Автоматизация переработки нефти

Автоматизация производства нефтепродуктов – раздел Философия, АВТОМАТИЗАЦИЯ ХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ 5.2.1. Автоматизация Управления Процессами Первичной Переработки Нефти.

5.2.1. Автоматизация управления процессами первичной переработки нефти

Обезвоженная и обессоленная нефть (после блока ЭЛОУ) поступает в колонну отбензинивания 1 (рис.5.4), где происходит испарение легкокипящих фракций (бензина, воды), которые уходят из верхней части колонны, проходят воздушный 2 и водяной 3 конденсаторы-холодильники и поступают в емкость 4. Газ из нее поступает к фракционному абсорберу; отстоявшаяся вода отводится в канализацию; часть бензина подается насосом на орошение колонны 1, а остальной бензин поступает в емкость 19 и далее в стабилизационную колонну 32. Часть отбензиненной нефти с низа колонны забирается насосом 8 и направляется в трубчатую печь 7, откуда возвращается в колонну 1. Остальная нефть насосом 6 через печь 9 подается в колонну 14. Из верхней части колонны 14 пары бензина и воды поступают сначало в воздушный конденсатор 15, а затем в водяной 16. Конденсат собирается в емкости 10, откуда насосом 11 частично подается в колонну 14 в качестве острого орошения. Остальной конденсат поступает в емкость 19. Оставшаяся в емкости 10 вода отводится в канализацию, а газ сбрасывается на факел.

В нижнюю часть колонны 14 подается водяной пар для более полного извлечения светлых нефтепродуктов из мазута. Для съема тепла в колонне применяют два циркуляционных орошения – верхнее (ВЦО) и нижнее (НЦО). Для этого жидкость из колонны забирается насосами 13 и 17, проходит через теплообменники 12 и 18 и возвращается в колонну 1. В теплообменниках 12 и 18 осуществляется подогрев сырой нефти перед поступлением в колонну 1. Мазут из нижней части колонны 14 забирается насосом 21, прокачивается через печь 9 и поступает на вакуумную колонну 38. Из колонны 14 отбираются три боковых погона, которые подаются в отпарную колонну, состоящую из трех самостоятельных секций 22, 23, 24.

В каждую секцию подается водяной пар, способствующий извлечению легких фракций. Эти фракции возвращаются в колонну 14, а освобожденные от них целевые продукты насосами 25 – 27 через воздушные холодильники 28 – 30 подаются в парк. Продукт из секции 23 используют для подогрева бензина перед поступлением его в стабилизационную колонну 32 (см. теплообменник 31), а продукт из секции 22 частично идет в качестве абсорбента во фракционирующий абсорбер.

Пары из верхней части стабилизационной колонны 32 проходят через воздушный конденсатор-холодильник 33. Конденсат сливается в емкость 34, откуда насосом 35 частично поступает в колонну 32 в качестве орошения, другая его часть (головка стабилизации) выводится в установки. Сухой газ из емкости 34 отводится в топливную сеть. Нижний продукт колонны 32 – стабильная бензиновая фракция – поступает через печь 36 на установку вторичной перегонки бензина, где разделяется на узкие фракции. Для поддержания теплового режима в колонне 32 часть бензиновой фракции насосом 37 прокачивается через печь 36, где испаряется и в виде паров возвращается в колонну.

Из верхней части вакуумной колонны 38 водяные пары, газы разложения, небольшое количество дизельной фракции поступают в конденсатор 47. Конденсат направляется на прием сырьевых насосов, а несконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором (на рис. не показан), обеспечивающим разрежение в колонне.

Для снижения температуры в нижней части колонны 38 и облегчения испарения легких компонентов в колонну вводится перегретый водяной пар.

Для съема тепла в колонне 38 предусматривается три циркуляционных орошения – верхнее (ВЦО), среднее (СЦО) и нижнее (НЦО). Для этого с определенных тарелок колонны насосами 40, 42 и 44 забирается жидкость (фракции), которая проходит через теплообменники 39, 41 и 43 и частично возвращается в колонну. Другая часть жидкости, прошедшей через теплообменники, возвращается на колонну 32.

Остаток вакуумной перегонки – гудрон – через теплообменник 46 выводится из установки. В теплообменнике 39 происходит подогрев химически очищенной воды. В теплообменниках 41, 43 и 46 осуществляется подогрев сырой нефти перед поступлением ее в колонну 1.

Автоматическое регулирование процесса первичной переработки нефти. Поддерживаются постоянные температуры в верхней и нижней частях колонны 1, для чего используют схемы связанного регулирования. Стабилизации подлежат давление в верхней части колонны 1; температура конденсата после водяного конденсатора 3 (связанное регулирование); расходы жидкости, поступающей в печь 7. Регулируют уровень конденсата в емкости 4 отводом части конденсата в емкость 19. Для сброса воды, собирающейся в нижней части емкости 4, используют регулятор уровня. Уровень жидкости в нижней части колонны 1 стабилизируют изменением расхода ее через печь 9 (схема связанного регулирования). Так же, как и в колонне 1, регулируют давление и температуру в верхней части колонны 14, температуру конденсата после водяного конденсатора 16, уровень в нижней части колонны, уровни в емкости 10 (по аналогии с емкостью 4). Температуры в зонах ВЦО, НЦО колонны 14 стабилизируют изменением расходов орошений (связанное регулирование). Регулируют расходы водяного пара, поступающего в колонну 14 и секции отпарной колонны. Уровни в секциях регулируют изменением расходов целевых продуктов (фракций), уходящих из секций.

Температура в верхней части колонны стабилизации 32 регулируется изменением расхода головки стабилизации, поступающей от насоса 35 в эту колонну (связанное регулирование). Давление в верхней части колонны 32 регулируется изменением расхода сухого газа. Температура в нижней части этой колонны регулируется изменением расхода топлива, поступающего в печь 36 (связанное регулирование). Аналогично регулируется и температура бензина, уходящего из печи 36 на установку вторичной перегонки. Уровень в емкости 34 регулируется изменением расхода головки стабилизации, уходящей с установки.

Температура в зонах циркуляционных орошений вакуумной колонны 38 регулируется изменением расхода фракций, уходящих из колонны, что приводит к изменению расхода орошений, возвращаемых в колонну (связанное регулирование). Уровень в нижней части колонны 38 и расход водяного пара, подаваемого в нее, стабилизируют. Требуемое остаточное давление в колонне обеспечивается воздействием на работу эжектора.

Каталитический крекинг различных видов дистиллятного и остаточного сырья предназначен для получения компонентов высокооктановых бензинов и газа с высокой концентрацией пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций. Процесс протекает при температуре 420-550 0 С и давлении 0,1-0,2 Мпа в присутствии алюмосиликатных, цеолитсодержащих и других катализаторов. Основным узлом установки каталитического крекинга является реакторно-регенераторный блок. Функциональная схема системы автоматического регулирования реакторно-регенераторного блока установки каталитического крекинга изображена на рис 5.5. Система предусматривает автоматическую стабилизацию переменных параметров, характеризующих работу трех самых важных агрегатов блока – нагревательной печи 1, реактора 2 и регенератора 3.

Рис.5.5 Схема автоматического регулирования реакторно-регенераторного блока установки каталитического крекинга:1-нагревательная печь; 2-реактор; 3- регенератор; 4-7 – регуляторы температур; 8, 9- регуляторы расходов; 10-регулятор уровня; 11 – регулятор закоксованности катализатора; 12-18 – регулирующие клапаны

Система регулирования состоит из ряда взаимосвязанных контуров, обеспечивающих стабилизацию следующих переменных процесса: температуры подогрева сырья в нагревательной печи, уровня кипящего слоя в ректоре, расхода закоксованного катализатора, выходящего из реактора, расхода регенерированного катализатора, выходящего из регенератора, температуры кипящего слоя в реакторе и в регенераторе, закоксованности катализатора, выходящего из регенератора. Реактор и регенератор, рассматриваемые с позиции автоматического регулирования, представляют собой многосвязанный объект с положительной обратной связью. Это вызвано тем, что увеличение содержания кокса на катализаторе на выходе из реактора при избытке воздуха в регенераторе вызывает увеличение температуры кипящего слоя регенератора и, следовательно, возрастание температуры кипящего слоя в реакторе. При этом увеличивается глубина разложения сырья и происходит дальнейшее коксование катализатора. Таким образом, система реактор – регенератор имеет тенденцию к неустойчивости. Указанная особенность объекта регулирования характерна не только для его теплового режима, но и для гидродинамического.

Ниже приведено описание систем автоматического регулирования ре­акторно – регенераторного блока. Автоматическое регулирование температуры подогрева сырья осуществляется по каскадной схеме, причем промежуточной координатой служит температура перевальной зоны печи. В качестве управляющего воздействия используют расход топливного газа в печь. Этот контур регулирования реализован с помощью регулятора 6, воз­действующего на регулирующий клапан 13.

Температура подогрева сырья на выходе печи стабилизируется регулятором 5, выходной сигнал которого формирует задание регулятору 6. Применение для стабилизации температуры подогрева сырья каскадной САР целесообразно, поскольку основные возмущения (например, изменение давления в линии топливного газа) воздействуют на систему со стороны регулирующего органа. Другим обстоятельством служит то, что инерционность канала «расход топливного газа – температура перевальной зоны печи» значительно меньше инерционности канала «расход топливного газа – температура подогрева сырья».

Связанная система автоматического регулирования режима реактора предусматривает стабилизацию температуры и уровня кипящего слоя в реакторе, а также расхода катализатора из реактора в регенератор. Регулирование температуры в реакторе 2 осуществляется регулятором 4, воздействующим на регулирующий клапан 12, изменяющий расход холодного сырья через байпас помимо печи. Регулирование уровня осуществляется регулятором 10, изменяющим расход дымовых газов из регенератора 3 с помощью регулирующего клапана 16. Регулирование расхода катализатора из реактора в регенератор осуществляется регулятором 8 изменением подачи транспортирующего агента в подъемный стояк реактора путем воздействия на регулирующий клапан 14.

В процессе регулирования температуры кипящего слоя изменяется расход сырья через байпас и, следовательно, через печь. Поэтому в САР температуры сырья возникнут возмущения. Для стабилизации температурного режима печи и улучшение показателей качества сар температуры подогрева сырья в системе предусмотрена коррекция задания для регулятора температуры 6 от регулятора температуры 4, изменяющего расход топливного газа, поступающего в печь при изменении положения регулирующего клапана на байпасе холодного сырья.

САР технологического режима регенератора обеспечивает: стабилизацию температуры в регенераторе с помощью регулятора температуры 7,воздействующего на регулирующий клапан 17 подачей конденсата в охлаждающие змеевики регенератора; стабилизацию закоксованности катализатора, выходящего из регенератора с помощью регулятора 11, воздействующего на регулирующий клапан 18 подачей воздуха в регенератор; стабилизацию расхода катализатора из регенератора в реактор с помощью регулятора 9, воздействующего на регулирующий клапан 15 подачи транспортирующего агента.

Процесс гидроочистки дизельного топлива предназначен для удаления сернистых соединений из прямогонного дизельного топлива. Показателем эффективности процесса – является состав очищенного топлива (гидрогенизата).

На рис.5.6. представлена функциональная схема автомати­зации реакторного блока установки гидроочистки дизельного топлива. Сырье (расходкоторого стабилизируется с помощью регулятора 1 и регулирующего клапана 2) смешивается с цир­куляционным водородсодержащим газом, расход которого конт­ролируется с помощью датчика 3. Газо-сырьевая смесь, пройдя предварительно теплообменник 4, нагревается в печи 5 до тем­пературы реакции. Температуру продукта на выходе печи ста­билизируют с помощью регулятора 6 воздействием на регули­рующий клапан 7 подачи топлива в печь.

1—регулятор расхода; 2Регулирующий клапан; 3Датчик расхода; 4Теплообмен­ник; 5—трубчатая печь; 6Регулятор температуры; 7—регулирующий клапан; 8-9 — реакторы; 10, 11Многоточечный автоматический потенциометр; 12Датчик перепада давлений (РDR); 13Датчик температуры; 14, 15Сепараторы; 16, 17Холодильники; 18 многоточечный автоматический потенциометр; 19, 20Регуляторы уровня; 21, 23 регулирующие клапаны; 24Регулятор давления; 25—Датчик температуры

После трубчатой печи нагретая смесь проходит последова­тельно реакторы 8 и 9. В реакторах содержащаяся в дизельном топливе сера соединяется с водородом циркуляционного газа. При работе реакторов особое внимание уделяют контролю теп­лового режима, для чего в них установлены многозонные тер­моэлектрические преобразователи, подключенные к многоточеч­ному автоматическому потенциометру 10 (поскольку автомати зация обоих реакторов аналогична, она показана на примере одного реактора). Кроме того, осуществляется контроль темпе­ратуры наружных стенок реакторов с помощью датчиков тем­пературы в различных точках и потенциометра 11.

Состояние катализатора (степень его закоксованности) кос­венно оценивают по перепаду давлений на входе и выходе реак­торов, измеряемому датчиком 12. Температуру продуктов реак­ции на выходе реакторов контролируют датчиком 13.

Перед разделением продуктов реакции их тепло использу­ют для нагрева газо-сырьевой смеси в теплообменнике 4. Пе­ред разделением продуктов реакции в сепараторах 14 и 15 со­ответственно высокого и низкого давлений продукты реакции охлаждаются в воздушном и водяном холодильниках 16 и 17. Температуры продуктов реакции на входе и выходе теплообмен­ника 4, холодильников 16 и 17 контролируют с помощью много­точечного автоматического потенциометра 18. Из верхней части сепаратора 14 отводится насыщенный сероводородом циркуля­ционный газ, а снизу – гидрогенизат, который в сепараторе 15 частично освобождается от растворенного в нем так называе­мого жирного газа., содержащего ряд компонентов. Из сепарато­ра 15 гидроочищенное дизельное топливо направляется на ста­билизацию. Уровень в сепараторах регулируют с помощью ре­гуляторов 19 и 20 воздействием на регулирующие клапаны 21 и 22 отбора гидрогенизата. Давление в сепараторе 15 стабили­зируют с помощью регулятора 23 воздействием на регулирую­щий клапан 24 сброса газа.

Http://allrefs. net/c1/48g2h/p24/

Ширикина Е. ВМайстер Д. ВШатунов В. В. АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

В нефтехимической промышленности автоматизации уделяется большое внимание. Это объясняется сложностью и высокой скоростью протекания технологических процессов, а также чувствительностью их к нарушению режима, вредностью условий работы, взрыво и пожароопасностью перерабатываемых веществ.

По мере осуществления автоматического производства сокращается тяжёлый физический труд, уменьшается численность рабочих, непосредственно занятых в производстве, увеличивается производительность труда.

Ограниченные возможности человеческого организма (утомляемость, недостаточная скорость реакций на изменение окружающей обстановки и на большое количество одновременно поступающей информации) является препятствием для дальнейшей интенсификации производства. Наступает новый этап производства — автоматизация, когда человек освобождается от непосредственного участия в производстве, а функции управления передаются автоматическим устройствам.

Автоматизация приводит к улучшению основных показателей эффективности производства: увеличивается количество, повышается качество, снижается себестоимость выпускаемой продукции, повышается производительность труда.

Внедрение специальных автоматических устройств способствует безаварийной работе оборудования, исключает случаи травматизма, предупреждает загрязнение атмосферного воздуха и водоёмов отходами. Комплексная автоматизация процессов в нефтехимической технологии предполагает не только автоматическое обеспечение хода этих процессов с использованием различных автоматических устройств (контроля, регулирования, сигнализации), но и автоматическое управление пуском и остановкой установки для ремонтных работ и в критических ситуациях.

При выборе контролируемых величин обычно руководствуются тем, чтобы при минимальном их числе обеспечивалось наиболее полное представление о процессе. Контролю подлежат те параметры, которые облегчат ведение технологического процесса. Для регулируемых величин процесса выбор осуществляется таким образом, чтобы при регулирующем воздействии на объект достигалось оптимальное протекание технологического режима. Для контроля одинаковых параметров технологического процесса применяют идентичные автоматические устройства, на основе которых осуществляется контроль и управление процессом.

Технологический процесс установки Микростилл-2 0 0 0 основан на атмосферной (первичной) перегонке нефти при однократном испарении лёгких фракций в атмосферной ректификационной (фракционирующей) колонне.

1) предварительный нагрев нефти в теплообменниках за счёт тепла продуктов, выводимых из колонны и стриппингов-

2) окончательный нагрев нефти и частичное однократное испарение лёгких фракций нефти в трубчатой печи с огневым нагревом-

3) разделение на фракции, полученной газожидкостной смеси в ректификационной колонне.

Установка для производства моторных топлив предназначена для переработки до 95 000 тонн в год

(2000 баррелей в сутки) обессоленной и обезвоженной нефти, поступающей из резервуаров центрального товарного парка.

На установке «Микростилл» реализован выше изложенный метод выбора параметров регулирования и средств контроля.

Системой автоматизации обеспечивается дистанционный контроль расхода сырой нефти, подаваемой на установку, расходомером НОРД-М-10 0−25 поз. ЕТ-6 в объеме около 13,5 м куб. /час, при рассогласовании расхода с заданной величиной ПЛК вырабатывает регулирующее воздействие, подаваемое на исполнительный механизм ИМ1 — КТ1 поз. 7 9 с блоком ручного управления БРУ-32 поз. 7 8. Положение регулирующего клапана поступает в контроллер от датчика положения реостатного В1 (10 0 0 Ом) поз^Т4. Помимо регулирования подачи сырой нефти на установку расходомером ЕТ-б контролируются критические значения количества подаваемого сырья, то есть при значении расхода

0,5 или 20 м куб. /час будет включена система сигнализации, а при 0 или 32 м куб. /час произойдет

Остановка. Текущий режим насоса Н-1 — насоса подачи сырой нефти, передается на ПЛК

Открытыми/закрытыми вспомогательными контактами главного контактора насоса поз. 81, поз. 82 через блок ручного управления поз. 80. Выдающееся на экран состояние контактора показывает, в каком режиме находится насос: работает или остановлен.

АСУ ТП установки строится по иерархическому принципу и представляет собой распределённую

К-1 — ректификационная колонна – С-1 — стриппинг – Е-2 — сборник хладагента – Е-3 — ёмкость-

Функции уровня управления технологическим объектом реализуются средствами локальных систем контроля и управления (СКУ), которые строятся на базе контроллеров фирмы «ДЫеп-Вга^еу» серии SLC500 и располагаются в электротехническом блоке.

Функции уровня оператора выполняются операторской станцией на базе компьютера, устанавливаемого в помещении операторной.

В соответствии с принятой структурой функции системы распределены по уровням управления.

Комплекс технических средств электротехнического блока представляет собой шкаф с установленными в нём контроллером, клеммными зажимами, промежуточными реле, автоматическим выключателем, источником бесперебойного питания, источниками питания внешних цепей и т. д.

Дискретные входные и выходные сигналы от датчиков и исполнительных механизмов, устанавливаемых вне операторных помещений, подключаются к контроллеру через промежуточные реле для предотвращения выхода из строя входных/выходных каналов контроллера при неправильном подключении или случайном попадании на контрольный кабель высокого напряжения.

Для исключения сбоев в работе системы при помехах или кратковременных перерывах электропитания предусматривается применение источников бесперебойного питания (UPS).

Обмен информацией между контроллером и компьютером оператора осуществляется по интерфейсу DH+ с использованием кабеля типа Ве^еп 94 63.

Для защиты оборудования от наводок или случайного попадания высокого напряжения на кабель связи используется устройство защиты линии связи фирмы Telebyte.

Для подключения кабелей от датчиков, установленных на технологических объектах, используется промежуточный клеммный щит. Подключение СКУ к клеммному щиту производится при помощи гибкого кабеля или жгута.

Систему автоматизации можно разделить на три уровня: нижний (датчики, преобразователи,

Исполнительные механизмы), средний (микропроцессорный контроллер) и верхний (операторский интерфейс).

1. Исаакович Р. Я. , Попадько В. Е. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа. — М.: Недра,

2. Журавлев В. В. , Савруков Н. Т. Анализ хозяйственно-финансовой деятельности предприятий. – Чебоксары, 2001.

3. Крейнина М. Н. Диализ финансового состояния и инвестиционной привлекательности акционерных обществ в промышленности, строительстве и торговле. — М.: АО «Дис», «МВ-Центр», 2002.

4. Лобков А. М. Сбор и обработка нефти и газа на промысле. — М.: Недра, 1996.

5. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. — М.: Недра, 1996.

6. Мазепа Б. А. Совершенствование систем нефтегазосбора на промыслах. — М.: 1993.

Http://mgutunn. ru/work/526395/Avtomatizaciya-texnologicheskogo-processa-pererabotki

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Проектирование систем автоматизации промышленных установок первичной переработки нефти

Современный этап развития промышленного производства характеризуется переходом к использованию передовых технологий, стремлением добиться предельно высоких эксплуатационных характеристик, как действующего, так и проектируемого оборудования, необходимостью свести к минимуму любые производственные потери. Все это возможно только при внедрении систем автоматизации проектирования (САПР) промышленного оборудования путем применения современных методов моделирования на основе вычислительной техники.

При разработке устройств управления (УУ), направленных на обеспечение качества работы промышленных установок первичной переработки нефти, существует проблема синтеза их оптимальных параметров, которую может решить САПР этих устройств. Таким образом, на первый план выдвигается задача совершенствования процесса проектирования устройств управления промышленными установками первичной переработки нефти.

В основу первичной переработки нефти входят два процесса: обессолиание нефти, протекающий на типовых установках ЭЛОУ (электрообессолиающая установка), и разделение нефти на фракции по интервалам температур кипения, протекающий на типовых установках АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка). Эти установки являются основополагающими, от которых зависят количество и качество получаемой продукции. Типовые установки АВТ в день могут перерабатывать до 4800 тонн нефти, из которых потери составляют в среднем 1-2%.

Для повышения эффективности функционирования САПР устройств управления промышленными установками первичной переработки нефти возникает необходимость исследования рабочего процесса и создания научно обоснованной методики выбора рациональных алгоритмов и параметров настройки элементов этих устройств. Нефтеперерабатывающие заводы относятся к числу технологически сложных и взрывоопасных объектов. Для корректного управления технологическим процессом и предотвращения чрезвычайных ситуаций требовалась разработка современного комплекса автоматики.

Сырьем для НПЗ является нефть, которая поступает по трубопроводу. Для отгрузки готовой продукции – светлых и темных нефтепродуктов, сжиженных углеводородных газов, продуктов нефтехимии, а также гранулированной серы – используется несколько видов транспорта. Основной объем готовой продукции отгружается по железной дороге. Отгрузка также выполняется с помощью автомобильного транспорта и трубопроводов.

Система автоматики НПЗ предназначена для автоматизации технологического процесса атмосферной перегонки нефти на мазутную, дизельную и бензиновую фракции, а также отпуска нефтепродуктов потребителям.

Система обеспечивает мониторинг и управление следующими объектами НПЗ:

· автоматический контроль технологических параметров и параметров состояния оборудования;

· автоматическая защита оборудования по аварийным и предельным значениям контролируемых параметров и при отказах систем обеспечения;

· поддержание режимов работы оборудования в пределах нормативных условий эксплуатации;

· отображение и регистрация на мониторах АРМ операторов технологических установок и резервуарного парка контролируемых технологических параметров и параметров состояния оборудования, как в процессе работы, так и при проведении ремонтных и пусконаладочных работ;

· документирование информации (архивация событий нижнего уровня и действий оператора).

Система автоматики НПЗ построена по распределенному принципу на базе ПЛК промышленного исполнения и состоит из контроллеров, связанных между собой и системой информационного обеспечения оператора технологической сетью.

При необходимости система автоматики может быть доукомплектована соответствующими модулями, позволяющими решать те или иные задачи по автоматизации технологического процесса атмосферной перегонки нефти на мазутную, дизельную и бензиновую фракции. Возможно проведение последовательной реконструкции автоматики технологического объекта, исходя из наличия инвестиционных ресурсов. Также возможно наращивание системы автоматики при наращивании технологических мощностей НПЗ.

Входящие в состав системы автоматики НПЗ устройства позволяют реализовать дополнительные режимы функционирования оборудования (имитация, тестирование, маскирование), защитить систему от несанкционированного доступа, осуществить контроль действия персонала по журналу событий, установить причины аварий по хронологической последовательности, минимизировать затраты электроэнергии и времени на поддержание технологического процесса на НПЗ, повысить уровень надежности работы и живучести технологического оборудования.

Система автоматики НПЗ предоставляет возможность сопряжения с существующими системами сторонних производителей.

В короткий срок были запроектированы, изготовлены и поставлены на объект системы управления технологическими процессами и пожаротушением. Данное решение реализовано на базе SCADA Infinity и контроллеров ЭЛСИ-ТМ.

Оборудование автоматизации объекта реализовано на единой программной и элементной базе, что позволяет оптимизировать затраты на дальнейшую эксплуатацию. Алгоритмы противоаварийной защиты объекта реализованы с помощью контроллера автономной системы ПАЗ в составе поставленного комплекса автоматики, что способствует повышению уровня отказоустойчивости объекта.

На этапе формирования задач очень важно учитывать, что Автоматические системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) относятся к сложным инженерным системам, требующим детальной проработки с учетом специфики предприятия, особенностей протекающих процессов и технических характеристик объекта внедрения.

Процесс первичной перегонки нефти, его схема, основные этапы, специфические признаки. Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов первичной перегонки нефти. Установка с двухкратным испарением нефти, выход продуктов первичной перегонки.

Характеристика современного состояния нефтегазовой промышленности России. Стадии процесса первичной переработки нефти и вторичная перегонка бензиновой и дизельной фракции. Термические процессы технологии переработки нефти и технология переработки газов.

Кривая истинных температур кипения нефти и материальный баланс установки первичной переработки нефти. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти. Характеристика бензина первичной переработки нефти, термического и каталитического крекинга.

Способы регулирования температурного режима по высоте колонны первичной переработки нефти. Схема работы парциального конденсатора и циркуляционного неиспаряющегося орошения. Варианты подачи орошения в сложной ректификационной колонне по переработке нефти.

Классификация нефтей и варианты переработки. Физико-химические свойства Тенгинской нефти и ее фракций, влияние основных параметров на процессы дистилляции, ректификации. Топливный вариант переработки нефти, технологические расчеты процесса и аппаратов.

Задачи нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Особенности развития нефтеперерабатывающей промышленности в мире. Химическая природа, состав и физические свойства нефти и газоконденсата. Промышленные установки первичной переработки нефти.

Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и способы ее переработки. Выбор и обоснование технологической схемы атмосферно-вакуумной трубчатой установки (АВТ). Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны.

Характеристика и организационная структура ЗАО “Павлодарский НХЗ”. Процесс подготовки нефти к переработке: ее сортировка, очистка от примесей, принципы первичной переработки нефти. Устройство и действие ректификационных колонн, их типы, виды подключения.

Поточная схема переработки нефти по топливному варианту. Назначение установок АВТ, их принципиальная схема, сырье и получаемая продукция. Гидрогенизационные процессы переработки нефтяных фракций. Вспомогательные производства нефтеперерабатывающего завода.

Общая характеристика нефти, определение потенциального содержания нефтепродуктов. Выбор и обоснование одного из вариантов переработки нефти, расчет материальных балансов технологических установок и товарного баланса нефтеперерабатывающего завода.

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т. д.

Http://revolution. allbest. ru/manufacture/00540283_0.html

Автоматизация нефтяных скважин – это целый комплекс технических средств, обеспечивающих безопасную и бесперебойную работу оборудования в процессе бурения и последующей эксплуатации горных выработок.

Основными задачами, которые должна решать автоматизация процессов добычи нефти и газа на нефтяных промыслах, являются:

    обеспечение автоматической защиты оборудования в случае возникновения аварийных ситуаций; обеспечение контроля за технологическим режимом; контроль за состоянием используемого оборудования.

Вне зависимости от применяемый технологий нефтедобычи, скважина должна быть оборудована средствами, обеспечивающими местный контроль давления в выкидной линии, расположенными в затрубном пространстве.

Автоматизация скважин фонтанного типа подразумевает обеспечение автоматического перекрытия выкидной линии при помощи отсекателя, если значение давления повышается на 0,5 мегапаскаля (к примеру, в случае появления парафиновой пробки), а также в случае внезапного снижения давления до 0,15 мегапаскаля (к примеру, в случае порыва трубопровода).

Автоматизация скважины, которая оборудована погружным насосом с электроприводом, должна обеспечивать:

автоматическое отключение электрического двигателя этого насоса в случае возникновения аварийной ситуации; запуск и остановку двигателя по команде, подаваемой с групповой установки; запуск и остановку электродвигателя в случае перерывов электроподачи; самозапуск после возобновления подачи электричества; перекрывание выкидного коллектора в случаях повышения и резкого падения давления.

Автоматизация скважины с ШГН (штанговым глубинным насосом) должна предусматривать:

    автоматическое управление двигателем, приводящим в движение станок-качалку, в случае возникновения аварий; отключение этого двигателя посредством импульса, подаваемого электроконтактным манометров при авариях; самозапуск после перерыва в электроподаче двигателя станка – качалки.

Использование автоматизированных замерно-сепарационных установок типа «Спутник-А» подразумевает:

    проведение автоматических замеров дебитов эксплуатируемых скважин; обеспечение контроля за работой этих скважин; блокировку выпускных коллекторов в автоматическом режиме в случае возникновения аварийных ситуаций.

Расчетным контрольным давлением является 1,6 МПа, а блокировки – 4 МПа.

    многоходовой переключатель скважины; несколько установок для замеров дебита; гидравлический привод; отсекатели; БМА (блок местной автоматизации).

Добываемая продукция посредством выкидных линий попадает в многоходовой переключатель, работающий как в ручном, так и в автоматическом режиме. Каждое положение переключателя соответствует подаче на замерную установку сырья конкретной скважины. Затем добываемая продукция от этой скважины поступает в газовый сепаратор, который состоит из двух емкостей (нижней и верхней). Остальная продукция, не проходя через сепаратор, идет в сборный коллектор.

Нефть, попадая в верхнюю емкость сепаратора, постепенно стекает в нижнюю, где ее уровень начинает повышаться. Определенное положение поплавка закрывает заслонку сепаратора на газовой линии, что приводит к повышению давления, и нефть через расходомерный счетчик попадает в сборный коллектор. Затем уровень продукта в нижней емкости постепенно падает, поплавок спускается вниз и открывает заслонку газовой линии. Процесс повторяется несколько раз. Длительность каждого цикла находится в прямой зависимости от дебита конкретной скважины.

Блок БМА регистрирует скапливающиеся объемы жидкого продукта, который выходит из СР (счетчика – расходомера). Включение замера каждой следующей скважины происходит посредством гидравлического привода по команде, подаваемой с БМА.

Работа установки «Спутник-А» происходит по заранее заданной программе, которая подразумевает поочередное включение каждой скважины на определенный промежуток времени.

Помимо «Спутника – А», также используются установки типов «Спутник-Б» и «Спутник-В», в которых возможно применение автоматических влагомеров непрерывного принципа действия, с помощью которых определяется количество воды в добываемой продукции. Возможно оборудование таких установок автоматическими замерными средствами для измерения газосодержания.

Водогазонефтяная смесь, после прохождения через ГЗУ, идет на сепарацию, где происходит отделение нефти от газа и частичное отделение её от воды.

В емкости сепаратора, на случай превышения в нем допустимого давления, предусматривается специальный предохранительный клапан. Автоматизация СУ должна обеспечивать:

    автоматическую регулировку в сепараторе уровня нефти; защиту установки в автоматическом режиме в случае аварийного повышения уровня или давления в емкости СУ; подачу сигналов об авариях на диспетчерский пункт.

Добываемая смесь, после прохождения ГЗУ, попадает сепаратор гидроциклонного типа. Из нижней емкости СУ нефть через специальный через фильтр, обеспечивающий удаление механических примесей, идет на расходомер турбинного типа, а затем попадает в сборный коллектор. Газовая линия оборудована камерной диафрагмой, обеспечивающей измерение объема отделенного от нефти газа. Если давление превышает допустимое значение, срабатывает предохранительный клапан.

Уровень жидкости в СУ регулируется при помощи двух механических регуляторов, управление которыми осуществляется через сигналы, поступающие от датчиков поплавкового типа. В случае достижения жидкостью аварийного уровня, поплавковый датчик подает электрический сигнал на клапан соленоидного типа, который подает из осушителя сжатый воздух на пневматический привод задвижки, которая перекрывает входящую линию СУ.

Если давление в сепараторе достигает аварийного значения, электроконтактный манометр подает импульс на специальный клапан, через который сжатый воздух подается на пневмопривод задвижки, перекрывающей входящий поток продукции.

Основное назначение ДНС – перекачка внутри промысла добываемой продукции. После прохождения ГЗУ нефть попадает в емкость ДНС, а затем с помощью насосов закачивается в промысловый нефтепровод и доставляется по назначению. Отделенный в емкости ДНС газ поступает в систему газосбора.

Система автоматизированного управления и контроля ДНС должна обеспечивать возможность проведения оперативного учета, поддержание заданных параметров техпроцесса и предотвращение аварий. ДНС, как правило, состоит из трех основных блоков: сепарации, насосного и блока дренажной емкости.

    измерение значения давления в емкости при помощи манометра; сигнализацию о достижении предельного давления; автоматическую регулировку давления в емкости для сепарации нефти посредством клапана отсекателя; автоматическую регулировку в емкости уровня продукции; сигнализацию достижения нефтью верхнего и нижнего аварийных уровней.

автоматизацию регулирования давления в буферной сеперационной емкости; автоматическую регулировку в ней уровня жидкости; управление насосом в автоматическом режиме согласно значению уровня в емкости с периодической откачкой; автоматизацию включения резервного насоса; автоматический контроль за температурами подшипников в насосе и в его двигателе; защиту электрического привода насоса от чрезмерных перегрузок и от возникновения коротких замыканий; замеры давления на входе и на выходе насоса; автоматическое выключение насосного оборудования в случае аварийного понижения давления в трубопроводе; измерение тока в электрическом двигателе и значений напряжений в каждом насосе; автоматизацию защиты насосного оборудования в случае превышения предельно допустимых температурных значений в подшипниках самого насоса и его привода; пожарную сигнализацию и сигнализацию загазованности в помещении ДНС; автоматическую связь с диспетчерским пунктом, сигналы которой извещают его о срабатывании защиты и расшифровывают причины такого срабатывания.

    автоматизацию контроля в емкости уровня нефти; управление (в автоматическом режиме) погружением насоса согласно текущему уровню продукции в емкости; сигнализацию о состоянии насосов в операторную.

    обеспечение сигнализации о предельных приемных и выходных давлениях на станции; возможность сигнализации о наличие в насосном помещении загазованности; управление вентиляцией (автоматическое); возможность отключения насосов в случае сильной загазованности; аварийная пожарная сигнализация. обеспечение сигнализации о параметрах загазованности на площадках объектов, расположенных на территории ДНС.

Http://neftok. ru/dobycha-razvedka/avtomatizatsiya-neftedobychi. html

1 ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАНИЕ Е. Л. СОТСКОВА, С. М. ГОЛОВЛЕВА ОСНОВЫ АВТОМАТИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА УЧЕБНИК Рекомендовано Федеральным государственным автономным учреждением «Федеральный институт развития образования» (ФГАУ «ФИРО») в качестве учебника для использования в учебном процессе образовательных учреждений, реализующих программы среднего профессионального образования по специальноcти «Переработка нефти и газа» Регистрационный номер рецензии 562 от 20 декабря 2013 г. ФГАУ «ФИРО» Москва Издательский центр «Академия» 2014

2 УДК 665.6(075.32) ББК я723 С677 Р е ц е н з е н т преподаватель специальных дисциплин, председатель цикловой комиссии «Автоматизация» ГОУ СПО Колледжа автоматизации и электроники 27 М. В. Галкина С677 Сотскова Е. Л. Основы автоматизации технологических процессов переработки нефти и газа : учебник для студ. учреждений сред. проф. образования / Е. Л. Сотскова, С. М. Головлева. М. : Издательский центр «Академия», с. ISBN Учебник создан в соответствии с Федеральным государственным образовательным стандартом среднего профессионального образования по специальности «Переработка нефти и газа», ОП.09 «Основы автоматизации технологических процессов». Изложены основы управления технологическими процессами, вопросы технического обеспечения систем автоматизации. Приведены примеры типовых схем автоматизации. Рассмотрены вопросы проектирования систем управления технологическими процессами, как на базе локальных средств автоматизации, так и с применением средств вычислительной техники. Для студентов учреждений среднего профессионального образования. УДК 665.6(075.32) ББК я723 Оригинал-макет данного издания является собственностью Издательского центра «Академия», и его воспроизведение любым способом без согласия правообладателя запрещается Сотскова Е. Л., Головлева С. М., 2014 Образовательно-издательский центр «Академия», 2014 ISBN Оформление. Издательский центр «Академия», 2014

3 Уважаемый читатель! Данный учебник является частью учебно-методического комплекта по специальности «Переработка нефти и газа». Учебник предназначен для изучения общепрофессиональной дисциплины «Основы автоматизации технологических процессов». Учебно-методические комплекты нового поколения включают в себя традиционные и инновационные учебные материалы, позволяющие обеспечить изучение общеобразовательных и общепрофессиональных дисциплин и профессиональных модулей. Каждый комплект содержит учебники и учебные пособия, средства обучения и контроля, необходимые для освоения общих и профессиональных компетенций, в том числе и с учетом требований работодателя. Учебные издания дополняются электронными образовательными ресурсами. Электронные ресурсы содержат теоретические и практические модули с интерактивными упражнениями и тренажерами, мультимедийные объекты, ссылки на дополнительные материалы и ресурсы в Интернете. В них включен терминологический словарь и электронный журнал, в котором фиксируются основные параметры учебного процесса: время работы, результат выполнения контрольных и практических заданий. Электронные ресурсы легко встраиваются в учебный процесс и могут быть адаптированы к различным учебным программам.

4 Пр е д и с л о в и е Системы автоматического управления являются неотъемлемой частью технического оснащения современного производства. Вопросам автоматизации нефтехимических производств при этом уделяется особое внимание. Это объясняется сложностью и большой скоростью протекания технологических процессов, высокой чувствительностью их к нарушению режима, вредностью условий работы, их взрыво – и пожароопасностью. Технологический процесс и оборудование, в котором он протекает, представляют собой объект управления, а комплекс технических средств и персонал, непосредственно участвующий в управлении, образуют систему управления. Любой процесс управления складывается из отдельных операций, которые по назначению объединяются в три группы: 1) получение информации о текущем состоянии объекта управления; 2) обработка и анализ полученной информации, на основании чего формируется решение о необходимости и характере воздействий на объект управления; 3) реализация принятого решения, например, путем изменения материальных или энергетических потоков. Выполнение первого этапа связано с определением значений величин, характеризующих состояние объекта управления: давлений, температур, расходов рабочих сред, уровней в технологических аппаратах, физико – химических показателей перерабатываемых веществ на различных стадиях технологического процесса и т. д. При ручном управлении человек анализирует состояние технологического процесса, принимает и реализует решения о воздействии на объект. При ручном дистанционном управлении человек получает информацию о параметрах процесса с помощью систем автоматического контроля и воздействует на процесс на расстоянии с помощью специальных устройств. При автоматизации процессов переработки нефти, которые в большинстве своем имеют непрерывный характер, большое зна – 4

5 чение имеет частный случай управления регулирование. Задача управления при этом сводится к поддержанию заданных или оптимальных значений величин, определяющих протекание технологического процесса. Она решается с помощью локальных систем автоматического регулирования технологических параметров: температуры, состава, уровня, давления и др. От выбора рациональной схемы автоматического регулирования и законов регулирования зависит качество работы таких систем. Однако при возрастающей сложности задач, которые необходимо решать системам управления на современном предприятии, приходится сталкиваться с проблемой ограниченности функциональных возможностей локальных систем автоматического управления (САУ). Появление и интенсивное развитие средств вычислительной техники позволило наиболее эффективно обрабатывать и анализировать полученную информацию о состоянии объекта управления. Кроме того, расширились возможности реализации принятых решений о воздействии на объект изменением материальных или энергетических потоков как при нормальной эксплуатации, так и при недопустимых нарушениях в ходе технологического процесса. Создание автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП) на базе современных средств автоматизации и вычислительной техники стало одним из основных путей повышения эффективности производства. Широкое использование автоматизированных систем управления позволяет достичь поставленных целей автоматизации технологических процессов: увеличения производительности технологического оборудования; экономии топлива, сырья, материалов; увеличения объема продукции за счет роста производительности технологического оборудования без увеличения затрат живого труда; увеличения качества продукции; достижения оптимальных режимов работы технологического оборудования. При решении задачи автоматизации в первую очередь выбирают управляющую систему, т. е. определяют степень участия людей в процессе управления, использования автоматических устройств и средств вычислительной техники. Одной из основных задач при разработке проекта автоматизации является определение целесообразного уровня и объема автоматизации данного производства. В зависимости от этих факторов при создании проекта автоматизации могут разрабатываться локальные системы автоматизации и автоматизированные системы 5

6 управления технологическими процессами с применением средств вычислительной техники. Техник-технолог по специальности «Переработка нефти и газа» должен быть знаком и с основами автоматизации производственных процессов, и с современными средствами автоматизации. Это позволит ему грамотно формулировать требования к разрабатываемой системе управления конкретным технологическим процессом. Знание методики проектирования схем автоматизации на базе как локальных средств автоматизации, так и с использованием технических средств АСУТП, может оказать ему неоценимую помощь и в работе с технической документацией, и при разработке и совершенствовании технологии производства.

7 ОСНОВЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ I раздел Глава 1. Глава 2. Основные понятия управления технологическими процессами Автоматизированные системы управления технологическими процессами

8 Гла в а 1 ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ Любая технологическая операция или их совокупность, выполнение которых ведет к достижению намеченной цели, называется технологическим процессом. Технологический процесс может включать в себя механические операции, электрические цепи, химические реакции, передачу теплоты и др. В химической технологии определяющими являются две группы процессов: процессы разделения и собственно химические процессы. К процессам разделения относятся процессы ректификации, абсорбции, экстракции и др. Они могут осуществляться в тарельчатых, насадочных, насадочных пульпационных колоннах и т. п. К химическим процессам относятся процессы конверсии, синтеза, полимеризации и др. Они, в свою очередь, могут протекать в одном из классов химических реакторов: проточных с мешалкой, трубчатых и др. Кроме основных процессов существуют и вспомогательные, связанные с подводом (или отводом) энергии, транспортом рабочих веществ, например использование теплоты реакции, компрессия газа и т. п. Механизация внедрение в производство машин и агрегатов, облегчающих физический труд человека. Роль человека в механизированном производстве сводится к управлению механизмами. Одна лишь механизация технологических процессов, характеризующихся многотоннажностью, высокими скоростями протекания и сложностью, не приводит к нужным результатам. Объясняется это тем, что человек быстро утомляется при необходимости управлять множеством механизмов; кроме того, на результатах управления сказывается и субъективный подход разных людей к решению одной и той же задачи. Поэтому возникает необходимость в автоматизации технологических процессов. Автоматизация комплекс мероприятий по внедрению в производство технических устройств, которые способны управлять процессом без непосредственного участия человека. Роль опера – 8

9 тора при этом сводится к контролю за работой автоматических устройств. Информация о технологическом процессе, полученная при помощи средств автоматического контроля, является необходимым условием для осуществления функции управления. Понятие «автоматизация» может быть применено как к какому – либо технологическому аппарату (например, автоматизация трубчатой печи), так и к процессу, протекающему в нем (например, автоматизация процесса нагревания). Автоматизации в большей степени поддаются непрерывные технологические процессы, в том числе процессы переработки нефти. Управление совокупность действий, которые выбираются в зависимости от определенной информации и направлены на поддержание или улучшение условий функционирования объекта в соответствии с поставленной целью управления. Объект, на который направлено управление (или управляющее воздействие), называется объектом управления. Управление может осуществляться как человеком, так и специальными техническими средствами. Вместе они образуют систему управления. Итак, система управления (рис. 1.1) представляет собой совокупность объекта управления и управляющей системы. Состояние объекта может изменяться в результате проявления различных внешних факторов. Задача управляющей системы заключается в приведении объекта в заданное состояние. В зависимости от степени участия человека в управлении все системы управления можно разделить на следующие: системы ручного управления. Здесь функции управления полностью выполняет человек (оператор). Например, управление вручную задвижками, включение и выключение насосов кнопочными выключателями и т. д. Ручное управление обычно применяют во время пусконаладочных работ на технологическом объекте; в автоматизированных системах управления (АСУ) функции распределены между человеком и автоматическими устройствами; системы автоматического управления работают без участия человека. Рис Упрощенная структурная схема системы управления 9

10 Рис Принцип построения систем управления технологическим объектом 10

11 Качественной оценкой работы САУ является показатель эффективности, например соответствие физико – химических свойств конечного продукта технологического процесса заданным. Поддержание требуемого значения показателя эффективности является целью управления. Частный случай САУ система автоматического регулирования (САР), где управление объектом осуществляется автоматическим регулятором. Возможность создания системы управления технологическим процессом определяется следующими основными принципами автоматизации: повышение экономической эффективности производства при несоблюдении этого принципа автоматизация становится неэкономичной, нецелесообразной; общее упорядочение в результате мер по упорядочению организация производства поднимается на более высокий качественный уровень; принцип соответствия означает гармоничное соответствие между потребностями автоматизируемого объекта и возможностями системы управления; принцип единообразия означает унификацию и стандартизацию элементов системы управления. При построении любой системы управления можно выделить основные действия, которые должны быть исполнены в результате ее функционирования (рис. 1.2): контроль состояния объекта управления (сбор и обработка информации об объекте); анализ полученной информации и принятие решений о необходимости проведения мероприятий, обеспечивающих требуемое качество технологического процесса; реализация принятых решений путем непосредственного воздействия на объект управления. При контроле состояния объекта оценивают: текущие значения и отклонения технологических параметров; параметров, определяемых расчетным путем, и их отклонения; оперативные техникоэкономические показатели процесса и их отклонения; состояние оборудования. На основе полученной информации производится анализ текущего состояния объекта, вырабатываются решения по оптимизации процесса, координируются материальные потоки, формируются рекомендации по реализации принятых решений. Воздействием на объект управления достигают желаемого хода технологического процесса. 11

12 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОБЪЕКТЫ УПРАВЛЕНИЯ Рис Параметры, характеризующие технологический объект управления Технологический объект управления (ТОУ). Это совокупность технологического оборудования и реализованного на нем по соответствующим регламентам технологического процесса. Типичными для нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) объектами управления являются печи, реакторы, ректификационные колонны, сепараторы и другие технологические аппараты. В качестве объектов управления (регулирования) могут рассматриваться и сами процессы, протекающие в них (тепловые, химические, массообменные и др.). Технологические процессы, осуществляемые на предприятиях химической промышленности, характеризуются большим разнообразием параметров. Однако все они с точки зрения управления процессами могут быть разделены на две большие группы: выходные и входные переменные (рис. 1.3). Выходными переменными Y (y 1,, y n ) могут быть как показатели, характеризующие качество готового продукта (например, состав конечного продукта), так и сводные экономические показатели процесса (например, себестоимость или затраты на производство конечной продукции). В тех случаях когда в ходе технологического процесса определение качества готового продукта затруднено, выходной переменной принимается тот показатель процесса, по которому косвенным путем может быть определен данный показатель качества. Например, при невозможности измерения концентрации целевого продукта в реакторе выходной переменной считают температуру в реакторе, так как существует связь между температурой процесса и концентрацией готового продукта. Совокупность значений всех параметров технологического процесса называют технологическим режимом, а совокупность значений параметров, обеспечивающую решение задачи, поставленной при управлении процессом, нормальным технологическим режимом. Нормальный технологический режим задают в виде технологической карты. В карте приводится перечень параметров процесса, которые

13 необходимо поддерживать на определенном уровне, с указанием допустимых диапазонов их изменений. Те параметры, под воздействием которых изменяются выходные переменные процесса, называются входными переменными. Входные переменные, в свою очередь, делятся на управляемые U (u 1,, u n ) и неуправляемые X в (x в1,, x вm ) переменные. Управляемые входные переменные оператор может контролировать и изменять по своему усмотрению, например, производительность установки. Неуправляемые переменные (возмущения) нельзя изменить по желанию оператора. Реальные объекты управления в большей или меньшей степени подвергаются возмущающим воздействиям, которые нарушают нормальный ход технологического процесса. Различают внешние и внутренние возмущающие воздействия. Внешние возмущающие воздействия обусловлены изменением входных параметров, некоторых выходных параметров, а также параметров окружающей среды. Например, изменение давления греющего пара приведет к изменению температуры нагреваемого продукта на выходе теплообменника выходного параметра процесса нагрева. Изменения параметров окружающей среды (например, температуры, давления) наиболее сильно влияют на технологический процесс при установке аппаратов под открытым небом. Внутренние возмущающие воздействия возникают в самом объекте управления при изменении характеристик технологического оборудования (например, изменение активности катализатора, загрязнение и коррозия внутренних поверхностей аппаратов и т. д.). Изменения входных параметров (переменных процесса) приводят к изменениям режимных параметров, характеризующих условия протекания процесса внутри аппарата. Сложность управления современными ТОУ заключается в том, что они постоянно подвергаются возмущающим воздействиям, особенно внешним. Управление технологическим объектом заключается во внесении таких управляющих воздействий, которые компенсируют возмущения и тем самым обеспечивают достижение цели функционирования ТОУ в сложных производственных условиях. Управляющие воздействия Z (z 1,, z n ) выбираются из числа управляемых входных переменных U (u 1,, u n ). Поясним это на примере. Одним из самых распространенных технологических аппаратов является кожухотрубный теплообменник (рис. 1.4, а), в котором идет процесс нагрева (охлаждения) продукта при передаче теплоты от теплоносителя (жидкость, пар). 13

14 Рис Кожухотрубный теплообменник как объект управления: а функциональная схема; б структурная схема По трубам теплообменника движется нагреваемая жидкость, в межтрубное пространство подается греющий пар. Качество работы аппарата определяется температурой жидкости на выходе вых из теплообменника Т ж. Температура жидкости на выходе из теплообменника Т ж является выходной (регулируемой величи – вых ной). Ее нужно поддерживать постоянной. Температура жидкости вых на выходе из теплообменника Т ж зависит от расхода греющего вх пара в рубашку аппарата G п, расхода G ж и температуры Т ж жидкости на входе в аппарат, физических свойств потоков, давления пара Р п в нагнетательной линии. Таким образом, в кожухотрубном теплообменнике как объекте управления могут быть выделены следующие параметры: выходной (регулируемый) параметр вых вх Т ж, входные параметры G п, G ж, Т ж, Р п. Из числа входных переменных G п, G ж управляемые входные переменные (u 1 и u 2 соответственно), Т ж, Р п неуправляемые входные переменные (x 1 вх и x 2 соответственно). Изменение расхода пара G п наиболее сильно сказывается на температуре продукта на выходе из теплообменника Т ж. Поэтому расход пара G п является управляющим воздей – вых вх ствием z, остальные параметры (G ж, Т ж, Р п ) рассматриваются как вых возмущения по отношению к регулируемому параметру Т ж (y) (рис. 1.4, б ). С точки зрения автоматизации и управления объекты химической технологии подразделяют по следующим признакам: тип технологического процесса, проводимого в аппаратах; характер технологического процесса; степень сложности ТОУ; характер параметров управления. По типу технологического процесса ТОУ химической промышленности классифицируют следующим образом: гидромеханические перемещение жидкостей и газов, разделение неоднородных систем, перемешивание, очистка газов; тепловые нагревание, охлаждение, выпаривание, кристаллизация; 14

15 массообменные ректификация, абсорбция, адсорбция, сушка, экстракция; механические измельчение, дозирование, перемещение твердых материалов; химические конверсия, синтез, полимеризация, крекинг и др. Технологические процессы одного типа могут отличаться аппаратурным оформлением и свойствами перерабатываемых веществ, однако все они протекают по одним и тем же законам и характеризуются аналогичными зависимостями между параметрами. Это дает возможность разработать типовое решение по их автоматизации, которое с незначительными изменениями, вызванными особенностями ТОУ, может быть применено для всех процессов данного типа. Во многих ТОУ проводятся процессы, подчиняющиеся нескольким законам. Например, технологический процесс в ректификационной колонне подчиняется законам гидродинамики, тепло – и массопередачи. Естественно, что управлять таким процессом гораздо сложнее. Характер технологического процесса определяется по временным режимам работы технологического оборудования. По данному признаку ТОУ подразделяются на ТОУ с непрерывным характером производства, с периодическим (дискретным) характером производства и со смешанным характером производства. Большая часть объектов управления химической технологии (нефтеперерабатывающие установки, производства синтетического каучука и др.) относятся к ТОУ с непрерывным характером производства. В таких установках сырье и реагенты поступают практически безостановочно, а технологический режим после пуска ТОУ устанавливается постоянным на длительные сроки (неделя, месяц, квартал, год). Характерной особенностью периодических (дискретных) производств является то, что длительность технологических операций в таких ТОУ незначительна (минуты, часы), при этом возникает необходимость частой смены технологических режимов, изменения маршрутов материальных и энергетических потоков. Это значительно осложняет решение вопросов автоматизации периодических процессов. Такие производства преобладают на шинных, резинотехнических, лакокрасочных заводах. Для ТОУ со смешанным характером производства характерно наличие как непрерывных, так и дискретных процессов. Примерами таких производств являются некоторые производства синтетических волокон, удобрений. 15

16 По степени сложности ТОУ можно подразделить на простые и сложные объекты. У простых объектов различают один управляемый входной параметр (u) и один выходной параметр (y). Совокупности простых процессов составляют сложные объекты управления. Сложные объекты характеризуются несколькими взаимосвязанными параметрами. В производственных процессах химической, нефтехимической, нефтеперерабатывающей отраслей промышленности примерами простых объектов регулирования могут служить теплообменные аппараты, конденсаторы. Примерами сложных объектов служат ректификационные колонны, химические реакторы. Степень сложности ТОУ определяется информационной емкостью объекта, т. е. количеством технологических параметров, участвующих в управлении. Классификация объектов по данному признаку приведена в табл По характеру параметров управления различают объекты с сосредоточенными и распределенными параметрами. В объектах с сосредоточенными параметрами значения регулируемых величин в любой момент времени одинаковы во всех точках аппарата. Например, реактор с интенсивным перемешиванием является объектом с сосредоточенными параметрами, так как в нем отсутствуют градиенты температур и концентраций как по высоте, так и по сечению аппарата. В объектах с распределенными параметрами в различных точках аппарата в один и тот же момент времени значения регулируемых величин неодинаковы. К таким объектам относятся трубопроводы большой протяженности, статическое давление газа или жидкости в которых уменьшается в направлении Таблица 1.1. Классификация ТОУ по информационной емкости Информационная емкость объекта Число технологических параметров, участвующих в управлении Пример ТОУ Минимальная Насосная, резиносмеситель Малая Массообменная колонна Средняя Установка первичной перегонки нефти Повышенная Производство этилена Высокая и более Установки ЛК-6У, КТ 1, производство технического углерода 16

17 движения потока вещества вследствие потерь энергии на преодоление гидравлического сопротивления его участков; теплообменники и нагревательные печи с трубчатыми змеевиками, в которых температура нагреваемого продукта также неодинакова по длине. На все процессы, происходящие в замкнутом контуре регулирования, влияют свойства объекта регулирования и характеристика регулятора. Некоторые свойства объектов регулирования благоприятствуют качественному регулированию, некоторые нет. Знание свойств конкретного объекта управления является необходимым условием построения эффективной системы управления им. Недооценка свойств объектов может привести к тому, что даже сложные схемы регулирования не смогут обеспечить требуемого качества регулирования. Основными свойствами объектов управления являются нагрузка, емкость, самовыравнивание, запаздывание. Все объекты регулирования характеризуются тем, что через них непрерывно протекают вещество или энергия Нагрузка количество вещества или энергии, которое может пройти через объект в единицу времени. Так, нагрузкой резервуара является расход протекающей через него жидкости, нагрузкой теплообменника количество теплоты, уносимой из теплообменника нагретым продуктом. Изменение нагрузки приводит к изменению выходного (регулируемого) параметра объекта. Чтобы поддержать параметр на заданном значении, нужно изменить приток вещества или энергии в объект в соответствии с новым значением нагрузки. Характер изменения нагрузки может быть различным: по величине нагрузка может быть большой или малой, возможно быстрое или медленное изменение нагрузки, нагрузка на объект может изменяться часто или редко. Самыми неблагоприятными видами с точки зрения управления объектами являются большие по величине, быстрые и частые изменения нагрузки на объект. В качестве примера рассмотрим ресивер (рис. 1.5, а). Изменение производительности установки (отбор газа из ресивера) Q р приводит к изменению давления внутри аппарата. Если, предположим, произошло мгновенное увеличение отбора газа, то давление в аппарате существенно упадет. Восстановить давление газа возможно увеличением притока газа в ресивер Q п, для чего потребуется длительное время, в течение которого могут произойти необратимые явления в аппарате. К аналогичному результату может привести резкое или частое изменение нагрузки. Чем более резко изменяется нагрузка, тем быстрее изменяется регулируемый параметр, что осложняет регулирование. 17

18 Рис Ручное (а, б ) и автоматическое (в, г) регулирование давления в ресивере: а, в функциональные схемы; б, г структурные схемы; 1 трубопровод на входе; 2 вентиль на входе; 3 ресивер; 4 вентиль на выходе; 5 трубопровод на выходе; 6 манометр; 7 затвор клапана; 8 мембранное устройство с пружиной; д графики изменения нагрузки: 1, 2 линии Наиболее неблагоприятный случай мгновенное нарушение баланса притока и расхода ступенчатое возмущение (линия 1 на рис. 1.5, д). Любой другой характер возмущения благоприятнее для регулирования. Поэтому если расчет системы удовлетворяет заданным требованиям качества регулирования при ступенчатом возмущении, то при реальных плавных возмущениях (линия 2 на рис. 1.5, д) качество регулирования будет лучше. Емкостью объекта регулирования называется количество содержащегося в нем в рассматриваемый момент вещества или энергии. Емкость характеризует способность объекта накапливать вещество или энергию. Объект может обладать емкостью лишь при наличии устройств, создающих сопротивление материальному или энергетическому потоку (задвижки на трубопроводах, тепловая изоляция печей и т. д.). Чем больше при этом геометрические размеры сосуда, 18

19 масса нагреваемых элементов конструкции печи, тем больше соответствующая емкость объекта. Так, например, если бы тепловой объект печь, где регулируется температура, не имел бы тепловой изоляции, то тепловая емкость не могла бы образоваться, так как все тепло рассеивалось бы. Емкость объектов характеризует их инерционность степень влияния входной величины на скорость изменения выходной. Даже ступенчатое изменение входной величины объекта приводит к изменению выходной величины с конечной скоростью. Количественно емкость объекта оценивается коэффициентом емкости С, характеризующим такое изменение количества вещества или энергии, которое нужно подвести к объекту регулирования или отвести от него для того, чтобы выходная величина объекта изменилась на единицу измерения за единичный отрезок времени. Чем больше емкость, тем меньше скорость изменения выходной величины объекта, и наоборот: Q C =, (1.1) dy / dt где Q изменение количества вещества или энергии в единицу времени; y выходная величина объекта; t время. Коэффициенты емкости для различных объектов: а) гидравлический объект гидравлическая емкость; C ж = Qж =, где Q ж расход жидкости на входе в объект; H уровень dh / dt жидкости в емкости; Qг б) пневматический объект резервуар с газом; Cп =, где dp/ dt Q г расход газа на входе в резервуар; Р давление газа в резервуаре; Qт в) тепловой объект; Cт =, где Q т тепловой поток; Т dt / dt температура. Если, например, температура будет мгновенно откликаться на изменение теплового потока (dt/dt ), то C т = 0, следовательно, объект не обладает емкостью. Объекты регулирования подразделяются на одноемкостные и многоемкостные. Одноемкостные объекты широко распространены в химической промышленности. К ним относятся сборники жидкостей, газовые аккумуляторы, жидкостные смесители, теплообменники смешения и т. д. Во всех этих аппаратах количество теплоты или энергии заключено в одном резервуаре. Такие объекты обладают способностью аккумулировать (накапливать) проходящее через 19

20 них вещество или теплоту. Это выражается в том, что рассогласование потоков вещества на входе и выходе при изменении, например, нагрузки вызывает изменение количества вещества или теплоты в объекте, следовательно, и выходной величины объекта. При этом скорость изменения выходной величины объекта зависит от аккумулирующей способности или инерционных свойств объекта. Примеры одноемкостных объектов: емкость, из которой жидкость самотеком отводится по трубопроводу, на котором имеется гидравлическое сопротивление, например, вентиль (рис. 1.6, а), а также теплообменник смешения (рис. 1.6, б ). В многоемкостных объектах можно выделить две или большее число емкостей. Две последовательно соединенные гидравлические емкости можно рассматривать как двухъемкостный объект, выходной величиной которого является уровень жидкости во втором резервуаре (рис. 1.7). Наличие сопротивления при передаче теплоты от теплоносителя к нагреваемой жидкости в виде нагревательных труб позволяет рассматривать кожухотрубчатый теплообменник также как двухъемкостный объект. Самовыравниванием называется свойство объекта приводить к нулю самостоятельно, без участия регулятора, возникший небаланс между притоком и расходом рабочей среды. Регулируемая величина при этом стремится к новому установившемуся значению. В объектах с самовыравниванием ступенчатое изменение входной величины приводит к изменению выходной величины со скоростью, постепенно уменьшающейся до нуля, что связано с наличием внутренней отрицательной обратной связи. Количественно эта Рис Примеры одноемкостных объектов: а гидравлическая емкость; б теплообменник смешения; в временная характеристика объекта 20

21 Рис Пример многоемкостного объекта: а схема объекта; б временная характеристика характеристика определяется степенью самовыравнивания ρ, под которой понимают отношение изменения входной величины объекта х к изменению выходной величины по достижении объектом равновесного состояния y : x ρ= y. (1.2) Чем больше степень самовыравнивания, тем меньше отклонение выходной величины от первоначального положения. Все объекты, у которых приток или расход рабочей среды связаны с регулируемой величиной некоторой зависимостью, обладают свойством самовыравнивания. У объектов с самовыравниванием (их называют статическими) отклонение параметра вызывает уменьшение причины, которая это отклонение вызвала. Рассмотрим объект, изображенный на рис. 1.6, а. При ступенчатом увеличении притока Q п уровень в емкости сначала начнет изменяться с постоянной скоростью. Но при повышении уровня возрастает гидростатический напор, что, в свою очередь, увеличит расход жидкости из аппарата Q р. Со временем скорость изменения уровня уменьшается, и расход жидкости достигнет текущего значения притока. Таким образом, в данном объекте существует внутренняя связь между входными и выходными параметрами по схеме Q п Н Q р. Инерционность такого объекта проявляется в том, что новое значение уровня достигается лишь через некоторое время после мгновенного изменения притока жидкости. Условной количественной оценкой инерционности объекта является значение постоянной времени Т об. Постоянная времени Т об время, в течение которого выходная величина достигла бы постоянного значения, если бы изменялась с постоянной скоростью. 21

22 Объекты, в которых входные величины влияют на выходные, а последние не влияют на входные величины, называются нейтральными. Примером такого объекта является резервуар (рис. 1.8, а), из которого насосом постоянной производительности Q р откачивается жидкость. Изменение выходной координаты (уровня) не сказывается на величине стока. Уровень жидкости в емкости может принимать любые значения и быть постоянным лишь при равенстве входного и выходного потоков Q п = Q р. Например, при увеличении притока уровень жидкости в емкости непрерывно возрастает. Такой объект не обладает свойством самовыравнивания, а для оценки его состояния используется скорость изменения выходного параметра время разгона Т р, за которое выходной параметр изменится от нуля до некоторого условно принятого значения (например, максимального) при заданном изменении входного. Отсутствие самовыравнивания в объектах усложняет задачу регулирования, а его наличие облегчает задачу поддержания выходной величины на заданном значении. В некоторых объектах самовыравнивание так велико, что для поддержания постоянного значения выходной величины объекта вообще не требуется установки регулятора. Запаздывание объекта выражается в том, что его выходная величина начинает изменяться не сразу после нанесения возмущения, а только через некоторый промежуток времени t, называемый временем запаздывания. Все реальные объекты обладают запаздыванием, так как изменение потоков вещества или теплоты распространяется в объектах с конечной скоростью и требуется время для прохождения сигнала от места нанесения возмущения до места, где фиксируется изменение выходной величины. Запаздывание может достигать довольно больших значений (порядка нескольких десятков минут) в объектах, где протекают тепло – и массообменные про – Рис Пример объекта без самовыравнивания: а схема объекта; б временная характеристика 22

23 цессы, и невелико (всего несколько секунд) в объектах, выходные величины которых представляют собой расход или давление жидкостей или газов. Полное время запаздывания объекта определяется как чистым транспортным запаздыванием t тр, так и емкостным (переходным) запаздыванием t емк : t = tтр + tемк. (1.3) Рис Ленточный питатель сыпучего материала: 1 бункер; 2 заслонка; 3 транспортер; 4 приемный аппарат Примером объекта, обладающего чистым транспортным запаздыванием, является ленточный питатель сыпучего материала, схема которого приведена на рис Материал из бункера 1 подается транспортером 3 в приемный аппарат 4. Входной величиной транспортера является поступление сыпучего материала на ленту, количество которого зависит от положения заслонки 2, а выходной сброс материала в аппарат. Запаздывание ленточного транспортера t тр определяется отношением длины ленты L к скорости ее движения S: t тр = L S. (1.4) К объектам, обладающим чистым транспортным запаздыванием, относятся также участки трубопроводов с соотношением размеров трубопровода L труб /D труб 20, где L труб длина трубопровода; D труб диаметр трубопровода. Емкостное запаздывание t емк проявляется в многоемкостных объектах (см. рис. 1.7, а) в том, что скорость изменения выходного параметра в первый момент времени равна нулю в отличие от максимальной у одноемкостного объекта (см. рис. 1.6). Затем она постепенно нарастает, достигает максимума (точка перегиба временной характеристики), после чего вновь убывает до нуля (см. рис. 1.7, б ). Запаздывание вызвано переходным процессом в первом сосуде. Как правило, наличие запаздывания усложняет задачу регулирования технологической величины в объекте, поэтому в случае необходимости принимают специальные меры для уменьшения его влияния. В промышленных условиях автоматические системы, а также их отдельные элементы (ТОУ, элементы управляющей системы) могут 23

24 находиться в равновесных (статических) и неравновесных (динамических) состояниях. Равновесные состояния характеризуются постоянством во времени входных, промежуточных и выходных величин. При эксплуатации объектов химической технологии равновесные состояния систем нарушаются в результате действия различных возмущений, при этом входные, промежуточные и выходные величины систем изменяются во времени такое их состояние называют неравновесным. Исследование систем в равновесных и неравновесных состояниях проводят с помощью различных функциональных зависимостей, характеризующих поведение систем. Поведение системы и отдельных ее элементов в установившемся состоянии определяется уравнениями статики, или статическими характеристиками. Поведение системы в неравновесном состоянии описывается уравнениями динамики (динамическими характеристиками). Статические характеристики. Зависимость между выходной (регулируемой) и входной величинами объекта управления в равновесном состоянии называется статической характеристикой. Обычно уравнения статики являются алгебраическими. Для объекта управления существует понятие «канал связи». Под каналом связи понимают наличие взаимосвязи между входными и выходными параметрами объекта управления. Статические характеристики можно определять по всем имеющимся в объекте каналам. Например, для теплообменника (см. рис. 1.4) статические характеристики можно определить по следующим каналам: расход пара на входе в теплообменник температура на выходе теплообменника (Т ж вых G п ), расход нагреваемого продукта температура на выходе теплообменника (Т ж вых G ж ). Статические характеристики могут быть заданы аналитически или определены экспериментально. Аналитически статическая характеристика определяется функциональной зависимостью между выходной и входной величинами объекта 24 y = f( x) (1.5) и может быть получена на основе уравнений материального или энергетического балансов исследуемого технологического процесса. В качестве примера рассмотрим статическую характеристику емкости (см. рис. 1.6) с притоком и потреблением жидкости, выходным сигналом которой является уровень Н. На линии потребления установлен клапан с постоянным проходным сечением, а после клапана происходит свободный слив жидкости. В этом случае расход

25 на потребление Q р не может изменяться произвольно, а зависит от уровня в емкости. Из гидравлики известно, что эта зависимость имеет вид Qр =α H, (1.6) где α коэффициент пропорциональности, зависящий от пропускной способности клапана. Из уравнения (1.5) получим выражение статической характеристики y = f(x), имея в виду, что получим H = y, Qр = x ; y = kx 2, (1.7) 2 где k = 1/α. Эта статическая характеристика приведена на рис. 1.10, а. По виду зависимости y = f(x) статические характеристики могут быть линейными и нелинейными. Для большинства промышленных объектов статические характеристики нелинейны. Поскольку расчет нелинейных систем управления сложнее, чем линейных, то статические характеристики ТОУ линеаризуют. Линеаризация заключается в замене участка характеристики в пределах возможного изменения входного и выходного параметров объекта прямой, касательной к статической характеристике в области рабочей точки. Рис Статическая характеристика объекта: а статическая характеристика напорного бака; б линеаризация статической характеристики 25

26 Наиболее простым является метод графической линеаризации, применяемый в тех случаях, когда статическая характеристика имеет вид плавной кривой. Предположим, что в емкости должно поддерживаться заданное значение уровня H 0 с точностью ± H. Следовательно, рабочим участком статической характеристики служит криволинейный отрезок CАD, в середине которого находится рабочая точка А. В рабочей точке А объекта восстанавливается новая система координат ( Н Q р ), проводится касательная к исходной кривой статической характеристики, определяется тангенс угла (tg α) наклона касательной к оси Q р, который является коэффициентом усиления объекта по исследуемому каналу связи, т. е. K y = tgα. Полученный таким образом отрезок C АD прямой будет линеаризованной статической характеристикой данного объекта управления. Уравнение линеаризованной статической характеристики в данном случае имеет вид 26 H = K Qp. (1.8) Математической основой данного метода линеаризации является разложение функции, описывающей статическую характеристику, в ряд Тейлора в окрестности рабочей точки, ограничиваясь линейными членами ряда. Проиллюстрируем возможности этого метода на том же примере. Разложение функции (1.5) в ряд Тейлора по малым приращениям параметра Q р в окрестности рабочей точки Н 0 в ряд Тейлора имеет вид H H = H + 0 Q p y 2 1 H Qp + Q (1.9) 2 2 p Qp= Q0 Qp= Q0 Пренебрегая членами ряда, в которые входит сомножитель Q р во второй и более высокой степени, и обозначая H H0 = H, получим линеаризованное уравнение статической характеристики объекта: где K y H = Q p Qp = Q0 H = K Qp, (1.10) α = = const. H 2 0 Графически это уравнение соответствует отрезку прямой C АD на рис. 1.10, б. Изучение статических характеристик объектов управления позволяет решить вопрос о выборе управляющих (регулирующих) y

27 воздействий. Как правило, в качестве управляющего воздействия выбирается такой параметр и канал его внесения, статическая характеристика по которому имеет больший коэффициент усиления. Динамические характеристики. Поскольку в ТОУ практически непрерывно проявляется действие различных возмущений, проникающих в объект, то выходной параметр изменяется. Так, температура продукта на выходе теплообменника может изменяться вследствие непостоянства температуры и давления греющего пара, колебаний температуры продукта на входе. Поведение объекта в неустановившемся состоянии (в динамике) зависит от его динамических свойств. Динамические свойства объекта проявляются только при изменении его входных сигналов. При этом и выходной сигнал будет изменяться во времени. В зависимости от характера изменения входных сигналов выходной сигнал одного и того же объекта может изменяться по – разному. Поэтому для выявления динамических свойств объекта регулирования необходимо узнать его реакцию на какой – либо определенный вид входного воздействия. Чтобы можно было сравнивать динамические свойства различных объектов, применяют одинаковые стандартизованные входные воздействия. Наиболее распространены следующие два вида стандартных воздействий: скачкообразные, когда входной сигнал изменяют мгновенно, скачком на определенную величину, а затем поддерживают постоянным (рис. 1.11, а), и импульсные, когда входной сигнал изменяют на очень большую величину в течение очень короткого промежутка времени, а затем возвращают к прежнему значению (рис. 1.11, б ). До подачи стандартного воздействия объект должен находиться в состоянии равновесия, т. е. его входной и выходной сигналы должны быть постоянными во времени. Зависимость выходного сигнала объекта от времени, начиная с момента подачи стандартного воздействия, называется динамической, или переходной, характеристикой. Динамические характеристики ТОУ также могут быть заданы аналитически и получены экспериментально. Независимо от способа их получения различают следующие виды динамических характеристик: временные характеристики, частотные характеристики и передаточные функции. Временные характеристики подразделяются на кривые разгона Рис Виды стандартных воздействий: а скачкообразное (ступенчатое); б импульсное 27

28 и импульсные переходные характеристики. Графики типичных переходных процессов y(t) в промышленных объектах регулирования при скачкообразном входном воздействии приведены на рис Рассмотрим для примера переходную характеристику емкости с притоком и потреблением жидкости (см. рис. 1.6, а). До подачи стандартного воздействия по расходу на притоке объект находится в состоянии равновесия: приток и потребление одинаковы. Увеличим расход на притоке Q п скачком (см. рис. 1.11, а). Тогда в емкости начнется накопление жидкости и уровень в ней будет возрастать. Рис Типовые переходные процессы в объектах регулирования при скачкообразном входном воздействии: а изменение входного сигнала; б з изменение выходного сигнала для различных объектов: б, в инерционных, г безынерционного, д колебательного, е объекта с запаздыванием, ж неустойчивого, з нейтрального; у выходной сигнал; t время 28

29 Скорость роста уровня, очевидно, зависит от разности расходов на притоке и потреблении Q п Q р, и она тем больше, чем больше эта разность. С другой стороны, с ростом уровня в емкости сразу же начнется и увеличение расхода Q p через клапан в соответствии с формулой (1.6). Следовательно, разность расходов на притоке и потреблении будет уменьшаться, а рост уровня замедляться. Увеличение уровня прекратится совсем, когда потребление снова сравняется с притоком и тем самым будет достигнуто новое состояние равновесия объекта. Описанная переходная характеристика y(t) показана на рис. 1.6, б. Аналитически полученные динамические характеристики получают в виде решения математической модели изучаемого объекта, представляющей собой, как правило, систему дифференциальных уравнений. Аналитически можно получить описание динамики для простых объектов. Из экспериментальных методов исследования наиболее распространено снятие кривой разгона ТОУ. Эта характеристика представляет собой записанное во времени изменение выходного параметра объекта, вызванное однократным ступенчатым изменением входного параметра в разомкнутой системе (т. е. без регулятора). Такое воздействие выбрано не случайно оно является наиболее тяжелым возмущением для САР. Свойства технологических объектов управления и их характеристики определяют аналитическим, экспериментальным и экспериментально – аналитическим методами. Аналитический метод заключается в составлении математического описания объекта, при котором находят уравнения статики и динамики на основе теоретического анализа физических и химических процессов, протекающих в исследуемом объекте, и с учетом конструкции аппаратуры и характеристик перерабатываемых веществ. При выводе этих уравнений используются фундаментальные законы сохранения вещества и энергии, а также кинетические закономерности процессов химических превращений, переноса теплоты и массы. Этот метод применяют при проектировании новых технологических объектов, физико – химические процессы которых достаточно хорошо изучены. Аналитический метод позволяет прогнозировать работу объектов в статическом и динамическом режимах, однако сопряжен с трудностями решения и анализа составленных уравнений. Помимо этого требуется проведение специальных исследований для определения численных значений коэффициентов этих уравнений. Упрощающие допущения, принятые при составлении математического описания, сильно влияют на его точность. 29

Http://docplayer. ru/28443856-Osnovy-avtomatizacii-tehnologicheskih-processov-pererabotki-nefti-i-gaza. html

Однако и темные фракции переработанной нефти находят широкое применение на рынке.

Процесс первичной переработки нефти разработан фирмой «МАГ» (Германия) на основании советского проектавсесоюзного научно-исследовательского и проектного института ВНИПК нефть.

Проект дооборудования процесса с увеличением мощности до 8.2млн. тонн в год и привязка установки к общезаводским сетям выполнена генеральным проектировщиком институтом «ВНИИПК нефтехим» г. Москва НПО «МАСМА».

В настоящее время процесс первичной переработки нефти протекает на установках ЭЛОУ-АВТ (электрообессоливающая, обезвоживающая установка – атмосферно-вакуумная трубчатка).

Такие установки предназначены для переработки сернистой нефти с содержанием солей 40-2000мл/л и воды от 0.1 до 2.0% с получением прямогонных фракций:

Современные установки первичной переработки нефти состоят из следующих блоков и узлов:

Узел подогрева сырья предназначен для подогрева сырой нефти в теплообменниках теплом отходящих и циркулирующих потоков ректификационных колонн.

Двухступенчатое электрообессоливание и обезвоживание предназначено для удаления из нефти воды, солей и механических примесей.

Блок атмосферной перегонки предназначен для разделения нефти на фракции путем ее подогрева с последующейректификацией.

Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина предназначен для стабилизации головных пагонов атмосферных колонн с целью удаления углеводородных газов и разделения широкой бензиновой фракции.

Вакуумный блок предназначен для разделения мазута на фракции путем нагрева его в трубчатой печи с последующей ректификации под вакуумом.

Http://www. skachatreferat. ru/referaty/%D0%90%D0%B2%D1%82%D0%BE%D0%BC%D0%B0%D1%82%D0%B8%D0%B7%D0%B0%D1%86%D0%B8%D1%8F-%D0%9F%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B8-%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8/74482081.html

ГЛАВА 3. МОДЕЛИРОВАНИЕ БИЗНЕС ПРОЦЕССОВ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ НА ПРИМЕРЕ ОАО "ВолгаНефть" 32

Нефть – одно из самых полезных ископаемых, источник могущества нашей страны, наше богатство, фундамент российской экономики.

В Российской Федерации нефтяной комплекс содержит 150 тысяч нефтяных скважин, 49 тысяч километров магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, 35 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью более 300 млн. т/год нефти, а также большое количество других производственных объектов, связанных с этой отраслью народного хозяйства.

В настоящее время нефтяная промышленность Российской Федерации занимает одно из лидирующих мест (третье) в мире.

На предприятиях нефтяной промышленности и обсл уживающих ее отраслей занято около 900 тысяч работников, в том числе в сфере науки и научного обслуживания – около 20 тысяч человек.[21, c.59]

Современная нефтяная компания – это большая ответственность, так как ее главная задача – бережное использование подземных богатств, эффективное превращение их в необходимый потребителю конечный продукт и его своевременная доставка по назначению. Масштаб деятельности в этой сфере настолько велик, что неизбежно оказывает влияние на текущую жизнь всей нашей страны, а иногда и планеты в целом. Нефтяная отрасль работает под пристальным вниманием прессы, экологов, активных граждан. Стоит помнить, что компания ответственна и перед своими акционерами. Сейчас стали актуальными требования и принципы устойчивого развития крупных нефтяных компаний для множества стран мира.

Задачами данной выпускной квалификационной работы являются подробное рассмотрение процессов первичной переработки сырой нефти, а так же рассмотрение и описание бизнес-процессов реально существующего нефтеперерабатывающего предприятия.

Целью моей работы является автоматизация процессов первичной обработки нефти на реально существующем предприятии.

Актуальность выбранной темы заключается в том, что нефтяная промышленность является одной из крупнейшей в стране и бурно развивающейся, а предприятия, использующие автоматизированные процессы переработки сырой нефти имеют на выходе более качественные нефтепродукты.

Объектом исследования выпускной квалификационной работы являются «Автоматизация первичной переработки нефти», а предметом исследования – моделирование процессов первичной переработки нефти на примере ОАО «ВолгаНефть»

Первая глава посвящена методам первичных процессов переработки сырой нефти.

Вторая глава подробно описывает технологии обработки первичной обработки нефти.

Третья глава посвящена автоматизации первичных процессов переработки нефти на предприятии.

Массовая доля i – го компонента. Поправка на реальный отбор от потенциала вносится в показателть выхода, которые определенны по ИТК. Для газов C1 – С4 он составляет 0 98; фракции н. к. -62 °С — 1 05; фракции 62-180 °С — 0 98-0 99; керосиновой фракции — 0 97; дизельной фракции — 0 95; вакуумных дистиллятов — 0 8. Из заданной годовой мощности установки исходя из числа рабочих суток в году подсчитываются величины выраженные в т/год т/сут кг/ч. Мощность установок AT и АВТ может составлять от 2 до 12 млн. т./год. Выход продукции на установках первичной переработки зависит от свойств исходной нефти, достигнутого отбора от потенциала светлых нефтепродуктов вакуумного дистиллята и ряда других причин. Материальный баланс первичной переработки типа ромашкинской (I) и самотлорской (II) приводится ниже [20, c.258]Таблица 2 – Материальный баланс первичной переработки типа ромашкинской (I) и самотлорской (II) нефтей. Сырьё, продуктыIIIПоступило, %Нефть100,1100,1В том числе вода и соли0,10,1ПолученоСжиженный углеводородный газ1,01.1Бензиновая фракция (н. к.-140°С)12,218,5Керосиновая фракция(140-240°С)16,318,9Дизельная фракция (240-3 5 0°С)17,020,3Вакуумный дистиллят(350-500°С)23,423,1Гудрон (выше 500°С)29,218,2Отходы и потери1,01,01.5. Технико-экономические показателиВ таблице 3 приведены расчеты технико-экономических показателей ромашкинской нефти из расчета на 1 тонну. Таблица 3 – Технико-экономические показателиПоказателиУстановка ATУстановка АВТПар водяной, ГДж (Гкал)0,08(0,019)0,143(0,034)Вода оборотная, мЗ1,83,3Электроэнергия, кВт-ч5,36,5Топливо, кг.20,026,7Деэмульгатор неионогенный, кг.0,030,03Ингибитор коррозии, кг.0,0010,001При сооружении комбинированных установок первичной перегонки нефти, которые включают ряд энергетически и технологически связанных процессов её подготовки и переработки, достигаются большие экономические выгоды. Абсорбция газов, электрообессоливание, электрообезвоживание, вторичная перегонка бензиновых фракций, стабилизация легких бензинов, атмосферная перегонка нефти, вакуумная перегонка мазута, выщелачивание компонентов светлых продуктов являются такими процессами. Компактное размещение объектов основного производства на нефтеперерабатывающих заводах достигается за счет комбинирования процессов. За счет этого также уменьшается количество технологических и энергетических коммуникаций, уменьшается число обслуживающего персонала, сокращается объём энергетического общезаводского хозяйства. Удельные расходы энергии металла, капитальных вложений на комбинированных установках существенно меньше по сравнению с организациями с индивидуальными технологическими установками. ГЛАВА 2. ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ2.1. Подготовка и очистка нефтиНефть, которая добывается на промыслах, содержит газы и разнообразные примеси –кристаллы соли, воду, частицы глины и песка. Количество воды в неочищенной нефти может быть в самых разнообразных пределах, а содержание твердых частиц обычно не превышает 1,5%. Обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти возрастает с увеличением продолжительности эксплуатации месторождения. Со старых скважин содержание жидкости в нефти может доходить до 90% . Но в нефти, которая поступает на переработку количество воды не должно превышать 0,3%. Затрудняется транспортирование нефти по трубопроводам и переработка из-за присутствия механических примесей. Они вызывают эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти, содействует образованию стойких эмульсий. Происходит весомая потеря легких компонентов нефти – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100 °С, все это происходит при процессе добычи и транспортировки нефти. Нефть подвергается предварительной обработке с целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки. Стабилизацию нефти осуществляют для сокращения потерь легких компонентов, также для этого могут применять специальные герметические резервуары хранения нефти. Путем отстаивания в резервуарах нефть освобождают от основного количества воды и твердых частиц. Химическими, механическими и электрическими способами осуществляется разрушение нефтяных эмульсий. Процесс смешения и сортировки нефти является важным моментом. Нефть освобождается от основного количества воды и твердых частиц при помощи подогрева или отстаивания в резервуарах на холоде. На специальных установках существует возможность окончательно обезвожить и обессолить нефть. Cильно замедляет или препятствует обезвоживанию нефти то, что вода и нефть часто представляют собой трудно разделимую эмульсию. Эмульсия представляет собой систему из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Нефтяные эмульсии делятся на два типа: вода в нефти, нефть в воде. Наиболее распространенным типом нефтяных эмульсий является гидрофобный тип. Образованию стойкой эмульсии предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Эмульгаторы образуют такие слои. Желатин, крахмал, щелочные масла относятся к гидрофильным эмульгаторам. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов, легче смачиваемые нефтью чем водой. Существуют различные методы разрушения нефтяных эмульсий:механический:отстаивание – применяется к свежим, легко разрушимым эмульсиям. В результате разности плотностей компонентов эмульсии происходит расслаивание воды и нефти. Процесс возможно ускорить с помощью нагревания до 120–160 °С под давлением 8–15 ат. в течение 2–3 ч, не допуская испарения воды. центрифугирование – отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. Такой метод в промышленности используется очень редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 3500 до 50000 в мин., при производительности 15 – 45 м3 смесь и не образовывалось двух жидких фаз на тарелке. Крезолы, фенол, анилин, фурфурол и алкилфталаты используют в качестве растворителя при экстрактивной ректификации моноциклических ароматических углеводородов. Вещество вводят в ректификационную колонну вместе с сырьем и выводят из нее вместе с парами верхнего продукта, если добавляемое вещество более летуче, чем исходные компоненты. Такая ректификация именуется азеотропной. В таком случае вводимое вещество или уводитель образует азеотропную смесь с одним из компонентов сырья. Последний должен обеспечивать образование постоянно кипящей смеси с одним или несколькими компонентами разгоняемой смеси. Азеотропная смесь образуется уводителем в результате молекулярных различий между компонентами смеси. Метиловый и этиловый спирты, метилэтилкетон и другие вещества, образующие азеотропную смесь с парафино-нафтеновыми углеводородами разделяемой смеси используют в качестве уводителей пр азеотропной ректификации моноциклических ароматических углеводородов. Уводитель должен иметь температуру кипения близкую к температуре кипения отгоняемого вещества. Такой критерий позволит получить заметную разницу между температурой кипения азеотропа и других компонентов смеси. Из азеотропной смеси должен легко выделяться уводитель. На основании температурной разницы разделение бывает более полным, чем этого можно ожидать. Это можно объяснить существенным отклонением системы от идеальной. Подготовка сырья имеет важное значение в осуществлении экстрактивной и азеотропной ректификаций, так как установке по перегонке с третьим компонентом должна предшествовать установка предварительного разделения смеси посредством обычной ректификации.2.2. Ректификационные колонныВ колоннах периодического или непрерывного действия осуществляется ректификация простых и сложных смесей. На установках малой производительности при необходимости отбора большого числа фракций и высокой четкости разделения используют колонны периодического действия. Рассмотрим работу такой установки. В перегонный куб на высоту около 2мин поступает сырье. По неподвижной тарелке спускается сверху флегма и у центра переливается на нижележащую вращающуюся тарелку. Флегма, под влиянием центробежной силы, перемещается по вращающейся тарелки вверх до ее периферии и в виде сплошной кольцевой пленки переходит на стенки корпуса колонны, затем – на низлежащую тарелку. Процесс повторяется. Сквозь флегму противопотоком движутся пары. К высокой испаряемости самой флегмы приводит то, что большое количество флегмы постоянно находится во взвешенном состоянии. Компактную колонну с высоким КПД позволяет то, что расстояние между тарелками всего 8 -10 мм. В колонну может вводиться только подогретое сырье, температура поддерживается в установке с помощью нагревателя. Достоинствами такой конструкции является то, что она очень удобна в использовании, не требует профилактических работ и ремонта, не столь чувствительна к изменениям температур и давления исходных компонентов и долговечна. Сложные установки ректификационных колонн, которые комбинируют различные виды колонн и типы их подключения наиболее широко распространены в промышленности. Этот критерий позволяет корректировать технологический процесс для разнообразных условий переработки нефти и получения необходимых дистиллятов. Различные установки ректификационных колонн могут участвовать в процессе ректификации в зависимости от направления переработки нефти. Высокая магистральность сообщений колонн и установок и возможности компактного и ресурсосберегающего перенаправления потоков требуется за сменой потоков сырья и промежуточных продуктов. Подключение колонн возможно:последовательно, с каждой последующей колоны снимают более тяжелый продукт, который одновременно служит флегмой для предыдущей колонны;навесной, где к основной колонне пристроены вспомогательные, куда поступают дистилляторы отобранные с разных уровней основной колонны и проходят дополнительную очистку. В основную колонну назад сбрасывается остаток вспомогательных. Возможно использование выходного продукта одной вспомогательной колонны в качестве флегмы для другой, взаимное подключение вспомогательных колонн. Вспомогательные колонны могут также иметь разную конструкцию –применять различный тип тарелок, различные нагревательные агенты, технологические условия; и размещение – объединяться конструктивно в одну, надстраиваться над основной, располагаться вокруг основной колонны, помещаться внутри основной колонны;с комбинированием последовательных и навесных подключений.2.3. Промышленные установки по первичной переработке нефтиБолее низкой достаточной температурой перегоняемого сырья, меньшим крекингом сырья, и большим КПД отличаются трубчатые установки. По этой причине на современном этапе нефтепереработки трубчатые установки числятся в составе всех нефтеперерабатывающих заводов и являются поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов.

2. Агабеков В. Е. Нефть и газ. Технологии и продукты переработки [Электронный ресурс]: монография/ Агабеков В. Е., Косяков В. К.— Электрон. текстовые данные.— Минск: Белорусская наука, 2011.— 459 c.— Режим доступа: http://www. iprbookshop. ru/10108.— ЭБС «IPRbooks»

3. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: «ГИЛЕМ», 2002. – 671с.;

4. Ахметов С. А. и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов; Под ред С. А. Ахметова. – СПб.: Недра,2006. – 868 с.

5. Зуева А. Г., Носков Б. В., Сидоренко Е. В., Всяких Е. И., Киселев С. П.: Практика и проблематикамоделирования бизнес-процессов // М.: ДМК Пресс, 2011

6. Капустин В. М. Основные каталитические процессы переработки нефти /В. М. Капустин, Е. А. Чернышева. – М.: Калвис, 2006. – 116 с.

7. Козин В. Г., Н. Л. Солодова, Н. Ю. Башкирцева. Современные технологии производства компонентов моторных топлив – Казань.: ТаРИХ, 2003 г. – 264с.

8. Козин В. Г. Разработка поточной схемы и расчёт товарного баланса нефтеперерабатывающего завода: Метод. указания / Казанский государственный технологический университет; сост. В. Г. Козин. Казань, 1993 г. – 52 с.

9. Коршак А. А., Шаммазов А. М.: «Основы нефтегазового дела», издательство «Дизайнполиграфсервис», 2005. – 544с.

10. Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: учебное пособие. – М.: КДУ, 2008. – 280 с.

11. Маклаков, С. В. Моделирование бизнес-процессов с AllFusion PM. — 2-е изд., испр. и доп. — М. : Диалог-МИФИ, 2008 .— 224с.

12. Манoвян А. К. Технология переработки природных энергоносителей. – М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с.

13. Миндaлёв И. В. Моделирование бизнес-процессов. Электронный учебно-методический комплекс. http://www. kgau. ru/istiki/umk/mbp/index. html

14. Pепин В., Елиферов В..Процессный подход к управлению. Моделирование бизнес-процессов. Манн, Иванов и Фербер, 2013

15. Pепин В. В. Бизнес-процессы. Моделирование, внедрение, управление. — М.: Манн, Иванов и Фербер, 2013.- — 512 с.

16. Pобсон М., Уллах Ф. Реинжиниринг бизнес-процессов: Практическое руководство.–М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2003.

17. Pудин М. Г., Сомов В. Е., Фомин А. С. Карманный справочник нефтепереработчика – М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2004 г. – 336с.

18. Руcтамов М. И. Современный справочник по нефтяным топливам и технологиям их производства. М. И. Рустамов, А. С. Гайсин, Д. Н. Мамедов, Фонд «Химик», 2005

19. Cмидoвич Е. В. Технология переработки нефти и газа. Ч.2-я. – М.: Химия, 1980. – 376с.

20. Соболева Е. В. Химия горючих ископаемых [Электронный ресурс]: учебник/ Соболева Е. В., Гусева А. Н.— Электрон. текстовые данные.— М.: Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова, 2010.— 312 c.— Режим доступа: http://www. iprbookshop. ru/13319.— ЭБС «IPRbooks»

21. Шaммaзoв А. М. и др.: «История нефтегазового дела России», Москва, «Химия», 2001. – 316 с.

22. Шeeр А.-В. Бизнес-процессы. Основные понятия. Теория. Методы. –М.: Весть-МетаТехнология, 1999.

23. Шeeр А.-В. Моделирование бизнес-процессов. –М.: Весть-МетаТехнология, 2000.

Http://referatbank. ru/market/referat/i/196408/diplom-avtomatizaciya-pervichnoy-pererabotki-nefti. html

5.2.1. Автоматизация управления процессами первичной переработки нефти

Обезвоженная и обессоленная нефть (после блока ЭЛОУ) поступает в колонну отбензинивания 1 (рис.5.4), где происходит испарение легкокипящих фракций (бензина, воды), которые уходят из верхней части колонны, проходят воздушный 2 и водяной 3 конденсаторы-холодильники и поступают в емкость 4. Газ из нее поступает к фракционному абсорберу; отстоявшаяся вода отводится в канализацию; часть бензина подается насосом на орошение колонны 1, а остальной бензин поступает в емкость 19 и далее в стабилизационную колонну 32. Часть отбензиненной нефти с низа колонны забирается насосом 8 и направляется в трубчатую печь 7, откуда возвращается в колонну 1. Остальная нефть насосом 6 через печь 9 подается в колонну 14. Из верхней части колонны 14 пары бензина и воды поступают сначало в воздушный конденсатор 15, а затем в водяной 16. Конденсат собирается в емкости 10, откуда насосом 11 частично подается в колонну 14 в качестве острого орошения. Остальной конденсат поступает в емкость 19. Оставшаяся в емкости 10 вода отводится в канализацию, а газ сбрасывается на факел.

В нижнюю часть колонны 14 подается водяной пар для более полного извлечения светлых нефтепродуктов из мазута. Для съема тепла в колонне применяют два циркуляционных орошения – верхнее (ВЦО) и нижнее (НЦО). Для этого жидкость из колонны забирается насосами 13 и 17, проходит через теплообменники 12 и 18 и возвращается в колонну 1. В теплообменниках 12 и 18 осуществляется подогрев сырой нефти перед поступлением в колонну 1. Мазут из нижней части колонны 14 забирается насосом 21, прокачивается через печь 9 и поступает на вакуумную колонну 38. Из колонны 14 отбираются три боковых погона, которые подаются в отпарную колонну, состоящую из трех самостоятельных секций 22, 23, 24.

В каждую секцию подается водяной пар, способствующий извлечению легких фракций. Эти фракции возвращаются в колонну 14, а освобожденные от них целевые продукты насосами 25 – 27 через воздушные холодильники 28 – 30 подаются в парк. Продукт из секции 23 используют для подогрева бензина перед поступлением его в стабилизационную колонну 32 (см. теплообменник 31), а продукт из секции 22 частично идет в качестве абсорбента во фракционирующий абсорбер.

Пары из верхней части стабилизационной колонны 32 проходят через воздушный конденсатор-холодильник 33. Конденсат сливается в емкость 34, откуда насосом 35 частично поступает в колонну 32 в качестве орошения, другая его часть (головка стабилизации) выводится в установки. Сухой газ из емкости 34 отводится в топливную сеть. Нижний продукт колонны 32 – стабильная бензиновая фракция – поступает через печь 36 на установку вторичной перегонки бензина, где разделяется на узкие фракции. Для поддержания теплового режима в колонне 32 часть бензиновой фракции насосом 37 прокачивается через печь 36, где испаряется и в виде паров возвращается в колонну.

Из верхней части вакуумной колонны 38 водяные пары, газы разложения, небольшое количество дизельной фракции поступают в конденсатор 47. Конденсат направляется на прием сырьевых насосов, а несконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором (на рис. не показан), обеспечивающим разрежение в колонне.

Для снижения температуры в нижней части колонны 38 и облегчения испарения легких компонентов в колонну вводится перегретый водяной пар.

Для съема тепла в колонне 38 предусматривается три циркуляционных орошения – верхнее (ВЦО), среднее (СЦО) и нижнее (НЦО). Для этого с определенных тарелок колонны насосами 40, 42 и 44 забирается жидкость (фракции), которая проходит через теплообменники 39, 41 и 43 и частично возвращается в колонну. Другая часть жидкости, прошедшей через теплообменники, возвращается на колонну 32.

Остаток вакуумной перегонки – гудрон – через теплообменник 46 выводится из установки. В теплообменнике 39 происходит подогрев химически очищенной воды. В теплообменниках 41, 43 и 46 осуществляется подогрев сырой нефти перед поступлением ее в колонну 1.

Автоматическое регулирование процесса первичной переработки нефти. Поддерживаются постоянные температуры в верхней и нижней частях колонны 1, для чего используют схемы связанного регулирования. Стабилизации подлежат давление в верхней части колонны 1; температура конденсата после водяного конденсатора 3 (связанное регулирование); расходы жидкости, поступающей в печь 7. Регулируют уровень конденсата в емкости 4 отводом части конденсата в емкость 19. Для сброса воды, собирающейся в нижней части емкости 4, используют регулятор уровня. Уровень жидкости в нижней части колонны 1 стабилизируют изменением расхода ее через печь 9 (схема связанного регулирования). Так же, как и в колонне 1, регулируют давление и температуру в верхней части колонны 14, температуру конденсата после водяного конденсатора 16, уровень в нижней части колонны, уровни в емкости 10 (по аналогии с емкостью 4). Температуры в зонах ВЦО, НЦО колонны 14 стабилизируют изменением расходов орошений (связанное регулирование). Регулируют расходы водяного пара, поступающего в колонну 14 и секции отпарной колонны. Уровни в секциях регулируют изменением расходов целевых продуктов (фракций), уходящих из секций.

Температура в верхней части колонны стабилизации 32 регулируется изменением расхода головки стабилизации, поступающей от насоса 35 в эту колонну (связанное регулирование). Давление в верхней части колонны 32 регулируется изменением расхода сухого газа. Температура в нижней части этой колонны регулируется изменением расхода топлива, поступающего в печь 36 (связанное регулирование). Аналогично регулируется и температура бензина, уходящего из печи 36 на установку вторичной перегонки. Уровень в емкости 34 регулируется изменением расхода головки стабилизации, уходящей с установки.

Температура в зонах циркуляционных орошений вакуумной колонны 38 регулируется изменением расхода фракций, уходящих из колонны, что приводит к изменению расхода орошений, возвращаемых в колонну (связанное регулирование). Уровень в нижней части колонны 38 и расход водяного пара, подаваемого в нее, стабилизируют. Требуемое остаточное давление в колонне обеспечивается воздействием на работу эжектора.

Каталитический крекинг различных видов дистиллятного и остаточного сырья предназначен для получения компонентов высокооктановых бензинов и газа с высокой концентрацией пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций. Процесс протекает при температуре 420-550 0 С и давлении 0,1-0,2 Мпа в присутствии алюмосиликатных, цеолитсодержащих и других катализаторов. Основным узлом установки каталитического крекинга является реакторно-регенераторный блок. Функциональная схема системы автоматического регулирования реакторно-регенераторного блока установки каталитического крекинга изображена на рис 5.5. Система предусматривает автоматическую стабилизацию переменных параметров, характеризующих работу трех самых важных агрегатов блока – нагревательной печи 1, реактора 2 и регенератора 3.

Рис.5.5 Схема автоматического регулирования реакторно-регенераторного блока установки каталитического крекинга:1-нагревательная печь; 2-реактор; 3- регенератор; 4-7 – регуляторы температур; 8, 9- регуляторы расходов; 10-регулятор уровня; 11 – регулятор закоксованности катализатора; 12-18 – регулирующие клапаны

Система регулирования состоит из ряда взаимосвязанных контуров, обеспечивающих стабилизацию следующих переменных процесса: температуры подогрева сырья в нагревательной печи, уровня кипящего слоя в ректоре, расхода закоксованного катализатора, выходящего из реактора, расхода регенерированного катализатора, выходящего из регенератора, температуры кипящего слоя в реакторе и в регенераторе, закоксованности катализатора, выходящего из регенератора. Реактор и регенератор, рассматриваемые с позиции автоматического регулирования, представляют собой многосвязанный объект с положительной обратной связью. Это вызвано тем, что увеличение содержания кокса на катализаторе на выходе из реактора при избытке воздуха в регенераторе вызывает увеличение температуры кипящего слоя регенератора и, следовательно, возрастание температуры кипящего слоя в реакторе. При этом увеличивается глубина разложения сырья и происходит дальнейшее коксование катализатора. Таким образом, система реактор – регенератор имеет тенденцию к неустойчивости. Указанная особенность объекта регулирования характерна не только для его теплового режима, но и для гидродинамического.

Ниже приведено описание систем автоматического регулирования ре­акторно – регенераторного блока. Автоматическое регулирование температуры подогрева сырья осуществляется по каскадной схеме, причем промежуточной координатой служит температура перевальной зоны печи. В качестве управляющего воздействия используют расход топливного газа в печь. Этот контур регулирования реализован с помощью регулятора 6, воз­действующего на регулирующий клапан 13.

Температура подогрева сырья на выходе печи стабилизируется регулятором 5, выходной сигнал которого формирует задание регулятору 6. Применение для стабилизации температуры подогрева сырья каскадной САР целесообразно, поскольку основные возмущения (например, изменение давления в линии топливного газа) воздействуют на систему со стороны регулирующего органа. Другим обстоятельством служит то, что инерционность канала «расход топливного газа – температура перевальной зоны печи» значительно меньше инерционности канала «расход топливного газа – температура подогрева сырья».

Связанная система автоматического регулирования режима реактора предусматривает стабилизацию температуры и уровня кипящего слоя в реакторе, а также расхода катализатора из реактора в регенератор. Регулирование температуры в реакторе 2 осуществляется регулятором 4, воздействующим на регулирующий клапан 12, изменяющий расход холодного сырья через байпас помимо печи. Регулирование уровня осуществляется регулятором 10, изменяющим расход дымовых газов из регенератора 3 с помощью регулирующего клапана 16. Регулирование расхода катализатора из реактора в регенератор осуществляется регулятором 8 изменением подачи транспортирующего агента в подъемный стояк реактора путем воздействия на регулирующий клапан 14.

В процессе регулирования температуры кипящего слоя изменяется расход сырья через байпас и, следовательно, через печь. Поэтому в САР температуры сырья возникнут возмущения. Для стабилизации температурного режима печи и улучшение показателей качества сар температуры подогрева сырья в системе предусмотрена коррекция задания для регулятора температуры 6 от регулятора температуры 4, изменяющего расход топливного газа, поступающего в печь при изменении положения регулирующего клапана на байпасе холодного сырья.

САР технологического режима регенератора обеспечивает: стабилизацию температуры в регенераторе с помощью регулятора температуры 7,воздействующего на регулирующий клапан 17 подачей конденсата в охлаждающие змеевики регенератора; стабилизацию закоксованности катализатора, выходящего из регенератора с помощью регулятора 11, воздействующего на регулирующий клапан 18 подачей воздуха в регенератор; стабилизацию расхода катализатора из регенератора в реактор с помощью регулятора 9, воздействующего на регулирующий клапан 15 подачи транспортирующего агента.

Процесс гидроочистки дизельного топлива предназначен для удаления сернистых соединений из прямогонного дизельного топлива. Показателем эффективности процесса – является состав очищенного топлива (гидрогенизата).

На рис.5.6. представлена функциональная схема автомати­зации реакторного блока установки гидроочистки дизельного топлива. Сырье (расходкоторого стабилизируется с помощью регулятора 1 и регулирующего клапана 2) смешивается с цир­куляционным водородсодержащим газом, расход которого конт­ролируется с помощью датчика 3. Газо-сырьевая смесь, пройдя предварительно теплообменник 4, нагревается в печи 5 до тем­пературы реакции. Температуру продукта на выходе печи ста­билизируют с помощью регулятора 6 воздействием на регули­рующий клапан 7 подачи топлива в печь.

1—регулятор расхода; 2Регулирующий клапан; 3Датчик расхода; 4Теплообмен­ник; 5—трубчатая печь; 6Регулятор температуры; 7—регулирующий клапан; 8-9 — реакторы; 10, 11Многоточечный автоматический потенциометр; 12Датчик перепада давлений (РDR); 13Датчик температуры; 14, 15Сепараторы; 16, 17Холодильники; 18 многоточечный автоматический потенциометр; 19, 20Регуляторы уровня; 21, 23 регулирующие клапаны; 24Регулятор давления; 25—Датчик температуры

После трубчатой печи нагретая смесь проходит последова­тельно реакторы 8 и 9. В реакторах содержащаяся в дизельном топливе сера соединяется с водородом циркуляционного газа. При работе реакторов особое внимание уделяют контролю теп­лового режима, для чего в них установлены многозонные тер­моэлектрические преобразователи, подключенные к многоточеч­ному автоматическому потенциометру 10 (поскольку автомати зация обоих реакторов аналогична, она показана на примере одного реактора). Кроме того, осуществляется контроль темпе­ратуры наружных стенок реакторов с помощью датчиков тем­пературы в различных точках и потенциометра 11.

Состояние катализатора (степень его закоксованности) кос­венно оценивают по перепаду давлений на входе и выходе реак­торов, измеряемому датчиком 12. Температуру продуктов реак­ции на выходе реакторов контролируют датчиком 13.

Перед разделением продуктов реакции их тепло использу­ют для нагрева газо-сырьевой смеси в теплообменнике 4. Пе­ред разделением продуктов реакции в сепараторах 14 и 15 со­ответственно высокого и низкого давлений продукты реакции охлаждаются в воздушном и водяном холодильниках 16 и 17. Температуры продуктов реакции на входе и выходе теплообмен­ника 4, холодильников 16 и 17 контролируют с помощью много­точечного автоматического потенциометра 18. Из верхней части сепаратора 14 отводится насыщенный сероводородом циркуля­ционный газ, а снизу – гидрогенизат, который в сепараторе 15 частично освобождается от растворенного в нем так называе­мого жирного газа., содержащего ряд компонентов. Из сепарато­ра 15 гидроочищенное дизельное топливо направляется на ста­билизацию. Уровень в сепараторах регулируют с помощью ре­гуляторов 19 и 20 воздействием на регулирующие клапаны 21 и 22 отбора гидрогенизата. Давление в сепараторе 15 стабили­зируют с помощью регулятора 23 воздействием на регулирую­щий клапан 24 сброса газа.

Http://studopedia. org/2-108660.html

Нефть – одно из самых полезных ископаемых, источник могущества нашей страны, наше богатство, фундамент российской экономики.

В Российской Федерации нефтяной комплекс содержит 150 тысяч нефтяных скважин, 49 тысяч километров магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, 35 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью более 300 млн. т/год нефти, а также большое количество других производственных объектов, связанных с этой отраслью народного хозяйства.

В настоящее время нефтяная промышленность Российской Федерации занимает одно из лидирующих мест (третье) в мире.

На предприятиях нефтяной промышленности и обсл Показать все уживающих ее отраслей занято около 900 тысяч работников, в том числе в сфере науки и научного обслуживания – около 20 тысяч человек.[21, c.59]

Современная нефтяная компания – это большая ответственность, так как ее главная задача – бережное использование подземных богатств, эффективное превращение их в необходимый потребителю конечный продукт и его своевременная доставка по назначению. Масштаб деятельности в этой сфере настолько велик, что неизбежно оказывает влияние на текущую жизнь всей нашей страны, а иногда и планеты в целом. Нефтяная отрасль работает под пристальным вниманием прессы, экологов, активных граждан. Стоит помнить, что компания ответственна и перед своими акционерами. Сейчас стали актуальными требования и принципы устойчивого развития крупных нефтяных компаний для множества стран мира.

Задачами данной выпускной квалификационной работы являются подробное рассмотрение процессов первичной переработки сырой нефти, а так же рассмотрение и описание бизнес-процессов реально существующего нефтеперерабатывающего предприятия.

Целью моей работы является автоматизация процессов первичной обработки нефти на реально существующем предприятии.

Актуальность выбранной темы заключается в том, что нефтяная промышленность является одной из крупнейшей в стране и бурно развивающейся, а предприятия, использующие автоматизированные процессы переработки сырой нефти имеют на выходе более качественные нефтепродукты.

Объектом исследования выпускной квалификационной работы являются «Автоматизация первичной переработки нефти», а предметом исследования – моделирование процессов первичной переработки нефти на примере ОАО «ВолгаНефть»

Первая глава посвящена методам первичных процессов переработки сырой нефти.

Вторая глава подробно описывает технологии обработки первичной обработки нефти.

Третья глава посвящена автоматизации первичных процессов переработки нефти на предприятии. Скрыть

ГЛАВА 3. МОДЕЛИРОВАНИЕ БИЗНЕС ПРОЦЕССОВ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ НА ПРИМЕРЕ ОАО "ВолгаНефть" 32

2. Агабеков В. Е. Нефть и газ. Технологии и продукты переработки [Электронный ресурс]: монография/ Агабеков В. Е., Косяков В. К.— Электрон. текстовые данные.— Минск: Белорусская наука, 2011.— 459 c.— Режим доступа: http://www. iprbookshop. ru/10108.— ЭБС «IPRbooks»

3. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: «ГИЛЕМ», 2002. – 671с.;

4. Ахметов С. А. и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов; Под ред С. А. Ахметова. – СПб.: Недра,2006. – 868 с.

5. Зуева А. Г., Носков Б. В., Сидоренко Е. В., Всяких Е. И., Киселев С. П.: Практика и проблематика Показать все моделирования бизнес-процессов // М.: ДМК Пресс, 2011

6. Капустин В. М. Основные каталитические процессы переработки нефти /В. М. Капустин, Е. А. Чернышева. – М.: Калвис, 2006. – 116 с.

7. Козин В. Г., Н. Л. Солодова, Н. Ю. Башкирцева. Современные технологии производства компонентов моторных топлив – Казань.: ТаРИХ, 2003 г. – 264с.

8. Козин В. Г. Разработка поточной схемы и расчёт товарного баланса нефтеперерабатывающего завода: Метод. указания / Казанский государственный технологический университет; сост. В. Г. Козин. Казань, 1993 г. – 52 с.

9. Коршак А. А., Шаммазов А. М.: «Основы нефтегазового дела», издательство «Дизайнполиграфсервис», 2005. – 544с.

10. Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: учебное пособие. – М.: КДУ, 2008. – 280 с.

11. Маклаков, С. В. Моделирование бизнес-процессов с AllFusion PM. — 2-е изд., испр. и доп. — М. : Диалог-МИФИ, 2008 .— 224с.

12. Манoвян А. К. Технология переработки природных энергоносителей. – М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с.

13. Миндaлёв И. В. Моделирование бизнес-процессов. Электронный учебно-методический комплекс. http://www. kgau. ru/istiki/umk/mbp/index. html

14. Pепин В., Елиферов В..Процессный подход к управлению. Моделирование бизнес-процессов. Манн, Иванов и Фербер, 2013

15. Pепин В. В. Бизнес-процессы. Моделирование, внедрение, управление. — М.: Манн, Иванов и Фербер, 2013.- — 512 с.

16. Pобсон М., Уллах Ф. Реинжиниринг бизнес-процессов: Практическое руководство.–М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2003.

17. Pудин М. Г., Сомов В. Е., Фомин А. С. Карманный справочник нефтепереработчика – М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2004 г. – 336с.

18. Руcтамов М. И. Современный справочник по нефтяным топливам и технологиям их производства. М. И. Рустамов, А. С. Гайсин, Д. Н. Мамедов, Фонд «Химик», 2005

19. Cмидoвич Е. В. Технология переработки нефти и газа. Ч.2-я. – М.: Химия, 1980. – 376с.

20. Соболева Е. В. Химия горючих ископаемых [Электронный ресурс]: учебник/ Соболева Е. В., Гусева А. Н.— Электрон. текстовые данные.— М.: Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова, 2010.— 312 c.— Режим доступа: http://www. iprbookshop. ru/13319.— ЭБС «IPRbooks»

21. Шaммaзoв А. М. и др.: «История нефтегазового дела России», Москва, «Химия», 2001. – 316 с.

22. Шeeр А.-В. Бизнес-процессы. Основные понятия. Теория. Методы. –М.: Весть-МетаТехнология, 1999.

23. Шeeр А.-В. Моделирование бизнес-процессов. –М.: Весть-МетаТехнология, 2000. Скрыть

Массовая доля i – го компонента. Поправка на реальный отбор от потенциала вносится в показателть выхода, которые определенны по ИТК. Для газов C1 – С4 он составляет 0 98; фракции н. к. -62 °С — 1 05; фракции 62-180 °С — 0 98-0 99; керосиновой фракции — 0 97; дизельной фракции — 0 95; вакуумных дистиллятов — 0 8. Из заданной годовой мощности установки исходя из числа рабочих суток в году подсчитываются величины выраженные в т/год т/сут кг/ч. Мощность установок AT и АВТ может составлять от 2 до 12 млн. т./год. Выход продукции на установках первичной переработки зависит от свойств исходной нефти, достигнутого отбора от потенциала светлых нефтепродуктов вакуумного дистиллята и ряда других причин. Материальный баланс первичной переработки типа ромашкинской (I) и самотлорской (II) приводится ниже [20, c.258]Таблица 2 – Материальный баланс первичной переработки типа ромашкинской (I) и самотлорской (II) нефтей. Сырьё, продуктыIIIПоступило, %Нефть100,1100,1В том числе вода и соли0,10,1ПолученоСжиженный углеводородный газ1,01.1Бензиновая фракция (н. к.-140°С)12,218,5Керосиновая фракция(140-240°С)16,318,9Дизельная фракция (240-3 5 0°С)17,020,3Вакуумный дистиллят(350-500°С)23,423,1Гудрон (выше 500°С)29,218,2Отходы и потери1,01,01.5. Технико-экономические показателиВ таблице 3 приведены расчеты технико-экономических показателей ромашкинской нефти из расчета на 1 тонну. Таблица 3 – Технико-экономические показателиПоказателиУстановка ATУстановка АВТПар водяной, ГДж (Гкал)0,08(0,019)0,143(0,034)Вода оборотная, мЗ1,83,3Электроэнергия, кВт-ч5,36,5Топливо, кг.20,026,7Деэмульгатор неионогенный, кг.0,030,03Ингибитор коррозии, кг.0,0010,001При сооружении комбинированных установок первичной перегонки нефти, которые включают ряд энергетически и технологически связанных процессов её подготовки и переработки, достигаются большие экономические выгоды. Абсорбция газов, электрообессоливание, электрообезвоживание, вторичная перегонка бензиновых фракций, стабилизация легких бензинов, атмосферная перегонка нефти, вакуумная перегонка мазута, выщелачивание компонентов светлых продуктов являются такими процессами. Компактное размещение объектов основного производства на нефтеперерабатывающих заводах достигается за счет комбинирования процессов. За счет этого также уменьшается количество технологических и энергетических коммуникаций, уменьшается число обслуживающего персонала, сокращается объём энергетического общезаводского хозяйства. Удельные расходы энергии металла, капитальных вложений на комбинированных установках существенно меньше по сравнению с организациями с индивидуальными технологическими установками. ГЛАВА 2. ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ2.1. Подготовка и очистка нефтиНефть, которая добывается на промыслах, содержит газы и разнообразные примеси –кристаллы соли, воду, частицы глины и песка. Количество воды в неочищенной нефти может быть в самых разнообразных пределах, а содержание твердых частиц обычно не превышает 1,5%. Обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти возрастает с увеличением продолжительности эксплуатации месторождения. Со старых скважин содержание жидкости в нефти может доходить до 90% . Но в нефти, которая поступает на переработку количество воды не должно превышать 0,3%. Затрудняется транспортирование нефти по трубопроводам и переработка из-за присутствия механических примесей. Они вызывают эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти, содействует образованию стойких эмульсий. Происходит весомая потеря легких компонентов нефти – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100 °С, все это происходит при процессе добычи и транспортировки нефти. Нефть подвергается предварительной обработке с целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки. Стабилизацию нефти осуществляют для сокращения потерь легких компонентов, также для этого могут применять специальные герметические резервуары хранения нефти. Путем отстаивания в резервуарах нефть освобождают от основного количества воды и твердых частиц. Химическими, механическими и электрическими способами осуществляется разрушение нефтяных эмульсий. Процесс смешения и сортировки нефти является важным моментом. Нефть освобождается от основного количества воды и твердых частиц при помощи подогрева или отстаивания в резервуарах на холоде. На специальных установках существует возможность окончательно обезвожить и обессолить нефть. Cильно замедляет или препятствует обезвоживанию нефти то, что вода и нефть часто представляют собой трудно разделимую эмульсию. Эмульсия представляет собой систему из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Нефтяные эмульсии делятся на два типа: вода в нефти, нефть в воде. Наиболее распространенным типом нефтяных эмульсий является гидрофобный тип. Образованию стойкой эмульсии предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Эмульгаторы образуют такие слои. Желатин, крахмал, щелочные масла относятся к гидрофильным эмульгаторам. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов, легче смачиваемые нефтью чем водой. Существуют различные методы разрушения нефтяных эмульсий:механический:отстаивание – применяется к свежим, легко разрушимым эмульсиям. В результате разности плотностей компонентов эмульсии происходит расслаивание воды и нефти. Процесс возможно ускорить с помощью нагревания до 120–160 °С под давлением 8–15 ат. в течение 2–3 ч, не допуская испарения воды. центрифугирование – отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. Такой метод в промышленности используется очень редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 3500 до 50000 в мин., при производительности 15 – 45 м3 смесь и не образовывалось двух жидких фаз на тарелке. Крезолы, фенол, анилин, фурфурол и алкилфталаты используют в качестве растворителя при экстрактивной ректификации моноциклических ароматических углеводородов. Вещество вводят в ректификационную колонну вместе с сырьем и выводят из нее вместе с парами верхнего продукта, если добавляемое вещество более летуче, чем исходные компоненты. Такая ректификация именуется азеотропной. В таком случае вводимое вещество или уводитель образует азеотропную смесь с одним из компонентов сырья. Последний должен обеспечивать образование постоянно кипящей смеси с одним или несколькими компонентами разгоняемой смеси. Азеотропная смесь образуется уводителем в результате молекулярных различий между компонентами смеси. Метиловый и этиловый спирты, метилэтилкетон и другие вещества, образующие азеотропную смесь с парафино-нафтеновыми углеводородами разделяемой смеси используют в качестве уводителей пр азеотропной ректификации моноциклических ароматических углеводородов. Уводитель должен иметь температуру кипения близкую к температуре кипения отгоняемого вещества. Такой критерий позволит получить заметную разницу между температурой кипения азеотропа и других компонентов смеси. Из азеотропной смеси должен легко выделяться уводитель. На основании температурной разницы разделение бывает более полным, чем этого можно ожидать. Это можно объяснить существенным отклонением системы от идеальной. Подготовка сырья имеет важное значение в осуществлении экстрактивной и азеотропной ректификаций, так как установке по перегонке с третьим компонентом должна предшествовать установка предварительного разделения смеси посредством обычной ректификации.2.2. Ректификационные колонныВ колоннах периодического или непрерывного действия осуществляется ректификация простых и сложных смесей. На установках малой производительности при необходимости отбора большого числа фракций и высокой четкости разделения используют колонны периодического действия. Рассмотрим работу такой установки. В перегонный куб на высоту около 2мин поступает сырье. По неподвижной тарелке спускается сверху флегма и у центра переливается на нижележащую вращающуюся тарелку. Флегма, под влиянием центробежной силы, перемещается по вращающейся тарелки вверх до ее периферии и в виде сплошной кольцевой пленки переходит на стенки корпуса колонны, затем – на низлежащую тарелку. Процесс повторяется. Сквозь флегму противопотоком движутся пары. К высокой испаряемости самой флегмы приводит то, что большое количество флегмы постоянно находится во взвешенном состоянии. Компактную колонну с высоким КПД позволяет то, что расстояние между тарелками всего 8 -10 мм. В колонну может вводиться только подогретое сырье, температура поддерживается в установке с помощью нагревателя. Достоинствами такой конструкции является то, что она очень удобна в использовании, не требует профилактических работ и ремонта, не столь чувствительна к изменениям температур и давления исходных компонентов и долговечна. Сложные установки ректификационных колонн, которые комбинируют различные виды колонн и типы их подключения наиболее широко распространены в промышленности. Этот критерий позволяет корректировать технологический процесс для разнообразных условий переработки нефти и получения необходимых дистиллятов. Различные установки ректификационных колонн могут участвовать в процессе ректификации в зависимости от направления переработки нефти. Высокая магистральность сообщений колонн и установок и возможности компактного и ресурсосберегающего перенаправления потоков требуется за сменой потоков сырья и промежуточных продуктов. Подключение колонн возможно:последовательно, с каждой последующей колоны снимают более тяжелый продукт, который одновременно служит флегмой для предыдущей колонны;навесной, где к основной колонне пристроены вспомогательные, куда поступают дистилляторы отобранные с разных уровней основной колонны и проходят дополнительную очистку. В основную колонну назад сбрасывается остаток вспомогательных. Возможно использование выходного продукта одной вспомогательной колонны в качестве флегмы для другой, взаимное подключение вспомогательных колонн. Вспомогательные колонны могут также иметь разную конструкцию –применять различный тип тарелок, различные нагревательные агенты, технологические условия; и размещение – объединяться конструктивно в одну, надстраиваться над основной, располагаться вокруг основной колонны, помещаться внутри основной колонны;с комбинированием последовательных и навесных подключений.2.3. Промышленные установки по первичной переработке нефтиБолее низкой достаточной температурой перегоняемого сырья, меньшим крекингом сырья, и большим КПД отличаются трубчатые установки. По этой причине на современном этапе нефтепереработки трубчатые установки числятся в составе всех нефтеперерабатывающих заводов и являются поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов.

Http://author24.ru/readyworks/diplomnaya_rabota/avtomatizaciya_tehnologicheskih_processov/363623/

По дисциплине: Автоматизация технологических процессов и производств

4.1.Нахождение настроечных параметров регуляторов моделируемых САР…. 27

Курсовой проект по дисциплине: «Автоматизация технологических процессов и производств», на тему: «Автоматизация установки подготовки высокосернистой нефти».

Данная установка относится к нефтегазодобывающему управлению «ЛениногорскНефть».

SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) – система сбора данных и диспетчерского управления;

Работа включает в себя технологическое описание установки комплексной подготовки нефти, модель автоматизированной работы рассматриваемого блока, описание технических средств автоматизации каждого уровня.

Курсовой проект содержит: расчётно-пояснительную записку, состоящая из введения, технологической, технической, расчётной, проектной и графической части; чертёж схемы автоматизации блока стабилизации; приложения: примеры мнемосхем АРМ, трендов, спецификация схем автоматизации.

Под автоматизацией производственных процессов нефтяных и газовых промыслов следует понимать применение приборов, приспособлений и машин, обеспечивающих бурение, добычу, промысловый сбор, подготовку и передачу нефти и газа с промысла потребителю без непосредственного участия человека, лишь под его контролем. Автоматизация производственных процессов является высшей формой развития техники добычи нефти и газа, предусматривающей применение передовой технологии, высокопроизводительного и надежного оборудования.

Современные нефте – и газодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятков и сотен квадратных километров. Технологические объекты (скважины, групповые измерительные установки, сепарационные установки, сборные пункты, установки комплексной подготовки нефти и газа, резервуарные парки) связаны между собой через продуктивный пласт и поток продукции, циркулирующей по технологическим коммуникациям. Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду, поэтому для нормального функционирования нефтегазодобывающего предприятия необходимо обеспечить надежную работу автоматизированного оборудования, дистанционный контроль за работой технологических объектов и их состоянием.

Наиболее высокая эффективность работы газо – и нефтедобывающих объектов может быть достигнута при автоматическом управлении технологическими процессами в оптимальном режиме.

Под оптимальным автоматическим управлением технологическим объектом понимают функционирование объекта с автоматическим выбором такого технологического режима, при котором обеспечивается наибольшая производительность с наилучшим использованием энергетических и сырьевых ресурсов.

Установка подготовки высокосернистой нефти производит окончательное отделение нефти от сопутствующих компонентов воды, газа, мехпримесей, солей и передает ее заводам для переработки.

На УПВСН осуществляются процессы ее обезвоживания, обессоливания и стабилизации. Процесс обезвоживания нефтяных эмульсий. Для обессоливания нефти в поток обезвоженной нефти добавляют пресную воду и тщательно перемешивают его, создавая искусственную эмульсию. Затем эта искусственная эмульсия поступает в отстойники, где происходит отделение воды. В некоторых случаях для ускорения отделения воды искусственную эмульсию пропускают через электродегидраторы.

Водонефтяная эмульсия с нефтепромысла ЦДНГ-3 через задвижки №2, 3, 4, 5, 6, 1А, 8 поступает в сепараторы С-1/1-3 первой ступени сепарации, где при давлении от 3,0 до 0,6 кгс/см2 (от 0,3 до 0,6 МПа) происходит отделение газа от жидкости. Уровень жидкости в сепараторах С-1/1-3 поддерживается в пределах 150-170 см клапанами L-1-3. Отсепароированный газ через газосушитель ГО-1 под собственным давлением от 1,0 до 2,5 кгс/см2 (от 0,1 до 0,25 МПа) поступает на Миннибаевский ГПЗ.

Водонефтяная эмульсия после сепараторов С-1/1-3 дегазированная на ДНС водонефтяная эмульсия с нефтепромыслов ЦДНГ-1-5 со средней обводненностью в пределах 75 – 80% направляется через промысловый узел учета в концевой делитель фаз КДФ через задвижку №44, где происходит предварительный холодный сброс воды. Уровень водяной «подушки» в КДФ поддерживается на уровне 4-го стакана (по системе «Элита») клапаном L-4 по сбросу пластовой воды. Перед КДФ по каждому направлению промыслового узлы учета установлены влагомеры для определения средней обводненности сырья, поступающего с нефтепромыслов. В случае необходимости, при плохой деэмульсации, перед КДФ может подаваться реагент-деэмульгатор с помощью насоса-дозатора НД-2. Давление в КДФ составляет от 3,5 до 5,0 кгс/см2. Содержание воды в нефти после КДФ составляет не более 20%.

После КДФ частично обезвоженная водонефтяная эмульсия через задвижки № 45, 668 поступает на вторую ступень сепарации в сепараторы С-2/1-2, где при давлении не более 0,5 кгс/см2 происходит более полное отделение газа от жидкости. Уровень жидкости в сепараторах С-2/1-2 поддерживается клапаном L-5, -6. Отсепарированный газ через газоосушитель ГО-2 поступает на компрессорную станцию УТНГП.

После второй ступени сепарации водонефтяная эмульсия поступает в отстойники предварительного сброса воды УПС-1-3. Для улучшения процесса предварительного сброса воды частично обезвоженная водонефтяная эмульсия, поступающая в УПС-1-3, смешивается с частью потока подготовленной пластовой воды. За счет циркуляции теплых потоков дренажей из отстойников III группы О-3/14, -3/15, -3/17 на прием УПС, температура в отстойниках УПС-1-3 поддерживается в пределах 20 – 25°C, что способствует наилучшему отделению воды от нефти. Давление в отстойниках УПС-1-3 составляет от 2,5 до 3,0 кгс/см2. В отстойниках предварительного сброса воды УПС-1-3 уровень водяной «подушки» поддерживается в пределах 90 – 130 см клапанами L-7-9 по сбросу пластовой воды. Содержание воды в нефти после отстойников предварительного сброса воды УПС-1-3 составляет не более 5%.

Отделившаяся в КДФ и отстойниках предварительного сброса воды УПС-1-3 пластовая вода через клапана L-4 и L-7 – 9 соответственно направляется на блок очистки сточных вод.

Давление в системе: сепараторы С-1/1 – 3, КДФ, сепараторы С-2/1 – 2, УПС-1 – 3 поддерживается клапаном P-1, установленным на общем потоке вывода предварительно обезвоженной водонефтяной эмульсии из отстойников УПС-1 – 3.

Предварительно обезвоженная водонефтяная эмульсия из отстойников предварительного сброса воды УПС-1 – 3 через буферные емкости БЕ-4, -5 поступает на прием сырьевых насосов Н-1/1 – 4, где предусмотрена подача деэмульгатора в количестве 4 – 5 г/т нефти с помощью насоса-дозатора НД-1. Давление в емкости БЕ-4, -5 составляет в пределах 1,0 – 1,5 кгс/см2.

Предварительно обезвоженная водонефтяная эмульсия сырьевыми насосами Н-1/1 – 4 поступает в теплообменники ТО-1/1 – 6 (трубное пространство), где подогревается потоком готовой нефти до температуры в пределах 30 – 35°C. Давление на выкиде сырьевых насосов Н-1/1 – 4 составляет в пределах 9,0 – 12,0 кгс/см2. Подогретая в теплообменниках ТО-1/1 – 6 водонефтяная эмульсия через задвижки № 164, 165, 533, 536, 549, 552 поступает в Гурьевские печи ГП-1 – 3, где нагревается до температуры 370°C. В качестве топлива в печах ГП-1 – 3 применяется попутный девонский газ, поступающий на установку под давлением от 1,0 до 2,6 кгс/см2.

Нагретая в печах ГП-1 – 3 предварительно обезвоженная водонефтяная эмульсия, содержащая деэмульгатор, через задвижки № 118, 119, 120, 121, 122 поступает в отстойники обезвоживания II группы О-2/6 – 9 и затем через задвижки № 138, 139, 141 – в отстойники обезвоживания III группы О-3/14, -3/15, -3/17, где происходит глубокое обезвоживание и частичное обессоливание нефти. Уровень водяной «подушки» в отстойниках О-2/6 – 9 поддерживается в пределах 40-50 см клапанами L-10 – 14 по сбросу воды, в отстойниках О-3/14, -3/15, -3/17 уровень водяной «подушки» не поддерживается, дренаж осуществляется вручную. Содержание воды в нефти после отстойников II группы О-2/6 – 9 составляет не более 1%, после отстойников III группы О-3/14, -3/15, -3/17 – не более 0,5% и концентрация хлористых солей в нефти – не более 300 мг/л. Давление в отстойниках О-2/6 – 9 и О-3/14, – 3/15, -3/17 составляет от 4,5 до 6,0 кгс/см2 и от 4,0 до 5,0 кгс/см2 соответственно.

Сброс воды из отстойников обезвоживания II и III группы может проводиться автоматически и вручную. Дренаж из отстойников О-2/6 – 9 может направляться на вход концевого делителя фаз КДФ через задвижки № 632, 52, либо на блок очистки сточных вод через задвижку № 192, дренаж из отстойников О-3/14, -3/15/ -3/17 через клапана L-15 – 17 – на вход отстойников предварительного сброса воды УПС-1 – 3.

Обезвоженная нефть из отстойников О-3/14, -3/15, -3/17 поступает в электродегидраторы ЭДГ-1 – 3, где происходит глубокое обессоливание нефти. На входе в электродегидраторы ЭДГ-1 – 3 в нефть подается пресная воды в количестве от 3 до 5% от объема подготавливаемой нефти с помощью насоса Н-7/1, -7/2. Пресная вода предварительно нагревается в емкости Е-1 до температуры от 50 до 60°C. Сброс дренажа из элекродегидраторов ЭДГ-1 = 3 производится автоматически клапанами L-18 – 20. На выходе из электродегидраторов ЭДГ-1 – 3 содержание воды в нефти составляет не более 0,1%, концентрация хлористых солей в нефти – не более 100 мг/мл. Давление в электродегидраторах ЭДГ-1 – 3 составляет от 3,5 до 4,0 кгс/см2.

Дренаж из эдектродегидраторов ЭДГ-1 – 3 через клапана L-18 – 20 направляется на прием сырьевых насосов Н-2/1, -2/2 или на вход отстойников предварительного сброса воды УПС-1 – 3.

Давление в системе: отстойники О-2/6 – 9, отстойники О-3/14, -3/15, – 3/17, электродегидраторы ЭДГ-1 – 3 поддерживается клапаном Р-2, установленным на общем потоке вывода нефти из электродегидраторов ЭДГ-1 – 3.

Обезвоженная и обессоленная нефть из электродегидарторов ЭДГ-1 – 3 поступает через клапан Р-2 и задвижку № 614 в колонну сероотдувки КС, где при давлении от 0,3 до 0,8 кгс/см2 происходит сепарация нефти (в данном случае колонна сероотдувки КС выполняет роль сепаратора). После колонны сероотдувки КС нефть поступает в буферные емкости БЕ-7 – 10, где давление составляет от 0,3 до 0,8 кгс/см2. Газ, отделившейся в буферных емкостях БЕ-7 – 10 и колонне сероотдувки КС, через газоосушитель ГО-2 поступает на компрессорную станцию УТНГП.

Готовая нефть из буферных емкостей БЕ-7 – 10 откачивается насосом Н-2/1, -2/2 последовательно через теплообменники ТО-1/1 – 6 и теплообменники ТО-2/1 – 5 в резервуары товарной нефти РВС-4, -5. В теплообменниках ТО-1/1 – 6 (межтрубное пространство) готовая нефть охлаждается потоком пластовой воды, отделившейся на ступени предварительного сброса в КДФ и отстойниках УПС-1 – 3, до температуры в пределах 25-30 °C.

Из резервуаров РВС-4, -5 товарная нефть через задвижки № 252, 267, 260, 261, 266 насосами Н-3/1 – 3 направляется на СИКН № 221 (Миннибаевский ЦСП). В резервуарах товарной нефти РВС-4, -5 предусмотрена подрезка нижнего слоя в канализацию. Давление на выкиде товарных насосов составляет от 25 до 35 кгс/см2. На линии откачки товарной установлен влагомер для оперативного определения содержания воды в нефти.

Предусмотрена также откачка товарной нефти из резервуаров РВС-4, -5 на Шугуровский НБС.

Отделившаяся пластовая вода из КДФ и отстойников предварительного сброса воды УПС-1 – 3 отводится на блок очистки сточных вод, состоящие из двух ступеней подготовки пластовой воды: отстойники очистки пластовой воды О-4/5 – 8 с жидкостным гидрофобным фильтром (ЖГФ) и резервуаром РВС-2, -3. Дренаж из отстойников обезвоживания II группы О-2/6 – 9 также может направляться на блок очистки сточных вод. Очищенная пластовая вода из РВС-3 поступает на КНС-123, а также откачивается подпорными насосами Н-5/1/ -5/2 на КНС-121. Часть потока подготовленной пластовой воды подается насосом Н-6 на вход отстойников УПС-1 – 3 в поток частично обезвоженной водонефтяной эмульсии для улучшения процесса предварительного сброса воды в УПС-1 – 3.

Перед блоком очистки сточных вод пластовая вода подогревается в теплообменниках ТО-2/1 – 5 (межтрубное пространство) потоком готовой нефти, что способствует повышению качества подготовки пластовой воды.

Уловленная нефть из отстойников очистки пластовой воды О-4/5 – 8 через клапана L-24 – 27 и резервуаров РВС-2, -3 отводится в резервуар РВС-1, откуда периодически откачивается рециркуляционными насосами Н-4/1 – 3 на вход отстойников предварительного сброса воды УПС-1 – 3 или КДФ. Высота нефтяной пленки в отстойниках очистки пластовой воды О-4/5 – 8 поддерживается клапанами L-24 – 27 в пределах 0,50 – 1,20 м. В отстойниках О-4/5 – 8 создается гидрофобный фильтр, состоящий из обезвоженной нефти, при прохождении через который из пластовой воды отделяются эмульгированная нефть и твердые взвешенные частицы. Давление в отстойниках очистки пластовой воды О-4/5 – 8 поддерживается клапанами Р-3, -4 в пределах 1,8 – 2,0 кгс/см2.

Для защиты оборудования и трубопроводов от коррозионного воздействия агрессивных пластовых вод предусматривается ввод ингибиторов коррозии в трубопровод очищенных пластовых вод с помощью насоса-дозатора НД-3.

Для нейтрализации сероводорода в нефти на УПВН предусмотрены узел отдувки сероводорода из нефти и узел нейтрализации сероводорода в нефти.

Колонна сероотдувки КС установлена в технологической схеме после электродегидрраторов ЭДГ-1 – 3. Сероводород из нефти отдувается в колонне КС девонским газом, движущимся в колонне в противотоке с нефтью. Нефть после печей с температурой до 60°C и содержанием сероводорода до 500 млн.-1 (ррт) подается под собственным давлением в верхнюю часть колонны сероотдувки КС, распределяется по специальной насадке и стекает в нижнюю часть колонны, откуда самотеком через задвижки № 626, 658 поступает в буферные емкости БЕ-7 – 10.

С помощью диафрагменных расходомеров на нефтяной линии и газовой линии подачи девонского газа в колонну сероотдувки КС имеется возможность регулирования и регистрации соотношения расходов нефти девонского газа. Расход газа, подаваемого на отдувку, зависит от расхода нефти, но не должен превышать 13500 м3/сут. Система автоматики с помощью клапана F-1 поддерживает заданное соотношение расходов газа и нефти, лежащее в диапазоне 3:1 – 6:1 соответственно. Давление газа в подводящем газопроводе – до 0,2 МПа. Давление в колонне сероотдувки КС – от 0,3 до 0,8 кгс/см2.

Для предотвращения проскока чистого газа в колонне сероотдувки предусмотрено автоматическое поддержание уровня нефти в нижней части колонны (клапан L-21).

Газ после колонны сероотдувки КС поступает в газоосушитель ГО-2 и далее в газопровод, идущий на компрессорную станцию УТНГП.

Для снижения содержания сероводорода в нефти до требований ГОСТ Р 51858-2002 может потребоваться его химическая нейтрализация реагентами, для чего предусмотрен узел нейтрализации сероводорода в нефти, на который осуществляется прием рабочих растворов реагентов. Подача реагента из узла нейтрализации в поток нефти осуществляется насосами-дозаторами НД-4/1, -4/2/ входящими в состав узла. Дозировка реагента зависит от содержания сероводорода в нефти. Рекомендованная дозировка реагентов типа НСМ для Куакбашской УПВН – 2,3 – 3,5 кг/т.

Газ, выделяющийся в резервуарах РВС-1 – 5/ по газоуравнительным линиям подается через газоосушитель ГО-3 на прием компрессора установки УЛФ. Система автоматики установки УЛФ настроена таким образом, что в резервуарах поддерживается избыточное давление от 100 до 500 МПа. При этом исключается выброс в атмосферу сероводродосодержащего углеводородного газа через дыхательные клапаны, а также приток в резервуары атмосферного воздуха.

Газ после установки УЛФ и газоосушителя ГО-2 поступает на компрессорную станцию УТНГП, где копримируется и далее транспортируется на установку сероочистки (УСО) Миннибаевского ГПЗ. В случае неисправности УСО МГЗП или ее остановки на профилактический ремонт, аварийное сжигание газа предусмотрено на факельном хозяйстве УПВН.

Рис.1.1. Технологическая схема Куакбашской установки подготовки сернистой нефти.

1-скважина; 2-деэмульгатор; 3-групповая замерная установка; 4-дожимная насосная станция (ДНС); 5-технологический трубопровод; 6-концевой делитель фаз; 7-сепаратор; 8-счетчик сырья; 9-каплеобразоветель; 10-отстойник предварительного сброса; 11-буферная ёмкость; 12-сырьевой насос; 13-теплообменник; 14-печь; 15-горячая ступень сепарации; 16-отстойник термохимического глубокого обезвоживания; 17-смеситель; 18-электродегидратор; 19-буферная емкость; 20-аварийный насос; 21-насос дренажной воды.

Все технологические процессы полностью автоматизированы. Основными определяющими условиями при решении вопросов автоматизации технологических процессов являются:

    Обеспечение безопасности работы технологического оборудования на заданном режиме; Сработка сигнализации при отклонении от заданных параметров работы технологического оборудования;

Http://mysagni. ru/fea/ait/1199-kursovoy-proekt-po-discipline-avtomatizaciya-tehnologicheskih-processov-i-proizvodstv-na-temu-avtomatizaciya-ustanovki-podgotovki-vysokosernistoy-nefti. html

Добавить комментарий