Деятельность пункта приема сдачи нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Автоматизация пункта приема сдачи нефти «Калтасы» ОАО АНК «Башнефть»

1.1 Характеристика производственного объекта

Объектом является пункт приема сдачи нефти «Калтасы». В назначение ППСН входит сбор товарной нефти, соответствующей требованиям первой группе по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия. Изменения 1», а также подготовка нефти к сдаче и ведение учетных операций между ОАО АНК «Башнефть» и ОАО «Уралсибнефтепровод».

Проектная производительность ППСН «Калтасы» составляет пять миллионов тонн нефти в год. Ввод в промышленную эксплуатацию осуществился в апреле 2004 г. Проект разработан институтами «БашНИПИнефть» и «Башнефтепроект».

Объекты пункта приема сдачи нефти изображены на демонстрационном листе З.220301.041.ДП.10.С8.01. В число сооружений пункта приема сдачи нефти входят производственное здание (насосная, склад оборудования, мастерская); площадка печей; блок подогрева жидкого топлива (БПЖТ); узел задвижек №1; приемные (РВСП) №1, 2, 3, 4; узел задвижек №2; площадка системы измерения количества нефти (СИКН) №612; площадка СИКН №619; площадка подземных емкостей; электрокотельная; резервуары противопожарного запаса воды; насосная станция пожаротушения; насосная станция над скважиной питьевой воды; емкость производственно-дождевых стоков; поглощающая скважина; насосная станция промдождевых стоков; блок вспомогательных помещений; резервуар для бензина; площадка для автоцистерны; механизированные ворота; смотровая площадка; постовая будка; объекты штаба охраны предприятия; производственно-диспетчерский корпус [1].

Характеристика нефти

Нефть представляет собой горючую, маслянистую жидкость, обычно темно-коричневого цвета, со специфическим запахом. В состав нефти входят, в основном, углеводороды следующих четырех групп: парафиновые, олеиновые, нафтеновые и ароматические. Нефть является смесью всех ее составных частей. На поверхности она теряет газ и частично из нее выделяется парафин.

В среднем нефть состоит из 84-86% углерода и 11-14% водорода. Кислород, азот, сера содержатся в виде кислородных, сернистых и азотистых соединений. Сернистые соединения считаются вредными примесями нефти, так как непосредственно коррозируют металл, или в процессах переработки либо использования могут превратиться в коррозирующие соединения.

Относительное содержание групп углеводородов во фракциях нефти весьма различно. Преобладание той или другой группы углеводородов придает нефти различные свойства, что неизбежно сказывается на методах их переработки.

Основными свойствами нефти являются:

- плотность - отношение массы нефти к объему при температуре 20єС и атмосферном давлении от 700-1000 кг/мі. Более высокая плотность сырой нефти указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая - на большее содержание парафиновых углеводородов. Таким образом, величина плотности до известной степени будет характеризовать не только химический состав и происхождение продукта, но и его качество. Чем меньше плотность сырой нефти, тем легче процесс ее переработки и выше качество получаемых из нее нефтепродуктов. При характеристике плотности отдельных фракций нефти следует, прежде всего, отметить возрастание плотности с увеличением температуры кипения;

- вязкость - свойство нефти оказывать при движении сопротивление по перемещению ее частиц относительно друг друга, то есть характеризует подвижность жидкости. Вязкость определяется структурой углеводородов, составляющих нефть, то есть их природой и соотношением, она характеризует возможность распыления и перекачивания нефти: чем ниже вязкость жидкости, тем легче осуществлять ее транспортировку по трубопроводам, производить ее переработку. Особенно важна эта характеристика для определения качества масляных фракций, получаемых при переработке нефти. Чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их выкипания [2];

- обводненность нефти - это процентное содержание воды в общем объеме добываемой нефти.

Сдаваемая продукция - товарная нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями. Согласно техническим условиям ОАО АНК «Транснефть», рабочее давление в точке подключения к магистральному нефтепроводу - 0, 9МПа, величина вязкости сдаваемой нефти не более 40сСт.

Характеристика товарной продукции представлена в таблице 1.1.

нефть автоматизация прием печь

Таблица 1.1 - Характеристика товарной продукции

Сырье	Номер государственного или отраслевого стандарта, стандарта организации	Показатели качества, ед. измерения	Норма
Нефть	ГОСТ 3900-85	Плотность нефти при 20 єС, кг/мі	877 - 895
	ГОСТ 33-2000	Кинематическая вязкость, сСт	не более 40,00
	ГОСТ 2477-65	Массовая доля воды, процентное содержание	не более 0,50
	ГОСТ 21534-76	Концентрация хлористых солей, мг/дмі	не более 100
	ГОСТ 6370-83	Массовая доля механических примесей, процентное содержание	не более 0,05
	ГОСТ 1437-75	Массовая доля серы, процентное содержание	2,50 - 3,00
	ГОСТ 1756-52	Давление насыщенных паров, кПа	50 - 65
	ГОСТ Р 50802-95	Массовая доля сероводорода, ррm	2,00
	АСТМ	Содержание хлорорганических соединений, ррm	не более 10
	ГОСТ 11851-85	Массовая доля парафина, процентное содержание	2,50 - 4,50



Характеристика топливного газа

Природный газ - смесь газов, образовавшихся в недрах земли при анаэробном разложении органических веществ. Природный газ в пластовых условиях находится в газообразном состоянии - в виде отдельных скоплений или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворенном состоянии в нефти или воде. В стандартных условиях природный газ находится только в газообразном состоянии.

Природный газ представляет собой смесь предельных углеводородов. Часто в его состав входят азот, углекислота, сероводород и редкие газы. Основную часть природного газа составляет метан, его доля достигает 98%.

На ППСН «Калтасы» используется природный газ Уренгойского месторождения, который обладает теплотворной способностью 7900 ккал/мі.

1.2 Технология подготовки нефти

Технологическая схема

Нефть через узел задвижек поступает в резервуары сбора продукта (РВСП) №1, 2, 3, 4, изображенные на демонстрационном листе З.220301.041.ДП.10.С8.01. Из резервуаров нефть насосами Н 1- Н 5 подается на печи П-1, П-2 типа ПТБ-10Э, давлением от 0,21 до 0,95МПа, где нефть нагревается до температуры, обеспечивающую заданную вязкость. В качестве топлива печей П-1 и П-2 используется природный газ давлением 0,10-0,60МПа. При последовательной схеме перекачке, подогретая нефть, поступает на систему измерения количества нефти (СИКН) №612 и №619, для определения показателей качества нефти, затем перекачивается на линейную производственную диспетчерскую станцию «Калтасы».

При прекращении подачи природного газа на топливо печей П-1, П-2, предусмотрен вариант работы с печью П-3, типа ПТ-4-64-Ж, в качестве топлива используется нефть, поступающая на ППСН.

Работа ППСН в данном случае осуществляется по следующей схеме. Нефть из приемных резервуаров поступает на насос Н 6. После насосов Н 1 - 5 нефть поступает на СИКН, минуя печи П-1, П-2. От насоса Н 6 нефть с давлением до 0,95МПа поступает в подогреватель П-3, где нагревается до 80єС. Затем горячая нефть поступает в трубопровод перед СИКН, где смешивается с холодной нефтью, поступающей от насосов Н 1 - 5, и далее после СИКН поступает в нефтепровод на линейную станцию «Калтасы».

Аварийный сброс продукта из печей П-1, П-2, П-3 осуществляется в аварийную емкость Е 6. Утечки от насосов собираются в подземную емкость Е 5. Сброс нефти из резервуаров осуществляется в дренажную емкость Е 4.

Опорожнение СИКН и сбор протечек на СИКН происходит в подземные емкости Е 2, Е 3. Подземные емкости Е 2 - Е 6 снабжены электропогружными насосами для откачки продукта. Избыточное давление газа из подземных емкостей стравливаются через дыхательные клапана КДМ.

В таблице 1.2 перечислены основные показатели агрегатов пункта приема сдачи нефти «Калтасы», допустимые пределы технологических параметров.

Таблица 1.2 - Нормы технологического режима

Агрегат	Наименование стадий, показатели режима	Обозначение на схеме	Допустимые пределы технологических параметров
ПТБ-10Э	Давление на выходе из печи, МПа	П-1, П-2	0,30 - 0,95
	Температура на выходе из печи, єС		14 - 50
	Давление топливного газа, МПа	-	0,14
	Давление топливного газа перед камерой сгорания, МПа		0,05
	Температура дымовых газов, єС		600
Насосы ЦНСнт300х120	Давление на приеме, МПа	Н - 1, Н - 2, Н - 3, Н - 4, Н - 5, Н - 6	0,02 - 0,09
	Давление на выкиде, МПа		0,50 - 1,20
	Температура подшипников, єС		не более 73
Емкости подземные	Уровень нефти, м	Е 1	0,20 - 2,50
		Е 2, 3, 5	0,50 - 1,50
		Е 4, 6,7	0,40 - 1,90
		Е 8	0,30 - 1,80
Система измерения количества нефти	Расход нефти, мі/ч	СИКН №612 СИКН №619	свидетельство о поверке
Продолжение таблицы 1.2
Агрегат	Наименование стадий, показатели режима	Обозначение на схеме	Допустимые пределы технологических параметров
Нефтепровод НСП «Шушнур» - ППСН «Калтасы»	Давление нефти, МПа	-	не менее 0,02
Нефтепровод НСП «Кереметово» - ППСН «Калтасы»	Давление нефти, МПа	-	не менее 0,02
Нефтепровод НСП «Красный Холм» - ППСН «Калтасы»	Давление нефти, МПа	-	не менее 0,02

Технологический процесс подачи газа на печи ПТБ-10Э

Пункт газорегуляторный блочный (ПГБ) предназначен для очистки газа от механических примесей, редуцирования высокого давления на давление, необходимое перед печами (с 0,60 до 0, 30 - 0,14МПа), автоматического поддержания выходного давления газа на заданном уровне независимо от изменения расхода и входного давления, автоматического отключения подачи газа при аварийном повышении или понижении выходного давления сверх допустимых заданных значений.

Газ по входному трубопроводу поступает в рабочую линию через задвижку и узел учета расхода газа, где устанавливается до 0,10-0,14МПа и через задвижку поступает к выходному трубопроводу.

Первичный пуск газа или пуск после продолжительной остановки ПГБ должен производиться по наряду-допуску на производство газоопасных работ.

Продувка оборудования и газопроводов в ПГБ газом производится через продувочные свечи, установленные в пункте. Продувку газом необходимо осуществлять до вытеснения всего воздуха в газопроводе. Окончание продувки определяется путем взятия анализа или сжигания отбираемых проб.

Основные положения пуска ППСН «Калтасы»

Перед пуском установки после ее монтажа или ремонта проверяют исправность всего технологического оборудования и трубопроводов, закрывают все задвижки, проверяют наличие и исправность манометров. Также осматривают крепления фланцевых соединений трубопроводов, емкостей, насосов, укомплектованность их крепежными изделиями и снятие установленных заглушек. Закрывают все люки и лазы на резервуарах и емкостях, очищают все проходы и проезды, проверяют наличие и исправность средств пожаротушения и средств индивидуальной защиты, наличие воды, электроэнергии, производят опрессовку оборудования и коммуникаций при выключенных контрольно-измерительных приборах (КИП) и автоматизации. После окончания испытания воду сливают в канализацию.

После промывки, опрессовки и освобождения всех технологических трубопроводов, производят заполнение трубопроводов товарной нефти.

Перед пуском ППСН «Калтасы» в эксплуатацию все задвижки на технологических линиях закрыты, а технологические емкости освобождены от посторонних предметов.

1.3 Устройство печи нагрева нефти типа ПТБ-10Э

Печь трубчатая блочная типа ПТБ-10Э предназначена для нагрева нефти при ее промысловой подготовке и транспортировке.

Рассмотрим устройство и принцип работы трубчатой блочной печи ПТБ-10Э, работающей на газовом топливе [3].

Печь трубчатая блочная ПТБ-10Э, состоит из следующих основных частей: теплообменная камера, основание печи, блок вентиляторного агрегата и газораспределительный пункт, дымовая труба, площадка обслуживания, свеча, шахтная лестница, камера сгорания (жаровая труба), смотровые окна, трубопроводы входа и выхода нефти.

Технологические блоки печи и система автоматизации печи на месте применения связываются между собой и с другими объектами подготовки нефти трубными коммуникациями, кабельными силовыми проводками, а также проводками контроля и автоматики.

Камера теплообменная, представленная на рисунке 1.1 и демонстрационном листе З.220301.041.ДП.10.ВО.01, включает в свой состав:

- основание камеры;

- камеру сгорания;

- четыре секции змеевика из оребренных труб;

- змеевик подогрева топливного газа и пять дымовых труб.

Длина теплообменной камеры L=9700 мм.

Корпус теплообменной камеры представляет собой металлическую пространственную конструкцию, состоящую из каркаса, сваренного из профильного проката наружных и внутренних ограждающих обшивок, пространство между которыми заполнено теплоизоляционным материалом. В качестве теплоизоляционного материала используется вата калиновая в виде прессованных плит. Допускаемая рабочая температура изоляции 1100 ^оС. Толщина потолочной части изоляции - 120 мм, боковых и торцевых стенок - 80 мм, подовой части - 80 мм.

Наружная обшивка корпуса, выполненная из листовой углеродистой стали. Наружная обшивка герметичная и воспринимает механические нагрузки от избыточного давления дымовых газов, и массовую нагрузку тяжести теплообменной камеры. Тепловая изоляция и внутренняя обшивка крепятся к корпусу камеры штырями. Штыри изготовляются из нержавеющей стали.

В потолочной части теплообменной камеры расположены три взрывных люка (клапана), крышки которых закрываются под усилием гравитационной массы. Крышки люков крепятся к каркасу печи цепями. Внутри теплообменной камеры размещены четыре секции змеевика, изготовленные из стальных бесшовных труб со спиральным оребрением. Змеевики расположены симметрично, слева и справа от продольной оси камеры. В конструкции теплообменной камеры предусмотрено применение двух видов змеевиков. Змеевики расположены ближе к продольной оси камеры, выполнены двухрядными, а змеевики, расположенные вдоль боковых стен корпуса - однорядными. В однорядном змеевике, кроме того, расположены трубы подогрева топливного газа.

Оребренные трубы змеевиков по концам и в середине опираются на трубные доски, изготовленные из жаропрочной стали и имеют возможность удлиняться при нагреве. Трубные доски опираются на балки каркаса теплообменной камеры и крепятся к ним болтами. У каждого из четырех отверстий основания корпуса, предназначенных для крепления камер сгорания, установлены четыре стойки с прорезями, в которые вложены направляющие пластины.

Направляющие пластины совместно со стойками образуют дефлекторы над конфузорами камер сгорания, обеспечивающие рециркуляцию продуктов сгорания топлива в теплообменной камере. Для выхода продуктов сгорания из теплообменной камеры потолочная часть корпуса снабжена прямоугольным штуцером, к фланцам которых крепятся дымовые трубы.

Теплообменная камера своим нижним основанием монтируется на блоке основания печи, представляющей собой стальную сварную пространственную конструкцию. В пределах блока основания печи размещены четыре камеры сгорания (реакторы горения) для сжигания топлива, трубопроводы подачи топлива к камерам сгорания и их запальным устройством, воздуховод принудительной подачи воздуха на горение, соединяющийся при помощи тройника, мягких вставок и коробов подвода воздуха с блоками вентиляторных агрегатов.

Блок вентиляторного агрегата представляет собой стальную сварную раму, на которой на виброизоляторах установлен вентиляторный агрегат, включающий в свой состав центробежный вентилятор высокого давления и электродвигатель, соединенные между собой посредством полумуфт.

Блок вентиляторного агрегата включает также в свой состав приемный воздуховод и нагнетательный переходный воздуховод.

Печь снабжена четырьмя дымовыми трубами, предназначенных для вывода охлажденных продуктов сгорания в атмосферу, площадкой обслуживания и лестницей шахтного типа.

Работа печи осуществляется следующим образом. Продукт, подлежащий нагреву, поступает во входной коллектор, где измеряется его температура и давление, далее, распределяясь по четырем трубопроводам, продукт входит в теплообменную камеру.

Нефть при своем движении по секциям змеевиков, нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания газового топлива, сжигаемого в четырех камерах сгорания и поступающего в пространство теплообменной камеры.

Топливный газ поступает на печь от автономного ГРП через змеевик подогрева или минуя его, в зависимости от температуры окружающей среды. Переключение потока газа осуществляется запорными органами. В случае повышения давления газа, в отключенном змеевике выше входного происходит его переток через обратный клапан.

Тепловой процесс и теплообмен в камере происходит следующим образом: продукты сгорания из четырех камер сгорания через сопла - конфузоры, находящиеся в верхних частях последних, в виде плоских струй, поступают во внутреннее пространство теплообменной камеры. Скорость струи у устьев сопел - конфузоров составляет 100-120 м/с. Струи инжектируют уже охлажденные дымовые газы из нижних боковых зон теплообменной камеры, создавая интенсивную рециркуляцию продуктов сгорания, омывая трубы двухрядных змеевиков, отдавая им тепло. Частично охлажденные продукты сгорания при помощи продольных перегородок направляются к боковым стенкам теплообменной камеры, омывая однорядные змеевики, охлаждаются и при помощи дымовых труб выводятся в атмосферу.

Необходимо отметить, что в продуктах сгорания кислород должен практически отсутствовать, вследствие стехиометрического сгорания топливного газа.

Камера сгорания является источником тепловой энергии для осуществления процесса нагрева продукта поступающего в змеевики печей и представляет собой две конические обечайки:

- внешняя обечайка изготавливается из углеродистой стали и снабжена улиточным вводом, для закручивания воздушного потока по спирали вокруг внутренней обечайки;

- внутренняя обечайка изготавливается из жаропрочной стали и является камерой сгорания (жаровая труба);

- верхнее днище камеры сгорания изготавливается из жаропрочной стали, остальные элементы камеры сгорания выполнены из углеродистой стали.

Устройство камеры сгорания печи ПТБ-10Э показано на рисунке 1.2.

Процесс сгорания топлива происходит следующим образом: воздух от дутьевого вентилятора через улиточный ввод входит в кольцевое пространство, образуемое внешней и внутренней обечайками камеры сгорания. Далее движется по этому пространству спирально вниз к днищу камеры и охлаждает жаровую трубу.

В нижней части жаровой трубы и на днище внешней обечайки расположены кольцевые сетки с диаметром отверстий 20 мм. Выходящий поток газа при малом давлении (порядка 10-20Па) пронизывается многоструйно струями, что обеспечивает высокую степень смешения газовой и воздушной среды и позволяет диаметром отверстий 20 мм. При входе в газовую среду, смесь газа с воздухом внезапно расширяется, и ее спиралеобразный поток создает вихрь, движущийся по направлению к выходу из камеры сгорания по периферии жаровой трубы. Эта смесь затем рециркулируются в обратном направлении по центру вихря. Между этими двумя зонами потоков образуется газовый слой, который остается неподвижным, потому что, чем быстрее движутся газы в первом случае, тем быстрее рециркулирующие газы вихрем оттягиваются вниз. Таким образом, газовые потоки проходят в различных направлениях относительно друг друга.

Вихрь играет роль держателя пламени, и оно не гаснет даже в том случае, когда скорость движения горючей смеси в жаровой трубе во много раз превышает скорость распространения пламени. Из камер сгорания продукты сгорания входят в виде плоской высокоскоростной струи с температурой 500-600^оС.

Камера сгорания герметична, зажигание смеси осуществляется с помощью запальной горелки. Корпус представляет собой сварной тройник, снабженный фланцем для соединения с кожухом.

На верхней боковой части корпуса размещен патрубок с бобышкой для установки запальной свечи и колпака, а к днищу корпуса крепится инжекционная газовая горелка малой производительности с принудительной подачей воздуха.

1.4 Автоматизация технологического процесса пункта приема сдачи нефти

На ППСН «Калтасы» предусмотрен определенный объем автоматизации. Объектами контроля и автоматизации пункта являются: производственное здание; площадка печей; блок подогрева жидкого топлива; узел задвижек №1; резервуары приемные РВСП №1, 2, 3, 4; площадка СИКН №612, 619; площадка подземных емкостей; резервуары противопожарного запаса воды; насосная станция пожаротушения; емкость производственно-дождевых сточных вод; пункт газорегуляторный блочный; блок вспомогательных помещений; резервуар для бензина; площадка камер приема средств очистки и диагностики; дренажная емкость (Е 7); узел подключения на территории линейной станции «Калтасы».

В машинном зале производственного здания расположены насосы товарной нефти Н 1 - Н 6.

Система автоматического регулирования предусматривает:

- измерение давления на приеме и выходе насосного агрегата;

- контроль температуры подшипников насосного агрегата.

Вытяжная система вентиляции в производственном здании включается вручную за пять минут перед входом обслуживающего персонала. Автоматически - при срабатывании сигнализатора загазованности.

На площадке печей расположены печи трубчатые типа ПТБ-10Э и печь резервная нефтенагревательная типа ПТ-4-64Ж.

Печи оснащены комплектом средств автоматизированного управления. Измеряются и контролируются следующие параметры:

- регулирование температуры нефти, выходящей из печи;

- давление топливного газа, подаваемого в печь;

- давление воздуха, подаваемого в камеру сгорания;

- давление нефти, подаваемой в печь;

- температуры нефти, подаваемой в печь;

- температура воздуха, подаваемого в камеру сгорания;

- температура нефти по четырем потокам на выходе из теплообменной камеры;

- температура уходящих газов;

- контроль наличия пламени горелок;

- концентрация газа в теплообменной камере, в газораспределительном пункте (ГРП).

Система предусматривает автоматическое отключение путем отсечки топливного газа при отклонении давления топливного газа от заданных предельных значений, расходе нагреваемого продукта ниже допустимого, давлении нагреваемого продукта выше допустимого значения, температуре нагреваемого продукта выше допустимого значения, увеличении температуры уходящих дымовых газов выше заданного значения, погасании пламени горелки, снижении давления воздуха, подаваемого в камеру сгорания, недопустимой концентрации газа в ГРП и на обслуживающей площадке.

Также объектом автоматизации является блок подогрева жидкого топлива типа БПЖТ - 0,22-4,0 производства «Теплогазавтоматика» город Уфа, имеет блочное исполнение. Состоит из технологического и аппаратурного помещений, смонтированных на общем основании и выполненных в виде самостоятельных, закрытых блок - боксов с дверями. Блок БПЖТ предусматривает:

- функционирование нагревателя на различных типах нефти;

- автоматический запуск печи на дизельном топливе, затем вывод его на тепловой режим, на нефти, остановка печи в обратном порядке, что исключает забивание трубопроводов, застывшей на холоде нефтью;

- поддержание основных параметров нефти (температуры, вязкости) и как следствие высокие параметры сгорания топлива, что обеспечивает его оптимальный расход и минимальные выбросы в окружающую среду;

- отсутствие необходимости доукомплектовки нагревателей в заводской комплектности различным дополнительным оборудованием;

- защищенность оборудования от несанкционированного доступа.

На узле задвижек №1 предусматривается измерение давления и расхода нефти на трубопроводах от нефтеперекачивающих станций.

На территории пункта расположены резервуары приемные, на которых предусмотрена сигнализация предупредительного, рабочего и нижнего аварийного уровней нефти.

На емкостях Е 3 - Е 6 осуществляется контроль и сигнализация отклонения давления, а также сигнализация верхнего аварийного уровня. На емкости Е 2 предусматривается контроль и сигнализация верхнего и нижнего уровней нефти.

Система измерения количества, предназначена для определения количества и показателей качества нефти, с погрешностью, не превышающей 0,25% по массе брутто, поставляемой ОАО АНК «Башнефть» на ППСН «Калтасы». В СИКН предусматривается контроль и регулирование давления нефти.

В состав системы измерения количества входит блок измерения показателей качества нефти. В блоке осуществляется контроль влажности товарной нефти, контроль вязкости нефти, сигнализация загазованности.

На территории пункта расположены камеры приема средств очистки и диагностики, емкость нефти Е 1, насос буровой Н 13. Предусматривается:

- измерение давления нефти на входящих трубопроводах;

- измерение и сигнализация верхнего и нижнего аварийного уровней нефти в емкости Е 1;

- контроль давления на нагнетании насоса Н 13.

В дренажной емкости Е 7 осуществляется контроль и сигнализация верхнего и нижнего уровней.

На узле подключения, расположенном на территории ЛПДС «Калтасы», измеряется давление с показанием измерений на щите.

Насосная также является объектом контроля. В ней расположены насосы Н 11,

Н 12, на которых предусмотрен контроль давления на выходе насосных агрегатов.

Бытовые сточные воды от производственного корпуса проходят очистку в септике, обеззараживание в контактном колодце и далее направляются в емкость производственно-дождевых сточных вод, объемом 50 мі. Туда же самотеком поступают производственные стоки от производственно-диспетчерского корпуса, дождевые сточные воды с бетонных площадок и из обвалований приемных резервуаров. По мере заполнения емкости, сточные воды насосами, установленными в насосной станции производственно-дождевых стоков, закачиваются в поглощающую скважину. Накапливающаяся в резервуарах товарной нефти РВСП №1, 2, 3, 4 подтоварная вода, периодически также сбрасывается в подземную емкость производственно-дождевых стоков. В емкости предусматривается контроль и сигнализация максимального и минимального аварийного уровней воды.

Согласно требованиям РДБГ-39-0147171-003-88 по контролю за состоянием воздушной среды предусмотрена установка датчиков сигнализатора загазованности на следующих объектах:

- в машинном зале производственного здания;

- на площадке печей;

- на узле задвижек №1;

- по обваловке резервуаров РВСП №1, 2, 3, 4;

- на площадке подземных емкостей;

- на площадке емкости производственно-дождевых сточных вод;

- в насосной станции производственно-дождевых стоков;

- на площадке газорегуляторного пункта;

- на площадке с резервуарами бензина;

- на площадке узла приема средств очистки и диагностики.

1.5 Автоматический контроль и управление технологическим процессом ППСН «Калтасы»

Автоматическое управление осуществляется с использованием регулирующего контроллера Allen Bradley SLC-500 и промышленного компьютера, необходимого для визуализации процесса нагрева нефти. Преобразование текущих измеряемых величин, расчет управляющих значений, передача информации на рабочее место оператора и непосредственное управление регулирующими устройствами.

Схема системы автоматизации технологических процессов является основным техническим документом, определяющим структуру и характер системы автоматизации технологических процессов. На схеме автоматизации дано упрощенное изображение агрегата, подлежащего автоматизации и управления, изображенных условными обозначениями по действующим стандартам, а также линиям связи между ними.

Схемой предусмотрена возможность перехода на режим ручного управления ходом технологического процесса, а также световой сигнализации о выходе регулируемых параметров за допустимые значения и о неисправности агрегатов ППСН «Калтасы».

Схема автоматизации технологического процесса приема сдачи нефти в условиях ППСН «Калтасы» представлена на чертеже З.220301.041.ДП.10.СЗ.

Схема автоматизации предусматривает контроль следующих параметров:

- сигнализация верхнего и нижнего уровня в емкости приема нефти обеспечивается сигнализатором уровня нефти, поз. 2а, 3а, типа САУ-М6. Срабатывание сигнализации происходит загоранием лампочек, поз. HL1, HL2, типа ЛС-53 и включением звонка с катушкой переменного тока типа ЭВП-220, поз. HA1, HA2;

- измерение расхода на трубопроводе узла задвижек осуществляется манометром, поз. 4а, типа МП3-У. Далее сигнал поступает на преобразователь разности давлений, поз. 4б, типа Метран-100-ДД. Сигнал с датчика преобразователя поступает в контроллер типа Allen Bradley SLC-500, поз. РК, и на ЭВМ, поз. ЭВМ. Выходной сигнал регулирующего контроллера составляет 24 В. Для его усиления используется пускатель бесконтактный реверсивный, поз. 4в, типа ПБР-2М. Для того чтобы, визуально наблюдать за перемещением регулирующего органа в схемах автоматизации применяют дистанционный переключатель управления, поз. 4г, типа ДУП. Кроме того оператор должен иметь возможность вручную управлять технологическим процессом. Для этого предназначены универсальные переключатели выбора режима, в схеме обозначаются SA - кнопка управления в автоматическом режиме и SB - кнопка управления в ручном режиме.

В настоящее время ДУП, SA, SB выполняются в одном корпусе блока ручного управления, поз. 1К, типа БРУ-32;

- сигнализация предупредительного, рабочего, нижнего аварийного уровня в резервуаре приема нефти обеспечивается сигнализатором уровня нефти, поз. 5а, 6а, 7а, типа САУ-М6. Срабатывание сигнализации происходит загоранием лампочек, поз. HL3, HL4, HL5, типа ЛС-53 и включением звонка с катушкой переменного тока типа ЭВП-220, поз. HA3, HA4, HA5;

Оператор имеет возможность вручную управлять технологическим процессом. Для этого предназначены универсальные кнопки управления в ручном режиме, поз. SB;

- контроль, измерение давления на приеме и выкиде насосного агрегата осуществляется манометрами, поз. 8а, 9а, типа МП3-У. Далее сигнал поступает на датчики избыточного давления типа Метран-100-ДИ, поз. 8б, 8б, основная погрешность данного прибора находится в пределах 0,1%, что позволяет использование данного датчика для осуществления точных измерений давления. Затем сигнал поступает в контроллер, поз. РК. Текущее значение давления также отображается на экране монитора ЭВМ, поз. ЭВМ;

- контроль температуры подшипников насосного агрегата осуществляется термометром сопротивления, поз. 10а, типа ТСМ-0193-01;

- контроль, измерение и автоматическое регулирование расхода нефти на входе в печь: сигнал с турбинного преобразователя расхода типа ТПР, поз. 11а, поступает магнитоиндукционный датчик, поз. 11б, типа НОРД-И2У-02. С него электрический сигнал подается на блок обработки данных типа VEGA-03, поз. 11в, где преобразуется унифицированный токовый сигнал 4-20мА. Далее сигнал поступает на вход контроллера, поз. РК, на выходе которого формируется импульсный сигнал. Для его усиления используется пускатель бесконтактный реверсивный, поз. 11г, типа ПБР-2М. затем сигнал поступает на блок ручного управления, поз. 2К, типа БРУ-32;

- контроль температуры нефти на входе в печь осуществляется термопреобразователем сопротивления, поз. 16а, типа ТСМУ-205Ех-2/250, предел измерения которого от минус 50 до плюс 50єС;

- контроль температуры нефти на трубопроводе по потокам выполняется термопреобразователями сопротивления типа ТСМУ-205Ех-2/120, поз. 17а, 18а, 19а, 20а, пределы измерения которых от 0 до 180єС;

- контроль, измерение и автоматическое регулирование нефти на выходе печи осуществляется термопарой, поз. 21а, типа ТХАУ-Ех-4212. Пределы измерения датчика составляют от 0 до 180єС. После первичного датчика температуры, расположенного соответственно на коллекторе, сигнал поступает на вторичный регистрирующий прибор, поз. 21б, типа Диск-250М-20. Далее сигнал приходит в контроллер, поз. РК, и на экран ЭВМ, поз. ЭВМ. Измеренные сигналы подаются на контроллер типа Allen Bradley SLC-500. В блоке контроллера происходит сравнение сигналов, соответствующих действительным значениям и заданным. Выходной сигнал с контроллера составляет 24В, для его усиления используется пускатель бесконтактный реверсивный, поз. 21в, типа ПБР-2М. Затем сигнал поступает на блок ручного управления, поз. 3К, типа БРУ-32 и далее на исполнительный механизм, поз. 21г, типа МЭО-650/63-0,25. Исполнительный механизм служит для преобразования электрического сигнала в перемещение вала регулирующего органа.

Кроме того, оператор имеет вручную управлять процессом, для этого используются универсальный переключатель выбора режима управления, поз. SA, и кнопка управления в ручном режиме, поз. SB;

- управление сжиганием топлива: расходы воздуха и природного газа измеряются напоромером, поз. 22а, типа НМП-100, и диафрагмой типа ДКС - 0,6-80А-1, поз. 23а, пределы давлений с которых передаются на датчик разности давлений типа Метран 100-ДД-1420, поз. 22б, 23б. Далее сигналы поступают в контроллер, поз. РК, и на ЭВМ, поз. ЭВМ.

С экрана ЭВМ оператор выставляет задание для коэффициента расхода воздуха. Текущее значение расхода воздуха определяется соотношением величин сигналов, поступающих в контроллер с выхода датчиков разности давление. Текущий расход воздуха и газа непрерывно отображаются на экране монитора ЭВМ. Выходной сигнал с контроллера составляет 24В, для его усиления используется пускатель бесконтактный реверсивный, поз. 22в, типа ПБР-2М. Усиленный сигнал поступает на исполнительный механизм, поз. 22г, типа МЭО-630/63-0,25. Также предусмотрено управление давлением через блок ручного управления типа БРУ-32, поз. 4К. Контроль давления газа осуществляется манометром, поз. 26а, типа МП3-У, условное давление которого 0,25мПа;

- сигнализация загазованности камеры сгорания, поз. 31а, дымовых труб, поз. 32а, 33а, газораспределительного пункта, поз. 38а, и территории возле печи, поз. 40а, осуществляется сигнализаторами загазованности, типа СТМ-10. Срабатывание сигнализации происходит загоранием лампочек, поз. HL6, HL7, HL8, HL9, HL10 типа ЛС-53, и включением звонка, поз. НА6, типа ЭВП 220. Перемещение регулирующего органа выполняется исполнительным механизмом, типа МЭОФ-16/63-0,25, поз. 31б. Принцип действия сигнализатора - термохимический, основан на изменении теплового эффекта от окисления горючих газов и паров на каталитически активном элементе датчика, дальнейшем преобразовании полученного сигнала и выдачи сигнала о достижении сигнальной концентрации;

- контроль температуры уходящих газов обеспечивается термопреобразователями, поз. 31а, 32а, типа ТХАУ-205-2/320, пределы измерений в которых от 0 до 90єС. Затем сигнал поступает в контроллер и на ЭВМ, поз. ЭВМ;

- контроль, измерение, регулирование и сигнализация давления перед камерой сгорания печи и запальной горелкой обеспечивается манометрами, поз. 25а, 29а, 30а, типа ДМ 2005Cr1Ex - 0,4-1,5. Далее сигнал поступает в контроллер, поз. РК, и на ЭВМ, поз. ЭВМ. Регулирование выполняется с помощью пускателей электромагнитных типа ПМЕ-211, поз. 22б, 26б, 27б;

- сигнализация наличия пламени обеспечивается сигнализатором наличия пламени, поз. 36а, 37а, типа СЛ-90. Срабатывание сигнализации происходит загоранием лампочек, поз. HL11, HL12, типа ЛС-53. Оптический датчик-реле контроля пламени предназначен для индикации наличия или отсутствия пламени и выдачи сигнала. Фотоприемник и приборная часть датчика размещены в одном корпусе;

- контроль плотности и вязкости нагретого продукта осуществляется вискозиметром типа Solectron 7835, поз. 41а, 44а, далее сигнал поступает на вторичный регистрирующий прибор, поз. 41б, 44б;

- контроль температуры нагретого продукта обеспечивается термопреобразователем сопротивления, поз. 42а, типа ТСМУ-205Ex-2/120, предел измерений которого от 0 до 180єС;

- контроль, измерение влажности осуществляется влагомером типа УДВН-1ПМ, поз. 43а, затем сигнал поступает на вторичный прибор, поз. 43б, типа ДИСК-250М-20. Прибор предназначен для измерения воды в нефти в автоматическом режиме. Используется в составе блока контроля качества нефти. Принцип действия влагомера основан на поглощении энергии микроволнового излучения водонефтяной эмульсией. Диапазон измерения составляет от 0,01-6,0%;

- контроль, регулирование давления в системе измерения количества нефти осуществляется регулятором давления, поз. 45а, 46а, типа РДУК. Регулирование выполняется с помощью пускателя бесконтактного реверсивного ПБР-2М, поз. 45б. Также оператор имеет возможность управлять процессом вручную. Для этого предназначены универсальные переключатели выбора режима: кнопка управления в автоматическом режиме, поз. SA, кнопка управления в ручном режиме, поз. SB. Предусмотрено управление через блок ручного управления в ручном режиме БРУ-32, поз. 6К.

2. Система автоматического регулирования температуры нефти на выходе печи ПТБ-10Э

2.1 Автоматизация печи нагрева нефти

Измерение всех технологических параметров необходимо для визуализации технологического процесса и определения соответствия его режима работы.

Автоматизированная система управления технологическим процессом будет осуществлять сбор необходимой информации о протекании процесса.

Контроль и сигнализация осуществляется контроллером, это происходит следующим образом. Токовый сигнал с датчика поступает на вход аналогового модуля ввода контроллера. При помощи программы процессор принимает сигнал и сравнивает его с заранее заданным значением.

В случае равенства или превышения входной величиной предельного значения, на соответствующем выходе дискретного модуля вывода, формируется логическая единица. В соответствии с этим на щите оператора срабатывает световая и звуковая сигнализация.

В данном технологическом процессе для поддержания требуемого режима ведения необходимо регулирование ряда параметров. В нашем случае это регулирование температуры нефти на выходе печи.

Для нормального протекания процесса необходимо поддерживать технологические параметры в пределах, установленных регламентом. Разным элементам объекта соответствуют свои установленные и номинальные значения. Сравнения технологических параметров с этими значениями с последующей выработкой управляющих сигналов осуществляется контроллером Allen Bradley SLC-500.

Функцией системы является обеспечение регулирования температуры нефти на выходе.

Система выполняет автоматический пуск печи и автоматическую остановку печи по заданной программе. Пуск и остановка печи обеспечивается как с места оператора, так и со встроенных панелей станции управления печей [5].

Пуск печей производится посредствам выдачи команд управления на аппаратуру розжига и анализ сигналов от аппаратуры контроля пламени. Розжиг топливного газа в камерах сгорания должен осуществляться с помощью запальных горелок, которые после розжига печи должны быть отключены. Аппаратура розжига и контроля пламени должна обеспечивать возможность автоматического розжига печи.

Также осуществляется блокировка розжига горелок при возникновении следующих условий:

- понижение или повышение топливного газа;

- понижение давления воздуха, подаваемого к камерам сгорания;

- повышение или понижения давления нефти на входе печи;

- загазованность в помещении подготовки топлива, площадки печи, теплообменной камеры.

Система выполняет автоматическую остановку печи при возникновении следующих условий:

- условия, перечисленные выше, кроме загазованности теплообменной камеры;

- повышение температуры уходящих дымовых газов;

- повышение температуры нефти на выходе из печи;

- понижение расхода нефти через печь;

- отсутствие пламени любой из основных горелок.

При получении сигнала о пожаре, система автоматически отсекает подачу топливного газа к печи, сброс газа из трубопровода и опорожнение печи.

Система обеспечивает выполнение сбора и обработку информации о технологическом процессе и технологическом оборудовании печи, распознавание и сигнализацию аварийных ситуаций, отклонений процесса от заданных пределов, отказов технологического оборудования. А также отображение информации о технологическом процессе и состоянии оборудования в виде мнемосхем процесса, регистрацию всех контролируемых и расчетных параметров и событий и автоматическое архивирование их в базе данных, расчет и учет расхода газа и нефти.

Автоматическую систему управления технологическим процессом (АСУ ТП) можно разделить на три уровня:

- уровень приборов (нижний уровень);

- уровень автоматизации и управления (средний уровень);

- информационный уровень (верхний уровень).

Первый уровень состоит из датчиков и исполнительных механизмов, установленных непосредственно на технологическом оборудовании и вблизи него. Датчики осуществляют измерение параметров технологического процесса и перевод физических величин в электрические сигналы. Исполнительные механизмы выполняют непосредственное воздействие на процесс, руководствуясь сигналами с уровня автоматизации и управления.

Второй уровень - это уровень контроллера, осуществляющего автоматическое управление процессом. Контроллер собирает информацию с датчиков, обрабатывает ее и вырабатывает управляющие воздействия по заложенным в него алгоритмам. Также контроллер выполняет функцию связи датчиков и исполнительных механизмов с верхним уровнем.

Третий уровень представлен диспетчерским пультом, расположенным в производственно-диспетчерском корпусе. Главной составной частью этого пункта является компьютер промышленного исполнения.

Персональный компьютер выполняет наглядное представление технологического процесса на мониторе оператора в виде динамических мнемосхем, контроль параметров реальном времени, предоставление оператору корректировки в параметрах, ведение архива и отчета тревог.

Кроме того, на диспетчерском пункте предусмотрен принтер для вывода на печать требуемой информации.

Для непрерывного наблюдения за технологическим процессом и вмешательства в случае аварийных ситуаций на диспетчерском пункте необходимо присутствие оператора.

2.2 Математическое представление экспериментальных характеристик печи

Для обеспечения эффективного управления необходимо иметь информацию о характерных особенностях объекта управления (ОУ), которую можно получить при анализе статических и динамических характеристик. Зависимость выходной величины Y (температура нефти на выходе печи) от входного параметра Х (положение РО в газопроводе) в установившемся режиме, называется статической характеристикой процесса и имеет вид статической зависимости.

Статическая характеристика позволяет определить границы управляемости ОУ, то есть, в каких пределах может изменяться выходной параметр при изменении входного параметра от минимального до максимального значения.

Для определения статической характеристики технологического процесса использованы экспериментальные данные, которые получены в результате пассивного наблюдения за исследуемым процессом, с помощью регистрации в определенные моменты времени текущих значений выходных и входных переменных технологического процесса.

Функциональная зависимость температуры нефти на выходе печи от степени открытия заслонки на трубопроводе газа, определяющая статическую связь входной и выходной величины, называется теоретической линией регрессии. Процедура определения вида уравнения линии регрессии, называется регрессионным анализом. Линия регрессии решает вопрос интерполяции, то есть нахождения значений функции внутри некоторого интервала значений аргумента и не оценивает течение процесса вне этого интервала, то есть не решает проблему экстраполяции.

Для получения линии регрессии используется полином второй и более высоких степеней. Расчет коэффициентов полинома приведен в приложении А. Для аппроксимации статической характеристики был выбран полином четвертой степени.

Полученная линия регрессии описывается уравнением:

Y = 4,49 + 0,70•х - 0,01•х² + 0, 4•10^-3• х ³ - 0,20 •10^-5 • х⁴.

В производственных условиях технологические процессы обладают запаздыванием и инерционностью. Это означает, что после изменения какого-либо параметра контролируемая переменная изменяется не мгновенно, а по некоторой траектории. В этом случае, зависимость между входными и выходными параметрами исследуемого процесса определяется дифференциальным уравнением, учитывающим динамику изменения выходного параметра. Состояние и поведение системы управления в переходных режимах определяет ее динамические свойства. Динамические системы могут быть описаны линейными дифференциальными уравнениями, выражающими функциональную связь между входами и выходами.

По динамической характеристике объекта управления определяем ф_з =1,50 мин;

Т_об =4,50 мин; к_об=0,80єС/% ИМ.

2.3 Структурная схема контура регулирования температуры нефти на выходе печи

Функциональная структурная схема системы автоматического регулирования температуры нефти на выходе печи ПТБ-10Э, с использованием в качестве регулятора контроллера Allen Bradley SLC-500, который осуществляет пропорционально-интегрально-дифференциальное (ПИД) регулирование температуры с использованием механизма постоянной скорости представлена на рисунке 2.5 и на демонстрационном листе 3.220301.041. ДП.10.С1.

Рассмотрим принцип действия системы с ПИД-законом регулирования. Объект управления представлен последовательным соединением нелинейного статического звена с известной статической характеристикой и двух динамических звеньев: звена первого порядка с постоянной времени Тоб, и звена запаздывания, динамические свойства которого в первом приближении аппроксимируются инерционным звеном первого порядка с постоянной времени ф_з. При моделировании установившееся текущее значение температуры нефти на выходе печи определяется в соответствии с условием Y=f(X), где Y - текущее значение температуры; Х - текущее положение регулирующего органа (РО) - заслонки на трубопроводе газа. Сигнал с выхода объекта управления Z2 (ф) поступает на вход элемента сравнения, туда же подается сигнал задания Z_з(ф). На выходе элемента сравнения формируется сигнал рассогласования е(ф), равный разности между текущим значением температуры и заданным значением температуры.

Величина сигнала рассогласования е(ф) поступает на вход ПИД-регулятора, который формирует расчетное управляющее воздействие U(ф) в соответствии с законом регулирования, требуемое для поддержания Z_з(ф) положения выходного вала исполнительного механизма. Расчетное управляющее воздействие U(ф) корректируется на втором элементе сравнения, куда подается текущее значение положения выходного вала исполнительного механизма Х_т(?ф).

Скорректированный управляющий сигнал U?(ф) поступает на переключающее реле, которое в зависимости от управляющего сигнала U?(ф) формирует на своем выходе значение переключающей функции у(ф) = (-1,0,+1), определяющей текущее направление движение исполнительного механизма (ИМ), изменяющего значение Х_т(ф). Угол поворота вала ИМ - Х_т(ф) преобразуется в изменение расхода природного газа поступающего в печь, тем самым изменяется температура нефти на выходе печи.

В промышленности используются исполнительные механизмы постоянной скорости (Ким = const). Поэтому действительное текущее положение выходного вала ИМ - Хт(ф) определяется по формуле (2.4). Знаковая переключающая функция определяет направление изменения текущего значения Хт(ф). Скорость ИМ Ким определяется технической характеристикой ИМ. При цифровом управлении реализуется дискретный (импульсный) режим управления ИМ, варьируя продолжительность импульса (время движения ИМ) и паузы (время остановки ИМ) можно обеспечить любую меньшую по отношению к технической характеристике реальную скорость ИМ. Величина средней скорости ИМ, становится важным динамическим параметром настройки контура управления в производственных условиях [6].

Для оптимального регулирования температуры нефти на выходе печи используется условие:

Х_T(ф) = Х₀ + К_им у(ф)• ?ф,

где у(ф) - знаковая переключающая функция;

?ф - шаг дискретизации;

к_им - скорость исполнительного механизма.

Сигнал на выходе первого инерционного звена первого порядка и сигнал со второго инерционного звена первого порядка находим по методу Эйлера, формула (2.5) и (2.6). Алгоритм метода Эйлера заключается в следующем: необходимо задаться некоторым интервалом времени и, зная значения входного и выходного сигнала на предыдущем шаге расчета (предыдущий временной интервал) необходимо рассчитать текущую скорость изменения выхода звена и далее определить текущее значение выхода как сумму старого значения и скорости.

, (2.5)

. (2.6)

Сигнал рассогласования е(ф) находится как разность между заданным значением Z_з(ф) и действительным Z2 (ф):

е(ф) = Z_з(ф) - Z2 (ф). (2.7)

Закон регулирования в общем виде представлен формулой (2.8):

, (2.8)

где Х₀ - начальное положение выходного вала ИМ;

К_р - коэффициент передачи регулятора, определяющий величину и характер

воздействия пропорциональной части регулятора в процессе управления;

Т_из - время изодрома;

Т_п - время предварения;

ф - время запаздывания.

Для удобства вычислений интеграл в формуле (2.8) можно заменить первообразной функцией F(ф), которую вычисляют по формуле (2.10):



, (2.9)

. (2.10)

Скорректированный сигнал управляющего воздействия U?(ф) находится как разность между управляющим сигналом U(ф) и сигналом ИМ в предыдущем шаге регулирования Х(ф):

. (2.11)

Сигнал знаковой переключающей функции имеет вид, условие (2.12):

...