Разработка системы автоматического управления процессом электростатического разрушения водоэмульсионных смесей в переменном электрическом поле - Дипломная работа
Анализ процесса электрообессоливания и дегидрации нефти, как объекта управления. Имитационное моделирование переходных процессов в АСР. Расчет экономической эффективности проведения автоматизации производства. Бизнес планирование, финансовый план.
При низкой оригинальности работы "Разработка системы автоматического управления процессом электростатического разрушения водоэмульсионных смесей в переменном электрическом поле", Вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100%
Для осуществления бизнес проекта по модернизации инжиниринговой компании ТОО «Промышленная автоматизация» необходимо произвести закупку необходимого оборудования и материалов, представленных в таблице 6.2. Стоимость Затраты на доставку и монтаж Сметная стоимость, тенге Амортизационные отчисления 1шт, тенге Общая, тенге % тенге Норма амортизации, % Сумма, тенге 1 Датчик температуры фирмы Honeywell STT250 серии STT3000 модель STT25H 11 78 890 867790 10 86780 954 570 40 381 828 8 промышленный компьютер 19» стоечного исполнения SIMATIC Rack PC 847B, фирмы Siemens 2 490 000 980 000 10 98 000 1 078 000 40 431 200Президент компании занимается в основном решением глобальных проблем предприятия, перспективой на будущее, ставит цели и другие проблемы наивысшего уровня. Вице-президент решает проблемы внутреннего характера, то есть управления производства, контроль секциями, цехами, бухгалтерией и т.д. Начальники цехов руководят каждый своим цехом и контролируют технологический процесс, деятельность операторов, слесарей КИП и А, инженеров и других работников. В бригаду входят 5-6 человек, в основном состоящих из аппаратчиков, слесарей, сварщиков, операторов, инженеров и др. Часовая тарифная ставка, тенге Тарифный фонд заработной платы, тенге Доплаты до основного фонда, тенге Итого основной фонд заработной платы, тенге Дополнительная заработная плата, тенге Всего годовой фонд заработной платы, тенгеПолучить необходимые средства для реализации проекта планируется за счет привлечения инвесторов или на предприятии ТОО «ПКОП», которое может себе позволить выделить необходимую сумму. Требуемые капиталовложения для реализации проекта составляют 44 614 442 тенге. Годовая экономия от внедрения средств автоматизации производства составляет - 7 689 455,3, что достигается за счет увеличения производительности установки, уменьшения расходов на топливо и другие энергоресурсы, а так же за счет сокращения численности персонала. В таблицах 6.3 и 6.4 приведены постоянные и переменные затраты на 3 года, начиная с 2013 года. Прогноз по прибылям и убыткам представлен в таблице 6.5.В проекте выполнена автоматизация секции электростатического разрушения водноэмульсионных смесей в переменном электрическом поле секции 100 установки ЛК-6У Для обеспечения стабильной работы секции электростатического разрушения водноэмульсионных смесей в переменном электрическом поле секции 100 установки ЛК-6У при отказах в работе УВК применяются резервные цепи регулирования, построенные на базе регулирующих, функциональных и управляющих блоков на базе КТС фирм «Siemens» ФРГ (микропроцессорная управляющая техника верхнего и нижнего уровней АСУТП) и Siemens США (первичные и вторичные измерительные преобразователи и исполнительные устройства нижнего уровня АСУТП) технически целесообразна, практически реализуема и экономически эффективна Рассказано о процессе электрообессоливания нефти о принципе действия процесса электрообессоливания и дегидратации нефти В Технологической части расмотрены и изучены пункты: Иинформационное и программное обеспечения системы управления, Структурные схемы управления и контроля, Аппаратурно-технический синтез системы управления.3а Термопреобразователь сопротивления для дымового газа без крепежа, цилиндрический 15мм, монтажная длинна 500мм, с сенсором Pt 100, диапазон измерения - 50… 600 0С.Материал защитной арматуры St 35.8, материал - Nr. 1.0305, эмалированный 7MC1000 - 1BA2 Шт. Упорный фланец, регулируемый, по DIN 43 734; материал: GTW 35, материал-Nr. 0.8035, для защитных трубок диаметром 15 mm. 8а/1 Измерительный преобразователь для избыточного давления с цифровым дисплеем, диапазон измерения 0,63…6,3МПА, выходной сигнал 4 - 20МА, питание 24 В, диапазон температур среды измерения - 40… 1000, внутренняя резьба 1/2" NPT, мембрана нержавеющая сталь, взрывозащита EE xia, ввод кабеля 20х1,5. 8а/2 Измерительный преобразователь давления и расхода с цифровым дисплеем, диапазон измерения 1…6КПА, выходной сигнал 4 - 20МА, питание 24 В, диапазон температур среды измерения - 40… 1000, внутренняя резьба 1/2" NPT, мембрана нержавеющая сталь, взрывозащита EE xia II C4, ввод кабеля 20х1,5. 9а Измерительный преобразователь для избыточного давления с цифровым дисплеем, диапазон измерения 0,16…1,6МПА, выходной сигнал 4 - 20МА, питание 24 В, диапазон температур среды измерения - 40… 1000, внутренняя резьба 1/2" NPT, мембрана нержавеющая сталь, взрывозащита EE xia, ввод кабеля 20х1,5.
План
6.6 Производственный план6.7 Организационный план6.8 Финансовый план
Введение
Актуальность темы проекта подтверждается тем, что результат данной разработки может быть широко внедрен на ряде аналогичных объектов нефтяной промышленности. Это позволит получить значительную экономию энергетических ресурсов и создать оптимальных условия работы технологического процесса гидродепарафинизации дизтоплива и обслуживающего персонала.
Научная новизна проекта состоит в применении современных средств автоматизации, которые независимо от обслуживающего персонала поддерживают заданный режим, работы оборудования и выключают оборудование, предупреждают возможность ошибочных действий персонала.
Практическая значимость состоит в том, что данный дипломный проект имеет место для реально использования на заводах с установкой ЛК-6У первичной обработки нефти С-100. Так как все данные по расчетам и контролю датчиков взяты из технологического регламента по комбинированной установке ЛК-6У
Оценка современного состояния решаемой научной проблемы показывает, что аналогичные существующая система управления объектом не удовлетворяет требованиям и возможностям, которые предъявляют к системам автоматизации современных производств т.к. не реализуют принципы централизованного двухуровневого управления с единым целевым критерием, используют морально устаревшую техническую базу автоматизации.
Задача проектирования может быть сформулирована, как создание проекта АСУТП, включая проработку вопросов информационного и технического обеспечения. Технические средства, использованные в проекта - продукция фирм «Siemens» ФРГ (микропроцессорная управляющая техника верхнего и нижнего уровней АСУТП) и Siemens (первичные и вторичные измерительные преобразователи и исполнительные устройства нижнего уровня АСУТП)
Объектом исследования в разрабатываемом проекте использован технологический процесс C-100 установки ЛК-6у.
Теоретическими и методологическими основами, используемыми в проекте, являются теоретические закономерности протекания технологического процесса C-100 установки ЛК-6у.
Практической базой, использованной при написании проекта, является современная номенклатура технических средств автоматизации ведущих фирм, нормативная, справочная и научно-техническая литература, программные средства современных персональных компьютеров.
1. Аналитический обзор
1.1 Анализ процесса электрообессоливания и дегидрации нефти, как объекта управления
1.1.1 Краткая характеристика процесса электрообессоливания и дегидратации нефти
На установке ЛК-6у вырабатывают продукты высокого качества: компонент автобензина с октановым числом 90-95 (исследовательский метод), гидро-очищенный керосин, малосернистое дизельное топливо с содержанием серы менее 0,2 % (масс.), мазут.
ЛК-6у включает процессы ее очистки от солей и воды, испарения основных фракций в трубчатых печах и разделения на фракции в ректификационных колоннах. Наиболее часто крекингу подвергают фракции нефти, конденсирующиеся при 300 - 500 С. Широко применяемый в крекинге алюмо-силикатный катализатор ( см. стр. Сильное, но обратимое отравление алюмосиликатного катализатора происходит при наличии в сырье азотистых соединений. Необратимо отравляется катализатор соединениями щелочных металлов. Снижают активность катализатора соединения никеля, железа, ванадия и других тяжелых металлов. Нарушается работа катализатора при значительном содержании водяных паров. Для крекинга применяют дистиллаты нефти, не содержащей значительных количеств катализаторных ядов, или же подвергают нефть ( или крекируемый дистиллят) очистке от сернистых соединений гидрированием[22].
Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции. Сначала промысловая нефть проходит первичный технологический процесс очистки добытой нефти от нефтяного газа, воды и механических примесей - этот процесс называется первичной сепарацией нефти[22].
Нефть поступает на НПЗ в подготовленном виде для транспортировки. На заводе она подвергается дополнительной очистке от механических примесей, удалению растворенных легких углеводородов (С1-С4) и обезвоживанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ).
В состав комплекса ЛК-6У входят следующие установки: С-100 - ЭЛОУ-АТ, мощностью 6 млн. т/год;
С-200 - каталитический риформинг, мощностью 1 млн. т/год;
С-300 - гидроочистка и депарафинезация дизельного топлива, мощностью 2 млн. т/год, после реконструкции в 2003г. - 1,1 млн. т/год;
С-400 - газофракционирование, мощностью 450 тыс. т/год.
Секция ЭЛОУ-АТ является головной в комбинированной установке ЛК-6у и предназначена для переработки частично стабилизированных нефтей с содержанием газа до 1,9% веса в смеси с газовым конденсатом [22].
Пуск комплекса ЛК-6У проходил поэтапно. В декабре 1984 года была пущена секция 100 (ЭЛОУ-АТ) установки ЛК-6У. В августе 1985 года сдаются в эксплуатацию еще две секции, это - секция 200 (каталитическое риформирование) и секция 300/1, 300/2 (гидроочистка дизельного топлива и керосина).В этом же году пускается установка производства серы, предназначенная для получения элементарной серы из содержащегося в нефти и нефтепродуктах сернистых соединений В январе 1986 года сдается в эксплуатацию секция 400 (газофракционирующая установка) с этого времени завод начал работать по полной схеме и доводит мощность до 6 млн. тонн в год.
Комплекс ЛК-6У по первичной переработке нефти введен в эксплуатацию в 1978 году. Мощность по переработке нефти составляет 6 млн. тонн в год.
Глубина переработки нефти на установке ЛК-6У составляет 55 %.
На комплексе ЛК-6у в 1985-1992 годы ежегодно перерабатывали 7 млн. тонн нефти в год. В 1993- 2002 годы проектные мощности установки ввиду отсутствия сырья полностью не использовались. С 2003 года объемы переработки нефти из года в год увеличивались, в 2007 году на установке переработано 4,3 млн. тонн нефти, а в 2012 году было уже переработано 5,0 млн. тонн нефти. За последние пять лет на комплексе ЛК-6у выполнены большие объемы работ по модернизации и замене технологического оборудования, что позволяет сегодня выпускать нефтепродукты, соответствующие Евростандартам.
В результате технологического процесса получаются отдельные нефтяные фракции, качество которых удовлетворяет требованиям на сырье вторичных процессов комбинированной установки ЛК-6у [7].
В состав секции входят следующие блоки: а) электрообессоливание;
б) атмосферная перегонка нефти;
в) стабилизация бензина.
Электрообессоливание нефти осуществляется по двухступенчатой схеме, предназначенной для удаления солей и пластовой воды из нефти.
Процесс производится с помощью физико-химических методов: ректификации, теплообмена.
Весь процесс состоит из следующих стадий: а) электрообессоливание сырой нефти;
б) атмосферной перегонки нефти;
в) стабилизации бензина.
1.1.2 Физико-химические основы функционирования процесса электроэлектрообессоливания и дегидратации нефти
В нефти, поступающий на установку, содержится вода до 1% веса, солей 1800 мг/л. Содержащаяся в нефти вода с растворимыми в ней солями, преимущественно хлоридами, являющихся не только ненужной примесью, но и вызывающих сильную коррозию оборудования и ухудшает качество газотурбинных и котельных топлив [30].
Растворенные в воде и находящиеся в нефти соли ведут себя по разному.
Хлористый натрий, почти не гидролизируется. Хлориды кальция и магния гидролизируются с образованием хлористого водорода даже при низкой температуре происходящего процесса.
MGCL2 H2O®Mg(OH)Cl HCL (1.1)
Mg(OH)Cl H2O®Mg(OH)2 HCL (1.2)
Особенно сильно подвергается хлористо-водородной коррозии конденсационно-холодильная аппаратура. Для удаления солей вся нефть подвергается обессоливанию. С этой целью нефть интенсивно смешивается с водой, а образовавшаяся водная эмульсия воды в нефти разрушается и расслаивается в электрическом поле высокого напряжения электродегидраторов I и II ступени. Наиболее быстрое и полное разрушение нефтяных эмульсии достигается при подогреве нефти с применением эффективных реагентов - деэмульгаторов в нейтральной и слабощелочной среде, регулируемой подачи щелочи [35].
1.1.3 Принцип действия и конструктивное оформление процесса электрообессоливания и дегидратации нефти
Нефть поступает в низ электродегидратора через трубчатый распределитель с перфорированными горизонтальными отводами. Обессоленная нефть выводится из электродегидратора сверху через коллектор, конструкция которого аналогична конструкции распределителя. Благодаря такому расположению устройств ввода и вывода нефти обеспечивается равномерность потока по всему сечению аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через дренажные коллекторы в канализацию или в дополнительный отстойник (в случае нарушения в электродегидраторе процесса отстоя). Из отстойника насосом жидкая смесь возвращается в процесс.
Таблица 1.1 - Характеристика исходного сырья, материалов реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, изготавливаемой продукции
№ пп Наименование материалов Номер государственного и отраслевого стандарта Показатели качества Норма Область применения изготовленной продукции
Нефть сырая СТП.014.8718-80-026-90 1.Содержание воды, % вес 2.-Содержание хлористых солей, мг/л не более 1.0 не более 1800 Сырье для получения фракцций С-100
Бензин - отгон СТП.014.8718 80-027-90 1.Фр. состав: температура не выше°С не регламентирован Из секции С-300-2 из секции С-300-1
Нефтепродукт ловушечный СТП.014.8718-80-028-90 1.Содержание механических примесей,%в. 2.Содержание воды % в. не более 0,07 не более 1,0 Кроме производственных. прямогонных специальных топлив
Газовый конденсат СТП.014.8718-80-061-90 1.Масса хлористых солей, мг/л 2.Содержание воды, % в. не более 10 более не 0,1 Сырье для получения прямогонных фр.С-100
Обессоленная нефть СТП.014.87180022-90 1.Содержание механических примесей,%в. 2.Содержание воды % в. не более 5 не более 0.2 Кроме производственных. прямогонных специальных топлив
Из электродегидратора I ступени сверху не полностью обезвоженная нефть поступает под давлением в электродегидратор II ступени. В диафрагмовом смесителе 10 поток нефти промывается свежей химически очищенной водой, подаваемой насосом 8. Вода для промывки предварительно нагревается в паровом подогревателе 9 до 80-90°С; расход воды составляет 5-10 % (масс.) на нефть.
Обессоленная и обезвоженная нефть с верха электродегидратора II ступени отводится с установки в резервуары обессоленной нефти, а на комбинированных установках она нагревается и подается в ректификационную колонну атмосферной установки.
Уровень воды в электродегидраторах поддерживается автоматически. Часть воды, поступающей в канализацию из электродегидраторов I и II ступеней, проходит смотровые фонари для контроля качества отстоя.
Первый поток нефти приходит через трубное пространство теплообменников Т-101 (1-го циркуляционного орошения колонны К-102), Т-103 (II-го циркуляционного орошения К 102), Т-104 (фракции 230-250С0). Температура нефти на выходе из теплообменников Т-104, Т-103, регулируется прибором, клапан которого установлен на байпасе (теплообменник Т-104, регулируется регулятором), теплоносителя теплообменника Т-107 (фракция 2300-2500) [14].
Второй поток нефти проходит через трубное пространство теплообменников Т-103 (1-го циркулярного орошения К-102), Т-105 (II-го циркулярного орошения К-106) (мазута). Температура нефти на выходе из теплообменника Т-106 регулируется прибором, клапан которого установлен на байпасе трубопровода теплоносителя теплообменника Т-103 (мазут).
Третий поток нефти проходит последовательно теплообменников Т-130 (дизельное топливо), Т-131 (2-го циркулярного орошения), Т-132 (1-го циркулярного орошения колонны К-102), Т-132, Т-132а/мазут. Расход регулируется клапанов регулятора, который установлен на байпасе трубопровода, ведущего к Т-131.
Для усреднения температуры три потока нефти после Т-104Ю Т-132а и Т-106 объединяются вместе, затем нефть четырьмя потоками (параллельными) поступает в электродегидраторы 1-ой ступени: ЭД-101, ЭД-102, ЭД-103, ЭД-104 [28].
В схеме предусмотрена подача 2%-го раствора содо-щелочи из Е-106 насосом Н-140 (Н-141) в трубопровод нефти перед ЭД-101?ЭД-104 для предупреждения соляно-кислой коррозии сырьевых теплообменников, а также после теплообменников Т-110, Т-111а.
Нагретая до 1200°С нефть смешивается с горячей промывной водой, подаваемой из емкости Е-127 насосом Н-170 (Н-171) перед ЭД-101 ? ЭД-104.
Постоянство подачи воды автоматически поддерживается регулятором, клапан которого установлен на выходе насоса Н-170 (Н-171).
Горячая промывная вода поступает в Е-127 из электродегидраторов 2-ой ступени: ЭД-105?ЭД-108.
В качестве рециркулянта дренажная вода поступает из 1 ступени электроэлектрообессоливания и дегидратации нефти из Е-109, забирается насосами Н172?Н-173 и подается в поток нефти до электродегидраторов 1-ой ступени ЭД-101?ЭД-104.
Расход рециркулируемой воды поддерживается регулятором, клапан которого установлен на трубопроводе, ведущем в Т-109.
Также предусмотрена возможность подачи воды из Е-126 насосами Н-133, Н134 в поток нефти ЭД-101?ЭД-104.
После смешивания нефти с водой эмульсия нефти поступает в электродегидраторы 1 ступени: ЭД-101?ЭД-104 включенных параллельно.
Расход общего потока на выходе в каждый электродегидратор 1 ступени регистрируется прибором. Электродегидраторы представляют собой горизонтальные цилиндрические аппараты емкостью 160 м3, работающие при температуре 1400С и давления 14 атмосфер.
Нефть в электродегидраторы вводится снизу через маточники, создающие равномерный поток нефти в электрическом поле высокого напряжения снизу вверх электродегидратора.
В электрическом поле высокого напряжения с применением деэмульгатора происходит разрушение эмульсии и разделение воды и нефти.
Частично обезвоженная и обессоленная нефть сверху поступает в электродегидраторы 1 ступени ЭД-101-ЭД-104, затем в электродегидраторы 2-ой ступени ЭД-105-ЭД-108. В поток нефти перед элетродегидраторами подается смесь свежей и оборотной воды из емкости Е-126, постоянство воды автоматически поддерживается регулятором, клапаном которого установлен на выкиде Н-133 (Н-134). В качестве рецикли и свежей воды подается соленая вода из емкости Е-127.
Расход эмульсии нефти с водой в каждый электродегидратор 2-ой ступени регистрируется приборами. Солевой раствор автоматический с низа электродегидраторов 1-ой ступени ЭД-101-ЭД-104 сбрасывается в отстойник Е-109 через клапаны регуляторов уровня раздела фаз, а из электродегидраторов 2-ой ступени ЭД-105-ЭД-108 через клапаны регуляторов уровня раздела фаз в емкость Е-127, избыток давления дренажной воды из Е-127 по переливной линии перетекает в Е-109. Верхний уровень нефти электродегидраторов контролируется поплавковыми уровнемерами, связанными с подачей напряжения на повышающем трансформаторе при низком уровне нефти (при образовании газовой подушки) снижается подача напряжения на электроды электродегидраторов. Сброс нефти от предохранительных клапанов электродегидраторов ведется в колонку К-101. Отстойник Е-109 представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость, объемом 160 м3, работающую при температуре до 1400 С и давления 10 атм. Отстоявшаяся нефть из емкости Е-109 через клапан регулятора давления, направляется в приемную линию сырьевого насоса Н-101, Н-102 (103, 103а), предварительно охладившись в холодильнике Х-105, Х-116а (1-секция) до температуры 500С. Солевой раствор из емкости Е-109 непрерывно отводится в воздушные холодильники Х-113, Х-144, Х-116, Х-116а, охладившись до температуры 50-600С сбрасывается с установки частично в нефть перед электродегидраторами 1 ступени ЭД-101-ЭД-104 в качестве рецикла через клапаны на байпасах сырьевого трубопровода. Уровень солевого раствора регулируется регулятором, клапан которого установлен не линии откачки в холодильнике К-133-116а. Отстоявшаяся нефть из емкости Е-127 по переливной линии поступает в емкость Е-109. Давление в емкости Е-127 измеряется местным прибором. Необходимое давление на потоках нефти после электродегидраторов автоматически поддерживается с помощью регулятора давления, клапаны которого установлены на входе нефти в теплообменники Т-101, Т-102.
Постоянство нефти поддерживается регулятором расхода с коррекцией по уровню в колонке К-101.
Расход нефти на потоках замеряется объемными счетчиками. Вода из емкости Е-102 откачивается в линию солевых стоков насосами Н-150 (Н-151). Уровень воды в емкости Е-102 регулируется регулятором раздела фаз, клапан которого установлен на выкидной линии насосов.
Для подавления коррозии в холодильниках - конденсаторах ХК-106-ХК-110 и холодильнике Х-131 в шлемовую линию подается 2%-ный раствор ИКБ-2 насосами Н-138 (Н-139). Расход деэмульгатора в шлемовую линию и в линию острого орошения замеряется ротаметрами и регулируется производительностью промышленного насоса. Для подавления хлористо-водородной коррозии в холодильниках-конденсаторах КХ-101-КХ-110 и в холодильнике Х-130 (Х-131 в шлеме К-101, колонны К-102 подается также аммиачная вода (2% раствор) насосами Н-136 (Н-137) из емкости Е-106.
Балансовый избыток фракции от насосов Н-112 (Н-113) подается в емкость Е-103, где смешивается с фракцией Н-К-1200С,, полученный из К-101.
1.1.4 Описание управления стадии электрообессоливания и дегидратации нефти
В существующей системе автоматизации применены приборы и регуляторы системы «Старт», удовлетворяющие требованиям пожаро - и взрывобезопасности производства. В качестве исполнительных механизмов в производстве применены клапаны с пневмоприводом.
Предусмотрено дистанционное регулирование, контроль технологических параметров, применение щитов управления. На щиты оператора вынесенные параметры, характеризующие безопасную работу данного производства. Дистанционное управление крупногабаритными задвижками а также отключение со щита оператора отдельных групп электрооборудования (электродвигателей насосов).
В настоящее время развитие научно-технического прогресса идет ускоренными темпами, поэтому средства автоматизации удовлетворяющие требованиям прогресса в год ввода установки в эксплуатацию на данный момент времени устарел. Кроме этого, большинство приборов сняты с производства, либо снимаются в данное время [4].
Кроме того, пневматические средства автоматизации имеют большое запаздывание сигнала, которое с увеличением расстояния передачи сигнала растет. Также возможны частные [5] утечки сигнала по линии пневмотрасс, которые трудно обнаружить. Большое количество датчиков и информации, поступающей от датчиков, значительно усложняют работу по обслуживанию, по контролю за ходом технологического процесса.
Рисунок 1.1 - Схема заполнения колонны К-101
Пуск установки.
Мероприятия по пуску производятся по следующей последовательности: принять в сырьевые резервуары парка нефть;
Проверить состояние оборудования, приборов КИПИА, получит анализ сырья.
Закрыть задвижки.
Открыть задвижки на линиях выхода нефти из элктродегидраторов ЭД101-ЭД108 а) на дренажных электродегидраторах ЭД101-ЭД108 б) на дренаже отстойников Е-109, Е-127. г) отглушить дренажи колонн, теплообменников, емкостей и т.д.
Открыть задвижки на воздушниках и пробоотборниках ЭД101-ЭД108.
Открыть задвижку на линии нефти на установку и по байпасным линиям теплообменников Т101,Т102-Т106, заполнить последовательно электродегидраторы ЭД101-ЭД108 до уровнемера.
По мере заполнения электродегидраторов закрыть воздушники и пробоотборники.
Подготовить схему для заполнения колонны К101-102
Открыть воздушники на емкостях Е-101, Е103.
Включить воздушные холодильники-конденсаторы ХК101-ХК105а и подготовить схему: К101-ХК101-ХК105а, ХК121а, Е101, Х124, Е103 на емкости Е103 открыть воздушники.
Включить насосы Н101-Н103а и по схеме начать заполнять до норм уровня колонны К101.
Перед приемом нефти или нефтепродуктов в систему необходимо продуть инертным газом все аппараты и трубопроводы.
Включить холодильники-конденсаторы воздушного охлаждения: ХК106-110, ХК111, ХК112 и подготовить схему: К102-ХК108-ХК110-ХК112-Е108 на емкостях Е-102 открыть воздушники.
Принять нефть на печные насосы Н107 (Н108), Н104-Н106 и на малых расходах заполнить змеевики печи П101, набрать нормальный уровень в колонне К102.
1.1.5 Результаты анализа технической литературы и патентных материалов
Согласно задания на проектирование, в данном разделе ставится задача проведения патентного поиска, с целью изучения технических характеристик, области применения, спектра технических возможностей приборов и средств автоматизации применяемых в химической, нефтехимической и других отраслях экономики Республики Казахстан.
В первую очередь, необходимость проведения такого рода исследований объясняется тем, что в различные сферы экономики поступают зарубежные инвестиции, в том числе приборы и системы автоматизации передовых в этом отношении развитых стран. Поэтому проведение подобного анализа носит полезный характер для грамотного вовлечения определенного комплекса технических средств автоматизации в процесс управления и контроля технологических процессов. Во-вторых, анализ технической литературы и патентных материалов позволяет технически правильно принимать решения по выбору и обоснованию, приобретению и монтажу приборов, средств и систем автоматизации. В третьих, анализ технических и программных средств на основе передовых технологий изготовления и широкого внедрения, позволяет в конечном итоге, существенно снизить затраты на приобретение, поставку и тем самым повысить технико-экономическую эффективность разрабатываемой системы автоматизации.
На основе инженерного анализа и синтеза, ниже приведены принципы действия и технические характеристики ПРСА, представляющие наибольший интерес как для системы контроля и управления процесса электрообессоливания и дегидратации нефти, так и для всей нефтехимической промышленности.
1.2 Системно-технический синтез системы управления
1.2.1 Цель создания, критерии управления, требования к системе управления
Целью создания системы автоматизации является поддержание основных и вспомогательных параметров технологического процесса электрообессоливания и дегидратации нефти, в пределах предусмотренных регламентом [36], а также достижения максимального экономического эффекта путем ввода в процесс управления микропроцессорной техники, и использования возможностей персональных ЭВМ, создания благоприятных и комфортных условий для обслуживающего персонала, что в конечном итоге приводит к повышению технико-экономических показателей и соответственно к улучшению качества выходного продукта.
Проектируемая система автоматизации и информатизации должна обеспечить: максимальный выход готового продукта, согласно технологическому регламенту;
постоянный контроль за ходом технологического процесса;
стабилизацию всех параметров, существенно влияющих на протекание процесса;
обеспечение безопасных условий работы;
осуществление мер по охране окружающей среды. благоприятные условия для эффективной работы оперативного работы оперативного персонала путем создания микроклимата, использованию возможностей ПЭВМ;
создание автоматизированных рабочих мест (АРМ) для эффективного приема, отработки и обмена информацией;
возможности работы с сетью передачи данных;
снижение капиталовложений;
использование преимуществ модульной системы автоматизации.
Если проектируемая система будет удовлетворять всем требованиям, то мы получим стабильную работу процесса электрообессоливания и дегидратации нефти.
Поставленную выше задачу решать с учетом для всего процесса очень трудоемко, так как имеется большое число факторов влияющих на ход процесса. Но для обеспечения анализа, можно весь процесс разбить на отдельные элементы, то есть произвести декомпозицию [10].
Основная цель декомпозиции - разделение системы на части, имеющие меньшую сложность, с целью обеспечения условий для анализа и синтеза подсистем, для проектирования, построения, внедрения, эксплуатации и совершенствования систем управления.
Первой проблемой декомпозиции системы управления является разделение системы на части с меньшим числом элементов и связей - с меньшим числом переменных величин. Обычно систему разделяют таким образом, чтобы подсистемы поддавались какой - либо классификации.
Решение такой задачи для всего процесса очень трудоемко [2], а иногда невозможно, ввиду большого числа факторов влияющих на весь ход процесса. Поэтому весь процесс разбивается на отдельные типовые участки, аппараты и необходимо провести практический анализ основных аппаратов, как объектов управления.
1.2.2 Обоснование выбора управляющих функции системы управления
Анализ электродегидратора ЭД1-ЭД8.
Для электродегидратора основным параметром является уровень нефти. Уровень является косвенным показателем гидродинамического равновесия в аппарате. Постоянство уровня свидетельствует о соблюдении материального баланса [7], когда приток жидкости равен стоку, и скорость изменения уровня равна нулю. Следует отметить, что «приток» и «сток» здесь являются обобщенными понятиями. В общем случае изменение уровня описывается уравнением вида: S?dt/dt=Gвх-Gвых±Gоб (1.1) где S - площадь горизонтального сечения аппарата;
Gвх,Gвых - расходы жидкости на входе в аппарат и выходе из него;
Gоб - количество жидкости, образующейся в аппарате в единицу времени.
В зависимости от требуемой точности поддержания уровня [2], применяют непрерывное регулирование, при котором обеспечивается стабилизация уровня на заданном значении. Особенно высокие требования предъявляются к точности регулирования уровня в теплообменных аппаратах, в которых уровень жидкости существенно влияет на тепловые процессы. Рассмотрим три варианта регулирования уровня: а) изменением расхода жидкости на входе в аппарат;
Рисунок 1.2 - Регулирование уровня в ЭД-108 на притоке б) изменением расхода жидкости на выходе из аппарата.
Рисунок 1.3 - Регулирование уровня в ЭД-108 на стоке в) регулированием соотношения расходов жидкости на входе в аппарат и выходе из него с коррекцией по уровню (каскадная АСР).
Рисунок 1.4 - Каскадная схема регулирования расхода нефти с коррекцией по уровню в ЭД-108
Проанализировав три варианта регулирования уровня нефти в электродегидратора ЭД108, можно сделать вывод, что для оптимального протекания обессоливания и гидратации нефти с позиции обеспечения точности и быстродействия наиболее приемлем вариант показанный на рисунке 2.3
Анализ теплообменника поз. Х101, Х102
Особенности этих аппаратов заключается в том, что в них происходят снижение температуры фракций из К102 до значений 250-2800С.
Температура является показателем термодинамического состояния системы и используется как выходная координата при регулировании тепловых процессов.
Для выявления факторов, влияющих на температуру жидкости, составим основные уравнения, описывающие процессы в теплообменнике: GЖGРЖ(qвых-qвх)=Gprn(Pn)-qnot(1.2)
Уравнение материального пространства: S dt/dt = Gn - Gk = O(1.3)
Уравнение теплоотдачи через стенку трубы: dq=KT ?DFT(qn-q),(1.4) где: q-тепловой поток через стенку.
Принципиальная схема парожидкостного теплообменника и схема теплообмена и схемы теплообмена в нем:
Рассмотрим несколько вариантов систем регулирования выходной температуры технологического потока в паровых теплообменниках: Вариант №1. Одноконтурная замкнутая АСР (рисунок 2.5.а) при использовании ПИ и ПИД регулятора гарантирует регулирование температуры без статической ошибки, однако при сильных возмущениях по расходу или температура жидкости может оказаться неудовлетворительным.
Вариант №2. Введение динамической компенсации возмущений по Gж или qвх оказывается нецелесообразным, так как теоретические компенсаторы с передаточными функциями: Rk1(P)=-(Wb1(P))/Wp(P)=(-k1t-pz(Tkr 1)(T2P 1)(T4p 1))/(kp(1-be-pz)(T4P 1)2) (1.5)
Rk1(P)=-(Wb2(P))/Wp(P)=(-k2t-pz(Tkr 1)(T2P 1)(T4p 1))/(k1(1-be-pz))(1.6) физически нереализуемы, а использование приближенных компенсаторов может оказаться неэффективным. Примером может служить каскадная АСР (рисунок 2.5б).
Вариант №3. Каскадная АСР системы регулирования температуры (или давления) в межтрубном пространстве с коррекцией задания по qвых (рисунок 2.5б) будет эффективной при сильных возмущениях по давлению или температуре греющего пара. Температура (или давление) в кожухе в данном случае играет роль промежуточной координаты, которая быстрее реагирует на эти возмущения, чем выходная температура жидкости.
Вариант №4. Если требуется высокое качество регулирования, целесообразно применение схемы с байпасным технологическим потоком вокруг теплообменника и последующим смешением нагретого и холодного потоков.
В этом случае появляется дополнительное управляющее воздействие-разделение потоков G1 и G2. На рисунке 2.6 показан пример системы автоматизации такого теплообменника.
Рисунок 1.7 - Схема автоматизации теплообменников с байпасным технологическим потоком
1.2.3 Обоснование выбора информационных функций системы управления
Для предотвращения аварии, пожаров, взрывов, выхода из строя оборудования применяются устройства защиты. При срабатывании аварийной сигнализации они возде1йствуют на процесс (открывая или закрывая технические магистрали; включая или отключая электродвигатели и электрооборудование), таким образом. чтобы ликвидировать критическое состояние объекта управления с наименьшими потерями [28].
В отношении пожаро- и взрывоопасности перерабатываемых на колоннах отбензинивания и атмосферной сигнализации, подлежат все параметры предельного значения. Достигнуть описанной выше цели автоматизации технологического процесса возможно в том случае, если будут компилироваться такие основные технические параметры, как: температура в технологических аппаратах;
давление в технологических аппаратах и трубопроводах;
расход и качество исходных и вспомогательных продуктов технологического процесса;
уровень веществ в аппаратах.
Данный технологический процесс является высокотемпературным, пожаро- и взрывоопасным.
Система управления должна обеспечить достижение цели управления за счет заданной точности поддержания технологических регламентов в любых условиях производства при соблюдении надежной безаварийной работы оборудования и требований взрыво- и пожаробезопаснсти. При этом важно, чтобы она была по возможности проста и легка в эксплуатации. Главной задачей при разработке системы управления является выбор параметров, участвующих в управлении, т.е. тех параметров, которые необходимо регулировать, контролировать и анализировать и по значениям которых можно определить предаварийное состояния технологического объекта управления, иными словами, разрабатывается стратегия управления технологическим процессом. При этом необходимо получить наиболее полное представление о технологическом объекте управления, имея минимально возможное число выбранных параметров. Основные решения принятые в проекте по выбору и обоснованию режимных параметров, в доступной и наглядной форме приведены в таблице 2.1.
Таблица 1.2 - Выбор и обоснование параметров контроля, регулирования и сигнализации
2. Технологическая часть
2.1 Информационное и программное обеспечения системы управления
2.1.1 Описание разработанной системы классификации и кодирования
Кодировка технологического оборудования
Для классификации и кодирования технологических аппаратов мною принята следующая система кодирования, суть которой в том, что технологический аппарат или механическое оборудование имеет буквенное - цифровое обозначение. Буква отражает название аппарата: ТП - теплообменник;
К - колонна;
ЭД - электродегидратор;
ХК - воздушный холодильник-конденсатор;
Х - водяной холодильник;
Е - емкость;
Н - насосы.
Потоки закодированы следующим образом: ОН - обессоленная нефть;
Ц1 - I - Ц.О;
Ц2 - II - Ц.О;
Ц3 - III - Ц.О;
ИК - 2% ингибиторный раствор ИКВ-2;
ПБ - пары бензина;
В - сбрасываемая вода;
Ф1 - фракция 140-1800С;
Ф2 - фракция 180-2500С;
Ф3 - фракция 250-3500С;
ГС - горячая струя;
Т - топливо.
Кодировка источников текущей информации объекта управления
Если же параметр измеряется в аппарате, то код аппарата-источника и код аппарата-приемника совпадают.
Например ТК/К/ПБ обозначает температуру бензиновых паров в отбензинивающей колонне К-1.
Если поток приходит извне, то вместо кода источника ставится ОО. Например ООК/ОН - расход обессоленной нефти в отбензинивающую колонну К-1.
Если поток уходит за пределы расширенного технологического процесса, то вместо кода аппарата-приемника ставят 9а.
Например ХІ99В - расход воды из холодильника ХІ.
Кодировка задач АСУТП
Для описания функции АСУТП (управляющих и информационных) принята система кодирования задач, при решении которой используется значение данного параметра. Эта система состоит из условных обозначений, раскрывающих, где будет использован каждый параметр[9]. Эти обозначения состоят из следующих символов: Н - накопление информации в памяти УВК;
М - отображение информации на экране монитора;
В - постоянный контроль на вторичном приборе;
С - сигнализация предельных значений;
П - печать;
Э - технико-экономический расчет;
Р - регулирование.
Разработка паспорта измеряемых параметров
Таблица 2.2 - Паспорт измеряемых параметров
Код параметра Ед. изм Значение параметров Код задачи Класс точности
Номинальный Предаварийный Аварийный Скорость измерения
В комплект АСУ входит устройство отображения информации - монитор. На экран монитора оператор может вызвать любой видеокадр управляемого им процесса, на который выводятся цифровая информация, данные о нарушении режима, о работе или остановке оборудования и т.п.
Интерфейс оператора служит средством общения человека с котроллером, которая ведется на двух уровнях: на первом выбирается режим работы контроллера, изменяется сигналы задания и ручного управления, контролируется значение технологических параметров; на втором устанавливается требуемая конфигурация регулирующего контура, выбираются алгоритмы управления и параметры статической и динамической настройки контура.
Примеры форм видеокадров и трендов, облегчающих работу оператора по управлению процессом, приведены на рисунках 2.1 - 2.3
Рисунок 2.1 - Вид видеокадра С-100 Лк 6у
Рисунок 2.2 - Вид видеокадра отдельной колонны К-102
Рисунок 2.3 - Вид видеокадра первой группы теплообменников
2.1.3 Выбор и обоснование программного обеспечения АСУТП
В соответствии с заданием в проекте нами использована система LABVIEW. Lab VIEW или Laboratory Virtual Instrument Engineering Workbench [14, 15] (Среда разработки лабораторных виртуальных приборов) представляет собой среду графического программирования, которая широко используется в промышленности, образовании и научно-исследовательских лабораториях в качестве стандартного инструмента для сбора данных и управления приборами. LABVIEW - мощна
Вывод
В результате выполнения проекта является разработка системы автоматизации и информационного обеспечения технологического процесса C-100 установки ЛК-6у
В проекте выполнена автоматизация секции электростатического разрушения водноэмульсионных смесей в переменном электрическом поле секции 100 установки ЛК-6У
Для обеспечения стабильной работы секции электростатического разрушения водноэмульсионных смесей в переменном электрическом поле секции 100 установки ЛК-6У при отказах в работе УВК применяются резервные цепи регулирования, построенные на базе регулирующих, функциональных и управляющих блоков на базе КТС фирм «Siemens» ФРГ (микропроцессорная управляющая техника верхнего и нижнего уровней АСУТП) и Siemens США (первичные и вторичные измерительные преобразователи и исполнительные устройства нижнего уровня АСУТП) технически целесообразна, практически реализуема и экономически эффективна
В Аналитической части произведен краткий обзор установки ЛК6У в целом. Рассказано о процессе электрообессоливания нефти о принципе действия процесса электрообессоливания и дегидратации нефти
В Технологической части расмотрены и изучены пункты: Иинформационное и программное обеспечения системы управления, Структурные схемы управления и контроля, Аппаратурно-технический синтез системы управления. Принципиальные схемы автоматизации, Проектирование операторского пункта управления, Монтаж технических средств автоматизации, Исследование и расчет алгоритмов управления, Индивидуальное задание.
В безопасности жизнедеятельности были изучены и приняты меры по охране трудящихся на заводе.
В охране окружающей среды было изучено влияние выбросов в атмосферу и стоки и возможности упреждения загрязнений.
В экономической части была рассмотрена экономическая выгодность данного дипломного проекта.
В бизнес планирование расмотрен план развития предприятия после внедрения автомотизации.
Область применения проекта обширна и выгодна на ТОО «SOUTS-Oil» и на аналогичных предприятиях нефтехимического комплекса.
Список литературы
1. Методические указания по разработке дипломного проекта для студентов по специальности Автоматизации Телекоммуникации и Управления
2. С.А. Ахметов. Лекции по технологии глубокой переработки нефти и топлива: Учебное пособие. - СПБ.: Недра, 2007.
3. Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. Крекинг нефтяного сырья и переработка углеводородных газов (ч. 2) 3-е, переработанное и дополненное 2001.
4. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учеб. пособие для вузов. - Уфа: Гилем, 2002. -672 с.
5. Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа / С.А. Ахметов, М.Х. Ишмияров, А.П. Веревкин и др./ М.: Химия, 2006. - 796 с.
6. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа / С.А. Ахметов, Т.П. Сериков, И.Р. Кузеев, И.И. Баязитов. - СПБ, 2006. - 868 с.
7. Справочник нефтепереработчика / Под ред. Г.А. Ластовкина, Б.Д. Радченко, М.Г. Рудина. - М.: Химия, 2006. - 648 с.
8. Магарил Т.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти. - Л.: Химия. Ленингр. отд-ние, 2005.- 285 с.
9. Технологический регламент процесса очистки дизельного топлива от примесей, ОАО «РНОР».
10. Номенклатурные справочники и прайс-листы фирм производителей современных технических средств автоматизации (СНГ и дальнее зарубежье, 2009-12 г, имеются на кафедре АКИ, в том числе в электронном варианте).
11. Автоматическое управление в химической промышленности. - М.: Химия, 1987.- 368 с.
12. Д.И. Пейч, Д.А. Точилин, Б.П. Поллак LABVIEW для новичков и специалистов. М.: Горячая линия - Телеком, 2004 г. - 384 с.
13. Климентьев Е.К. Основы графического программирования в среде LABVIEW Учебное пособие. Самара: Самар. гос. аэрокосм. ун-т, 2005 г. - 65 с.
14. К.В. Вавилов Программируемые логические контроллеры SIMATIC S7-200 (SIEMENS). Методика алгоритмизации и программирования задач логического управления СПБ.: 2007 г. - 368 с.
15. Г. Олссон, Д. Пиани. Цифровые системы автоматизации и управления, -СПБ, Невский Диалект, 2002. -557 с.
16. А. С. Клюев «Проектирование систем автоматизации технологических процессов»: Справочное пособие - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 464 с.
17. Siemens. Автоматизация и приводы. Каталог продукции на CD. 2012 г.
18. Инков А.М. Методические указания к выполнению дипломного проекта по дисциплине ЛСАУ для студентов специальности 050702. 4-е издание, переработанное и доп. - Шымкент; Южно-Казахстанский Государственный Университет, 2012, - 33 с.
19. Федоров Ю.Н. Справочник инженера по АСУТП: Проектирование и разработка. - M.: Инфра-Инженерия, 2008. - 928 с.
20. Нестеров А.Л. Проектирование АСУТП: Методическое пособие. Книга 1. - СПБ.: Издательство ДЕАН, - 2006. - 757 с
21. Нестеров А.Л. Проектирование АСУТП: Методическое пособие. Книга 2. - СПБ.: Издательство ДЕАН, - 2009. - 944 с
22. Материалы отчета по произвдственной практике
23. An Introduction to Intelligent and Autonomous Control. Edited by Panos J. Antsaklis and Kevin M. Passino. Kluwer Academic Publishers, 2009, 427 pages
24. Franklin, Gene F., J. David Powell, and Abbas Emami- Naeimi: Feedback Control of Dynamic Systems (5rd edition); Reading, MA: Addison-Wesley, 2004.
25. Franklin, Gene F., J. David Powell, and Michael L. Workman: Digital Control of Dynamic Systems (3nd edition); Reading, MA: Addison-Wesley, 2002.
26. Industrial Control Systems: Advances and Applications, First Edition (Repost). Gulf Professional. 2002.
27. Kaddour Najim. Advanced Process Identification & Control. Изд. CRC Press, 2001, 632 p.
28. M. Sam Fadali. Digital Control Engineering: Analysis and Design. Academic Press. 2009, 496 р.
30. R. Bishop. Modern Control Systems Analysisand Design Usine MATLAB®. The University of Texas at Austin. Addison-wesley publishing company. 2005, 160 p.
31. R.C. Dorf, R.H. Bishop. Modern Control Systems: International Edition, 11 Ed. Pearson Higher Education, 2008.
32. Shinskey. Process contro systems. Application design adjustment. M C Graw-hill book company. 2001.
33. Wolfgang Altmann. Practical Process Control for Engineers and Technicians. Newnes An imprint of Elsevier Linacre House, Jordan Hill, Oxford OX2 8DP. 2005.
34. Регламент процесса электрообессоливания и дегидратации нефти. ТОО "PETROKAZAKHSTAN".
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
