметров в режиме с обратной связью (непрерывное управление). Требуется применение более сложных алгоритмов (каскадные системы, системы с компенсацией возмущений, системы со взаимозависимыми параметрами, адаптивные системы, системы оптимального управления).

Исходя из особенностей объектов автоматизации нефтегазовой отрасли, выдвигаются и соответствующие требования к архитектуре, а также аппаратным и программным средствам АСУТП.

Для автоматизации непрерывных технологических процессов подготовки нефти и газа, заводских процессов переработки нефти и газа, а также нефтехимических процессов наиболее адаптированы DCS-системы (Distributed Control System - распределенные системы управления), т.е. интегрированные системы, включающие контроллеры (процессоры), станции оператора, коммуникационное оборудование и интегрированное программное обеспечение.

Для рассредоточенных объектов, таких, как нефтяные и газовые промыслы, а также для объектов транспорта нефти и газа применяют SCADA-системы (Supervisory Control and Data Acquisition - супервизорное/диспетчерское управление и сбор данных). Задачей таких систем является обеспечение автоматического дистанционного наблюдения и дискретного управления функциями большого количества распределенных устройств (часто находящихся на большом расстоянии и друг от друга, и от диспетчерского пункта).

Многоуровневая система управления обобщает многочисленные применения таких систем для управления технологическими процессами нефтяной и газовой промышленности. Как правило, это двух- или трехуровневые системы, и именно на этих уровнях реализуется непосредственное управление технологическими процессами. Специфика каждой конкретной системы управления определяется используемой на каждом уровне программно-аппаратной платформой.

Нижний уровень - уровень объекта (контроллерный) - включает различные датчики (измерительные преобразователи) для сбора информации о ходе технологического процесса, электроприводы и исполнительные устройства для реализации регулирующих и управляющих воздействий.

Так как информация в котроллерах предварительно обрабатывается и частично используется на месте, существенно снижаются требования к пропускной способности каналов связи.

В качестве локальных PLC (Programmable Logic Controller - программируемый логический контроллер) в системах контроля и управления различными технологическими процессами в настоящее время применяются контроллеры как отечественных, так и зарубежных производителей.

Информация с локальных контроллеров может направляться в сеть диспетчерского пункта непосредственно, а также через контроллеры верхнего уровня (концентраторы, коммуникационные контроллеры).

Верхний уровень - диспетчерский пункт (ДП) - включает одну или несколько станций управления, представляющих собой автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера/оператора. Здесь же может быть установлен сервер базы данных. Станции управления предназначены для отображения хода технологического процесса и оперативного управления. Эти задачи и призвано решать прикладное программное обеспечение SCADA, ориентированное на разработку и поддержание интерфейса между диспетчером/оператором и системой управления, а также на обеспечение взаимодействия с внешним миром.

Все аппаратные средства системы управления объединены между собой каналами связи. На нижнем уровне контроллеры взаимодействуют с датчиками и исполнительными устройствами, а также с блоками удаленного и распределенного ввода/вывода с помощью специализированных сетей удаленного ввода/вывода и полевых шин.

Связующим звеном между локальными контроллерами и контроллерами верхнего уровня, а часто и пультами оператора являются управляющие сети.

Связь различных АРМ оперативного персонала между собой, с контроллерами верхнего уровня, а также с вышестоящим уровнем осуществляется посредством информационных сетей.

Таким образом, автоматизация в промышленности становится необходимым условием выживания любого производства. Именно автоматизация становится наиболее доступным, а иногда и единственным средством быстрого повышения эффективности производства, снижения себестоимости и повышения качества продукции. Компьютерный анализ больших потоков информации в контурах управления и отображение протекающих процессов в виде виртуальных мнемосхем, а также оптимизация управления промышленных объектов дают возможность оперативного переконфигурирования промышленного оборудования в ходе его работы без остановки производства.

Совершенствование эксплуатации, применение новейших технологических схем и оборудования, а также приборов и устройств на базе микропроцессорной техники, создание АСУ - являются основными направлениями технического прогресса в нефтегазовой промышленности.

Тема настоящего диплома - «Автоматизация технологического процесса производства бензина на Миннибаевском ГПЗ». Актуальность выбора темы диктуется постоянно повышающимся современным уровнем автоматизации на крупных промышленных предприятиях, воспроизводящих сложные технологические процессы. Кроме того, можно без преувеличения сказать, что улучшение технологии добычи нефти и газа, создание высокопроизводительного оборудования, повышение культуры производства, освоение новых нефтяных и газовых районов, рост организации добычи нефти и газа стали возможны благодаря развитию и внедрению автоматизации и совершенствованию управления с применением экономико-математических методов и электронно-вычислительной техники. Нельзя не отметить, какую роль в современных АСУ ТП играют постоянно совершенствующиеся информационные технологии. По сути, они являются неотъемлемой частью самих АСУ ТП, и при отсутствии сегодняшнего прогресса в области ИТ, системы автоматизации также не имели бы столь эффективных показателей своего применения.

Следует отметить, что предприятия нефтегазодобывающего комплекса довольно специфичны. Их отличительной чертой является значительная распределенность объектов по обширным территориям, а также ряд других особенностей. Современные НГДП (нефтегазодобывающие предприятия) представляют собой сложные комплексы рассредоточенных технологических объектов, связанных между собой через продуктивный пласт и поток продукции, циркулирующей по технологическим коммуникациям.

Современные АСУ ТП должны поддерживать концепцию открытых информационных систем, иметь надежную аппаратную базу, гибкое специализированное ПО, а также продуманную организацию обмена и хранения данных.

По таким принципам должна строиться и автоматизация локально взятых объектов, выполняющих некую законченную стадию более общего технологического процесса. К такому объекту в данной работе относится установка получения товарного бензина управления «Татнефтегазпереработка» на Миннибаевском ГПЗ.

В настоящей работе решается задача автоматизации технологического процесса получения товарного бензина на Миннибаевском газоперерабатывающем заводе (ГПЗ). Завод структурно является подразделением Управления «Татнефтегазпереработка».

Управление «Татнефтегазпереработка» представляет собой огромный комплекс, осуществляющий сбор и транспортировку сернистого и высокосернистого нефтяного газа с промыслов; очистку всего объема нефтяного газа на установках сероочистки; переработку очищенного попутного нефтяного газа и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), доставляемой по трубопроводу с установок комплексной подготовки нефти; транспортировку готовой продукции до потребителей.

В настоящее время готовая продукция переработки нефтяного газа и ШФЛУ, например, нормальный бутан, гексановая фракция, сумма пентанов откачивается в качестве нефтехимического сырья на ОАО «Нижнекамскнефтехим».

Для обеспечения автомобильным бензином собственной выработки разветвленной сети автозаправочных станций ОАО «Татнефть» разработана технология получения бензина «Нормаль-80». При этом планируется использовать метод компаундирования нормального бутана, гексановой фракции, суммы пентанов с высокооктановыми компонентами и антидетонаторами.

Для реализации данной технологии необходимо строительство установки получения товарного бензина. Функционирование установки невозможно представить без АСУТП.

Целями создания системы являются:

- повышение уровня безопасности производства за счет выявления предаварийных и аварийных ситуаций в оперативном режиме;

- обеспечение надежной и безаварийной работы технологического оборудования узла получения товарного бензина УПТБ посредством автоматического и автоматизированного выполнения алгоритмов защит и блокировок;

- обеспечение выполнения плановых заданий по объему и качеству товарного бензина с минимально необходимой численностью эксплуатационного и обслуживающего персонала за счет реализации дистанционного контроля и управления технологическим оборудованием, обеспечения рациональной загрузки технологического персонала, избавления его от выполнения рутинных операций и вычислений;

- снижение непроизводственных потерь материально-технических и энергетических ресурсов, сокращение эксплуатационных расходов за счет реализации оптимального управления статическими режимами УПТБ;

- повышение оперативности сбора, обработки и представления оперативному персоналу достоверной и своевременной информации о ходе технологического процесса;

- обеспечение автоматизированного эффективного управления
технологическими процессами в нормальных, переходных и предаварийных ситуациях.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Бензин. Основные показатели качества

Бензин (от франц. benzine) - смесь легких углеводородов с температурой кипения 30 - 205 ?С. Прозрачная жидкость плотностью 0,70-0,78 г/см3. Производится путем смешивания компонентов первичной (прямой) перегонки нефти, продуктов крекинга отдельных ее фракций и присадок (в основном повышающих октановое число).

Бензин является топливом для автомобильных двигателей с искровым зажиганием. Основные показатели качества бензина: фракционный состав, давление насыщенных паров, детонационная стойкость.

Фракционный состав. Бензин, который поступает в систему питания карбюраторного двигателя, должен образовывать топливовоздушную смесь определенного состава, обеспечивающую полноту сгорания на всех режимах двигателя. Горючая смесь должна иметь определенные соотношения паров бензина и воздуха. Сущность определения фракционного состава сводится к следующему. Бензин в количестве 100 мл нагревают в специальном приборе, образующиеся пары охлаждают, они конденсируются, превращаются в жидкость, которую собирают в мерный цилиндр. Во время перегонки регистрируют температуру начала кипения (падения первой капли в цилиндр), а затем выкипания 10, 50, 70, 90 % и конца кипения. Эти данные приводят в стандартах и паспортах качества.

Давление насыщенных паров (ДНП) - это давление, которое оказывают пары на стенки сосуда при испарении топлива в замкнутом пространстве. ДНП зависит от химического и фракционного составов топлива. Как правило, чем больше в топливе содержится легкокипящих углеводородов, тем выше упругость (давление) паров. ДНП возрастает при повышении температуры. Определяют давление паров, выдерживая испытуемый бензин 20 минут в герметичном резервуаре при температуре 38 ?С. По прошествии данного времени по манометру фиксируют давление паров бензина.

Детонационная стойкость - важнейший показатель качества бензина. Октановое число (ОЧ) бензина - основной показатель, характеризующий детонационную стойкость бензина. Определяют подбором смеси эталонных углеводородов - гептана (ОЧ=0) и изооктана (ОЧ=100), детонационная стойкость которой равна детонационной стойкости испытываемого бензина при равных условиях испытания. Процентное содержание изооктана в полученной смеси принимают за октановое число бензина. Определение ОЧ производится на специальной моторной установке, с переменной степенью сжатия, двумя методами: исследовательским и моторным. При исследовательском методе режимы и параметры моторной установки подбирают так, чтобы характеризовать детонационные свойства бензина при эксплуатации автомобиля в городских условиях (движение с небольшой скоростью, частыми пусками и остановками двигателя). Моторный метод имеет более жесткий режим испытания (повышенная температура, большее число оборотов) для определения ОЧ бензина в условиях форсированной работы двигателя (например, при движении по скоростной трассе). В связи с этим ОЧ по исследовательскому методу на 4-10 единиц выше, чем по моторному. Эту разницу называют чувствительностью бензина.

Изменить ОЧ топлива можно путем смешения низко- и высококтанового бензинов. Октановое число такой смеси (по моторному методу) подсчитывается по следующей формуле:

ОЧсмеси = ОЧн + y(ОЧв - ОЧн)

где ОЧв и ОЧн - октановые числа соответственно высоко- и низкооктанового бензина по моторному методу, y - доля высокооктанового бензина в смеси.

Если ОЧ компонентов смеси определены по исследовательскому методу, их следует заменить ОЧ, определенными по моторному методу.

Высокая детонационная стойкость (большое ОЧ) бензина достигается использованием в качестве его компонентов высокооктановых вторичных продуктов переработки нефти и/или антидетонаторов.

Антидетонаторы - вещества, которые добавляются в бензин с целью повышения его детонационной стойкости.

В бензинах А-76, А-80, А-91 и А-92 применяются антидетонаторы на основе ароматических аминов (экстралин, А4А, Дакс, Самин). Эти вещества малотоксичны, не образуют нагара, стабильны и обладают хорошей эффективностью - в концентрации до 1 % повышают ОЧ бензина на 9 - 12 единиц.

Одним из наиболее эффективных антидетонаторов, широко применяемых в настоящее время в высокоразвитых странах, является метил- трет-бутиловый эфир (МТБЭ). По свойствам МТБЭ близок к бензинам, имеет высокое октановое число, нетоксичен. Добавка 10-15 % МТБЭ в бензин повышает ОЧ на 6 - 12 единиц, что позволяет получать неэтилированные бензины с высокой детонационной стойкостью и хорошими экологическими характеристиками.

Бензины по ГОСТ 2084-77, в зависимости от испаряемости и, соответственно, пусковых свойств, делятся на зимние, летние и всесезонные сорта. Зимние сорта содержат больше легких спусковых фракций, поэтому заправка ими автомобиля летом может вызвать паровоздушные пробки в топливной системе, приводящие к перебоям в работе двигателя.

В зависимости от ОЧ (по исследовательскому методу), установлены четыре марки бензинов: «Нормаль-80», «Регуляр-91», «Премиум 95» и «Супер-98». Первый предназначен для автотранспорта, использующего А-76. «Регуляр-91» заменяет А-92, А-93. Бензины «Премиум-95» и «Супер-98» полностью отвечают западным стандартам и предназначены, в основном, для автомобилей иностранного производства.

1.2 Методы получения бензина

Промышленное производство топлива состоит из следующих основных этапов: подготовительный (обессоливание и обезвоживание), первичная переработка нефти и процессы смешения (компаундирования).

Первичная переработка (прямая перегонка) - разделение нефти на отдельные фракции по температурам кипения. Смысл этого процесса довольно прост. Как и все другие соединения, любой жидкий углеводород нефти имеет свою температуру кипения, то есть температуру, выше которой он испаряется. Температура кипения возрастает по мере увеличения числа атомов углерода в молекуле. Например, бензол С6Н6 кипит при 80,1 °С, а толуол С6Н5-СН3 при 110,6 °С.

Различают два способа перегонки нефти. Более старый из этих способов основан на принципе фракционированного испарения: нефть подвергают постепенно возрастающему нагреву, во время которого из нее последовательно отгоняются сначала легкокипящие бензины, лигроины, а потом все более тяжелые фракции - керосиновые, дизельные и мазутные. Выше 350 °С температуру не поднимают, так как в остающихся углеводородах содержатся нестабильные соединения, которые при нагреве осмоляют нефть, разлагаются до углерода и способны закоксовать, забить смолой всю аппаратуру.

Второй способ перегонки нефти основан на принципе фракционной конденсации: нефть подвергается быстрому нагреву до температуры кипения наиболее тяжелых фракций, а затем конденсируется в ректификационных колоннах. После перегонки бензин подвергается стабилизации (испарение легких углеводородов С3-С5) и очистке от непредельных, сернистых и кислородных соединений.

Прямая перегонка позволяет получить небольшую часть (10-25 %) бензиновых фракций, в основном невысокого качества. Прямогонные бензины имеют, как правило, очень низкое ОЧ (не более 60). Для увеличения выхода и улучшения его качества используют деструктивные процессы.

Вторичная переработка (деструктивные процессы от лат. destructio - нарушение, разрушение структуры) изменяет химический состав и структуру углеводородов.

Основным методом является крекинг (от латинского cracking - расщепление), главная реакция которого - расщепление крупных молекул на более мелкие: под действием высоких температур без катализатора - термический крекинг, в присутствии катализатора - каталитический крекинг, катализатора и водорода - гидрокрекинг. Эти процессы позволяют увеличить выход бензиновых фракций из нефти до 60 %.

Для получения высокооктановых компонентов товарных бензинов используют процессы каталитического риформинга (получение ароматических компонентов), алкилирования (получение алкилатов), изомеризации (получение изомеров), пиролиз (термическое расщепление и изомеризация). Для удаления серы из топлива применяется гидроочистка.

По сравнению с прямой перегонкой все процессы вторичной переработки дорогостоящие и сложные в технологическом отношении, однако, позволяют существенно увеличить выход товарных топлив и улучшить их качество.

Смешение прямогонных фракций с компонентами вторичных процессов и присадок является завершающим процессом получения товарных бензинов. Компаундированием можно приготовить заданный продукт из ряда компонентов в различных пропорциях, рационально используя физические и химические свойства каждого компонента. Кроме того, компаундирование дает возможность правильно использовать все ресурсы имеющихся компонентов для приготовления товарных продуктов.

1.3 Физико-химические основы технологического процесса

Процесс производства бензина «Нормаль-80» будет основываться на доведении свойств гексановой фракции, полученной из куба колонны К-605 ГФУ-300 до требований, предъявляемых к автомобильным топливам. При этом необходима корреляция двух показателей - пусковых свойств и антидетонационной стойкости. Пусковые свойства обеспечиваются за счет пентанов, содержащихся в стабильном бензине. Необходимое количество пентанов определено экспериментально в лабораторных условиях и подтверждено отработкой на реальном двигателе. Антидетонационные свойства обеспечиваются за счет привлечения высокооктановых компонентов и антидетонаторов. В качестве антидетонатора предлагается весьма эффективный и доступный экстралин.

Не менее важным в производстве бензина является также процесс компаундирования (смешения) компонентов. Предусмотрено смешение в несколько стадий:

- в смесителях статического типа СМ-1, СМ-2 и СМ-3 за счет турбулизации потока и использования центробежных и центростремительных сил;

- в емкостях горизонтального типа Е-5, Е-6 за счет турбулентного возмущения стационарного слоя жидкости;

- в центробежных насосах Н-1, Н-4 и последующих трубопроводах за счет пульсаций, центробежных, центростремительных и кориолисовых сил.

1.4 Описание технологической схемы

Узел получения автомобильного бензина предназначен для производства бензина «Нормаль-80» методом компаундирования (смешения) гексановой фракции, суммы пентанов, высокооктановых компонентов (толуола и МТБЭ) путем выполнения следующих операций:

- слива, приема привозных компонентов;

- дозирования компонентов и компаундирования;

- хранение и налива готовой продукции.

Режим работы установки - периодический.

Блок смешения представляет собой технологический комплекс, состоящий из следующих узлов.

1. Узел приема высокооктановых компонентов и антидетонатора и их смешения. В узел входят емкости Е-2, 3, 4, насосы Н-2, 3 и смеситель СМ-2.

2. Узел смешения гексановой фракции с пентанами колонны К-605 ГФУ-300 или со стабильным бензином ГФУ-2 и приема смеси на установку. В узел входят емкость Е-1 и смеситель СМ-1.

3. Узел получения бензина «Нормаль-80». В узел входят смеситель CM-3, емкости Е-5, 6 и насосы Н-1, 4.

Емкости Е-1, 2, 3, 4, 5, 6 подключаются в газоуравнительную линию, которая заканчивается гидрозатвором Гз-1.

Технология предусматривает обеспечение надежных пусковых качеств бензина за счет привлечения пентановых фракций. Ввод пентанов в гексановую фракцию возможен двумя способами:

- смешение гексановой фракции со стабильным бензином ГФУ-2 в соотношении 1:1 в летний период и 80 % стабильного бензина и 20 % гексановой фракции в зимний период;

- смешение гексановой фракции с фракцией суммы пентанов, полученных из колонны К-605 ГФУ-300.

Высокооктановые компоненты толуол и МТБЭ поступают в емкости Е-2 и Е-3, антидетонатор (экстралин или N-метиланилин) - в емкость Е-4 из которых забираются насосами Н-2/1,2,3, Н-3/1,2, в заданном соотношении смешиваются в смесителе СМ-2/1,2 и поступают на смешение с пентанизированной гексановой фракцией в смеситель СМ-3/1,2. Предусмотрен 100 % резерв смесителей для их ревизии и очистки от возможных засорений.

Далее поток углеводородов поступает в емкость Е-5 или Е-6. После наполнения одной емкости прием жидкости переключается в другую емкость и включается циркулирующий насос Н-4 с целью перемешивания жидкости по всей высоте и объему емкости. Для этой цели емкости оснащаются специальными колонками для забора на насос жидкости по всей высоте емкости и барботерами, расположенными в нижней части, для ввода циркулирующей жидкости с выкида насоса. Время циркуляции 3 часа. При этом насос производительностью 60 м3/час обеспечит 100 % кратность циркуляции жидкости в емкостях Е-5, Е-6, объем которых запланирован 200 м3.

После завершения циркуляции осуществляется отбор пробы бензина и определяется его октановое число по исследовательскому методу на установке УИТ-85. Если этот показатель не ниже 80 пунктов, то циркуляцию прекращают и бензин отправляют в резервуар Е-7, где отбирают пробу бензина и осуществляют аналитический контроль по всем показателям.

Если анализ на УИТ-85 не дает необходимого показателя по октановому числу (т.е. ниже 80 пунктов по исследовательскому методу), то требуется дополнительная добавка антидетонатора или смеси компонентов. При этом одновременно осуществляется циркуляция смеси по схеме емкость-насос. Далее проводится отбор пробы, анализ на УИТ-85 и после доведения до требуемого октанового числа осуществляется откачка продукта в Е-7.

Атмосферные осадки с поддона площадки пункта налива (сточные воды) самотеком поступают в подземную емкость Е-8 установки получения бензина, откуда вместе со сточными водами установки азотом передавливаются в сеть промстоков на очистку.

2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Описание функциональной схемы автоматизации

Гексановая фракция и стабильный бензин (фракция суммы пентанов) со склада готовой продукции поступают в смесители СМ-1/1,2. На потоках гексановой фракции и стабильного бензина (фракции суммы пентанов) регулируется расход датчиками F317, F316 (F318) и клапанами FV317.3, FV316.3 (FV318.3). Затем смесь компонентов поступает в емкость Е-1. Перед подачей в емкость Е-1 замеряется суммарный расход смеси (датчик FIQ 320).

Рабочий режим емкости Е-1 обеспечивается датчиками следующим образом:

- регистрируются и сигнализируются высокий (датчик L411.1) и низкий (датчик LIT 411.2) уровни;

- замеряется и регистрируется температура (датчик T117).

Из емкости Е-1 пентанизированная гексановая фракция забирается в заданном соотношении насосами Н-1/1,2,3 и поступает в смесители СМ-3/1,2. Расход пентанизированной гексановой фракции регулируется (датчик F319) клапаном FV319.3, который установлен на линии выкида насоса Н-1/1,2,3.

Безопасная работа насосов Н-1/1,2,3 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением рабочего насоса:

- при аварийном понижении перепада давления между нагнетанием и выкидом насоса (датчик PD228);

- при аварийном понижении уровня в насосе (датчик L412).

Высокооктановый компонент толуол со склада готовой продукции поступает в емкость Е-2. Рабочий режим емкости Е-2 обеспечивается датчиками следующим образом:

- регистрируются и сигнализируются высокий (датчик L414.1) и низкий (датчик L414.2) уровни;

- замеряется и регистрируется температура (датчик T119).

Из емкости Е-2 толуол забирается насосом Н-2/1 и поступает в смесители СМ-2/1,2. Расход толуола регулируется (датчик F321) клапаном FV321.3, который установлен на линии выкида насоса Н-2/1.

Безопасная работа насосов Н-2/1,2,3 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением рабочего насоса:

- при аварийном понижении перепада давления между нагнетанием и выкидом насоса (датчик PD238.1);

- при аварийном понижении уровня в насосе (датчик L415.1).

Высокооктановый компонент МТБЭ со склада готовой продукции поступает в емкость Е-3. Рабочий режим емкости Е-3 обеспечивается датчиками следующим образом:

- регистрируются и сигнализируются высокий (датчик L416.1) и низкий (датчик L416.2) уровни;

- замеряется и регистрируется температура (датчик T120).

Из емкости Е-3 МТБЭ забирается насосом Н-2/3 и поступает в смесители СМ-2/1,2. Расход МТБЭ регулируется (датчик F322) клапаном FV322.3, который установлен на линии выкида насоса Н-2/3. При отказе в работе насоса Н-2/1 или Н-2/3 срабатывает резервный насос Н-2/2.

Экстралин со склада ГСМ поступает в емкость Е-4. Рабочий режим емкости Е-4 обеспечивается датчиками следующим образом:

- регистрируются и сигнализируются высокий (датчик L418.1) и низкий (датчик L418.2) уровни;

- замеряется и регистрируется температура (датчик T122).

Из емкости Е-4 экстралин забирается в заданном соотношении насосом Н-3/1,2 и поступает в нагнетательный трубопровод насосов Н-2/1,2. На линии выкида насоса Н-3/1,2 измеряется и регистрируется суммарный расход экстралина (датчик F325).

Безопасная работа рабочих насосов Н-3/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением рабочего насоса при аварийном понижении перепада давления между нагнетанием и выкидом насоса (датчик PD245).

Толуол, МТБЭ и экстралин смешиваются в смесителе СМ-1/1,2 и поступают на смешение с пентанизированной гексановой фракцией в смеситель СМ-3/1,2. Далее поток углеводородов поступает в емкость Е-5/1,2 или Е-6/1,2. Рабочий режим емкостей Е-5/1,2 обеспечивается датчиками следующим образом:

- регистрируются и сигнализируются высокий (датчик L421.1, L422.1) и низкий (датчик L421.2, L422.2) уровни;

- замеряется и регистрируется температура (датчик T124.1, T124.2).

При достижении уровня в емкости Е-5/1 2400 мм автоматически закрывается отсечной клапан PV607 (на линии подачи продукта в Е-5/1) и открывается отсечной клапан PV612 (на линии подачи продукта в Е-5/2). После закрытия отсечного клапана PV607 автоматически открывается отсечной клапан PV609 (на линии выхода продукта из Е-5/1) и включается насос Н-4/1 (Н-4/2).

При достижении уровня в емкости Е-5/2 2400 мм автоматически закрывается отсечной клапан PV612 (на линии подачи продукта в Е-5/2) и открывается отсечной клапан PV613 (на линии подачи продукта в Е-6/1). После закрытия отсечного клапана PV612 автоматически открывается отсечной клапан PV610 (на линии выхода продукта из Е-6/1) и включается насос Н-4/1 (Н-4/2).

При достижении уровня в емкости Е-6/1 2400 мм автоматически закрывается отсечной клапан PV613 (на линии подачи продукта в Е-6/1) и открывается отсечной клапан PV618 (на линии подачи продукта в Е-6/2). После закрытия отсечного клапана PV613 автоматически открывается отсечной клапан PV616 (на линии выхода продукта из Е-6/1) и включается насос Н-4/3 (Н-4/2).

При достижении уровня в емкости Е-6/2 2400 мм автоматически закрывается отсечной клапан PV618 (на линии подачи продукта в Е-6/2) и открывается отсечной клапан PV607 (на линии подачи продукта в Е-5/1). После закрытия отсечного клапана PV618 автоматически открывается отсечной клапан PV619 (на линии выхода продукта из Е-6/2) и включается насос Н-4/3 (Н-4/2).

После завершения циркуляции осуществляется отбор пробы бензина и определяется его октановое число по исследовательскому методу на установке УИТ-85. Если этот показатель не ниже 80 пунктов, то циркуляцию прекращают и бензин отправляют в резервуар Е-7, где отбирают пробу бензина и осуществляют аналитический контроль по всем показателям.

В резервуаре Е-7 регистрируются и сигнализируются высокий (датчик L429.1) и низкий (датчик L429.2) уровни.

Если анализ на УИТ-85 не дает необходимого показателя по октановому числу (т.е. ниже 80 пунктов по исследовательскому методу), то требуется дополнительная добавка антидетонатора или смеси компонентов. При этом одновременно осуществляется циркуляция смеси по схеме емкость-насос. Далее проводится отбор пробы, анализ на УИТ-85 и после доведения до требуемого октанового числа осуществляется откачка продукта в Е-7.

Атмосферные осадки с поддона площадки пункта налива (сточные воды) самотеком поступают в подземную емкость Е-8 установки получения бензина, откуда вместе со сточными водами установки азотом передавливаются в сеть промстоков на очистку. В емкости для сточных вод Е-8 сигнализируется повышение и понижение (L429) уровня.

2.2 Описание способов измерения технологических параметров

Контроллер FlexLogix 1794 использует унифицированные токовые сигналы 4..20 мА, поэтому рекомендуется применение датчиков с электрическими выходами, чтобы исключить из системы лишние элементы - межсистемные преобразователи. Так как для исполнительных пневматических механизмов необходимо электрический выход контроллера преобразовывать в пневматический, используется электропневмопозиционер, выполняющий также роль определителя положения плунжера исполнительного механизма.

Измерение давления

Интеллектуальные датчики давления серии Метран-100 предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование измеряемых величин давления (избыточного, абсолютного, разряжения, разности давлений, гидростатического давления нейтральных и агрессивных сред) в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи и цифровой сигнал на базе HART-протокола. [22]

Принцип действия датчиков основан на использовании пьезорезистивного эффекта в гетероэпитаксильной пленке кремния, выращенной на поверхности монокристаллической пластины из искусственного сапфира.

При деформации чувствительного элемента под воздействием входной измеряемой величины изменяется электрическое сопротивление кремниевых пьезорезисторов мостовой схемы на поверхности этого чувствительного элемента.

Электронное устройство датчика преобразует изменение электрических сопротивлений в стандартный аналоговый сигнал постоянного тока и/или в цифровой сигнал в стандарте протокола HART, или цифровой сигнал на базе интерфейса RS-485.

В памяти сенсорного блока хранятся в цифровом формате результаты калибровки сенсора во всем рабочем диапазоне давлений. Эти данные используются микропроцессором для расчета коэффициентов коррекции выходного сигнала при работе датчика.

Цифровой сигнал с платы АЦП (аналого-цифрового преобразователя) сенсорного блока вместе с коэффициентами коррекции поступает на вход электронного преобразователя, микроконтроллер которого производит коррекцию и линеаризацию характеристики сенсорного блока, вычисляет скорректированное значение и:

- для датчиков с кодами МП, МП1, МП2, МП3 передает его в цифро-аналоговый преобразователь (ЦАП), который преобразует его в аналоговый выходной сигнал;

- для датчиков с кодами МП4, МП5 при помощи драйвера RS-485 по запросу выдает значения давления (в заданном формате) в цифровую линию связи.

Измерение температуры

Интеллектуальный преобразователь температуры (ИПТ) Метран-286 предназначен для точных измерений температуры нейтральных, а также агрессивных сред, по отношению к которым материал защитной арматуры является коррозионностойким. [22]

Сигнал первичного преобразователя температуры преобразуется в унифицированный выходной сигнал постоянного тока 4..20 мА с наложенным на него цифровым сигналом HART версии 5 с физическим интерфейсом Bell-202 с помощью электронного модуля, встроенного в корпус первичного преобразователя. Для передачи сигнала на расстояние используются 2-х-проводные токовые линии.

Управление ИПТ осуществляется дистанционно, при этом обеспечивается настройка датчика:

- выбор его основных параметров;

- перенастройка диапазонов измерений;

- запрос информации о самом ИПТ (типе, модели, серийном номере, максимальном и минимальном диапазонах измерений, фактическом диапазоне измерений).

В Метран-286 реализовано три единицы измерения температуры.

1. Градусы Цельсия, °С.

2. Градусы Кельвина, К.

3. Градусы Фаренгейта, F.

Конструктивно Метран-286 состоит из термозонда и электронного модуля, встроенного в корпус соединительной головки. В качестве первичного термопреобразователя используются чувствительные элементы из термопарного кабеля КТМС (ХА) или резистивные чувствительные элементы из платиновой проволоки.

Электронный модуль (ЭМ) осуществляет:

- контроль настройки диапазонов измерений температуры с учетом минимальной разницы между верхним и нижнем значениями (50 °С);

- детектирование обрыва или короткого замыкания первичного преобразователя температуры (ППТ);

- самодиагностику состояния ИПТ;

- автокомпенсацию изменения термо-ЭДС от изменения температуры холодных спаев чувствительного элемента первичного преобразователя температуры.

При обнаружении неисправности в режиме самодиагностики выходной сигнал устанавливается в состояние, соответствующее нижнему сигналу тревоги.

Измерение расхода

Расходомеры Метран-360 предназначены для прямых измерений массового расхода и вычисления объемного расхода любых жидких, газообразных сред и передачи полученной информации для коммерческого учета и технологических целей.

Расходомеры Метран-360 представляют собой идеальную альтернативу объемным счетчикам и расходомерам на базе сужающих устройств.

Основные преимущества:

- высокая точность измерений параметров в течение длительного времени;

- возможность работы вне зависимости от направления потока;

- отсутствие прямолинейных участков трубопровода до и после расходомера;

- отсутствие затрат на установку вычислителей расхода;

- надежная работа при наличии вибрации трубопровода, при изменении температуры и давления рабочей среды;

- длительный срок службы и простота обслуживания благодаря отсутствию движущихся и изнашивающихся частей;

- отсутствие необходимости в периодической перекалибровке и регулярном техническом обслуживании;

- допущены к использованию в пищевой и фармацевтической промышленностях.

Расходомеры Метран-360 имеют модульную конструкцию (рисунок 2.1), состоящую из:

· датчика расхода (сенсора);

· измерительного микропроцессорного преобразователя моделей IFT 9703, 1700 и 2700;

· основного преобразователя;

· фланцев для присоединения к магистрали.

Датчик представляет собой вибрирующую мерную трубу специальной формы, внутри которой движется измеряемая среда.

Согласно эффекту Кориолиса и вследствие подбора формы трубы различные её части при силовом воздействии среды изгибаются друг относительно друга. Этот изгиб приводит к взаимному рассогласованию по фазе колебаний разных участков мерной трубы, которое преобразуется электромагнитными детекторами скорости в выходной сигнал сенсора.



Рисунок 2.1- Расходомер Метран-360

Массовый расход определяется путем измерения временной задержки между сигналами детекторов. При отсутствии потока измеряемой среды изгиба трубы не происходит, и выходной сигнал отсутствует. При наличии потока возникает разность по времени в поступлении двух сигналов по скорости. Эта разность пропорциональна массовому расходу.

По измеренным значениям массового расхода и плотности вычисляется объемный расход.

Измерение уровня

Датчики серии VEGAPULS 40 [23] являются новым поколением очень компактных, маленьких радарных датчиков с высокой разрешающей способностью измерения и точностью. Они характеризуются особыми свойствами фокусирования для проведения измерений в тесном пространстве. Занимая очень маленькое пространство, они разработаны для измерения расстояний в 0..10/20 м и используются как в стандартных резервуарах для хранения, складских резервуарах и буферных емкостях, так и являются отличным выбором для технологических емкостей.

Из-за маленьких размеров корпуса и крепления компактные датчики являются, прежде всего, чрезвычайно выгодными по цене наблюдателями уровня заполнения. Со встроенной индикацией, они делают возможным высокоточное измерение уровня заполнения и открывают преимущества радарного измерения уровня в тех случаях, в которых прежде из-за цены вынуждены были отказаться от преимуществ бесконтактного измерения.

Питающее напряжение и выходной сигнал передаются через двухжильный провод. В качестве выходного или измерительного сигнала они выдают аналоговый выходной сигнал 4..20 мА.

Радарные датчики VEGAPULS являются приборами для измерения уровня заполнения, которые постоянно и бесконтактно измеряют расстояние. Измеренное расстояние соответствует высоте заполнения и выдается как уровень заполнения.

Принцип измерения: посылать - отражать - принимать (рисунок 2.2).

Рисунок 2.2 - Принцип работы радарных датчиков уровня

Антеной радарного датчика излучаются кратчайшие 24 ГГц радарные сигналы в виде коротких импульсов. Радарные импульсы, отраженные от заполняемого материала опять принимаются антенной в виде радарного эха. Время прохождения радарного импульса от излучения до приема пропорционально дистанции и, таким образом, высоте заполнения.

Независимо от температуры, давления и любой газовой атмосферы радарные датчики VEGAPULS определяют бесконтактно, быстро и точно уровень заполнения различных материалов.

Измерение октанового числа

Установка УИТ-85 предназначена для определения октановых чисел бензинов и их компонентов по моторному и исследовательскому методам согласно СТ СЭВ 2243-80 и СТ СЭВ 2183-80 [7]. Диапазон определения октановых чисел по обоим методам от 40 до 110.

Сущность определения октановых чисел по моторному и исследовательскому методам едина и заключается в сравнении испытуемого образца топлива с эталонами (смесями изооктана с нормальным гептаном) при стандартных условиях испытания.

Установка состоит из одноцилиндрового четырехтактного карбюраторного двигателя внутреннего сгорания с переменной степенью сжатия, привода с асинхронным двухскоростным электродвигателем переменного тока, пульта управления с контрольно - измерительной аппаратурой, систем двигателя и вспомогательного оборудования.

Для приготовления топливно-воздушной смеси служит трехбачковый карбюратор, позволяющий попеременно работать на трех топливах из разных бачков.

В комплект установки также входит колонка для кондиционирования всасываемого в двигатель воздуха по влажности и ресиверный бачок на выхлопе. Для измерения интенсивности детонации при определении октановых чисел используется электронный детонометр с магнитострикционным датчиком и указателем детонации.

2.3 Существующие системы автоматизации объектов, их сравнительный анализ

В данном разделе будут рассмотрены технические средства построения автоматизированных систем управления технологических процессов, нашедших широкое применение на объектах ОАО «Татнефть». Далее будут рассмотрены две существующие автоматизированные системы, являющиеся независимыми технологическими объектами, входящими в единую информационно-управляющую систему Управления «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть».

Данные объекты - Автоматизированная система управления технологическим процессом компрессорной станции (АСУТП КС24-КС24с), и Автоматизированная система управления установкой очистки газа (АСУ УОГ).

2.3.1 Автоматизированная система управления технологическим процессом компрессорной станцией

Автоматизированная система управления технологическим процессом компрессорной станции представляет систему управления и систему противоаварийной автоматической защиты компрессоров, включает в свой состав средства контроля и управления. На компрессорной станции осуществляется управление следующими технологическими объектами:

- компрессоры типа 7ВКГ и/или 5ГВ;

- буллиты «масло-газ»;

- аппараты воздушного охлаждения масла и газа;

- газовые сепараторы входные и выходные;

- факельная установка.

Газ с ДНС (дожимной насосной станции) и со второй ступени сепарации товарного парка поступает по газопроводам на компрессорную станцию. Газ собирается в общий коллектор, откуда распределяется в линии первичных сепараторов и/или осушителя. Из сепараторов газ подается во всасывающий коллектор компрессоров, или байпасом направляется в конечные сепараторы. Для дожима газа до 4 - 6 атм. параллельно работают компрессоры. Газ из буллита при необходимости охлаждается в охладителе газа, и, с замером расхода, подается на ТХУ (термохимическую установку), котельную, или через конечный сепаратор (также с замером расхода) по двум газопроводам на Миннибаевский ГПЗ. В состав контролируемых объектов КС-24, также входят ПТ 16/150 (подогреватель) и факельное хозяйство.

Данная система автоматического управления построена на базе промышленных контроллеров SLC500 и устройств ввода-вывода Flex IO фирмы Allen-Bradley (Rockwell Automation). В контроллерах системы управления компрессорной установки выполнена реализация функций автоматического управления и противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ). При этом система ПАЗ аппаратно выделена от САУ и реализована с использованием резервированных контроллеров. Для обеспечения функций визуализации, накопления и архивирования параметров технологического процесса в операторной компрессорной станции используются автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора, реализованное на базе персонального компьютера, оснащенного программным обеспечением RSView32 фирмы Rockwell Software. Структура показана на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 - Структура АСУТП КС24-КС24с

Данная система построена на базе промышленных контроллеров SLC 504 и модулей ввода/вывода серии Flex I/O, фирмы Allen Bradley.

Контроллеры серии SLC 500 являются типичными представителями ПЛК (программируемых логических контроллеров) для эффективного и надежного управления технологическими процессами в различных отраслях промышленности. Данная серия контроллеров легко интегрируется с любыми контроллерами производства фирмы Allen-Bradley, такими как: MicroLogix, PLC5, ControlLogix, FlexLogix, ProcessLogix и др.

Данная серия контроллеров имеет следующие достоинства:

- относительно невысокая стоимость;

- функциональная достаточность для решения задачи построения АСУ ТП;

- встроенные коммуникационные порты RS-232 и Ethernet 10/100 BaseT;

- встроенная батарея обеспечивает сохранение конфигурации системы при отключении питания процессора.

Для реализации устройства связи с объектом (УСО) используется система ввода вывода на базе Flex I/O. Данная система выполнена в виде компактных модульных устройств.

Для ввода-вывода информации оператору и для реализации функций автоматизированного управления технологическим процессом используются АРМ оператора. АРМ оператора представлено персональным компьютером с установленным пакетом человеко-машинного интерфейса (MMI-пакет) RSView32. Кроме того, предусматривается возможность использования рабочей станции в качестве станции текущей отладки для конфигурирования контроллеров. Для подключения АРМ к сети Ethernet, на рабочей станции устанавливаются драйвера ввода/вывода и адаптер шины Ethernet.

2.3.2 Автоматизированная система управления технологическим процессом установки очистки газа

Автоматизированная система управления технологическими процессами установки очистки газа представляет систему автоматизированного и автоматического контроля и управления в реальном масштабе времени технологическими процессами абсорбции, десорбции, теплообмена и др., с целью безопасной эксплуатации производства и обеспечения регламентных показателей технологического процесса с наименьшими технологическими и эксплуатационными затратами, а также противоаварийной автоматической защиты технологического процесса и оборудования автоматизируемой установки сероочистки нефтяного газа Бавлинского газового цеха. Объектом автоматизации в рамках АСУ ТП УОГ является установка сероочистки нефтяного газа Бавлинского газового цеха Управления «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть».

Установка сероочистки нефтяного газа включает в себя следующие узлы:

- узел абсорбирования сероводорода;

- узел регенерации абсорбента;

- система контроля коррозии;

- узел подогрева теплоносителя;

- узел приготовления и подачи щелочи.

Установка сероочистки нефтяного газа предназначена для очистки попутного нефтяного газа от сероводорода.

Уровень автоматического управления реализован на базе современных программируемых логических контроллеров. В качестве программно-технического комплекса АСУ ТП УОГ использованы средства семейства модульных программируемых логических контролеров: Logix5555 - управляющий процессор и система ввода/вывода типа ControlLogix I/O фирмы Allen-Bradley. Данной системой выполняются функции автоматического контроля, управления, регулирования и противоаварийной защиты. Она включает в свой состав две функциональные системы - систему автоматического управления (САУ) технологическими процессами и систему противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ).

Система ПАЗ реализуется отдельными программными сегментами в контроллерах управления. Эти сегменты должны иметь повышенные приоритеты выполнения. Система ПАЗ имеет одноуровневую функционально законченную структуру для контроля и противоаварийной автоматической защиты технологическими процессами. Система ПАЗ физически объединена с системой САУ, то есть реализована на общих с САУ ПЛК.

В контроллерах системы управления (СУ) выполнена реализация функций автоматического и автоматизированного управления и противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ). При этом система ПАЗ является функционально выделенной от СУ и реализована отдельными программными блоками в контроллерах управления, имеющими наивысший приоритет выполнения.

Для повышения надежности системы ПАЗ применены резервированные процессоры. Для обеспечения функций визуализации, накопления и архивирования параметров технологического процесса в операторной объекта автоматизации используется автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора, реализованное на базе персонального компьютера, оснащенного программным обеспечением RSView32 фирмы Rockwell Software. Структура показана на рисунке 2.4.



Рисунок 2.4 - Структура АСУ УОГ

Комплекс технических средств серии ControlLogix реализует передовые достижения в сфере управления процессами, сочетая в себе мощность, гибкость простоту в использовании. Высокая производительность платформы ControlLogix обусловлена, в частности, шасси ControlLogix, которое работает как очень быстрая сеть.

Каждый модуль, будь то процессор, модуль ввода-вывода или связи работают как независимые устройства в этой сети. В результате множество контроллеров, модулей связи или ввода/вывода могут сочетаться без всяких ограничений. Ни один из контроллеров не нуждается в выполнении операций сопряжения и маршрутизации к модулям ввода/вывода и, по мере расширения системы, сеть ControlNet обеспечивает связь для распределенного контроля к дополнительному шасси.

Контроллеры Logix5555 сочетают в себе производительность с простотой использования. Они обладают расширенной оперативной памятью до 7.5 Мб для приложений и высокой скоростью обработки программы.

В различных приложениях контроллеры Logix5555 обеспечивают высокое быстродействие. И эта производительность сочетается с простотой использования. Некоторые характеристики контроллеров серии ControlLogix:

- ControlLogix использует то же самое программное обеспечение «RSLogix 5000», что и другие «Logix»-платформы для обеспечения максимального использования программного обеспечения и минимальной переподготовки;