Разработка системы автоматического управления процессом электростатического разрушения водоэмульсионных смесей в переменном электрическом поле

Аннотация

Дипломный проект выполнен в 2013 году студентом группы ИП 09−5р Дубчаком Р. П. на тему: «Разработка системы автоматического управления процессом электростатическое разрушение водоэмульсионных смесей в переменном электрическом поле секции 100 установки ЛК-6У». Произведена полная автоматизация процесса с подбором наиболее современных средств автоматизации. Разработана основная часть технической документации системы управления. Произведены необходимые расчёты системы автоматизации. Разработанная система управления предназначена для выполнения функций автоматического регулирования, преобразования сигналов и сигнализации параметров.

Технические решения по построению системы управления приняты на базе использования современных технических и программных средств. В частности центральная часть АСУТП построена с использованием приборов и систем ведущей фирмы Siemens.

Руководитель дипломного проекта Инков А.М.

Проект выполнен на кафедре «Автоматизации, телекоммуникаций и управления «ЮКГУ имени М. Ауезова.

Нормативные ссылки

В настоящем проекте использованы ссылки на следующие документы.

Использованные нормативные ссылки

Определения, обозначения и сокращения В проекте использованы следующие обозначения и сокращения.

Использованные в проекте нестандартные обозначения и сокращения.

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 растворённых лёгких 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 2003 г. — 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.

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 ещё 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 сдаётся 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.

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.

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+ H2OMg (OH)Cl+HCl (1.1)

Mg (OH)Cl+H2OMg (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.

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

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).

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.

В схеме предусмотрена подача 2%-го раствора содо-щелочи из Е-106 насосом Н-140 (Н-141) в трубопровод нефти перед ЭД-101ЭД-104 для предупреждения соляно-кислой коррозии сырьевых теплообменников, а также после теплообменников Т-110, Т-111а.

Нагретая до 1200 °C 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-105ЭД-108.

В качестве рециркулянта дренажная вода поступает из 1 ступени электроэлектрообессоливания и дегидратации нефти из Е-109, забирается насосами Н172Н-173 и подается в поток нефти до электродегидраторов 1-ой ступени ЭД-101ЭД-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-101ЭД-104.

После смешивания нефти с водой эмульсия нефти поступает в электродегидраторы 1 ступени: ЭД-101ЭД-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.

Кроме того, пневматические средства автоматизации имеют большое запаздывание сигнала, которое с увеличением расстояния передачи сигнала растет. Также возможны частные 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 трудоёмко, 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.

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.

Типовые аппараты:

электродегидраторы (поз.ЭД101-ЭД108);

емкости (поз.Е105,Е106,Е109,Е111,Е126,Е127);

теплообменники (поз.Т101-Т114);

холодильники (Х101,Х102,Х105,Х113−116а).

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:

Sdt/dt=Gвх-GвыхGоб (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 (вых-вх)=Grn (Рn)-qnot (1.2)

Уравнение материального пространства:

S dt/dt = Gn — Gk = O (1.3)

Уравнение теплоотдачи через стенку трубы:

dq=kT dFT (n-),(1.4)

где: q-тепловой поток через стенку.

Принципиальная схема парожидкостного теплообменника и схема теплообмена и схемы теплообмена в нем:

Рисунок 1.5 — Принципиальная схема паро-жидкостного теплообменника 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 вх 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).

Рисунок 1.6 — Схемы автоматизации теплообменных аппаратов Вариант № 3. Каскадная АСР системы регулирования температуры (или давления) в межтрубном пространстве с коррекцией задания по вых (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.

В отношении пожарои 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, пожарои 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 взрывои 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.

Параметры контролируемые, измеряемые датчиками закодированы следующими обозначениями:

Т-температура;

Fрасход;

Q-концентрация;

Pдавление;

Lуровень.

Таблица 2.1 — Кодировка источников информации

Если же параметр измеряется в аппарате, то код аппарата-источника и код аппарата-приемника совпадают.

Параметры контролируемые, измеряемые датчиками закодированы следующими обозначениями:

Т-температура;

Fрасход;

Q-концентрация;

Pдавление;

Lуровень.

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 ХI99В — расход воды из холодильника ХI.

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

2.1.2 Разработка видеокадров для SCADA-системы

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 — мощная и гибкая программная среда, применяемая для проведения измерений и анализа полученных данных. LabVIEW — многоплатформенная среда: вы можете использовать ее на компьютерах с операционными системами Windows, MacOS, Linux, Solaris и HP-UX. Персональные компьютеры являются более гибкими инструментами, чем традиционные измерительные приборы, поэтому создание собственной программы на LabVIEW, или виртуального прибора (ВП), является довольно несложным делом, а интуитивно понятный пользовательский интерфейс в среде LabVIEW делает разработку программ и их применение весьма интересным и увлекательным занятием.

Концепция LabVIEW сильно отличается от последовательной природы традиционных языков программирования, предоставляя разработчику легкую в использовании графическую оболочку, которая включает в себя весь набор инструментов, необходимых для сбора данных, их анализа и представления полученных результатов. С помощью графического языка программирования LabVIEW, именуемого G (Джей), вы можете программировать вашу задачу из графической блок-диаграммы, которая компилирует алгоритм в машинный код. Являясь превосходной программной средой для бесчисленных применений в области науки и техники, LabVIEW поможет вам решать задачи различного типа, затрачивая значительно меньше времени и усилий по сравнению с написанием традиционного программного кода.

LabVIEW это приложение разработки программы, очень похоже на C или БЕЙСИК, или NI LabWindows. Однако, LabVIEW отличается от тех приложений в одном важном отношении. Другие системы программирования используют текстово — основанные языки, чтобы создать строки программы, в то время как LabVIEW использует графический язык программирования, G, чтобы создавать программы в форме блок-схемы. Таким образом LabView — универсальная среда для разработки систем сбора, обработки данных и управления экспериментом, включающая обширную библиотеку функций, методов анализа (спектральный и корреляционный анализ, вейвлетный анализ, методы фильтрации, статистическая обработка и пр.), библиотеки драйверов устройств, выполненных в наиболее распространенных стандартах (plug-in board, GPIB/IEEE-488, CAMAC, VXI/VME, PXI/PCI, SCXI). Основой среды является графическое (G) программирование на простом и наглядном языке блок-диаграмм, состоящих из функциональных узлов и связей между ними

2.2 Структурные схемы управления и контроля

При разработке проекта автоматизации в первую очередь необходимо решить, с каких мест те или иные участки объекта будут управляться, где будут размещаться пункты управления, операторские помещения, какова должна быть взаимосвязь между ними, т. е. необходимо решить вопросы выбора структуры управления. Под структурой управления понимается совокупность частей автоматической системы, на которые она может быть разделена по определенному признаку, а также пути передачи воздействий между ними. Графическое изображение структуры управления называется структурной схемой. Хотя исходные данные для выбора структуры управления и ее иерархии с той или иной степенью детализации оговариваются заказчиком при выдаче задания на проектирование, полная структура управления должна разрабатываться проектной организацией.

Выбор структуры управления объектом автоматизации оказывает существенное влияние на эффективность его работы, снижение относительной стоимости системы управления, ее надежности, ремонта-способности и т. д.

Система автоматизации состоит из объекта автоматизации и системы управления этим объектом. Благодаря определенному взаимодействию между объектом автоматизации и системой управления система автоматизации в целом обеспечивает требуемый результат функционирования объекта, характеризующийся параметрами х1, х2,…, хn.

Рисунок 2.4 — Структурная схема системы автоматизации К этим параметрам можно отнести, например, величины, характеризующие целесообразный конечный продукт технологического процесса, отдельные параметры, определяющие ход технологического процесса, его экономичность, обеспечение безаварийного режима и т. д.

Кроме этих основных параметров, работа комплексного объекта автоматизации характеризуется рядом вспомогательных параметров y1, y2,… yi, которые также должны контролироваться и регулироваться (например, поддерживаться постоянными). К такого рода параметрам можно отнести, например, величины, характеризующие работу установок подготовки технологического пара, насосных станций оборотного водоснабжения и т. д.

От этих установок требуется только подача на вход технологической установки сырья и энергоносителей с заданными параметрами. При этом необходимая дозировка подачи сырья и энергоносителей осуществляется средствами управления, относящимися к технологической установке.

В процессе работы на объект поступают возмущающие воздействия f1, f2,… fi, вызывающие отклонения параметров x1, х2,…, хn от их требуемых значений. Информация о текущих значениях x1, х2,…, хn, у1, у2,…, yi поступает в систему управления и сравнивается с предписанными им значениями g1, g2,…, gk, в результате чего система управления вырабатывает управляющие воздействия E1, E2,…, Em для компенсации отклонений выходных параметров.

Таким образом, объект автоматизации в общем случае состоит из нескольких в большей или меньшей степени связанных друг с другом участков управления. Участки управления физически могут представляться в виде отдельных установок, агрегатов и т. д. или в виде локальных каналов управления отдельными параметрами одних и тех же установок, агрегатов и т. д.

В свою очередь, система управления в зависимости от важности регулируемых параметров, круга работников эксплуатационного персонала, которым необходимо знать их значения для осуществления оптимального управления объектом, в общем случае должна обеспечивать разные уровни управления объектом автоматизации, т. е. должна состоять из нескольких пунктов управления, в той или иной степени взаимосвязанных друг с другом.

С учетом изложенного структуры управления объектом автоматизации могут быть в частных случаях одноуровневыми централизованными, одноуровневыми децентрализованными и многоуровневыми. Одноуровневые системы управления, в которых управление объектом осуществляется с одного пункта управления, называются централизованными. Одноуровневые системы, в которых отдельные части сложного объекта управляются из самостоятельных пунктов управления, называются децентрализованными.

Структурные схемы одноуровневых централизованных и децентрализованных систем приведены на рисунке 2.5, на котором стрелками показаны только основные потоки передачи информации от объекта управления к системе управления и управляющие воздействия системы на объект управления. На рисунке 2.5 отдельные части сложного объекта управления, управляемые соответственно с пунктов ПУ1 — ПУ3, разделены штриховыми линиями.

Одноуровневые централизованные системы применяются в основном для управления относительно несложными объектами или объектами, расположенными на небольшой территории. Большинство промышленных объектов в настоящее время представляет собой сложные комплексы, отдельные части которых расположены на значительном расстоянии друг от друга.

Рисунок 2.5 — Примеры одноуровневых систем управления

2.2.1 Описание выбранной системы

В дипломном проекте использована АСУТП с двухуровневой системой управления Двухуровневая (система) структура управления и контроля обеспечивает высокую надежность, оперативность, ремонтопригодность и обладает рядом достоинств:

— возможностью получения высоких показателей надежности за счет расщепления АСУТП на семейство сравнительно небольших и менее сложных автономных подсистем и дополнительного коллективного резервирования каждой из этих подсистем через сеть; применение более надежных средств микропроцессорной вычислительной техники;

— большой гибкостью при композиции и модернизации технического и программного обеспечения, возможностью легкого наращивания вычислительных возможностей АСУТП;

— экономией дефицитного кабеля.

При этом легко решается оптимальный уровень централизации управления с минимальным количеством средств технологического контроля, управления и линий связи между ними.

Структурная система АСУ ТП представляет собой двухуровневую систему супервизорного типа, состоящую из следующих уровней:

— нижний уровень — уровень объекта, на котором осуществляется контроль и регулирование параметров технологического процесса при помощи технических средств, находящихся непосредственно на технологическом объекте управления и щитах и представляют собой: первичные преобразователи (датчики) для сбора информации о ходе технологического процесса, вторичные приборы, электроприводы и исполнительные механизмы для реализации регулирующих и управляющих воздействий, программируемые логические контроллеры, которые могут выполнять функции сбора и обработки информации о параметрах технологического объекта управления и исполнительных механизмов;

— верхний уровень — операторский пункт, который включает, прежде всего, одну или несколько рабочих станций, представляющих собой автоматизированные рабочие места оператора; здесь же может быть размещен сервер базы данных; в качестве рабочих станций обычно используются промышленные персональные компьютеры различных конфигураций; рабочие станции предназначены для отображения хода технологического процесса и оперативного управления посредством человеко-машинного интерфейса, эти задачи призваны решать SCADA-системы.

Управление осуществляется из центрального пункта управления (ЦПУ), где размещены АРМ операторов, обслуживающих секции установки.

Учитывая повышенные требования к надежности систем контроля и управления взрывоопасных производств, применены контроллеры типа SIMATIC S7−300 фирмы Siemens.

Рисунок 2.6 — Пример двухуровневой АСУТП Контролеры SIMATIC S7−300 фирмы Siemens являются мощным вычислительным средством и способны выполнять задачи любой сложности.

Контроллер обеспечивает непрерывный опрос датчиков, диагностику модулей.

Технические характеристики контроллера зависят от выбора установленных модулей. Связь контроллера и устройств нижнего уровня осуществляется через станцию распределенного ввода-вывода ЕТ200М и сеть PROFIBUS-DP.

В состав контроллера входит:

каркас;

центральный процессор cpu 315−2dp;

блок питания ps -307;

коммуникационный процессор cp 343−1;

центральный процессор cpu 315−2dp;

блок питания ps -307.

2.3 Аппаратурно-технический синтез системы управления

2.3.1 Выбор и обоснование технического обеспечения для верхнего уровня АСУТП

На верхнем уровне управления выполним выбор и обоснование персональных компьютеров. Как сказано выше верхний уровень это уровень системы ЧМИ и уровень базы данных.

На верхнем уровне АСУТП в проекте использован комплект промышленного компьютера SIMATIC PC фирмы Siemens (ФРГ) [16, 19, 20]. Основное его назначение: обеспечение оператора информацией о протекании процесса (выдача видеокадров); расчет технико-экономических показателей; расчет и выдача оптимальных заданий контроллерам нижнего уровня АСУТП; подготовка и передача информации о процессе; накопление информации о процессе; распечатка выходных документов АСУТП.

Нами выбраны промышленные компьютеры SIMATIC PC, предназначенные для эксплуатации в промышленных условиях и могут круглосуточно работать под действием влажности, пыли, агрессивных сред, вибрации и тряски. Промышленные компьютеры SIMATIC PC имеют следующие особенности: материнская плата собственной разработки и изготовления; современная архитектура, базирующаяся на использовании микропроцессоров Intel; промышленное исполнение, соответствующее современным PC стандартам; мощная встроенная система диагностики и мониторинга.