Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство науки и высшего Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт заочно - вечернего обучения

Кафедра автоматизации и управления

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту по дисциплине

«Системы управления химико-технологическими процессами»

Автоматизация процесса контроля уровня дизельного топлива в резервуаре автозаправочного комплекса

Выполнил студент А.В. Горбатюк

Иркутск 2020

Содержание

• Введение
• 1. Характеристика технологического процесса
• 1.1 Описание технологического процесса
• 1.2 Параметры контроля и управления
• 2. Анализ технологического процесса как объекта автоматизации
• 2.1 Анализ процессов, протекающих в резервуаре как объекта автоматизации
• 2.2 Анализ теплового и материального балансов
• 2.3 Разработка системы автоматического регулирования
• 3. Техническое обеспечение АСУ ТП
• 4. Разработка функциональной схемы автоматизации
• 5. Выбор средств автоматизации
• 5.1 Выбор технических средств для измерения количественного учета нефтепродуктов
• 5.2 Выбор технических средств для измерения уровня нефтепродуктов в резервуаре для защиты от перелива
• 5.3 Выбор технических средств для измерения температуры в резервуаре
• 5.4 Выбор технических средств для измерения давления в резервуаре
• Заключение
• Список использованных источников

Введение

Автоматизация технологических процессов - это высокий уровень комплексной автоматизации и электрификации, при котором человек-оператор полностью или частично заменён специальными техническими средствами контроля и управления [1].

Автоматизация системы учета нефтепродуктов позволяет облегчить работу обслуживающего персонала, увеличить межремонтный период основного технологического оборудования, постоянно совершенствовать технологические режимы, способствующие сокращению потерь нефтепродуктов на АЗК благодаря непрерывному контролю за работой оборудования и аппаратуры, немедленному устранению всех недостатков и нарушений.

Актуальность создания автоматизированных систем управления значительно возросла в последнее время в связи с повышением стоимости нефтепродуктов, энергоресурсов, реагентов, затрат на содержание обслуживающего персонала и поддержание экологии окружающей среды.

Целью данного курсового проекта является совершенствование существующей системы автоматизации системы учета нефтепродуктов.

Задачами исследования являются:

· изучение основных параметров автозаправочного комплекса;

· изучения средств автоматизации, применяемых на АЗК;

· повышение надежности рассматриваемого технологического объекта путем выбора технологического оборудования.

Объектом исследования является автозаправочный комплекс.

В процессе исследования выполнен анализ существующего уровня автоматизации АЗК.

Эффективность проекта основывается на повышении надежности средств автоматики, расширении функциональных возможностей, снижении трудозатрат на техническое обслуживание и ремонт.

1. Характеристика технологического процесса

1.1 Описание технологического процесса

Технологический процесс хранения нефтепродуктов в резервуарах предназначен для оперативного контроля состояния параметров перекачки, хранения и управления отгрузкой [1].

Система автоматики резервуаров учета нефти и нефтепродукта предназначена для обеспечения стабильного и безопасного функционирования оборудования резервуарных парков, а так же реализации функции товарного учета продукта.

В качестве объектов автоматизации выступают следующее оборудование

- резервуары хранения продукта;

- оборудование системы измерения уровня.

Система выполняет следующие функции:

- контроль состояния резервуаров и технологического процесса, уровня продукта в каждом резервуаре, уровня подтоварной воды в каждом резервуаре (автоматический замер и ручной ввод данных), физико-химических параметров продукта, скорости заполнения и скорости опорожнения резервуара;

- сигнализация уровней продукта, предельных и аварийных значений скоростей заполнения и опорожнения резервуаров; превышения аварийного и предельного уровней загазованности окружающей атмосферы;

- отображение и архивирование событий в процессе приема, отгрузки и хранения продукта;

- своевременное уведомление диспетчеров о нарушениях технологического процесса обеспечивает автоматический контроль всех показателей на соответствие технологической карте резервуарного парка, об отказах технологического оборудования и датчиков;

- расчет с помощью аттестованных метрологических алгоритмов: средней температуры, объема продукта по каждому резервуару, общего объема продукта, массы продукта в каждом резервуаре, общей массы продукта;

- хранение данных о типе нефти (малосернистая, сернистая, высокосернистая) в зависимости от содержания серы в нефти;

- прогноз наличия продукта и свободных емкостей за заданное время;

- проведение товарно-коммерческих операций, инвентаризации продукта в парке, составление товарного баланса и формирование соответствующей отчетности;

- передача информации в систему телемеханики.

Система автоматики резервуаров реализована на современной базе из комплектующих лучших мировых производителей и строится по централизованному принципу на базе ПЛК с функцией горячего резервирования центрального процессора. Для обеспечения связи между элементами системы применены резервированные сети передачи данных с конвертацией в оптоволоконную среду для связи с удаленными объектами.

Рисунок 1.1.1 - Технологическая схема

Реализация системы позволяет сократить эксплуатационные расходы, повысить эффективность работы эксплуатационного персонала, обеспечить снижение потерь нефтепродуктов на этапах приема, хранения и отгрузки за счёт повышения точности измерения и учета.

Система обеспечивает централизацию и повышение эффективности управления и контроля технологических процессов в резервуарах, а так же информационное обеспечение персонала в штатных режимах и в аварийных ситуациях.

Возможность выявления неконтролируемых потерь продукта благодаря расчету и учету нормативных потерь при хранении и отпуске продуктов.

1.2 Параметры контроля и управления

Автозаправочный комплекс (АЗК) - это сложное, многообразное хозяйство. Оно включает резервуарную часть, разветвленные трубопроводные коммуникации, насосно-силовое оборудование, топливно-раздаточные колонки и др. [1]

Все производимые операции на АЗК, разделяют на основные и вспомогательные.

К основным операциям относятся:

- прием нефтепродуктов, доставляемых на АЗК автомобильным транспортом;

- хранение нефтепродуктов в резервуарах;

- отпуск нефтепродуктов в автомобильные баки;

- замер и учет нефтепродуктов.

К вспомогательным операциям относится:

- ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;

- эксплуатация транспорта и энергетических устройств. [3]

Основное назначение АЗК - обеспечить бесперебойное снабжение транспорта населения и других потребителей нефтепродуктами, в необходимом количестве и ассортименте, сохранению качества нефтепродуктов и сокращению до минимума их потерь при приеме хранении и отпуске потребителям. Поэтому и необходимо контролировать такие параметры как: P - давление, T - температуру и L - уровень налива нефтепродукта в резервуаре.

К технологическому оборудованию АЗК относятся:

- средства заправки - топливо- и маслораздаточные колонки и заправочный инвентарь;

- средства хранения - резервуары, тара;

- технологические трубопроводы;

- средства замера количества горючего - счетчики, метрштоки, указатели уровня и образцовые мерники;

- средства контроля качества нефтепродуктов - пробоотборники, нефтеденсиметры [7].

Резервуары для хранения топлив

Для приема и хранения нефтепродуктов на АЗК установлены подземные стальные горизонтальные резервуары, т.к. они выдерживают более высокие внутренние избыточные давления и разрежения.

Конструктивно резервуары выполнены двустенными. Для исключения возможности воспламенения паров топлива в межстенном пространстве резервуара последнее заполняется инертным газом путем вытеснения воздуха. При этом концентрация кислорода в межстенном пространстве резервуара не должна превышать 10%(об.).

Применение резервуаров для хранения топлива с двойными стенками позволяет удовлетворить строгим экологическим нормам. Внутренняя оболочка служит для хранения топлива, а наружная выполняет роль аварийной емкости, исключающей выход жидкой и паровой фазы в окружающее пространство при разгерметизации внутреннего резервуара [1].

Избыточное давление в межстенном пространстве не превышает 0,02МПа. Для предотвращения превышения избыточного давления в межстенном пространстве на резервуаре установлен предохранительный клапан с порогом срабатывания при повышении давления до 0,03 МПа.

На АЗК предусмотрена система объединенного контроля герметичности межстенного пространства двухстенных резервуаров для хранения топлива. Также резервуары оборудованы дополнительным оборудованием для заполнения межстенного пространства газом.

Периодический контроль герметичности межстенного пространства двустенных резервуаров проводится путем периодических пневматических испытаний. Испытания проводятся путем создания давления инертного газа в указанном пространстве.

Для контроля герметичности при периодических испытаниях на специальный штуцер устанавливается манометр.

Оборудование резервуаров размещено в технологических колодцах и закрывается крышками.

2. Анализ технологического процесса как объекта автоматизации

2.1 Анализ процессов протекающих в резервуаре как объекта автоматизации

Резервуарами называются сосуды, предназначенные для приема, хранения, технологической обработки и отпуска различных жидкостей:

- нефти,

- нефтепродуктов,

- сжиженных газов. [3]

Важной особенностью процесса, с точки зрения автоматизации, является его точность, при помощи которой мы избежим потерь нефтепродуктов при хранении и отпуске. Для достижения максимального качества необходимо строго соблюдать технологические параметры процесса.

Основными технологическими параметрами процесса являются температура, давление и уровень заполнения резервуара.

· Температура

Согласно климатическим условиям расположения нефтебазы (г. Иркутск), температура топлива в резервуаре, колеблется от -20 до +30С [12].

· Давление

Во время эксплуатации герметически закрытых резервуаров со стационарной крышей при их наполнении жидкостью образуется избыточное давление в паровоздушной зоне, а при опорожнении - вакуум. Избыточное давление вызывает в стенке резервуара сверх гидравлического давления дополнительное растяжение, а в крыше - изгибающий момент, нормальную и поперечную силу и краевой эффект по ее контуру. Вакуум вызывает в конструкциях резервуаров такие же усилия, но обратного знака. Резервуары рассчитаны на давление до 20 Па.

2.2 Анализ теплового и материального балансов

Общее выражение для любого баланса в аналитическом виде записывается как:

(при ), (2.2.1)

где Х_ВХ - входные составляющие баланса;

Y_ВЫХ - выходные составляющие баланса;

- член, характеризующий накопление вещества или энергии.

Равенство баланса нулю наблюдается только в статическом режиме работы объекта. Если происходит нарушение баланса (динамический режим работы объекта), то в правой части баланса появляется член, содержащий коэффициент и производную того параметра процесса, который характеризует состояние данного баланса. Процесс, протекающий в резервуаре, определяется протеканием двух материальных и одного теплового баланса.

Материальные балансы:

1) по давлению

(2.2.2)

где F_ПР - приход топлива м3/ч;

F_СТ - сток топлива, м3/ч;

K - коэффициент пропорциональности, кДж/кПа;

Р - давление, кПа.

2) по уровню

 (2.2.3)

где V_ПР - объемный приход топлива м3/ч;

V_СТ- объемный сток топлива, м3/ч;

K - коэффициент пропорциональности, кДж/кПа

Рисунок 2.2.1 - Структурная схема САР по уровню

Тепловой баланс:

, (2.2.4)

где Q_ПР - количество тепла приходящего с топливом в резервуар, кДж/ч;

Q_СТ - количество тепла уходящего с топливом, кДж/ч;

К - коэффициент пропорциональности, кДж/ч;

Т - температура в реакторе, 0С;

dt - изменение времени, ч.

Так как перелив топлива в резервуар создает аварийную ситуацию, поэтому стоит предусмотреть аварийную сигнализацию по данному балансу.

2.3 Разработка системы автоматического регулирования

Для создания структурной схемы объекта управления, которым в данной работе является резервуар, необходимо выявить величины (параметры, качественные показатели) относящиеся к управляющим воздействиям, управляемым переменным и к возмущающим воздействиям.

К управляющим воздействиям следует относить параметры процесса, которые следует целенаправленно изменять для управления процессом. К таковым параметрам относятся основные технологические параметры процесса (температура топлива в резервуаре, давление в резервуаре и уровень заполнения резервуара топливом). К управляемым переменным относят параметры процесса, информация об изменении которых используется для формирования управляющих воздействий. В рассматриваемом процессе к управляемым переменным следует отнести бесперебойный отпуск топлива. К возмущающим воздействиям относятся остальные входные воздействия кроме управляющих. К таковым можно отнести количество топлива [8].

Рисунок 2.3.1 - Структурная схема резервуара входных и выходных параметров резервуара

Система автоматического контроля и регулирования должна обеспечить такое ведение процесса, при котором максимально бы уменьшились потери нефтепродукта из резервуара, при хранении, приеме и отпуске нефтепродуктов.

На основании общего анализа процесса задачами разрабатываемой системы автоматического контроля и управления являются:

- стабилизация основных параметров процесса;

- минимально возможное поддержание температурного режима в реакторах;

- полное, своевременное и достоверное обеспечение информацией обслуживающего персонала;

- сигнализация недопустимых отклонений основных параметров, защита оборудования при возникновении предаварийных ситуаций;

- обеспечение требований охраны труда и техники безопасности эксплуатации технологического процесса.

Для быстрого и точного регулирования используем комбинированную систему управления по возмущению.

3. Техническое обеспечение АСУ ТП

Температура топлива в резервуаре контролируется прибором поз. TIR. Уровень налива топлива контролируется прибором поз. LIRСA. Давление в резервуаре контролируется и регистрируется прибором поз. PIRCА. Приведена функциональная схема автоматизации на рисунке 4.1.

Таблица 3.1 - Контроль и регулирование параметров технологического процесса

Наименование стадий процесса, показателей режима, номера позиции оборудования по схеме	Ед. изм.	Допускаемые пределы технологических параметров и показателей качества	Функциональное обозначение и номер позиции прибора по схеме	Оптимальные значения параметров
Температура топлива	0С	-5050	Т I	-4040
Уровень топлива в резервуаре	м	12,25 не более	LIRСA	12,20
Давление в резервуаре	Па	20 не более	PIRСА	18
Расход, приход топлива	м3		FIRС

Строгое соблюдение этих параметров достигается при помощи автоматической системы управления технологическим процессом (АСУ ТП), которая разделена на две подсистемы: РСУ и ПАЗ.

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом. Это человеко-машинная система, в которой человек принимает в большинстве случаев участие в выработке решений по управлению. Цель АСУ ТП - оптимизация работы объекта путем выбора соответствующих управляющих воздействий [7].

РСУ - (Распределенная система управления), базирующаяся на КТС системы CENTUM CS3000 фирмы Yokogawa, предназначена для управления технологическим процессом совместно с оперативным персоналом в режиме реального времени, и для предоставления информации на нефтебазу или управление компании.

ПАЗ - (Система Автоматической Противоаварийной Защиты), базирующаяся на КТС системы CENTUM CS3000 фирмы Yokogawa, предназначена для автоматического перевода технологического процесса в безопасное состояние при возникновении предаварийных ситуаций.

Оператор следит за ходом технологического процесса по графическим изображениям (мнемосхемам) объекта автоматизации. Работа с системой производится с помощью мыши (трекбола) и специализированной клавиатуры оператора.

Для каждого элемента управления (насоса, клапана и др.) в системе существует программный модуль, отвечающий за его работу. В функции этого модуля входят:

§ отображение информации о состоянии объекта;

§ управление объектом (в автоматическом режиме);

§ передача командных сигналов, выданных оператором или системой, в контроллер;

§ выдача аварийных сообщений в случае какого-либо отклонения от нормы.

Такие модули называются в системе приборами или функциональными блоками.

Каждый прибор имеет свое уникальное системное имя (например, FICA 1050), название и так называемую панель управления. Она представляет собой специальное окно, с помощью которого можно наблюдать за состоянием прибора, а также управлять им [7].

В системе существуют несколько групп сообщений:

§ аварийные сообщения о технологическом процессе;

§ системные сообщения;

§ информационные сообщения.

Появление любого сообщения сопровождается звуковым сигналом.

Имеется общий архив, в который помещается вся информация о работе системы за некоторый период. Каждое действие оператора или системы над каким-либо прибором отражается в этом архиве.

В систему входят средства для хранения и отображения данных за достаточно большие промежутки времени. К ним относятся тренды (графики) и отчеты (рапорты).

Принтеры, входящие в состав технических средств системы, позволяют вывести на печать практически любую информацию о работе системы.

4. Разработка функциональной схемы автоматизации

На функциональной схеме автоматизации приведены технические средства, реализующие 2-х уровневые АСУ ТП (рисунок 4.1):

§ Контроль температуры T резервуара (поз. 1а;2а;3а)

§ Контроль LIRCA(уровня) резервуара (поз.5а;5б)

§ Контроль Р (давления) резервуара (поз.4а;4б)

§ Контроль расхода на входе (поз.6а;6б), на выходе( поз.7а,7б)

§ Регулирование уровня резервуара (поз.5а;5б)

Заказная спецификация на технические средства автоматизации составляется согласно разработанной функциональной схемы автоматизации, принятым проектным решением и на основе номенклатурных справочников заводов изготовителей, каталогов и другой литературы.

На основании функциональной схемы, в соответствии со всеми параметрами, составляем заказную спецификацию на технические средства автоматизации, используемые в данной схеме. Сведем данные в таблицу.

Таблица 4.1 - Заказная спецификация

Номер позиции по функциональной схеме	Наименование параметра среды	Предельное значение параметров	Место установки	Наименование и краткая характеристика приборов и регуляторов	Тип, модель	Кол-во общее	Завод изготовитель
ТЕ - 1а	Температура	-50 500С	резервуар	Термометр сопротивления, платиновый с унифицированным выходным сигналом, u = 20 мА, L=1600 мм, Exiall CT6X	ТСПУ - 055Ex	3	АО «Метран» г. Челябинск
ТЕ - 2а	Температура	-50 500С	резервуар	Термометр сопротивления, платиновый с унифицированным выходным сигналом, u = 20 мА, L=1600 мм, Exiall CT6X	ТСПУ - 055Ex	3	АО «Метран» г. Челябинск
ТЕ - 3а	Температура	-50 500С	резервуар	Термометр сопротивления, платиновый с унифицированным выходным сигналом, u = 20 мА, L=1600 мм, Exiall CT6X	ТСПУ - 055Ex	3	АО «Метран» г. Челябинск
TIR - 1б	Температура	-50 500С	резервуар	Термометр сопротивления, платиновый с унифицированным выходным сигналом, u = 20 мА, L=1600 мм, Exiall CT6X показавающий и регистрируюший	ТСПУ - 055Ex Диск 250	1	АО «Метран» г. Челябинск
PE - 4а	Давление	0,125 кПа	резервуар	Преобразователь давления, u = 20 мА	Метран 22-ДИВ Модель 2310	1	АО «Метран» г. Челябинск
PIRСА - 4б	Давление	0,125 кПа	резервуар	Преобразователь давления, u = 20 мА показывающий, регулирующий и регистрирующий	Метран 22-ДИВ Модель 2310 Диск 250	1	АО «Метран» г. Челябинск
LE - 5а	Уровень	12,25 м	резервуар	Уровнемер, u = 20 мА,	Метран 100 - ДГ Диск 250	1	АО «Метран» г. Челябинск
LIRСA - 5б	Уровень	12,25 м	резервуар	Уровнемер, u = 20 мА, показывающий, регистрирующий и сигнализирующий регулирующий	Метран 100 - ДГ Диск 250	1	АО «Метран» г. Челябинск
FE - 6а	Расход		трубопровод	Расходомер, u = 20 мА, Exiall CT5X	Метран 350 - М - ВН	1	АО «Метран» г. Челябинск
FIRС - 6б	Расход		трубопровод	Расходомер, u = 20 мА, Exiall CT5X показывающий и регистрирующий, регулирующий	Метран 350 - М - ВН Диск 250	1	АО «Метран» г. Челябинск
FE - 7а	Расход прихода		трубопровод	Расходомер, u = 20 мА, Exiall CT5X, Диск 250	Метран 350 - М - ВН	1	АО «Метран» г. Челябинск
FIRС - 7б	Расход прихода		трубопровод	Расходомер, u = 20 мА, Exiall CT5X показывающий и регистрирующий регулирующий	Метран 350 - М - ВН Диск 250	1	АО «Метран» г. Челябинск

Рисунок 4.1 - Функциональная схема автоматизации

5. Выбор средств автоматизации

5.1 Выбор технических средств для измерения количественного учета нефтепродуктов

Все резервуары АЗК необходимо оборудовать комплексной системой количественного учета нефтепродуктов фирмы "Enraf". Система обеспечивает следующие измерения:

- технологических параметров в резервуарах (уровень и среднюю температуру нефтепродукта, давление столба жидкости);

- оперативный и коммерческий учет нефтепродуктов в резервуарах;

- сигнализацию достижения параметрами заданных значений с выдачей предупредительных и управляющих сигналов в систему управления резервуарным парком;

- контроль достоверности измерения и исправности датчиков;

- прогноз времени заполнения и опорожнения резервуаров;

- расчет общего количества и свободной емкости по каждому виду нефтепродукта [11].

Компания Enraf предлагает различные полевые приборы, устройства связи, интерфейсы и системы, предназначенные для решения задач контроля и управления в резервуарных парках. Данные с полевых приборов через устройство интерфейса связи, 880 CIU Enraf, передаются по двухпроводной полевой шине и обрабатываются системой управления учетом Entis Enraf [11]. Структура системы Enraf представлена на рисунке 5.1.1.

На нижнем уровне располагаются измеритель уровня серии 854 ATG и температурный селектор серии 862 MIT. Описание этих приборов приводится ниже. Дисплейные индикаторы.

Измеренные в резервуаре данные по уровню, температуре и давлению могут быть использованы для различных целей управления. Поэтому для представления этих данных в различных форматах, используются дисплеи и операторские панели, показанные на рисунке 5.1.2.

Рисунок 5.1.1 - Структура системы Enraf

Рисунок 5.1.2 - Дисплейные индикаторы

Такие дисплеи и панели обеспечивают доступ к данным практически в любое время и в любом месте резервуарного парка. Специальные версии приборов могут иметь режимы автономной работы с полевыми приборами в случае отказа систем учета. Могут выпускаться версии устройств для коммерческого учета, без возможности доступа к изменению отображаемых данных.

Топология сети и интерфейсы.

Устройства связи и интерфейсы 880 CIU обеспечивают наиболее эффективную связь с полевыми приборами Enraf.

Новая серия CIU 380 предусматривает использование открытого протокола в сочетании с классическими протоколами связи Энраф с целью интегрирования процессов управления, связи и интерфейсов. Это даёт возможность создания реальной распределённой архитектуры интеллектуальных и аппаратных средств управления.

Для интегрирования процессов управления и автоматизации, предусмотрена возможность использования таких открытых протоколов автоматизации, как Foundation Fieldbus и Modbus. Наличие аналогового и цифрового ввода/вывода обеспечивает возможность использования их с полевыми приборами. ОРС сервер позволяет передавать важную информацию на системы сбора данных, таких как Entis, различные пакеты программ SCADA, промышленные или офисные приложения.

Вторичный уровень - CIU Plus.

Вторичный уровень - CIU Plus показан на рисунке 5.1.3.

CIU Plus - это автономное устройство калькуляции резервуарных данных, используемое в сочетании с CIU Prime. Одно устройство CIU Plus может выполнять сложные и специальные расчеты в масштабе реального времени до 50 резервуаров.

Преимущества: расчёт объёмов по стандартам API и ASTM; совместимость с MODBUS; горячее резервирование; гальваническая развязка главных портов.

Рисунок 5.1.3 - CIU Plus

Основная задача CIU Prime (рисунок 5.1.4) - сканирование и сбор данных со всех датчиков.

Преимущества те же, плюс: поддерживает команды датчика, защита от конфигурации.

Рисунок 5.1.4 - CIU Prime

Верхний уровень - система управления Entis Pro.

Элементом верхнего уровня является система управления Entis Pro, разработанная для Windows 2000 и XP. Entis - это средство, позволяющее отображать и до некоторой степени управлять запасом продукта в парке емкостей. Это компьютерная программа, которая запускает и решает задачи, такие как сбор информации с различных частей резервуарного парка, передача команды измерителю или клапану.

Информация от полевых устройств попадает по проводам в компьютер, в котором запущена программа Entis. Далее эта программа организует всю информацию и переводит ее в логические форматы, которые позволяют находить любую часть резервуарного парка. Оператор, задавая номер резервуара, может мгновенно получить любую информацию, например о температуре, уровне, положении корневых задвижек и другую. Для расчета объема продукта в емкости должны быть заранее введены в программу тип емкости (сферическая, цилиндрическая или с плавающей крышей), калибровочные точки или радиус и точка ноля, зависящие от типа емкости.

По данным уровнемера интерфейс CIU Plus рассчитывает и передает в Entis общий наблюдаемый объем, валовой стандартный объем который является объемом, скорректированным на содержание воды и температурное расширение продукта в емкости. Таким образом, на экране Entis может быть представлен целый ряд рассчитанной информации. К примеру, на экране перекачки отображается движение продукта в резервуарном парке [11].

Другая форма предоставления информации на экране - это окно. Окно - это миниатюрный экран, который накладывается на существующий экран. Каждое окно содержит определенную информацию. К примеру, одно окно позволяет изменить единицы измерения для уровня, объема, температуры и других измерений.

Иногда оператору необходима информация обо всех важных изменениях в Entis. В этом случае срабатывает концепция сигнализаций, например, если уровень в емкости стал слишком низким. Из множества типов сигнализаций, срабатывает та, в которой достигнуто заданное значение. Некоторые сигнализации устанавливаются технологом, некоторые устанавливаются оператором. Допустим, если была установлена сигнализация на достижение нижней точки уровня, то она срабатывает в случае, если уровень продукта в емкости опускается ниже заданной точки. Сообщение - предупреждение о нижнем уровне появляется независимо от того, на каком экране и в каком окне находится оператор.

Достоинствами системы Entis являются:

- открытая архитектура;

- учет в реальном масштабе времени;

- обработка цифровой и графической информации;

- интуитивная работа;

- сбор данных и расчет;

- объединение в сеть;

- надежная система сигнализации;

- горячее резервирование и избыточность;

- основные и дополнительные программные задачи для создания комплексной системы;

- характерные особенности, преимущества, выгода.

5.2 Выбор технических средств для измерения уровня нефтепродуктов в резервуаре для защиты от перелива

Автоматическая система защиты от перелива нефти и нефтепродуктов должна включать в себя установку сигнализаторов уровня продукта с выводом сигнала в основной пункт и автоматику отсечения подачи продукта в резервуар при достижении нормативного уровня заполнения резервуара.

Резервуары с учетом сорта хранимого продукта необходимо оснащать не менее чем тремя сигнализаторами верхнего аварийного, верхнего и нижнего предельных уровней. В резервуарах с плавающими крышами или понтонами необходимо устанавливать (на равных расстояниях) не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

Резервуары должны оснащаться приборами для измерения уровня. Предупредительная и предаварийная сигнализация предельного верхнего и нижнего уровней должны осуществляться от двух независимых датчиков с раздельными точками отбора параметров технологической среды. Значения уставок предупредительной сигнализации предельных верхнего и нижнего уровней указываются в проекте с учетом времени, необходимого на проведение операций по прекращению подачи сырья в резервуар и откачки сырья из резервуара.

При отсутствии дистанционных сигнализаторов верхнего уровня должны быть предусмотрены переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом.

Резервуары АЗК также должны контролироваться системой защиты от перелива. Для сигнализации о достижении верхнего уровня необходимо установить датчики уровня жидкости серии LS 5100. На резервуарах для хранения дизельного топлива необходимо установить по два сигнализатора на каждом резервуаре. На резервуарах для хранения бензина необходимо установить по три сигнализатора. Система защиты резервуаров по максимальному уровню будет выполнена независимой от микропроцессорной системы ППС. Сигналы от датчиков сигнализаторов максимального уровня передаются системой непосредственно на пусковую аппаратуру наливных задвижек на их закрытие, без срабатывания сигнализации, т.к. для этой системы на станции она отсутствует.

Система сигнализации предназначена для оповещения операторов парка о заполнении резервуара до предельного (опасного, аварийного) уровня. Система должна вырабатывать звуковые и световые сигналы при достижении продуктом заданного уровня и быть независима от других систем [6].

Рассмотрим средства измерений используемые в АСУ ТП резервуаров АЗК.

Измеритель уровня серии 854 ATG.

854 ATG Enraf (измеритель усовершенствованной технологии) измеряет уровень жидкости и может быть запрограммирован для измерения двух дополнительных уровней раздела фаз. Также может отслеживать уровни сигнализации и выдавать диагностическую информацию. Дополнительно прибор может быть снабжен программным обеспечением для измерения плотности хранящегося продукта в емкости. Точечное измерение температуры может выполняться 854 ATG при наличии платы TPU (устройства обработки температуры). Прибор показан на рисунке 5.2.1.

Рисунок 5.2.1 - Измеритель уровня серии 854 ATG [13]

Может измеряться средняя температура продукта, точно также как и средняя температура паров, при наличии в 854 ATG дополнительной платы MPU и устройством 862 MIR или 862 MIT.

Дополнительная плата MPU обеспечивает аналоговый выход 4-20 мА и может быть использована для адаптации уровнемеров серии 854 ATG для описаний управления или аналоговых самописцев.

Honeywell или Hart совместимые датчики давления могут быть подключены через дополнительные платы HPU или OPU.

Принцип измерения уровня. Принцип основан на определении вибрации в плавучести поплавка. Поплавок вешается на гибкую измерительную проволоку, которая намотана на барабан с прецизионными канавками. Ось барабана соединяется с шаговым двигателем через магнитную муфту. Действительный вес поплавка измеряется преобразователем силы.

Действительное выходное значение преобразователя силы сравнивается с необходимым значением веса поплавка. Если существует различие между измеренным и необходимым значением, усовершенствованный программный модуль управления настраивает положение шаговым двигателем.

Изменение уровня продукта, в который поплавок частично погружен, служит изменением плавучести, которое определяется преобразователем силы. Результирующее различие между измеренным и необходимым значением будет причиной изменения положения шагового двигателя и, следовательно, увеличивать или уменьшать положение поплавка до тех пор, пока измеренное значение не станет равным необходимому значению.

Для предотвращения дребезга производится определенная настройка программного гистерезиса и времени интегрирования. Это позволяет производить стабильное и точное усредненное измерение уровня.

Шаговый двигатель производит один оборот за каждые 10 мм вертикального перемещения поплавка. Один оборот разбит на 200 шагов, поэтому один шаг эквивалентен 0.05 мм. Это разрешение напрямую связано с типом шагового двигателя. Правильное функционирование шагового двигателя периодически проверяется. Это достигается декодированием уникальных кодов диска кодера смонтированного на оси двигателя.

Для измерения относительной плотности, поплавок располагается на специальной высоте и измеряется соответствующий вес поплавка. Зная объем поплавка, его вес в воздухе, и измерив, соответствующий вес, может быть рассчитана относительная плотность продукта положения поплавка.

Измерение раздела фаз между двумя продуктами достигается с помощью команды измерителя раздела фаз. Это заставляет процессор шагового двигателя передвигать поплавок в положение, где вес поплавка соответствует запрограммированной установке.

Отделение электроники - взрывобезопасное и водонепроницаемое. Оно содержит все электронные схемы, шаговый двигатель и датчик силы. Устройство 854 ATG работает при напряжении питания 110, 130, 220 или 240 вольт переменного тока. Есть версия, потребляющая мощность 25 ВА при 50 Гц [11].

Двухпроводная двухполярная шина используется для полевой передачи данных. Плата XPU, SPU плата и дополнительная плата в 854 ATG связываются через внутреннюю процессорную шину связи. Плата процессора XPU является связью между внутренней шиной IPC и полевой шиной.

Двухпроводная шина данных Enraf очень нечувствительна к шумам и молнии, она электрически изолирована от прибора в целом.

Дистанционное отображение измерителя возможно при использовании индикатора ENRAF или компьютера верхнего уровня. Компьютером верхнего уровня может быть программа управления учета в емкостях ENTIS для РС или любая другая система. Компьютер верхнего уровня определяет сообщение измерителя через адрес передачи прибора.

На исследуемой станции актуальность создания автоматизации систем управления возникла в связи с низким уровнем автоматики, наличием морально устаревших релейных схем, низкой надежностью и сложностью обслуживания. Это потребовало замены существующей системы на микропроцессорную систему автоматики.

Программируемый логический контроллер (ПЛК) -- это микропроцессорная система, предназначенная для реализации алгоритмов логического управления. Он предназначен для замены релейно-контактных схем, собранных на дискретных компонентах -- реле, счётчиках, таймерах, элементах жёсткой логики. Принципиальное отличие ПЛК от релейных схем заключается в том, что все его функции реализованы программно. На одном контроллере можно реализовать схему, эквивалентную тысячам элементов жёсткой логики. При этом надёжность работы схемы не зависит от её сложности.

Высокие эксплуатационные характеристики делают целесообразным применение ПЛК везде, где требуется логическая обработка сигналов от датчиков.

На станции система защиты от перелива была установлена ранее. Согласно этой системе при достижении максимального (аварийного) уровня нефтепродукта в резервуаре и отсутствии сигналов от оператора происходит аварийное закрытие вследствие срабатывания релейной защиты с передачей на исполнительные механизмы и остановка закачки в резервуар, что приводит к потерям сырья.

Для решения этих задач было предложено объединить существующую систему защиты от перелива резервуара с системой Enraf (Нидерланды).

После объединения двух систем положительные сигналы о достижении уровня от сигнализаторов уровня и от измерителя уровня серии 854 ATG поступают на вход контроллера. Контроллеру при помощи прикладного программного обеспечения на одном из стандартных языков или при помощи программного модуля задается алгоритм. Согласно алгоритму вырабатывается сигнал о подключении другого пустого резервуара и о закрытии задвижки полного резервуара.

5.3 Выбор технических средств для измерения температуры в резервуаре

Для измерения температуры в резервуаре был выбран уровнемер ПМП-118. Уровнемер ПМП-118 предназначен для измерения и контроля уровня, температуры и др. параметров жидких сред, находящихся в резервуарах и емкостях, на объектах нефтедобывающей, нефтяной, нефтегазовой, газовой и других отраслей промышленности.

ПМП осуществляет измерение уровня и температуры, производит измерительные преобразования и вычисления и в результате выдает числовые значения параметров измеряемой среды.

Уровнемер является составной частью системы измерительной “СЕНС” и включает в себя помимо преобразователя магнитного поплавкового ПМП-118, вторичные приборы: блок питания типа БП-9В-…, показывающий прибор - сигнализатор типа МС-К-500-… или другие приборы,

В ПМП можно установить до восьми пороговых значений измеренных и вычисленных параметров (уровня, температуры, объема, массы, процентного заполнения и др.), при достижении которых ПМП передает команды для вторичных приборов.

ПМП осуществляет измерение температуры, производит измерительные преобразования и вычисления и в результате выдает числовые значения параметров измеряемой среды.

Измерение температуры - многоточечное, с применением интегральных датчиков температуры, равномерно распределенных по длине направляющей (до 8-ми точек). Для вычисления средней температуры жидкости используются показания датчиков температуры, находящихся под поверхностью жидкости, а для температуры паров - над поверхностью [14].

5.4 Выбор технических средств для измерения давления в резервуаре

Преобразователь давления Cerabar S (показан на рисунке 5.4.1) применяется для измерения абсолютного и относительного давления газов, пара или жидкостей в различных отраслях промышленности; уровня, объема или массы жидкостей при температуре до 280°C без разделительной диафрагмы; давлений до 700 бар. Преимуществами являются:

- высокая стабильность;

- высокая точность;

- взаимозаменяемый дисплей;

- электроника для датчиков давления и дифференциального давления;

- настройка на месте, через 4...20 мА HART, PROFIBUS PA или Foundation Fieldbus [15].

Рисунок 5.4.1 - Преобразователь давления

Преобразователь с керамической измерительной диафрагмой PMC 71 (Ceraphire®) изображен на рисунке 5.4.2. Керамический сенсор является сухим сенсором, т.е. давление процесса воздействует непосредственно на керамическую диафрагму, вызывая ее деформацию. Пропорциональное действующему давлению изменение электрической емкости измеряется между электродами на керамической основе и диафрагме. Диапазон измерения определяется толщиной керамической диафрагмы.

Рисунок 5.4.2 - Керамический сенсор (измерительная ячейка): 1 - соединение с атмосферой (для сенсоров относительного давления); 2 - керамическая основа; 3 -электроды; 4 - керамическая диафрагма

Давление процесса воздействует на разделительную диафрагму и передается к диафрагме сенсора через жидкость-заполнитель разделительной диафрагмы. Диафрагма сенсора деформируется, жидкость-заполнитель передает давление на измерительный полупроводниковый резистивный мост. Изменение выходного напряжения моста пропорционально давлению [15].

Заключение

В данной работе рассмотрен и произведен анализ существующего уровня автоматизации АЗК, где наиболее важным для стабильной и бесперебойной работы, является стабильность заданных характеристик технологического процесса, контролируемых соответствующими средствами измерений.

В ходе проведенных исследований были получены следующие результаты:

- проведен литературный обзор по теме исследования;

- проведен анализ работы автоматизированной системы управления;

- изучены характеристики основных приборов автоматизации.

Автоматизация технологических процессов позволяет:

- повысить точность измерения и регулирования параметров технологического процесса;

- повысить оперативность действий обслуживающего персонала;

- уменьшить вероятность возникновения аварийных ситуаций.

Предлагаемый проект обеспечит повышение надежности системы противоаварийной защиты с целью поддержания технологического оборудования и производства в безопасном состоянии.

нефтепродукты автоматизация резервуар

Список использованных источников

1. РД 153 - 39.2-0890- 01. Правила технической эксплуатации стационарных и передвижных автозаправочных станций. Москва 1986 г.

2. Бубеев П.П. Автоматизация производственных процессов. Методические указания по разделу дипломного проекта по автоматизации производственных процессов. / П.П. Бубеев, В.Г. Вихорев, В.Г. Хапусов. Иркутск: изд-во ИрГТУ, 2006. 24с.

3. Бондарь В.А., Зоря Е.И., Цагарели Д.В. Операции с нефтепродуктами. Автозаправочные станции. М.: ООО «Паритет Граф». 2017. 338 с.

4. Жимерин Д.Г., Мясников В.А., Автоматизированные и автоматические системы управления. М. 2015

5. Проектирование систем автоматизации технологических процессов: спр. пособие / под ред. Клюева А.С.-М.: Альянс, 2008.-464 с.

6. Сажин С.Г. Средства автоматического контроля технологических параметров: учебник по направлению подготовки «Автоматизация технологических процессов и производств» (химико-технологическая, агропромышленная отрасли) / С.Г. Сажин. Санкт-Петербург: Лань. 2014.

7. Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа: учеб. пособие по специальности 130603 «Оборудование нефтегазопереработки»… / С.А. Ахметов [и др.]; под ред. С.А. Ахметова. М.: Химия, 2005. 735 с.

8. Хапусов В.Г. Автоматизация технологических процессов и производств: учебное пособие / В.Г. Хапусов, П.Р. Ершов; Ирк. гос. тех. ун-т . - Иркутск: ИрГТУ, 2013. - 300 с.

9. Шувалов В.В. Автоматизация процессов в химической промышленности /В.В. Шувалов, Т.П. Огородников. М: Машиностроение,1991. -480с.

10. Метран официальный сайт.

11. Enraf официальный сайт.

12. Климат Иркутска официальный сайт.

13. Измеритель уровня серии 854 ATG официальный сайт.

14. Уровнемер ПМП-118 официальный сайт.

15. Преобразователь давления Cerabar S официальный сайт.

Размещено на Allbest.ru

...