Автоматизация парка сжиженных углеводородных газов ОАО "Уфимский нефтеперерабатывающий завод"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

Дипломный проект

автоматизация парка сжиженных углеводородных газов ОАО «уфимский нефтеперерабатывающий завод»

0200 220301 009ПЗ

Студент гр. АГ 07-01 И.В. Завгородний

Руководитель НИРС

канд. техн. наук, доц. Л.Н. Латышев

Консультанты:

по технологическому, техническому и специальному разделам

канд. техн. наук, доц. Л.Н. Латышев

Уфа

2012



РЕФЕРАТ

Дипломный проект 106 с., 14 рисунков, 14 таблиц, 13 использованных источников, 2 приложения.

ПАРК СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ, АВТОМАТИЗАЦИЯ, DELTAV, СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ, ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ ЗАЩИТА, ГРАФ ПЕРЕХОДОВ, Structured Text, УПРАВЛЯЮЩАЯ ПРОГРАММА, АЛГОРИТМ УПРАВЛЕНИЯ

Объектом исследования является парк сжиженных углеводородных газов ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод».

В процессе исследования изучены технологические процессы на объекте, возможные аварийные и внештатные ситуации.

Цель работы - проектирование автоматизированной системы управления технологическими процессами в парке.

В результате исследования были выбраны необходимые датчики и измери-тельные преобразователи, составлены алгоритмы управления поступлением и откачкой пропан-пропиленовой фракции, и на их основе написана управляющая программа для промышленного контроллера, обеспечивающая своевременную реакцию системы на изменения.

Технико-экономические показатели свидетельствуют о снижении вероят-ности возникновения аварийных и внештатных ситуаций за счёт более чёткого контроля и оперативности выполнения технологических операций.

Внедрение отсутствует.

Эффективность проекта основывается на повышении уровня автоматизации объекта, оснащения его современными средствами измерения и противоаварий-ной защиты.



СОДЕРЖАНИЕ

Определения, сокращения и обозначения

Введение

1. Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

1.1 Назначение товарного парка сжиженных газов

1.2 Основные проблемы решаемые в парке сжиженных углеводородных газов ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод»

1.3 Технологическая схема поступления и откачки бутан-бутиленовой фракции

1.4 Технологическая схема поступления и откачки пропан-пропиленовой фракции

1.5 Технологическая схема поступления и откачки пропан-бутан-пентановой фракции (ПБПФ, рефлюкс)

1.6 Подача синтетического спирта в трубопроводы

1.7 Схема сбора факельного газа и подтоварной воды

2. Патентная проработка

3. Автоматизированная система управления парком сжиженных углеводородных газов

3.1 Структура системы

3.2 Решения по режимам функционирования, диагностированию работы системы

3.3 Функциональная схема автоматизации емкостей E-15/1ч7

3.4 Уровень первичных датчиков рабочих параметров среды

4. Разработка программы управления исполнительными механизмами на линии поступления и откачки пропан-пропиленовой фракции

4.1 Инструментальная система программирования промышленных контроллеров

4.2 Программирование контроллера

4.3 Построение графа переходов

4.4 Написание программы управления объектом на языке ST

5. Охрана труда и техника безопасности

5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей на объекте

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасности труда

5.3 Мероприятия по промышленной санитарии

5.4 Мероприятия по пожарной безопасности

5.5 Расчет освещенности операторной

6. Экономическая Эффективность проекта

6.1 Методика расчета экономической эффективности проектируемой системы автоматизации

6.2 Расчет затрат на проектирование (разработку) системы

6.3 Расчет затрат на разработку программного обеспечения

6.4 Расчет затрат на изготовление и отладку проектируемой системы

6.5 Расчет экономической эффективности

Заключение

Список использованных источников

Приложение А. Перечень демонстрационных листов

Приложение Б. Управляющая программа на языке ST



Определения, обозначения и сокращения

- ББФ Бутан-бутиленовая фракция;

- БТ Бутан технический;

- ГКП Газо-каталитическое производство;

- ГНС Газо-наполнительная станция

- ОАО «НУНПЗ» Открытое акционерное общество «Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод»;

- ОАО «УНПЗ» Открытое акционерное общество «Уфимский нефтеперерабатывающий завод»;

- ОАО «УНХ» Открытое акционерное общество «УфаНефтехим»;

- ОАО «УОС» Открытое акционерное общество «УфаОргСинтез»;

- Парк СУГ (парк) Парк сжиженных углеводородных газов;

- ПБПФ Пропан-бутан-пентановая фракция;

- ППФ Пропан-пропиленовая фракция;

- ПТ Пропан технический;

- ПФ Пропановая фракция;

- СГСН Система герметичного слива-налива;

- СПБТ Смесь пропана и бутана технического;

- СУГ Сжиженный углеводородный газ;

- УИЖГЭ Установка измерения и учета СУГ;

- ПЛК Программируемый логический контроллер;

- РСУ Распределенная система управления;

- ПАЗ Противоаварийная защита.



ВВЕДЕНИЕ

сжиженный газ трубопровод контроллер

Сжиженные углеводородные газы (СУГ) представляют собой смесь сжиженных газов пропана и бутана в различных пропорциях. К сжиженным углеводородным газа, в частности, относятся:

- сжиженный пропан-бутан технический;

- сжиженный пропан технический;

- сжиженный бутан технический;

- сжиженный пропан-бутан автомобильный

Начиная с 2000 года, мировое потребление СУГ находится на стабильно высоком уровне. В соответствии с прогнозом агентства P&G мировое потребление СУГ продолжает расти.

Основной прирост пришелся на долю стран Азиатско-Тихоокеанского региона -- с 16-17 до 30-35% в общемировой структуре потребления. В то же время в странах с давно развитой инфраструктурой во всех секторах использования СУГ (США, Западная Европа) потребление остается практически стабильным.

В 1990-х гг. среднегодовой прирост мирового спроса на сжиженные нефтяные газы опережал рост их производства (4,2 и 3,3%, соответственно) и почти в 2 раза превышал аналогичный показатель для нефти. Только в странах бывшего СССР и ряде государств Восточной Европы в этот период имел место временный спад потребления СУГ. Объемы производства и потребления СУГ в России снова начали возрастать только в конце 90-х. К настоящему времени Россия, по официальным данным, производит около 8 млн. т сжиженных углеводородных газов в год, из которых около 6 млн. т используется внутри страны.

Мировой спрос на СУГ продолжает расти и в наше время, хотя и меньшими темпами. Ведущая роль в этом процессе по-прежнему принадлежит странам Азии. Ожидается, что к 2020 г. мировое потребление СУГ достигнет 300 млн. т в год [1].

Актуальность выбранной мной с дипломным с руководителем темы, заключается в том, что, в последнее время, все чаще СУГ используется в качестве альтернативного топлива во многих отраслях. Таким образом автоматизацию хранения и подготовки СУГ, можно считать одним из приоритетных направлений.

Цель дипломного проекта - разработка системы автоматизации производственных процессов парка сжиженных углеводородных газов ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод».

Задачи дипломного проекта:

- изучение технологии приема, хранения и передачи сжиженных углеводородных газов (СУГ) потребителям;

- составление управляющей программы для программируемого логическо-го контроллера (ПЛК);

- уменьшение количества выполняемых технологическим персоналом функций за счет их автоматизации;

- повышение информационного обеспечения технологического и эксплуатационного персонала;

- повышение надежности работы самой системы управления, за счет применения современных технических устройств на основе электронных и вычислительных средств и наличия самодиагностики;

- уменьшение материальных и энергетических затрат.

Ключевым критерием качества работы АСУ ТП является стабильность заданных характеристик технологического процесса с учетом противоаварийной защиты для всех стадий технологического процесса [1].

Достижение вышеозначенных целей будет способствовать также улучшению экологической обстановки в районе ОАО «УНПЗ».

Дипломный проект выполнен с использованием материалов, полученных во время прохождения практики в проектном институте ОАО «АК ВНЗМ».



1. Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

1.1 Назначение товарного парка сжиженных газов

Технологическая схема с указанием основных технологических линий и резервуаров парка сжиженных углеводородных газов представлена на рисунке 1.1.

Товарный парк сжиженных газов (в дальнейшем ПСГ) предназначен для приёма, хранения, отстоя и откачки поступающих в парк продуктов с установок ЭЛОУ-АВТ-6, Л-24-5, Л-24-300, Л-35-5, установки каталитического крекинга Г-43-107М/1 (секции 100, 300, блок МТБЭ) и пропановой фракции (ПФ) с филиала ОАО АНК «Башнефть» «Башнефть -Уфаоргсинтез».

В парке смонтированы 20 ёмкостей по 100 м³ каждая:

- для пропан-бутан-пентановой фракции (в дальнейшем ПБПФ) три емкости - Е-14/13, Е-17/16;

- для пропан-пропиленовой фракции (ППФ) и пропановой фракции семь емкостей - Е-15/17;

- для бутан-бутиленовой фракции (ББФ) десять емкостей - Е-16/110.

Схемой предусмотрено приготовление смесей ББФ с ППФ или ББФ с ПФ, которые откачиваются на газонаполнительную станцию как бытовое топливо или наливаются в вагон-цистерны на эстакаде налива СУГ.

ББФ откачивается на газокаталитическое производство (ГКП) ОАО «НУНПЗ» и на налив в вагон-цистерны.

ППФ откачивается на ОАО «Уфаоргсинтез» с установки Г-43-107М/1, минуя парк. Технологической схемой предусмотрен налив ППФ в вагон-цистерны, а также откачка на ГНС как бытовое топливо.

ПБПФ откачивается на установку АГФУ-1 ГКП ОАО «НУНПЗ», на объект 1/I производства синтетического спирта ОАО «Уфаоргсинтез» или наливается в вагон-цистерны. Имеется возможность приготовления смеси ПБПФ и ББФ и откачки на установку АГФУ-1 ГКП ОАО «НУНПЗ».

Рисунок 1.1 - Технологическая схема парка СУГ

1.2 Основные ПРОБЛЕМЫ, решаемые в парке сжиженных углеводородных газов ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод»

Относительно невысокая стоимость сжиженного углеводородного газа (СУГ) по сравнению с другими жидкими углеводородами обусловливает тенденцию к развитию парка легковых и грузовых автомобилей, энергетических и промышленных установок, использующих СУГ в качестве основного или резервного топлива.

Возросшие объемы строительства автомобильных газозаправочных станций (АГЗС), резервуарных установок промышленных и жилищно-коммунальных потребителей (ПиЖКП) вызвали серьезный рост числа инцидентов и аварийных ситуаций, связанных с образованием кристаллогидратов и льда в различных элементах систем газоснабжения указанных объектов.

Образование кристаллогидратов и льда в заправочных устройствах, трубопроводах жидкой и паровой фаз, запорной и предохранительной арматуре, регуляторах давления обусловливается наличием свободной воды. Закупоривая наиболее узкие места, кристаллогидраты препятствуют поступлению СУГ в испарительные устройства систем газоснабжения ПиЖКП и камеры смешения топливных систем автотранспортных средств [2].

Складывается парадоксальная ситуация. Согласно требованиям ГОСТ 20448-90 [3] и ГОСТ 27578-86 [4], вода в сжиженных углеводородных газах бытовых марок должна отсутствовать. В то же время, СУГ, поступающие для нужд топливоснабжения, в условиях эксплуатации всегда содержат свободную воду.

В связи с этим, одной из задач, решаемых в парках СУГ, является предупреждение появления и накопления свободной воды при производстве, хранении, транспортировке и использовании СУГ.

Технологическая схема парка сжиженных углеводородных газов ОАО «Уфимский нефтеперерабатывающий завод» позволяет минимизировать вышеизложенные проблемы, за счет того что:

- СУГ осушается до величин, при которых не будет наблюдаться образование свободной воды в условиях минимальных температур эксплуатации сосудов хранения (минус 40 °С);

- производится полная осушка всех внутренних поверхностей сосудов после проведения гидравлических, пневматических испытаний и пропарки;

- в резервуарах для хранения предусмотрен уклон не менее 2% в сторону сборника воды и неиспарившихся остатков.

1.3 Технологическая схема поступления и откачки бутан-бутиленовой фракции

ББФ с комплекса Г-43-107М/1 поступает в парк СУГ в одну из емкостей Е16-1…10. Для отсечения потока предусмотрена электрозадвижка. Cо щита КИП в операторной или по месту на трубопроводе поступления открывается соответствующий межблочный пневмо-отсекатель. На потоке после электрозадвижки предусмотрен клапан прямого действия.

Во избежание превышения давления в емкости при заполнении и понижении давления при откачке продукта предусмотрена газоуравнительная линия, объединяющая емкости Е16-110. Задвижки и новые межблочные пневмоотсекатели на этой линии должны быть всегда открыты.

Предельное заполнение емкости - не более 75% от объема емкости. По мере заполнения емкости производится переключение на любую другую не заполненную из выше перечисленных емкостей.

Одна из емкостей не заполняется и служит для аварийной перекачки в нее продукта. Для этой цели служит емкость Е16-5.

После заполнения емкости необходимо дать продукту отстояться не менее 3-х часов для отделения подтоварной воды из продукта. После отстоя продукта подтоварную воду, содержащую щелочь, необходимо сдренировать в Е53. А в емкостях с готовой продукцией с помощью фенолфталеина определяется отсутствие щелочи в ББФ. В случае обнаружения щелочи в продукте (окрашивание пробы фенолфталеином в розовый цвет) необходимо продлить время отстоя и продолжить дренирование подтоварной воды.

После отстоя, зачистки от подтоварной воды и получения результатов анализа, соответствующего требованиям ТУ на готовую продукцию, производится откачка ББФ. На линии откачки установлен межблочный пневмоотсекатель.

Откачка ББФ возможна:

Насосом Н40-1:

- в линию некондиции установки Г-43-107М/1;

- на наливные эстакады № 1, № 2;

- на газо-каталитическое производства ОАО «НУНПЗ».

Насосом Н40-2:

- на газо-каталитическое производство ОАО «НУНПЗ»;

- в линию некондиции установки Г-43-107М/1;

- на наливные эстакады № 1, № 2;

- по линии аварийной закачки насосом Н43-2 в емкости Е17-16 (подкачка ББФ в емкости Е17-16);

- по линии аварийной закачки насосом Н41-1 в емкости Е15-17, Е14-13 (подкачка ББФ в емкости Е15-17, Е14-13).Перед пуском насосы Н40-1, 2 заполняются жидким продуктом, газовая фаза сбрасывается в факельный коллектор и далее в отстойник факельного газа Е51.

При снижении давления в емкостях (при конденсации газовой фазы при длительном хранении или в зимнее время года при неисправном обогреве) необходимое давление создается с помощью инертного газа низкого давления, который подается в газо-уравнительную линию в двух точках (над Е16-2 и Е16-8). На каждой из этих линий установлена система регулирующего клапана, который открывается при достижении минимального значения рабочего давления.

Врезка инертного газа низкого давления произведена в газоуравнительную линию. Давление в линии инертного газа низкого давления должно быть на 2-3 кгс/см² выше, чем в емкости, откуда производится откачка продукта, но не превышать 5 кгс/см².

При повышении давления открывается регулирующий клапан, который установлен на факельном трубопроводе из емкости.

Каждая емкость снабжена одним блоком предохранительных клапанов с переключающими устройствами с давлением настройки. Сброс с блока производится в факельную емкость Е51. Сброс факельного газа производится через отстойник факельного газа Е51 на установку «Факел» газо-каталитического производства.

Для предотвращения замерзания продукта в зимнее время днища емкостей оборудованы змеевиками для обогрева. В качестве теплоносителя используется теплофикационная вода.

1.4 Технологическая схема поступления и откачки пропан-пропиленовой фракции

ППФ с комплекса Г-43-107М/1 поступает в парк сжиженных углеводородов в одну из семи емкостей Е15-17. Для отсечения потока на трубопроводе установлена электрозадвижка. Со щита КИП в операторной или по месту на трубопроводе поступления открывается соответствующий межблочный пневмоотсекатель. На потоке после электрозадвижки предусмотрен клапан прямого действия.

Имеется возможность подачи ППФ с комплекса Г-43-107М/1 по перемычке помимо парка сжиженных углеводородов на ОАО «Уфаоргсинтез». Для отсечения потока предусматривается электрозадвижка.

Во избежание превышения давления при заполнении и понижении давления при откачке продукта из емкостей предусмотрена газоуравнительная линия, объединяющая 7 емкостей Е15 и 3 емкости Е14. Задвижки и межблочные пневмоотсекатели должны быть всегда открыты.

Врезка инертного газа высокого давления произведена в линию «газ-пропан с наливной эстакады». Давление в линии инертного газа должно быть на 3 кгс/см2 выше, чем в емкости, откуда производится откачка продукта, но не превышать 15 кгс/см2.

Предельное заполнение емкости - не более 75% от объема емкости. По мере заполнения емкости производится переключение на любую другую из выше перечисленных емкостей.

Одна из емкостей не заполняется и служит для аварийной перекачки в нее продукта. Для этой цели служит емкость Е15-2.

После заполнения емкости необходимо дать продукту отстояться не менее 3-х часов для отделения подтоварной воды из продукта. После отстоя продукта подтоварную воду, содержащую щелочь, необходимо сдренировать в Е53. А в емкостях с готовой продукцией с помощью фенолфталеина определяется отсутствие щелочи в ППФ. В случае обнаружения щелочи в продукте (окрашивание пробы фенолфталеином в розовый цвет) необходимо продлить время отстоя и продолжить дренирование подтоварной воды.

После отстоя, зачистки от подтоварной воды и получения результатов анализа, соответствующего требованиям ТУ на готовую продукцию, производится откачка ППФ. На линии откачки установлен межблочный пневмоотсекатель. Продукт из емкости Е15-17 насосами подается на нагнетательную линию насоса, который подает его на ОАО «Уфаоргсинтез», наливную эстакаду, в линию некондиции установки Г-43-107М/1 или на газонаполнительную станцию.

Есть возможность перекачать ППФ насосом в емкость Е17-16 (аварийная закачка).

Перед пуском насосы заполняются жидким продуктом, газовая фаза сбрасывается в факельный коллектор и далее в емкость Е51.

С целью исключения работы насосов в кавитационном режиме, насосы оборудованы преобразователем разности давления, а также сигнализаторами уровня заполнения насоса, которые установлены в расширительных бачках насосов, сблокированных с магнитным пускателем насоса и задержкой остановки насоса по времени. После пуска насосы останавливаются при низком перепаде давления между всасывающим и напорным трубопроводом. Открытие электрозадвижек проверяется по набору давления на выкиде насосов. Управление электрозадвижками на выкиде насосов производится как по месту, так и с пульта в операторной.

Один из насосов является резервным. Он имеетт связи по приёму с трубопроводами откачки из емкостей Е-14/13, Е-17/16, Е-15/17; а по выкиду - с трубопроводами откачки на ГНС ООО «Сжиженный газ Уфа».

Каждая емкость снабжена одним блоком предохранительных клапанов с переключающими устройствами с давлением настройки 17,0 кгс/см2. Сброс с блока производится в факельную отстойник факельного газа Е51.

При достижении подтоварной водой уровня более 400мм происходит открытие пневмоотсекателей. При достижении подтоварной водой нижнего уровня (между вентилем у днища емкости и задвижкой на дренажном трубопроводе) пневмоотсекатель закрывается.

Сброс факельного газа производится через отстойник факельного газа Е51 на установку «Факел» газокаталитического производства.

Для предотвращения замерзания продукта в зимнее время днища емкостей оборудованы змеевиками для обогрева. В качестве теплоносителя используется теплофикационная вода.

Все ёмкости Е-15/17 по коллекторам связаны со следующими трубопроводами:

- трубопровод сброса газа в Е-51;

- трубопровод «газ-пропан с наливной эстакады»;

- газо-уравнительный трубопровод;

- трубопровод сброса подтоварной воды в Е-53.

Для предотвращения замерзания продукта в зимнее время днища емкостей оборудованы змеевиками для обогрева теплофикационной водой.

Предусмотрен аварийный сброс с предохранительных клапанов, установ-ленных между двумя отсекающими задвижками, в емкость Е-51 со следующих трубопроводов:

- трубопровода поступления ППФ с Г-43-107М/1 в Е-15/17;

- трубопровода поступления ППФ на приём Н-41/1,2;

- трубопровода аварийной закачки в Е-15/17, Е-14/13;

- трубопровода подачи ППФ на наливную эстакаду;

- трубопровода откачки пропана на ГНС;

- трубопровода откачки ППФ на ОАО «УОС»;

- трубопровода газ- пропана с наливной эстакады в Е-15/17.

1.5 Технологическая схема поступления и откачки пропан-бутан-пентановой фракции (ПБПФ, рефлюкс)

ПБПФ (рефлюкс) с установок ЭЛОУ-АВТ-6, Л-24-5, Л-35-5, Л-24-300 поступает в парк сжиженных углеводородов в емкости Е14-13, Е17-16 по двум трубопроводам. Предусматривается прием рефлюкса с установок ЭЛОУ-АВТ-6, Л-24-5, Л-35-5, Л-24-300 по одной или двум линиям, в зависимости от режима работы установок, или объединения суммы рефлюксов непосредственно в парке СУГ. Для отсечения потоков предусмотрены электрозадвижки. На потоке перед электрозадвижками предусмотрен клапан прямого действия (давление до клапана Р1 = 20 кгс/см2, давление после клапана Р2 = 15 кгс/см2).

При заполнении емкостей со щита КИП (Е14-13), с пульта управления в операторной или по месту (Е17-16) на трубопроводе поступления открывается соответствующий межблочный пневмоотсекатель.

Во избежание превышения давления при заполнении и понижении давления при откачке продукта из емкостей предусмотрены две газоуравнительные линии:

- одна объединяет емкости Е14-13 и емкости Е15-17;

- другая - емкости Е17-17.

Задвижки и новые межблочный пневмоотсекатели должны быть всегда открыты.

Предельное заполнение емкости - не более 75% от объема емкости. По мере заполнения емкости производится переключение на любую другую из выше перечисленных емкостей.

Одна из емкостей не заполняется и служит для аварийной перекачки в нее продукта. Для этой цели служит емкость Е17-3.

После заполнения емкости необходимо дать продукту отстояться не менее 3-х часов для отделения подтоварной воды из продукта. После отстоя продукта подтоварную воду, содержащую щелочь, необходимо сдренировать в Е53. А в емкостях с готовой продукцией с помощью фенолфталеина определяется отсутствие щелочи в ПБПФ. В случае обнаружения щелочи в продукте (окрашивание пробы фенолфталеином в розовый цвет) необходимо продлить время отстоя и продолжить дренирование подтоварной воды.

После отстоя, зачистки от подтоварной воды и получения результатов анализа, соответствующего требованиям ТУ на готовую продукцию, производится откачка рефлюкса из емкостей Е14-13 и Е17-16 в линию некондиции установки Г-43-107М/1, на наливную эстакаду, газонаполнительную станцию или на ОАО «НУНПЗ» или ОАО «Уфаоргсинтез». На линии откачки установлен межблочный пневмоотсекатель.

Перед пуском насосы Н43-1, 2, Н42 заполняют жидким продуктом, газовая фаза сбрасывается в факельный коллектор и далее в отстойник факельного газа Е51.

Один из насосов является резервным и имеет перемычку по приему с трубопроводами откачки из емкостей Е14-13, Е17-16 и Е15-17; по выкиду - с трубопроводами откачки на газонаполнительную станцию и напорными трубопроводами других насосов. Предусматривается возможность закачки ББФ из емкостей Е16-110 в емкости Е17-16. Для откачки ББФ из емкости Е17-1?6 смонтирована перемычка с приема насосов.

Каждая емкость снабжена одним блоком предохранительных клапанов с переключающими устройствами с давлением настройки 17,0 кгс/см2. Сброс с блока производится в отстойник факельного газа Е51.

Сброс факельного газа производится через отстойник факельного газа Е-51 на установку «Факел» газокаталитического производства.

При достижении подтоварной водой уровня более 400мм открываются пневмоотсекатели. При достижении подтоварной водой нижнего уровня (между вентилем у днища емкости и задвижкой на дренажном трубопроводе) закрывается соответствующий пневмоотсекатель.

Для предотвращения замерзания продукта в зимнее время днища емкостей оборудованы змеевиками для обогрева. В качестве теплоносителя используется теплофикационная вода.

Все ёмкости Е-14/13, Е-17/16 по коллекторам связаны со следующими трубопроводами:

- трубопровод сброса газа в Е-51;

- трубопровод «газ-пропан с наливной эстакады» в Е-14/13;

- газо-уравнительный трубопровод;

- трубопровод сброса подтоварной воды в Е-53.

Для исключения возможности повышения давления в отключенных трубопроводах между двумя задвижками при тепловом расширении продукта за счёт нагрева окружающим воздухом (теплоспутником) установлены ППК на следующих трубопроводах:

- трубопровод на приём к насосам Н-43/1,2 из Е-17/16;

- трубопровод на приём к насосам Н-43/1,2 из Е-14/13;

- трубопровод аварийной закачки Е-17/16;

- трубопровод откачки рефлюкса на наливную эстакаду;

- трубопровод откачки рефлюкса на ОАО «УОС»;

- трубопровод поступления рефлюкса в Е-14/13.

1.6 Подача синтетического спирта в трубопроводы

Для предотвращения замораживания трубопроводов подачи ППФ, ПБПФ и ББФ предусмотрена схема подачи синтетического спирта в напорные трубопроводы.

Синтетический спирт подается в холодные месяцы года в количестве 2 литра на 1 тонну продукта, или производится разовая закачка в каждый трубопровод по 100-200 литров, через каждые 10-20 дней. Синтетический спирт закачивается в емкость для хранения синтетического спирта, а из нее закачивается в трубопровод плунжерным насосом . Необходимый расход регулируется ходом плунжера. Для защиты насоса и арматуры от превышения давления выше допустимого смонтирован предохранительный клапан. Сброс предохранительного клапана направлен в линию приема насоса.

1.7 Схема сбора факельного газа и подтоварной воды

Все сбросы с блоков предохранительных клапанов из емкостей Е-14/13, Е-15/17, Е-16/110, Е-17/16, с предохранительных клапанов на трубопроводах направляются в отстойник факельного газа Е-51, в котором газ отделяется от конденсата и сбрасывается на установку «Факел» по факельному трубопроводу.

Днище отстойника Е-51 оборудовано змеевиком-подогревателем для выпарки конденсата, где в качестве теплоносителя используется пар.

Дренажная емкость Е-53 служит для сбора подтоварной воды с низа емкостей Е-14/13, Е-15/17, Е-16/110, Е-17/16, а также для сбора подтоварной воды с вагон-цистерн наливной эстакады.

Днище дренажной емкости Е-53 оборудовано змеевиком-подогревателем для выпарки продукта из подтоварной воды, где в качестве теплоносителя используется пар. После отделения газовой фазы подтоварная вода через шайбу сбрасывается в промышленную канализацию, а газовая фаза по факельному трубопроводу сбрасывается в отстойник факельного газа Е-51.

Для защиты от превышения давления на емкостях Е-51, Е-53 установлены по одному СППК4р-100х16 (давление настройки - 10 кгс/см2) со сбросом газа в Е-52.



2. Патентная проработка

Патентная проработка не проводилась в связи с тем, что задачей дипломного проекта является разработка программы для промышленного логического контроллера, которая не является охраноспособным объектом.

3. Автоматизированная система управления парком сжиженных углеводородных газов

В данном разделе рассматривается автоматизированная система управления парком СУГ в целом. Особое внимание уделено линии поступления пропан-пропиленовой фракции для нее построена функциональная схема автоматизации с указанием контуров противоаварийной защиты (ПАЗ) и распределенной системы управления (РСУ), рассмотрены первичные приборы, применяемые на этой линии, их принцип действия, достоинства и недостатки.

3.1 Структура системы

Система организуется в виде подсистем РСУ и ПАЗ на базе программно-технического комплекса DeltaV фирмы EMERSON Process Management (США).

РСУ обеспечивает:

- централизованный контроль состояния объекта;

- сигнализацию отклонения параметров от нормы;

- регулирование параметров процесса по стандартным законам;

- дистанционное управление работой объекта;

- формирование журнала аварийных и технологических сообщений;

- ведение базы данных.

ПАЗ обеспечивает защиту технологического оборудования и персонала в аварийных ситуациях, сигнализацию срабатывания подсистемы защиты, фиксирование порядка срабатывания системы защиты, возможность ручного инициирования срабатывания системы защиты [4].

Структура системы включает следующие уровни управления процессом:

1) уровень оперативно-производственной службы (далее - ОПС), реализуемый на базе операторских станций (ОС) системы DeltaV, обеспечивающий:

- сбор данных о состоянии оборудования путем опроса нижнего уровня;

- визуализацию состояния оборудования;

- дистанционное управление оборудованием;

- обработку данных;

- формирование и выдачу отчетных документов;

- световую и звуковую сигнализацию;

2) уровень автоматического управления и противоаварийной защиты, реализуемый на базе контроллеров DeltaV, обеспечивающий:

- автоматическое, и по командам с верхнего уровня управление оборудованием;

- выявление аварийной ситуации при поступлении информации от датчиков аварийной сигнализации;

- по анализу информации от датчиков сигнализации предельных значений параметров и положения исполнительных механизмов отрабатывает по соответствующему алгоритму команды аварийной защиты с выдачей сигнализации на верхний уровень.

Структурная схема системы представлена на рисунке 3.1.

Структура системы включает следующие узлы:

- РМСИ (PROFF+) - рабочее место инженера системы управления;

- РМОТ №1, 2, 3, 4 - рабочее место оператора;

- АС (HISTORY) - интеграционная (историческая) станция;

- РМРП - рабочее место руководителя предприятия;

- РМКИП (AMS) - рабочее место инженера КИП и А;

- HUB - коммутаторы внутрисистемной управляющей сети;

- RSU1, RSU2, PAZ1, PAZ2, PAZ3, NALIV, TP20_14 - контроллеры систем управления и противоаварийной защиты.

Проектом системы предусмотрено резервирование:

- резервируемые контроллеры для системы противоаварийной защиты;

- резервируемые модули вывода для особо отвественных случаев.

Связь компонентов системы реализована с помощью дублированных каналов Ethernet на базе витой пары.

Рисунок 3.1 - Структурная схема АСУТП

Обзор системы DeltaV

Отличительной особенностью масштабируемой системы управления технологическими процессами DeltaV является полностью цифровая архитектура. Для связи с полевым оборудованием поддерживаются шины FOUNDATION fieldbus, HART, AS-i, DeviceNet, Profibus. На верхнем уровне обмен ведется по Ethernet (рисунок 3.2). Обеспечивается резервирование. В составе системы используются интеллектуальные полевые приборы. Работает под управлением Windows NT.

Система DeltaV обеспечивает управление с высокой точностью, техническое обслуживание с прогнозированием и глобальный доступ к информации. Основные принципы работы системы DeltaV:

- новый подход. Полностью цифровая архитектура, обеспечивающая цифровую точность и цифровое быстродействие;

- точность и контроль доступа. Точное время и общесистемный контроль доступа;

- модульная структура оборудования. Контроллер DeltaV занимает мало места, причем размер его Вы можете выбрать сами, кроме того, он обеспечен резервированием и отличается прочностью;

- преимущества цифровых технологий. Легко пользоваться FOUNDATION fieldbus, AS-i bus, DeviceNet, Profibus DP и/или HART, которые входят в состав системы DeltaV;

- проектирование. Набор средств проектирования DeltaV как никогда облегчает конфигурирование и подготовку документации Вашей системы.

- интуитивность. Надежная, гибкая и интуитивно понятная, система DeltaV предоставляет простую в исполльзовании среду для управления процессом и глобального доступа к информации;

- ведение архива. Встроенное ведение архива облегчает ввод в эксплуатацию и обслуживание. Оперативные управляющие воздействия, изменения, внесенные в ходе технического обслуживания и управления автоматически заносятся в архив;

- техническое обслуживание с прогнозированием. Помимо традиционных для АСУ средств обслуживания, предоставляются усовершенствованные средства диагностики приборов и калибровки, с легкостью обеспечивающие техническое обслуживание с прогнозированием;

- управление с высокой точностью. Набор встроенных средств усовершенствованного управления DeltaV предоставляет возможность разрабатывать хорошие стратегии управления для автоматизации своего производства за какую-то долю затрат по сравнению с традиционными;

- усовершенствованное управление приборами. Готовые средства усовершенствованного управления приборами устраняют необходимость в подборе и согласовании данных. Ввод новых объектно-ориентированных модулей и алгоритмов фазового управления для управления и для управления периодическими процессами, и для управления сложными последовательностями операций является простой задачей;

- оптимизация предприятия. Эффективность производства, оптимальные поставки, снижение непосредственных трудозатрат, значительное уменьшение необходимых запасов комплектующих и времени поставки.

В состав оборудования системы входит следующее:

- одна или большее число рабочих станций DeltaV,

- сеть управления (с возможностью резервирования) для обмена данными между узлами системы,

- источники питания,

- один или большее число контроллеров DeltaV (с возможностью резервирования), выполняющих локальное управление и контролирующих передачу данных между подсистемой ввода - вывода и сетью управления,

- подсистема ввода - вывода у каждого контроллера, обрабатывающая информацию полевых приборов,

- системный идентификатор, поставляемый с лицензионным пакетом -- это устройство, которое вставляется в разъем параллельного порта станции “Профессиональная Плюс”. Он дает каждой системе DeltaV уникальную идентификацию и позволяет производить изменения в системе [5].

Рис. 3.2 - Архитектура работы системы DeltaV

Технические средства рабочих станций.

Операторские станции РМОТ1, РМОТ2, PMOT3, PMOT4, РМРП. Операторские станции реализуют следующие основные функции:

- графическое, многооконные отображения информации о состоянии объекта управления;

- визуальную и звуковую сигнализацию о нарушениях технологического процесса, аварийных и предаварийных ситуациях;

- формирование трендов реального времени;

- отображение исторических данных, как по аналоговым, так и по дискретным параметрам;

- формирование и отображение журнала аварийных сообщений, как по запросу оператора, так и в режиме реального времени;

- формирование журнала действий оператора;

- выдачу заданий на регуляторы и исполнительные механизмы;

- настройку коэффициентов регуляторов, параметров работы исполнительных механизмов;

- формирование и печать режимных листов и отчетных документов;

- обеспечение развитой системы безопасности.

Операторские станции РМОТ1, РМОТ2, РМОТ3, РМОТ4, РМРП строятся на базе персонального компьютера DELL Precision T3500 с процессором Dual Core с тактовой частотой 3 ГГц и включает в свой состав:

- оперативное запоминающее устройство (ОЗУ) объемом 3 Гб;

- 2 накопителя на жестких магнитных дисках с объемом памяти 250 Гб включенных в RAID1 конфигурацию;

- устройство чтения/записи компакт-дисков CD-RW;

- 2 ЖКИ монитора 20;

- внешние громкоговорители;

- 3 сетевых порта.

Программное обеспечение (далее - ПО) операторских станций функционирует в среде Windows ХР, в качестве операторского интерфейса используются программные пакеты «Операторский». Пакет ПО «Операторский», устанавливаемый на ОС, обеспечивает функции графического интерфейса пользователя, трендов реального времени, архивных трендов, диагностических экранов.

Инженерная станция РМСИ (PROFF+). Инженерная станция реализована на базе сервера Dell Power Edge R610 c двумя процессорами Xeon Quad Core, тактовой частотой 2,66 ГГц имеющего следующие комплектующие:

- оперативное запоминающее устройство (ОЗУ) объемом 4 Гб;

- шесть накопителей на жестких магнитных дисках (НЖМД) с объемом памяти 146 Гб включенных в RAID10 конфигурацию;

- устройство чтения/записи компакт-дисков DVD-CDRW;

- ЖКИ монитор 20;

- 4 сетевых порта;

- резервируемые блоки питания.

В инженерной станции используется пакет ПО «Профессиональный Плюс».

Пакет ПО «Профессиональный Плюс» поддерживает глобальную базу данных конфигураций и устройств системы. Функциональные возможности пакета включают конфигурирование, операторское управление, сбор и архивирование данных и событий, а также диагностику [6].

Инженерная станция РМСИ устанавливается в операторной парка СУГ.

Интеграционная (историческая станция) АС (HISTORY). Интеграционная станция реализована на базе сервера Dell Power Edge R610 c двумя процессорами Xeon Quad Core, тактовой частотой 2,66 ГГц имеющего следующие комплектующие:

- оперативное запоминающее устройство (ОЗУ) объемом 4 Гб;

- шесть накопителей на жестких магнитных дисках (НЖМД) с объемом памяти 146 Гб включенных в RAID10 конфигурацию;

- устройство чтения/записи компакт-дисков DVD-CDRW;

- ЖКИ монитор 20;

- 4 сетевых порта;

- резервируемые блоки питания.

В интеграционной станции используется пакеты ПО «Интеграционный» и генератор отчетов SyTech XL Reporter.

Пакет ПО «Интеграционный» поддерживает сбор и архивирование показаний с датчиков системы, позволяет организовать выход на уровень автоматизации производства, с использованием лицензии WebServer обеспечивает передачу информации на уровень АСУП. Генератор отчетов SyTech XLReporter - позволяет формировать на интеграционной станции сменные и суточные балансы и режимные листы.

Интеграционная (историческая) станция АС устанавливается в операторной парка СУГ.

Станция РМКИП (AMS). Станция РМКИП (AMS) реализована на базе персонального компьютера DELL Precision T3500 с процессором Dual Core с тактовой частотой 3 ГГц и включает в свой состав:

- оперативное запоминающее устройство (ОЗУ) объемом 3 Гб;

- 2 накопителя на жестких магнитных дисках с объемом памяти 250 Гб включенных в RAID1 конфигурацию;

- устройство чтения/записи компакт-дисков CD-RW;

- ЖКИ монитор 20;

- внешние громкоговорители;

- 3 сетевых порта.

Программное обеспечение (далее - ПО) станции функционирует в среде Windows ХР, в качестве рабочего интерфейса используются программный пакет «AMS». Пакет ПО «AMS», устанавливаемый на станцию, обеспечивает настройку, поверку и диагностику полевого оборудования КИП и А (датчики, преобразователи, клапаны и т. д.).

Станция РМКИП (AMS) устанавливается в операторной парка СУГ.

Технические средства нижнего уровня системы DeltaV.

Контроллер DeltaV. Контроллер выполняет локальное управление и контролирует обмен данными между подсистемой ввода/вывода и сетью управления.

Процессор контроллера (MD Plus) - VE3006 строится на базе микропроцессора Power PC860 с тактовой частотой 66 МГц и оперативной памятью объемом 48 Мб.

Для повышения надежности системы контроллеры резервируются и работают в режиме горячего резервирования. При замене процессорного модуля в схеме с резервированием загрузка конфигурации производится из работающего процессора без участия человека.

Контроллеры обеспечивают реализацию следующих функций:

- сбор, обработку, масштабирование информации, поступающей от аналоговых, дискретных датчиков объекта управления, поступающей по цифровым интерфейсным линиям связи от контроллеров смежных систем, диагностику каналов ввода;

- реализацию алгоритмов логического управления и защиты оборудования, регулирования;

- выдачу управляющих воздействий на дискретные и пропорциональные исполнительные механизмы, диагностику выходных каналов, диагностику работоспособности линий связи, функционирование программ управления.

Контроллеры системы Delta V имеют модульную структуру и строятся на основе трех типов базовых панелей:

- 2-слотовая базовая панель устройств питания/контроллеров VE3051;

- 8-слотовая базовая панель модулей ввода/вывода VE4050;

- искробезопасная 8-слотовая панель модулей ввода/вывода VE4060.

2-слотовая базовая панель предназначена для установки контроллеров и системных источников питания.

8-слотовая базовая панель предназначена для установки модулей ввода/вывода нормального исполнения с клеммными блоками.

Искробезопасная 8-слотовая панель предназначена для установки модулей с встроенной искрозащитой.

Подсистема ввода/вывода DeltaV. Подсистема ввода/вывода включает в себя интерфейсы ввода/вывода, установленные в одну или более 8-слотовые базовые панели, и поставляемые дополнительно источники питания Quint фирмы Phoenix Contact, которые обеспечивают питание КИП и А.

Интерфейс ввода/вывода состоит из компонентов:

- клеммного блока ввода/вывода, который крепится на 8-слотовой базовой панели;

- модулей ввода/вывода, которые устанавливаются на 8-слотовой панели над клеммным блоком и преобразуют сигналы с объекта в цифровой формат.

Номенклатура модулей ввода\вывода включает 8-канальные модули:

- модуль искробезопасного аналогового ввода 4-20 мА - VE4012S2B2;

- модуль аналогового ввода 4-20 мА - VE4003S2B2;

- резервированная пара модулей аналогового вывода: 8-канальная 4-20 мА - VE4035S2B1;

- модуль ввода дискретных сигналов - VE4001S2T2B2;

- резервированная пара модулей вывода дискретных сигналов - VE4032S1T2B1 (только для систем ПАЗ).

Также для РСУ используются модули ввода/вывода дискретных сигналов 32-канального исполнения:

- модуль ввода дискретных сигналов - VE4001S2T2B4;

- модуль вывода дискретных сигналов - VE4002S1T2B6.

Модули аналогового ввода/вывода обеспечивают работу по HART-протоколу.

Для повышения мощности выходных дискретных сигналов используются реле Phoenix Contact PLC-RSC-24DC/21.

Одна подсистема ввода/вывода поддерживает до 64 модулей ввода/вывода.

Модули ввода/вывода допускают замену в режиме on-line, загрузка конфигурации при этом осуществляется автоматически.

Для связи c оборудованием других производителей по протоколу MODBUS используются модули последовательного интерфейса RS-232/485 - VE4006P2.

Для подключения части сигналов используются контроллеры: RSU1, RSU2, PAZ1, PAZ2, PAZ3, NALIV.

Источники питания. Используются системные и групповые блоки питания.

Системные блоки питания - VE5008 устанавливаются в любой слот 2-слотовой базовой панели и обеспечивают питание контроллера и модулей ввода/вывода.

Групповые источники питания Quint фирмы Phoenix Contact обеспечивают питание полевого оборудования.

Все источники питания резервируются.

Управляющая сеть. Сеть управления системы DeltaV строится на основе резервированной локальной сети стандарта Ethernet, протокол обмена информации - TCP/IP. Сеть обеспечивает обмен информации со скоростями до 100 Мб/с, строится на основе сегментов, выполненных на базе «витой пары» или оптической линии связи при расстоянии более 100м. Сеть обеспечивает автоматическое переключение на резервную линию при выходе основной из строя и автоматическое распознавание восстановления работоспособности неисправной линии. Управляющая сеть функционирует через коммутаторы фирмы Hirschmann (HUB).

Система гарантированного питания. В системе используются два групповых источника питания (ИБП).

Один ИБП Liebert Nxe 10кВА, обеспечивает работоспособность контроллера NALIV, с подсистемой ввода/вывода и операторских станции РМОТ3, РМОТ4 после пропадания сетевого напряжения в течении 60 минут на максимальной нагрузке. ИБП установлен в операторной наливной эстакады СУГ.

Второй ИБП Liebert Nxe 20кВА, обеспечивает работоспособность контроллеров RSU1, RSU2, PAZ1, PAZ2, PAZ3 с подсистемой ввода/вывода, инженерной станции РМСИ, интеграционной (исторической) станции АС, станции РМКИП (AMS)и операторских станций РМОТ1, РМОТ2, РМРП после пропадания сетевого напряжения в течении 60 минут на максимальной нагрузке. ИБП установлен в операторной парка СУГ.

Средства и способы связи для информационного обмена между компонентами системы.

На уровне контроллера информационный обмен осуществляется по локальной шине.

Локальная шина состоит из следующих компонентов:

- локальная шина на 2-слотовой базовой панели;

- локальная шина на 8-слотовой базовой панели;

- соединительные кабели.

Локальная шина обеспечивает передачу данных, сигналов управления и системного питания между всеми компонентами контроллера Delta V.

Информационный обмен между контроллерами, станциями оператора и другими автономными узлами системы управления DeltaV осуществляется по управляющей сети. Сеть управления системы DeltaV строится на основе резервированной локальной сети стандарта Ethernet, протокол обмена информации - TCP/IP. Сеть обеспечивает обмен информации со скоростями до 100 Мб/с, строится на основе сегментов, выполненных на базе «витой пары» или оптической линии связи при расстоянии более 100м. Сеть обеспечивает автоматическое переключение на резервную линию при выходе основной из строя и автоматическое распознавание восстановления работоспособности неисправной линии [7].



3.2 Решения по режимам функционирования, диагностированию работы системы

Система рассчитана на режим круглосуточной эксплуатации.

Периодичность профилактических работ для отдельных технических устройств системы оговорена в инструкциях по эксплуатации этих устройств. Профилактические работы должны, проводится без нарушения функционирования системы и объектов управления.

Проектом предусмотрена диагностика исправности каналов ввода аналоговых сигналов программными средствами путем проверки соответствия измерительного сигнала допустимым физическим границам. В случае возникновения неисправности входного аналогового канала (включая датчик) действие программы анализирующей данный вход «замораживается» - запоминается последнее, достоверное значение входного сигнала, клапан-регулятор переводится в ручной режим, логическая программа ПАЗ не отрабатывает.

Результаты диагностики регистрируются и выдаются оперативному персоналу в виде звуковой и световой сигнализации.

Кроме программной диагностики система имеет аппаратные средства проверки исправности отдельных узлов системы.

3.3 Функциональная схема автоматизации емкостей E-15/1ч7

Объем автоматизации.

Схемой автоматизации предусмотрены следующие функции:

- контроль температуры СУГ в емкости;

- контроль давления с предупредительной сигнализацией при критических значениях;

- контроль давления и поддержание избыточного давления в емкости двумя регулирующими клапанами:

1) при повышении давления - открытие регулирующего клапана на линии стравливания паров (газов) на факел, с аварийной сигнализацией при максимальном значении;

2) при понижении давления - открытие регулирующего на линии инертного газа в емкость с аварийной сигнализацией при минимальном значении.

- контроль уровня СУГ в емкости;

- контроль уровня СУГ с предупредительной сигнализацией при критических значениях;

- контроль уровня СУГ с аварийной сигнализацией при критических значениях:

1) при максимальном уровне СУГ - закрытие пневмоотсекателей на линиях поступления и аварийной закачки продукта в емкость;

2) при минимальном уровне СУГ- останов насосов, откачивающих данный продукт.

- контроль уровня подтоварной воды с предупредительной сигнализацией при критических значениях:

1) при максимальном уровне подтоварной воды - открытие пневмоотсекателей на линии откачки подтоварной воды;

2) при минимальном уровне подтоварной воды - закрытие пневмоотсекателей на линии откачки подтоварной воды.

- автоматическое закрытие отсечных клапанов при аварийных ситуациях на линиях:

1) поступления СУГ в емкости;

2) аварийной закачки СУГ в емкости;

3) откачки СУГ из емкости;

4) газоуравнительной от емкости.

- контроль давления паров на общих газоуравнительных линиях емкостей Е-15/1…7.

Функциональная схема автоматизации представлена на рисунке 3.3, перечень контрольно-измерительных приборов приведен в таблице 3.1.

Описание функциональной схемы автоматизации.

Пропан-пропиленовая фракция с комплекса Г-43-107М/1 поступает под давлением через электрозадвижку MS1 в парк сжиженных углеводородов в одну из емкостей в Е-15/17. Со щита КИП в операторной или по месту на трубопроводе поступления в каждую емкость Е-15/1ч7 открывается соответствующий пневмоотсекатель (SV1.1чSV1.7).

Температура в емкостях измеряется термопарами TT 1чTT 2.

Каждая емкость оснащена тремя уровнемерами:

- LT 3ч LT 4 регистрирует уровень продукта в емкости;

- LT 5чLT 6 сигнализирует при достижении верхнего - 70 % шкалы уровнемера (2260 мм) и нижнего - 3 % шкалы уровнемера (585 мм) уровней продуктом;

Рисунок 3.3 - Функциональная схема автоматизации



Продолжение рисунка 3.3

- LT 7чLT 8 сигнализирует и посылает сигнал на блокировку: для верхнего - при 73 % шкалы уровнемера (2335 мм) уровня - закрытие пневмоотсекателей SV 2.1чSV 2.7 и SV 1.1чSV 1.7, для нижнего - при 2 % шкалы уровнемера (560 мм) - автоматическая остановка Н-41/1,2.

Предельное заполнение емкости - не более 75 % от объема. По мере заполнения емкости производится переключение на любую другую из емкостей Е-15/17, отсечением пневмоотсекателей SV 1.1чSV 1.7.

Одна из емкостей не заполняется и служит для аварийной перекачки в нее продукта. Для этой цели служит емкость Е-15/2.

Давление в емкостях контролируется двумя манометрами:

- PT 9чPT 10 регистрирует значение давления в емкости и сигнализирует при достижении верхнего (15,5 кгс/см²) и нижнего (4,5 кгс/см²) уровней;

- PT 11чPT 12 регистрирует, сигнализирует и регулирует давление: при 16,5 кгс/см² - открывается регулирующий клапан PV 4.1чPV 4.7; при 4,5 кгс/см² - открывается регулирующий клапан PV 5.1.

Во избежание превышения давления при заполнении и понижении давления при откачке продукта из емкости предусмотрена газо-уравнительная линия, задвижки и пневмоотсекатели (SV 5.1чSV 5.7) на которой должны быть всегда открыты.

При снижении давления в емкости из-за конденсации газовой фазы при длительном хранении или в зимнее время года при неисправном обогреве, необходимое давление создаётся с помощью инертного газа высокого давления, который подается в линию «газ-пропан с эстакады» через открывающийся при достижении минимального рабочего давления регулирующий клапан 5.1.

В случае повышения давления в емкостях Е-15/17 открываются соответствующие емкостям регулирующие клапана PV 4.1чPV 4.7, установленные на факельном трубопроводе.

Имеется возможность подачи инертного газа низкого давления в емкости Е-15/17 через задвижку в единую газоуравнительную линию емкостей Е-14/13 и Е-15/17.

Уровень подтоварной воды контролируется LT 13чLT 14. При достижении подтоварной водой уровня более 400 мм срабатывает звуковая и световая сигнализация и происходит открытие пневмоотсекателя SV 6.1чSV 6.7. При достижении подтоварной водой нижнего уровня (между вентилем у днища резерувара и задвижкой на дренажном трубопроводе) закрывается пневмоотсекатель SV 6.1чSV 6.7.

Описание блокировок и их действий представлены в таблице 3.2

Таблица 3.1 - Спецификация контрольно-измерительных приборов

Позиция	Наименование	Кол-во	Примечание
1, 2	Датчик температуры интеллектуальный Rosemount 248	2	Exia
3, 4	Датчик гидростатического давления Метран-100 ДГ	2	Exia
5, 6

Подобные документы

• Ректификация сжиженных углеводородных газов

  Требования и основные характеристики сжиженных газов. Характеристика исходного сырья, реагентов и продуктов. Описание технологического процесса и технологической схемы ректификации сжиженных углеводородных газов. Определение температуры ввода сырья.
  
  курсовая работа [125,3 K], добавлен 19.02.2014
  

• Баллоны для сжатых и сжиженных газов

  Баллоны для сжатых и сжиженных газов и пропан-бутана, кислородные и ацетиленовые баллоны, запорные вентили. Хранение и транспортировка, маркировка, объем, конструкция баллонов. Меры безопасности при работе с газовыми баллонами и при их транспортировке.
  
  реферат [753,5 K], добавлен 16.03.2010
  

• Переработка газов

  Классификация углеводородных газов. Процесс очистки газов от механических примесей. Осушка газа от воды гликолями. Технология удаление сероводорода и углекислого газа. Физико-химические свойства абсорбентов. Процесс извлечения тяжелых углеводородов.
  
  презентация [3,6 M], добавлен 26.06.2014
  

• Автоматизация процесса переработки предельных углеводородных газов

  Технологическое описание структурной схемы проекта по автоматизации процесса переработки предельных углеводородных газов. Изучение функциональной схемы автоматизации и обоснование выбора средств КИП установки. Математическая модель контура регулирования.
  
  контрольная работа [67,1 K], добавлен 13.06.2012
  

• Автоматизация резервуарного парка линейно-производственной диспетчерской службы "Черкассы"

  Функциональная схема автоматизации резервуарного парка. Технические характеристики контроллеров. Проектирование радарного уровнемера RTG 3940 REX. Расчет основных показателей надежности для системы защиты с радарным датчиком уровня от переполнения.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 22.04.2015
  

• Группа резервуаров Горкинского товарного парка НГДУ "Лениногорскнефть"

  Назначение и состав товарного парка, описание технологического процесса и технологическая схема. Характеристика изготовляемой продукции, исходного сырья, материалов, полуфабрикатов. Оценка надежности комплекса технических средств и пути его повышения.
  
  дипломная работа [3,5 M], добавлен 16.04.2015
  

• Очистка промышленных газов от сероводорода

  Методы очистки промышленных газов от сероводорода: технологические схемы и аппаратура, преимущества и недостатки. Поверхностные и пленочные, насадочные, барботажные, распыливающие абсорберы. Технологическая схема очистки коксового газа от сероводорода.
  
  курсовая работа [108,5 K], добавлен 11.01.2011
  

• Организация транспортировки нефти и нефтепродуктов на примере предприятия ОАО "АК "Транснефть"

  Подготовка нефти к транспортировке. Обзор различных систем внутрипромыслового сбора: самотечных и герметизированных высоконапорных. Типы танкеров для перевозки сжиженных газов. Техническая и экологическая безопасность в процессе транспортировки нефти.
  
  курсовая работа [488,8 K], добавлен 21.03.2015
  

• Использование промышленных газов на металлургическом комбинате

  Общая характеристика производства чугуна и стали. Физико-химические свойства получаемых и используемых газов. Некоторые физические явления при использовании промышленных газов и пара на Челябинском металлургическом комбинате. Физика в газовой сфере.
  
  реферат [19,6 K], добавлен 13.01.2011
  

• Расчет ректификационной колонны узла получения БТК из фракции газов С1-C4

  Технология переработки компонентов природного газа и отходящих газов С2-С5 нефтедобычи и нефтепереработки в жидкие углеводороды состава С6-С12. Особенности расчета технологических параметров ректификационной колонны, ее конденсатора и кипятильника.
  
  контрольная работа [531,6 K], добавлен 06.11.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам