СКАЧАТЬ:  kursovik-atpip.zip [708,22 Kb] (cкачиваний: 111)

Реферат

         В курсовом проекте по дисциплине «Автоматизация технологических процессов и производств» на тему «Автоматизация блока получения компонента дизельного топлива УКПН НГДУ «Лениногорскнефть»» будет подробно изучен процесс получения компонента дизельного топлива на установке комплексной подготовки нефти, а также описаны процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизация нефти.

          Ключевые слова, использующиеся в данном курсовом проекте:

• УКПН – установка комплексной подготовки нефти;
• ШФЛУ – широкая фракция легких углеводородов;
• АСУ ТП  – автоматизированная система управления технологическими процессами;
• КИПиА– контрольно-измерительные приборы и автоматика;
• УСО – устройство сопряжения с объектом;
• ИС – инженерные станции;
• ОС – операторские станции

А также объект автоматизации, структура АСУ ТП, датчики, ИМ, АРМ, контроль, регулирование, управление, защита, блокировка передача данных.

Работа включает в себя описание технологического процесса 2-го блока получение компонента дизельного топлива с указанием всех производственных процессов автоматизации, иерархической структуры АСУ ТП, состав КТС, выбор,расчет и моделирование САР.

Курсовой проект содержит: расчётно-пояснительную записку, состоящую из введения, технологической, технической, экспериментальной, расчётной части и заключения.

Приложение: одноконтурная САР, функциональная схема автоматизации блока получения компонента дизельного топлива, спецификация схем автоматизации.

Введение

         Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает нескольких процентов, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит до 90 % воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование ее по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплоотдачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т.д., включая бензиновые фракции) – примерно 50% от фракций, выкипающих до 100°С.

         С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке.

         Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах. Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами.

         Добываемая нефть подвергается на нефтяном промысле обработке, заключающейся в обезвоживании и обессоливании. Такая обработка на промысле называется комплексной подготовкой нефти. Добываемую нефть необходимо подвергнуть обработке как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения.

         Установки подготовки нефти можно размещать в любом пункте системы сбора и транспорта нефти и газа, но наиболее целесообразно устанавливать их в пунктах максимальной концентрации нефти (например, в товарных парках). При этом необходимо учитывать принятую схему сбора и транспорта нефти и газа и возможности подготовки нефти другого месторождения, если данное выйдет из строя.

1. Технологическая часть

1.1. Общая характеристика производства

         В данном курсовом проекте рассматривается автоматизация 2-го блока получения компонента дизельного топлива, который входит в состав Карабашской установки комплексной подготовки нефти. Она предназначена для проведения полного комплекса подготовки и частичной переработки девонской сырой нефти с целью получения – товарной стабильной нефти, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), дистиллята (фракции прямогонного бензина) и компонента дизельного топлива.

         Установка комплексной подготовки нефти (УКПН) в настоящее время состоит из четырех блоков:

         ~ блока обезвоживания и обессоливания нефти;

         ~ блока стабилизации нефти;

         ~ первого и второго блоков получения компонента дизельного топлива.

         Технология подготовки нефти на УКПН основана на следующих процессах:

         - обезвоживания и обессоливания нефти путем промывки пресной водой нагретой нефти и отстоя, воздействия химических реагентов в электрическом поле высокого напряжения с получением товарной нефти, осуществляемый на блоке обезвоживания – обессоливания;

         - нагрев и разделение на фракции товарной нефти в ректификационной колонне с получением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и стабильной товарной нефти, осуществляемый на блоке стабилизации;

         - нагрев и разделение на фракции стабильной нефти в ректификационной колонне с получением дистиллята (фракции прямогонного бензина), компонента дизельного топлива (фракции прямогонного бензина), компонента дизельного топлива и легкого мазута, осуществляемый на блоке получения компонента дизельного топлива.

Установка комплексной подготовки нефти обеспечивается сырьем из резервуаров сырой нефти Карабашского узла подготовки нефти. Товарная стабильная нефть направляется в резервуары товарного парка УКПН.    ШФЛУ

отводится в емкости бензопарка УКПН, а дистиллят и компонент дизельного топлива отводятся в емкости промежуточного хранения, откуда через пункт отпуска нефтепродуктов отгружаются потребителям.

         Технологические блоки установки размещаются на открытых площадках на единой территории Карабашского узла комплексной подготовки нефти.

1.2. Описание технологического процесса

1.2.1. Блок обезвоживания и обессоливания нефти

         Сырая нефть после резервуаров предварительного сброса воды в товарном парке с содержанием воды не более 5% поступает на прием сырьевых насосов Н-101/1-3 при температуре 15-25 °С и подается в теплообменник Т-108/1-6, Т-101/1-5 и Т 104/1-5 (по пучку), где подогревается до 70°С за счет тепла стабильной товарной нефти, уходящей с блока. На прием сырьевых насосов Н-101/1-3 подается насосом Н-1 реагент-деэмульгатор из емкости Р-1 через мерник. Расход нефти после насосов Н-101/1-3 измеряется регистрирующим расходомером поз.300.

         Подогретая нефть после теплообменников поступает в отстойники О-102/3-8, работающие параллельно. В отстойниках О-102/3-8 регулятором давления поз.200 поддерживается рабочее давление до 0,6 МПа (6,0 кгс/см²). Вода, отделившаяся от нефти в отстойниках О-102/3-8, направляется на вторую ступень сепарации товарного парка.

          Нефть с содержанием воды не более 2% из отстойников О-102/3-8 поступает в электродегидраторы ЭГ-101/1-2 на обессоливание.

Электродегидраторы могут работать как параллельно, так и последовательно. На вход каждого электродегидраторы через диспергаторы подается промывочная вода, подогретая паром в теплообменнике ТП-500. Нефть в электодегидраторах подвергается воздействию электрического поля напряжением до 26000 В, подаваемого на два горизонтальных электрода. Соленая вода из электодегидраторов по уровню направляется на вторую ступень сепарации товарного парка.

         Расход нефти, подаваемой на электродегидраторы, измеряется отдельными регистрирующими расходомерами поз.303/1-2. Расход воды замеряется расходомерами поз.301 и 302. Межфазный уровень в электродегидраторах поддерживается автоматически регулятором уровней поз.405 и 406. В нормальном режиме в электродегидраторах поддерживается межфазный уровень в пределах до 20% шкалы прибора регулятора уровня поз.405 и 406.

         Обессоленная нефть с содержанием воды не более 0,3% и солей не более 100 мг/л из электодегидраторов поступает в промежуточные емкости Е-1/1-2 для дополнительного отстаивания. Емкости Е-1/1-2 работают при полном заполнении, поддерживаемые регуляторами уровней поз.407 и 408. Нефть из Е-1/1-2 забирается промежуточным насосом Н-102/1-3 и через регулирующий клапан поз.304 подается на блок стабилизации, а дренажная вода отводится в товарный парк. Расход нефти после насоса Н-102/1-3 регулируется и регистрируется прибором поз.202.

1.2.2. Блок стабилизации нефти

         Обессоленная и обезвоженная нефть после насоса Н-102/1-3 подается в теплообменники Т-106/1-4 (по корпусу), где нагревается до 180°С теплом нефти, отводимой из куба колонны К-101. Нефть из теплообменников Т-106/1-4 поступает на 6-ю тарелку колонны стабилизации К-101, где подвергается ректификационному разделению на ШФЛУ и стабильную нефть. Легкие фракции углеводородов в виде паров при температуре 110÷120°С     с       верха колонны направляются в воздушные конденсаторы-холодильники АВГ - 1÷3, где охлаждаются, конденсируются и собираются в рефлюксной емкости (бензосепараторе) Б-104. Несконденсировавшийся углеводородный газ из емкости Б-104 насосом поз.203в. направляется на прием компрессорной станции КС-21. Жидкая часть – широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) при температуре не более 40°С из емкости Б-104 насосом Н-106/1-2 подается нга орошение верха колонны К-101. Балансовая часть ШФЛУ после насоса Н-106/1-2 направляется через регулирующий клапан поз.409д. в бензопарк УКПН.

         Давление в рефлюксной емкости Б-104 поддерживается регулятором давления поз.203. Расход ШФЛУ, откачиваемого в бензопарк УКПН, регулируется по уровню в рефлюксной емкости Б-104 и регистрируется регулятором расхода поз.409. расход ШФЛУ на орошение колонны К-101 регулируется по температуре верха колонны поз.114 регулятором расхода поз.305. Подтоварная вода из рефлюксной емкости Б-104 отводится автоматически в дренажную линию через клапан по уровню поз.410.

         Стабильная нефть с куба колонны К-101 через регулятор уровня поз.400 под собственным давлением поступает последовательно в теплообменники Т-106 (по пучку), Т-104, Т-101 и Т-108 (по корпусу), где отдает тепло и при температуре не более 40°С направляется как готовая продукция в товарный парк, часть нефти после теплообменника Т-104 в количестве до 40 т/час поступает на блок получения компонента дизельного топлива. Расход стабильной нефти в товарный парк регистрируется расходомером поз. 307. Давление в колонне К-101 регистрируется прибором поз.208, а температуры – приборами поз.112 и 115.

         Для поддержания требуемой температуры стабилизации в колонне часть нефти циркулирует посредством насоса Н-105/1-2 через печь П-201 (ПТБ-10) в куб колонны К-101 (горячая струя). В печь П-201 нефть подается четырьмя потоками и нагревается до 220-250°С . В качестве топлива печи П-201 (ПТБ-10) используется сухой углеводородный газ или сырой нефтяной газ. Часть нефти после насоса Н-105/1-2 в количестве 20-35 т/час и температурой около 250°С подается на первый блок получения компонента дизельного топлива.

         Расход нефти через печь П-201 регулируется посредством 4-х клапанов регулятора расхода поз. FPC-208. Подача топливного газа в печь П-201 регулируется по температуре нагрева нефти и регистрируется прибором поз. FPC-205.

         Подготовка нефти может производится без стабилизации нефти на блоке обезвоживания и обессоливания. В этом случае обессоленная нефть после промежуточных емкостей Е-1/1-2 направляется насосом 102/1-2 в печь П-201 (ПТБ-10 и далее через теплообменники Т-104, Т-101 и Т-108 в товарный парк, минуя теплообменники Т-106 и колонну К-101. При этом регулирующий клапан поз.400д. регулятора уровня колонны К-101 регулирует давление нефти на выходе теплообменника Т-108 от регулятора давления поз.202б.

         В составе установки имеется реагентное хозяйство, состоящее из реагентных насосов, 2-х емкостей приема и хранения реагентов объемом по 10 м³ и дозировачных емкостей и насосов. Подача реагентов производится дозировачными насосами на прием насоса Н-101/1-3 и на вход электродегидраторов Э-101/1-2.

         В бензопарке УКПН имеется 8 горизонтальных резервуаров (из них 5 в работе) объемом по 200 м³ каждый для промежуточного хранения ШФЛУ. ШФЛУ из резервуаров бензопарка откачивается насосами по трубопроводу для дальнейшей переработки на Миннибаевский перерабатывающий завод управления «Татнефтегазпереработка».

1.2.3. 1-й блок получения компонента дизельного топлива

         Сырьем блока является обессоленная стабильная нефть, поступающая из блока стабилизации. Нефть расходом не менее 25 м³/час, давлением 1,7 ÷ 2,0 МПа и температурой 220 ÷ 350 °С. Расход нефти через змеевик печи П-102 (П-202) регулируется и регистрируется регулятором поз.31; давление нефти на входе в змеевик печи прибором поз.21а.

         В качестве топлива печи П-102 (П-202) используется сухой углеводородный газ или сырой нефтяной газ 2-й ступени сепарации нефти. Расход топливного газа в печь регулируется по температуре нефти на выходе из змеевика печи.

         После печи П-102 (П-202) нефть  температурой 310 ÷ 345 °С (прибор поз.9а) поступает в атмосферную колонну К-201 на 6-ю тарелку и/или под 1-ю тарелку ректификационного разделения с получением дистиллята, компонента дизельного топлива и остатка – легкого мазута. Пары дистиллята с температурой 110 ÷ 140 °С (прибор поз.10) с верха колонны К-201 поступают в конденсаторы-холодильники воздушного охлаждения АВГ-2,3 и затем  в бензосепаратор С-1. Температура верха колонны К-201 регулируется подачей орошения (дистиллята) из сепаратора С-1.

         Сконденсировавшийся дистиллят температурой около 45 °С из сепаратора С-1 забирается насосом Н-3/1-2 и подается через регулирующий клапан на орошение верха колонны К-201, а балансовое количество тем же насосом откачивается по уровню в С-1 через регулирующий клапан в емкости Е-1 ÷ 4 на промежуточное хранение в качестве растворителя парафина. Несконденсировавшийся углеводородный газ из сепаратора С-1 подается в сепаратор F-301 и далее сжигается на факеле. Вода, отделившаяся в сепараторе  С-1, периодически дренируется по уровню (отслеживается визуально) в дренажную линию УКПН. Расход дистиллята, откачиваемой в емкости Е-1 ÷ 4 регулируется по уровню в сепараторе С-1 прибором поз.41.

         Компонент  дизельного  топлива  отбирается  с  17-й т арелки колонны К-201 боковым прогоном при температуре 200÷240°С и поступает в промежуточную емкость F-204. В емкости F-204 производится отгон легких фракций из компонента дизельного топлива при снижении давления. Газовая фаза из емкости F-204 направляется через сепаратор F-301 на сжигание на факеле. Компонент дизельного топлива из емкости F-204 по уровню, регулируемому прибором поз.43, направляется через воздушный холодильник АВГ-1 в накопительную емкость-сепаратор С-2. Компонет дизельного топлива из емкости С-2 насосом Н-2/1-2 откачивается в емкости Е-1 ÷ 15 (или же в РВС-1, Карабашского ТП, насосом Н-4). Газовая фаза из емкости С-2 так же направляется через сепаратор F-301 на сжигание на факеле. Подтоварная вода из емкости С-2 периодически по уровню (отслеживается визуально) отводится в дренажную линию УКПН.

         Остаток перегонки нефти – легкий мазут из куба колонны К-201 при температуре около 40°С, или на вход в отстойники блока обезвоживания-обессоливания, для поддержания необходимой температуры. Откачка мазута из куба колонны К-201 производится через регулирующий клапана по уровню, задаваемому прибором поз.40.

1.3. Автоматизация 2-го блока получения компонента

дизельного топлива

         Стабильная нефть расходом до 37,5 т/ч поступает из блока стабилизации после теплообменников Т-104/1-5 при давлении 0,4 МПа и температуре около 70°С в электродегидратор ЭД-301. Расход нефти, поступающий на блок, замеряется расходомером ДКН и «Метран» поз.FT-66. Перед электродегидратором ЭД-301 в поток нефти вводится пресная вода и деэмульгатор «Реапон» посредством блок-дозатора БР-301. В электродегидраторе ЭД-301 под воздействием электрического поля высокого напряжения осуществляется процесс обезвоживания и обессоливания нефти до остаточного содержания воды не более 0,2% и хлористых солей не более 5 мг/л.

         Соленая вода из ЭД-301 отводится по уровню через регулятор поз.LY-69в в дренажную линию УКПН.

         Нефть из электродегидратора ЭД-301 поступает в буферную емкость Е-301. Из емкости Е-301 нефть насосом Н-301/1,2 под давлением 1,6 МПа прокачивается через трубное пространство теплообменников Т-301/1,2. В теплообменниках нефть Т-301/1,2 нагревается за счет рекуперации тепла кубового остатка (легкого мазута) колонны К-301 до температуры 220°С и поступает в змеевик печи П-301. Нефть, нагретая в змеевике печи П-301 до температуры 330-350°С, с образованием паровой фазы и при давлении 0,2 МПа поступает в атмосферную ректификационную колонну К-301 на 4-ю тарелку. Температура нагрева нефти в змеевиках печи П-301 поддерживается за счет регулирования давления топливного газа регулятором давления поз.PY-61в.

         Паровая фаза с верха колонны К-301 при температуре 140-147°С и давлении 0,15 МПа поступает в конденсатор-холодильник воздушного охлаждения АВГ-301/1,2, откуда с температурой 40-50°С поступает в рефлюксную емкость С-301.

         Несконденсировавшийся углеводородные газы из С-301 при температуре 40-50°С и давлении около 0,15 МПа направляются через регулирующий клапан аварийную емкость F-301 дальше в линию факела УКПН.

         Давление в колонне К-301 и в рефлюксной емкости С-301 поддерживается регулятором давления поз.PY-62в.

         Дистиллят из С-301 насосом Н-304/1,2 направляется через регулирующий клапан на 22-ю тарелку колонны К-301 в качестве орошения. Расход орошения задается регулятором температуры верха колонны К-301 поз.TY-34в. Балансовое количество дистиллята откачивается из емкости С-301 тем же насосом Н-304/1,2 через регулирующий клапан, управляемый регулятором уровня поз.LY-72в в существующие емкости Е-1÷4.

         Подтоварная вода из С-301 по уровню (отслеживается визуально) отводится в существующую дренажную линию УКПН.

         С 13-й тарелки колонны К-301 при температуре около 200°С и давлении 0,17 МПа выводится компонент дизельного топлива в отпарную колонну К-302. Тепловой режим низа колонны К-302 (температура до 220°С) поддерживается работой ребойлера Т-302. Нагрев компонента дизельного топлива в ребойлере Т-302 производится кубовым остатком колонны К-301, подаваемым насосом Н-302/1,2 в змеевик ребойлера.

         Регулирование температуры в ребойлере Т-302 производится регулятором поз.TY-35в за счет изменения расхода потока мазута через змеевик.

         Паровая фаза из К-302 возвращается на 17-ю тарелку колонны К-301.

         С низа выносного кипятильника Т-302 компонент дизельного топлива откачивается насосом Н-303/1,2 по уровню, задаваемому регулятором поз.LY-73в в аппарат воздушного охлаждения АВГ-302. Компонент дизельного топлива, охладившись в АВГ-302 до 40-45°С, направляется в существующие емкости промежуточного хранения Е-1÷4 и Е-4а÷15 или же откачивается насосом Н-4 в РВС-1.

         Кубовый остаток – легкий мазут из колонны К-301 при температуре 320-340°С откачивается насосом Н-302/1,2 по уровню, задаваемому регулятором поз. LY-71в. Легкий мазут с выкида насоса Н-302/1,2 подается через теплообменники Т-301/1,2 с температурой ~ 90°С на смешение с товарной нефтью блока стабилизации.

         Для защиты от коррозии оборудования конденсационно-холодильного узла, верхней части корпуса и тарелок колонны К-301 в шлемовую трубу и линию подачи орошения с помощью блок-дозатора БР-302 подается ингибитор коррозии.

         Освобождение оборудования и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов перед ремонтом производится в дренажную (аварийную) емкость Е-302. Откачка из Е-302 производится погружным насосом Н-305 в емкости сырой нефти товарного парка УКПН.

1. 2.    Техническая часть

2.1. Иерархическая структура многоуровневой автоматизированной системы контроля и управления

         АСУ ТП УКПН НГДУ «Лениногорскнефть» построена на основе системы «RS3» фирмы Fisher – Rosemount. Система автоматизации RS3 – это распределенная система управления, предназначенная для работы в тяжелых производственных условиях, каким и является установка подготовки нефти. Она основана на системе управления Delta V, ориентированной на полевые устройства, и является составной частью полевой архитектуры Plant Web, объединяющей в единую индустриальную сеть различные интеллектуальные модули ввода-вывода, контроллеры и графическую станцию, базирующуюся на персональном компьютере. Эта станция позволяет представить измеряемые параметры и текущее состояние контролируемого объекта в графической форме, удобной для восприятия оператором. Все операции контроля и управления выполняются по мнемосхемам. Специфические отчеты и графики генерируются по запросу или автоматически через определенные промежутки времени. Взаимодействие с датчиками и исполнительными устройствами осуществляется через аналоговые и цифровые модули, позволяющие реализовывать функции ПИД – регулирования, а также дискретные сигналы, которые используются для контроля за состоянием запорной арматуры, пусковых схем электроприводов насосных агрегатов, различных сигнализаторов и т.д., а также для их управления. В качестве большинства датчиков используют датчики давления и температуры фирмы Fisher – Rosemount, имеющие помимо аналогового выходного сигнала цифровой сигнал по HART – протоколу обмена. Цифровая связь используется для настройки и управления первичными устройствами; эти приборы можно применять в полностью цифровых системах управления в будущем.

Система автоматизации «RS3»включает в себя:

1)    Консоли управления, состоящие из двух мониторов со специальными операторскими клавиатурами;

2)    Главный модуль электроники, содержащий основные электронные компоненты, платы ввода-вывода, модули памяти, программные модули;

3)    Распределенные модули УСО (устройства сопряжения с объектом ).

         Первичные датчики расхода, давления, уровня, температуры и клапана подключаются к модулям УСО по двухпроводной схеме. Используется стандартный токовый сигнал 4-20 мА. Для преобразования токового сигнала в управляющий клапанами пневмосигнал используются электропневматические преобразователи. Таким образом, сигнал от первичных приборов в виде тока 4-20 мА поступают в модуль УСО, от УСО сигнал в цифровой форме поступает в главный модуль электроники, там расшифровывается и отображается на мониторах. Воздействие на регулирующие органы-клапана происходит в обратном порядке. Сигнал с клавиатуры оператора или по заданной программе регулирования поступает в главный модуль, с главного модуля в модуль управления УСО, от УСО в виде токового сигнала на электропневматический преобразователь, который в свою очередь управляет ходом штока клапана.

         Таким образом, можно отметить, что система обеспечивает два уровня оперативного управления установкой: нижний и верхний. Нижний уровень обеспечивает автоматическое управление и управление технологическим оборудованием по командам с верхнего уровня, в том числе его защиту по заданным алгоритмам. Верхний уровень обеспечивает автоматизированное (человеко-машинное) операторское управление технологическим оборудованием.

Структурно нижний уровень состоит:

- подсистема управления оборудованием площадки обезвоживания;

- подсистема управления оборудования площадки стабилизации;

- подсистема управления оборудованием печей;

- подсистема управления оборудованием насосной и бензосклада.

         Каждая подсистема нижнего уровня при потере связи с верхним уровнем обеспечивает работу в автономном режиме по заранее заданным параметрам и уставкам.

         Верхний уровень системы реализован на базе двух операторских станций (ОС) – консолей, имеющих в своем составе дисплей, функциональную клавиатуру и принтер. Для обеспечения инженерных функций по конфигурированию и обслуживанию системы операторская станция переводится в режим инженерной станции (ИС). Доступность режима конфигурирования определяется соответствующим механическим ключом, вставляемым в операторскую станцию. Для обеспечения функций по конфигурированию и обслуживанию приборов с HART – интерфейсом предусмотрена отдельная инженерная станция инженера КИПиА.

         Система обеспечивает функционирование технологического объекта в круглосуточном режиме. Отказы технических средств отдельных модулей системы не оказывают влияния на работоспособность всей системы в целом.

         Основное взаимодействие между оператором и технологическим процессом происходит посредством системной консоли. Системная консоль позволяет производить следующие действия:

 - конфигурировать рабочие характеристики консоли;

 - выполнять конфигурирование установки;

 - конфигурировать алармы, события и их списки;

 - выполнять операции с диском и лентой;

 - выполнять операции с модулями управления;

 - проводить диагностику системы;

 - создавать и конфигурировать мнемосхемы процесса;

 - конфигурировать и генерировать отчеты процесса;

 - создавать и просматривать файлы трендов.

Доступ к тем или иным функциям строго разграничен и определяется физическим ключом. Информация о текущем пользователе отображается в правом нижнем углу экрана монитора. В системе существуют следующие уровни доступа:

         • Администратор системы;     

RNI – устройство связи системной магистрали Peer Way локальной сети Enternet.

            Цели, задачи и выполняемые функции системы автоматизации

         Система обеспечивает оперативный контроль состояния объекта управления, расчет технологических параметров и показателей, архивирование информации, расчет ТЭП, предупредительную сигнализацию отклонений технологических параметров от нормы, регулирование отдельных параметров технологического процесса, противоаварийную защиту технологического оборудования, дистанционное управление исполнительными механизмами (ИМ), формирование и печать журнала аварийных и технологических сообщений (ИМ), формирование и печать журнала аварийных и технологических сообщений (ЖАТС), формирование и печать отчетных документов о работе технологического оборудования. Задачами автоматизации технологического процесса являются: автоматическое поддержание уровня и давления в технологических аппаратах, регулирование расхода водонефтяной эмульсии и промывочной воды, подача заданного объема химических реагентов и защита от аварийных режимов. Все эти задачи успешно выполняет система RS3 фирмы Fisher – Rosemount.

         На нижнем уровне – уровне технологического оборудования – реализуются следующие основные функции:

         - сбор и обработка сигналов с датчиков;

- автоматическое регулирование параметров технологического процесса и          оборудования;

         - программно-логическое управление;

         - передача информации на верхний уровень и получение команд и данных с          верхнего уровня.

         На верхнем уровне – уровне автоматизированных рабочих мест реализуются следующие функции:

- формирование и отображение оперативной информации о текущих        значениях    параметров,    состоянии    оборудования     и    исполнительных 

         устройств (ИУ), предупредительная и предаварийная сигнализация, тренды;

         - дистанционное управление технологическим оборудованием и ИУ;

         - управление работой контуров регулирования;

         - ведение базы данных, архивов нарушений, событий, действий оператора,          технологического журнала;

         - диагностика состояния технических средств и электрических цепей.

2.3.Комплекс технических средств

Таблица 2.3.1.

Продолжение таблицы 2.3.1.

Датчики и преобразователи

         Основные приборы, применяемые на УКПН, и в частности на рассматриваемом участке площадке обезвоживании и стабилизации:

         Термопреобразователи сопротивления

         Измерение температуры термопреобразователями сопротивления основано на свойстве металлов и полупроводников изменять свое электрическое с изменением температуры. Термопреобразователи позволяют надежно измерять температуру в пределах от -260 до 1100°С. К металлическим проводам термопреобразователей сопротивления предъявлен ряд требований, основными       из       которых        являются    стабильность      градуировочной характеристики, а также ее воспроизводимость, обеспечивающая взаимозаменяемость изготовляемых термопреобразователей сопротивления. Для изготовления стандартизированных термопреобразователей сопротивления в настоящее время применяют платину (ТСП) и медь (ТСМ).

         Платина является наилучшим материалом для термопреобразователей сопротивления, так как легко получается в чистом виде, обладает хорошей воспроизводимостью, химически инертна в окислительной среде при высоких температурах, имеет достаточно большой температурный коэффициент сопротивления, равный 3,94∙10^-3 °С^-1, и высокое удельное сопротивления        0,1∙10^-6 ОМ∙м. Платиновые преобразователи сопротивления используются для измерения температуры от -260 до +1100°С. Платиновые термопреобразователи сопротивления являются наиболее точными первичными преобразователями в диапазоне температур, где они могут быть использованы.

         Медь – один из недорогостоящих металлов, легко получаемых в чистом виде. Медные термопреобразователи сопротивлений предназначены для измерения температуры в диапазоне от -50 до +200°С. При более высоких температурах медь активно окисляется и потому не используется.

                   Для измерения температур также на УКПН используют прибор ТХА-преобразователь термоэлектрический. Он предназначен для измерения температур жидких и газообразных неагрессивных сред, высокотемпературных газовых сред, продуктов сгорания природного газа, малогабаритных подшипников, поверхности твердых тел, а также агрессивных сред, неразрушающих материал защитной арматуры.

Интеллектуальные датчики фирмы Fisher-Rosemount 

Преобразователь дифференциального давления 3051СD,

датчик избыточного давления 3051ТG 

         Датчики давления моделей 3051 предназначены для качественных измерений абсолютного, избыточного давления, разности давлений, уровня. Измеряемое давления через разделительную мембрану и заполняющую жидкость подается на сенсорную мембрану. Исходные значения при аварийной сигнализации отличаются от выходных значений датчика, когда приложенное давление выходит за пределы диапазона измерений. Когда давление выходит за пределы диапазона, аналоговый выход продолжает выводить значения измеряемого давления до тех пор, пока не будут достигнуты предельные выходные значения, указанные ниже. Выходные значения не могут быть ниже или выше этих предельных уровней вне зависимости от величины приложенного давления.

Интеллектуальный датчик температуры 644Н, 644R 

         Эти датчики представляют собой микропроцессорное устройство, способное принимать сигнал от самых различных температурных сенсоров и передавать данные измерений в систему управления, построенную на основе пользования протокола HART или в другое устройство, подключенное к выходному интерфейсу датчика. Высокая надежность в комбинации с исключительной гибкостью цифровой электроники делают этот датчик незаменимым для решения задач, требующих высоких технических характеристик, дистанционного управления и доступа к данным. В датчике имеется коммуникационный интерфейс для подключения портативного коммуникатора HART фирмы Fisher-Rosemount. Коммуникатор можно использовать для опроса, конфигурирования, тестирования или установки формата HART может осуществляться при размещении последнего в центре управления, непосредственно вблизи датчика или в любом другом месте, в котором имеется возможность подключения коммуникатора к коммуникационнму контуру.

Интеллектуальные измерительные преобразователи

Уровня жидкости типа 2390 и 249

         Измерительный преобразователь уровня жидкости 2390 используется с датчиками серии 249 и предназначен для измерений уровня жидкости, уровня раздела  двух  жидкостей  или  измерений  удельного  веса  (плотности) жидкости.Эти изменения создают выталкивающую силу, воздействующую на поплавок, который, в свою очередь, передает вращательное движение на ось торсиометрической трубки. Это вращательное движение передается на измерительный преобразователь, вырабатывающий выходной токовый сигнал, который подается на измерительный прибор или конечный регулирующий элемент.

         Датчик модели 249 разработан для измерения уровня жидкости, уровня раздела двух жидкостей, удельного веса или плотности  жидкости внутри резервуара. Узел торсиометрической трубки состоит из полой торсиометрической трубки и расположенного внутри нее вала, приваренного  к одному концу трубки и выступающей с другой стороны. Неприсоединенный конец торсиометрической трубки загерметизирован прокладкой и жестко скреплен с рычагом торсиометрической трубки, что дает возможность выступающему из трубки концу вала поворачиваться и передавать тем самым вращательное движение.

Поплавок всегда создает направленную вниз силу, действующую на один конец стержня буйка. Другой конец стержня буйка опирается на острую кромку призматической опоры. Вал на конце стержня буйка, опирающегося на призматическую опору, вставлен в гнездо снаружи приваренного конца узла торсиометрической трубки. Повышение уровня жидкости, уровня раздела двух жидкостей увеличивает действующую на буек направленную вверх силу, равную весу вытесненной жидкости. Соответствующее вертикальное перемещение буйка приводит к угловому перемещению стержня буйка относительно призматической опоры. В связи с тем, что узел торсиометрической трубки является торсионной пружиной, которая поддерживает буек и определяет угол для данного изменения положения буйка. Это вращение передается через рычаг торсиометрической трубки с помощью выступающей части вала торсионного узла. Контроллер или измерительный преобразователь, соединенный с этим валом, преобразует вращательное движение в изменяющийся пневматический или электрический сигнал.

Измерение влажной сырой нефти (ВСН-1)

         Влагомер ВСН-1 предназначен для непрерывного определения воды в добываемой нефти, вычисления средней по объему влажной нефти, вычисление объема чистой нефти при работе в комплекте со счетчиком жидкости. Первичный  измерительный преобразователь и блок обработки влагомера ВСН-1 должны устанавливаться в обогреваемом блок-боксе.

         Влагомер сырой нефти ВСН-1 функционально состоит из первичного измерительного преобразователя, микропроцессорного блока обработки и трехжильного кабеля, обеспечивающего связь первичного преобразователя с блоком обработки. В структурный состав схемы ВСН входят следующие функциональные узлы:

         • преобразователь емкостей (ПЕ);

         • блок искрозащиты (БИЗ);

         • микропроцессор со схемами обрамления (ЦП);

         • оперативное запоминающее устройство (ОЗУ);

         • постоянное запоминающее устройство, содержащее набор основных и          вспомогательных программ (ПЗУ);

         • 16-разрадный вакуумно-люминисцентный индикатор (ИЛЦ) со схемой          управления (ПКД);

         • элементы оперативного управления прибором;

         • измерительный канал, состоящий из входного усилителя-преобразователя      тока в напряжение (А1) и аналого-цифрового преобразователя (АЦП);

         • выходной канал, состоящий из цифро-аналогового преобразователя (ЦАП)    и генератора тока;

         • БИС параллельного интерфейса, применяемые для согласования АЦП, ЦАП и внешних устройств с микропроцессором (ППИ);

         • узел записи и хранения характеристик нефтяных эмульсий (ПЗУ «Сорт»);

         • схемы сопряжения сигналов расходомера и телемеханики (СС);

         • стабилизаторы напряжения (СН);

         Измерение влажности нефти производится путем определения комплексного сопротивления нефтяной эмульсии протекающей по датчику. Установленный на измерительную линию первичный преобразователь  преобразует параметры датчика с протекающей по нему нефтью в токовый сигнал, который в блоке обработки преобразуется с помощью встроенного микропроцессора в числовое значение влажности и выдается в зависимости от выбранного пользователем режима на индикатор блока и внешние устройства регистрации данных. Вывод мгновенного значения влажности нефти возможен только при наличии импульсов, поступающих с расходомера или от встроенного в блок обработки генератора секундных импульсов.

Применяемые регулирующие клапаны

         В рассматриваемом участке УКПН применяют клапаны с пневматическим мембранно-пружинным исполнительным механизмом (МИМ): И62235-025, И65235-040, УФ65085-025, УФ65085-050. Пневматические мембранно-пружинные исполнительные механизмы применяются в системах автоматического регулирования и дистанционного управления производственными процессами в различных отраслях промышленности для перемещения и установки затвора регулирующего или запорного органа в соответствии с пневматическим командным сигналом. Регулирующие клапаны предназначены для установки на трубопроводах для жидких и газообразных сред с целью непрерывного регулирования различных параметров рабочей среды (расхода, давления) в технологических процессах.

1. В зависимости от перестановочного усилия механизмы подразделяются на:

         - механизмы, развивающие нормальные усилия – МИМ;

         - механизмы, развивающие повышенные усилия – МИМ П;

2. В зависимости от направления движения выходного звена мембранно-пружинные исполнительные механизмы МИМ и МИМ П должны изготовляться следующего типов:

         - прямого действия – при повышении давления воздуха в рабочей полости             исполнительного механизма присоединительный элемент звена отделяется         от плоскости заделки мембраны – ППХ;

         - обратного действия – при повышении давления воздуха в рабочей полости          исполнительного механизма, присоединительный элемент выходного звена          приближается к полости заделки мембраны – ОПХ.

3. Основные параметры мембранно-пружинных исполнительных механизмов МИМ и МИМ П соответствуют указанным в табл. 1.

Таблица 2.3.2

Продолжение таблицы 2.3.2.

Конструкция и принцип действия

         Управление клапаном осуществляется МИМом, на мембрану которого (непосредственно из питающей среды или из позиционера) подается командой давление воздуха. До подачи командного воздуха плунжер клапана находится в верхнем положении и проходное отверстие полностью открыто. При подаче командного давления усилие, развиваемое мембраной, передается на шток, который перемещает вниз и изменяет проходное сечение в затворе клапана, чем и достигается регулирование параметров рабочей среды. Основными элементами пневматического исполнительного механизма являются: мембранный исполнительный механизм, позиционер, ручной дублер. МИМ преобразует энергию сжатого воздуха в поступательное движение штока.

Сжатый воздух, поданный на мембранную камеру позиционера сжимает пружину на определенную величину, и шток перемещается, исполняя определенный ход. Далее МИМ и МИМ П отличаются друг от друга только пружинами, исполненными на различные значения входных сигналов.

         Позиционер выполняет роль отрицательной обратной связи, корректирует давление в мембранной камере МИМа, обеспечивая повышенную точность программы. Ручной дублер служит для ручного аварийного перемещения МИМа.

2.4.         Объем автоматизации технологических объектов

В таблице    представлен объем автоматизации технологических объектов, расположенных на 2-м блоке получения компонента дизельного топлива.

Таблица 2.4.1

Продолжение таблицы 2.4.1.

Продолжение таблицы 2.4.1.