Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Обоснование необходимости разработки АСУ ТП У-372
• 1.1 Общая характеристика производственного процесса
• 1.2 Описание технологического процесса и технологической схемы установок
• 1.3 Описание действующей системы автоматики
• 1.4 Недостатки существующей системы управления
• 1.5 Требования к создаваемой АСУТП
• 1.5.1 Цели создания системы
• 1.5.2 Требования к системе в целом
• 1.5.3 Требования к техническому обеспечению
• 2. Расчетная часть
• 2.1 Решение задачи управления процессом регенерации аминового сорбента
• 2.1.1 Расчет затрат пара на десорбцию аминового сорбента
• 2.1.2 Выбор анализатора для определения концентрации H2S в регенерированном амине
• 2.1.3 Структурная схема контура автоматического регулирования
• 2.2 Разработка структурной схемы АСУ ТП
• 2.3 Описание функционирования системы
• 2.4 Описание ПТК
• 2.4.1 Общее описание системы I/A Series
• 2.4.2 Контроллеры
• 2.4.3 Модули Fieldbus (FBM)
• 2.4.4 Модульные базовые платы
• 2.4.5 Сеть управления MESH
• 2.4.6 Система ПАЗ Trident
• 2.4.7 Барьеры искробезопасности HID 2000 Elcon Instruments и терминальные панели дискретных выходов
• 2.4.8 Блоки питания АСУ ТП 1У372
• 2.4.9 Рабочие станции
• 2.4.10 Полевое оборудование КИП
• 2.5 Расчет надежности ПТК
• 2.5.1 Методика расчета
• 2.5.2 Расчет показателей надежности
• 2.6 Разработка программного обеспечения
• 2.6.1 Структура программного обеспечения
• 2.6.2 Функции частей программного обеспечения
• 2.6.3 Алгоритмы управления
• 2.6.4 Средства проектирования
• 2.6.5 Операторские средства
• 2.6.6 Операционная система
• 3. Расчет технико-экономических показателей
• 3.1 Экономические показатели предлагаемой АСУТП
• 3.1.1 Расчет сметной стоимости предлагаемой системы
• 3.1.2 Расчет годовых издержек ГПЗ при эксплуатации предлагаемой АСУТП
• 3.2 Экономические показатели существующей АСУТП
• 3.2.1 Расчет сметной стоимости существующей системы
• 3.1.2 Расчет годовых издержек ГПЗ при эксплуатации существующей системы
• 3.3 Определение срока окупаемости предлагаемой АСУТП
• 4 Безопасность труда
• 4.1 Анализ и обеспечение безопасных условий труда
• 4.2 Расчет тяжести труда диспетчера и ее интегральная оценка
• 4.3 Возможные чрехвычайные ситуации
• 4.3.1 Расчет эвакуационных путей и выходов
• Заключение
• Список использованных источников



Введение

Системы автоматизированного управления стали неотъемлемой частью технического оснащения современного производства, обеспечивая повышение качества продукции и улучшения экономических показателей производства за счет выбора и поддержания оптимальных технологических режимов.

Оренбургский газоперерабатывающий завод является предприятием с высокой степенью автоматизации технологических процессов. Большинство его объектов и технологических установок оснащено системами автоматического управления и регулирования, телемеханическими системами и иными средствами автоматики.

Для достижения целей повышения качества и конкурентоспособности выпускаемой продукции, улучшения условий управления технологическими процессами, снижения непроизводительных потерь материально-технических и топливно-энергетических ресурсов, повышения уровня безопасности производства на Оренбургском газоперерабатывающем заводе в настоящее время реализуется комплекс мероприятий по реконструкции и техническому перевооружению автоматизированных систем управления с применением новейшего контрольно-измерительного и аналитического оборудования, микропроцессорных контроллеров, промышленных компьютеров и передового программного обеспечения. Однако полное переоборудование распределённой системы управления на базе современных законченных решений оказывается крайне дорогим и трудоёмким мероприятием. Поэтому подход, базирующийся на замене отдельных устаревших модулей системы современными компонентами, имеющими открытую архитектуру и легко программируемыми, является наиболее оправданным и весьма актуальным.

Автоматизация технологических процессов на газоперерабатывающем заводе главным образом осуществляется на базе программно-технического комплекса Foxboro (Invensys). В процессе эксплуатации данный программно-технический комплекс подтвердил все свои достоинства, удовлетворяющие широкому диапазону требований пользователя, в том числе специфическим обуславливаемым необходимостью контроля и регламентации физико-химических свойств веществ и условиями проведения химико-технологических процессов: высокими давлениями и температурами, агрессивностью перерабатываемых сред, необходимостью обеспечения безопасности при любых, в частности потенциально опасных, процессах.

Именно поэтому в качестве основы для реализации цели дипломного проекта - автоматизация технологического процесса абсорбционной очистки природного газа на 1У372 выбрана система «I/A Series» фирмы Foxboro (Invensys). Система «I/A Series» является современной промышленной системой, работающей под управлением операционных систем Windows XP/NT или Unix. Масштабируемость системы дает возможность последовательного наращивания и модернизации АСУ ТП небольшими частями, без остановки технологического процесса и отключения системы.

Автоматизация 1У372 предусматривает введение дополнительного контура регулирования с использованием новейших промышленных газоанализаторов, которые позволяют решить важнейшую на газоперерабатывающем заводе проблему снижения энергетических затрат (потребление пара) на регенерацию аминового сорбента.



1. Обоснование необходимости разработки АСУ ТП У-372

1.1 Общая характеристика производственного процесса

Процесс очистки и осушки сырого газа поступающего на III очередь Оренбургского ГПЗ реализован на трех идентичных установках 1,2,3У370 проектной производительностью на номинальном режиме работы установки 5 млрд. нм³/ год каждая.

Технологическая схема и аппаратное оформление этих установок одинаковое.

В состав каждой установки входит:

? блок смешения и сепарации сырого газа -У371;

? блок очистки газа от сероводорода, углекислого газа и регенерации раствора этаноламинов - У372;

? блок осушки, отбензиневания и очистки газа от меркаптанов, регенерации гликоля и абсорбента -У374;

? блок подсобных средств - У379.

Проект на строительство установок выполнен генеральным проектировщиком - Государственным научно-исследовательским и проектным институтом «ЮжНИИГипрогаз».

По проекту расчетный фонд рабочего времени составляет 8000 часов в год.

Все технологические процессы производства непрерывны и автоматизированы.

Объекты основного производственного назначения построены на базе комплексного импортного оборудования, поставленного французской фирмой «ТЕКНИП».

Материальный баланс процесса очистки и осушки сырого газа реализуемый на 1,2,3У-370 представлен в таблице 1.1.

Установки сероочистки и осушки сырого газа III очереди Оренбургского ГПЗ введены в эксплуатацию 30 сентября 1978 года.

В предложенном дипломном проекте рассматривается блок очистки природного газа от сероводорода, углекислого газа и регенерации раствора этаноламинов 1У372.

Назначение блока - очистка сырого газа от примесей Н₂S, СО₂ и COS. Извлечение кислых компонентов производится промывкой газа циркулирующим 20-50% водным раствором диэтаноламина (ДЭА) или 20-50% водным раствором метилдиэтаноламина (МДЭА) или их смесью суммарной концентрацией 20-50% или абсорбентом «Новамин» с последующей регенерацией.

Таблица 1.1

Материальный баланс установок 1, 2, 3У-370 (факт 1996 г)

ПРИХОД	РАСХОД
№ п.п.	Наименование статей	Ед.. изм.	Кол-во	№ п.п.	Наименование статей	Ед. изм.	Кол-во
1	2	3	4	1	5	6	7
1	Сырой газ	млн.м3	10220,68	1	Отбензиненный сухой газ	млн.м3	9417.7
2	Газ регенерации	млн.м3	1149.5	2	Кислый газ	млн.м3	1075.64
				3	СПБТ	млн.м3	794.12 (419.3 тыс. тн
	ИТОГО ПРИХОД		11370,18	4	Топливный газ	млн.м3	14.5
				5	Потери		68.22
					ИТОГО РАСХОД		11370.18

1.2 Описание технологического процесса и технологической схемы установок

Химизм процесса абсорбционной очистки сырого газа от примесей Н₂S, СО₂

В основу процесса заложена способность физического компонента абсорбента (в данном процессе ДЭА, МДЭА) извлекать сероорганические примеси за счет физической растворимости и образования не стойких химических комплексов.

В абсорбере протекают следующие реакции:

Для ДЭА - R₂ NH где R - C₂H₄OH

R₂ NH + H₂S (R₂NH₂)₂ S (мгновенная)

(R₂NH₂)₂S + H₂S 2RNH₂HS (мгновенная)

2R₂NH + CO₂ R₂NCOOR₂NH₂ (быстрая)

СO₂ + H₂O H₂CO₃ (медленная)

2R₂NH + H₂CO₃ (R₂NH₂)₂CO₃ (быстрая)

(R₂NH₂)₂C0₃ + H₂CO₃ 2R₂NH₂HCO₃ (быстрая)

Для МДЭА R₂CH₃N

2R₂CH₃N + H₂S (R₂CH₃NH)₂S (мгновенная)

(R₂CH₃NH)₂S + H₂S 2R₂CH₃NHHS (мгновенная)

R₂CH₃N + CO₂ (прямой реакции нет)

CO₂ + H₂O H₂CO₃ (медленная)

2R₂CH₃N + H₂CO₃ (R₂CH₃NH)₃CO₃ (быстрая)

(R₂CH₃NH)₂CO₃ + H₂CO₃ 2R₂CH₃NHHCO₃ (быстрая)

Данные реакции поглощения обратимые, экзотермические и чувствительные к колебаниям температуры и давления. Реакции поглощения протекают с выделением тепла, обратимая реакция сопровождается поглощением тепла. Поглощение кислых компонентов повышается с увеличением давления и снижения температуры, нижний предел температуры абсорбции ограничивается вязкостью аминов. Абсорберы работают при повышенном давлении и пониженной температуре, а регенераторы - при низком давлении и повышенной температуре.

Из приведенных уравнений видно, что ДЭА, МДЭА реагируют с Н₂S одинаковым образом с образованием сульфида и гидросульфида амина, причем реакция классифицируется, как мгновенная; СО₂ могут реагировать с ДЭА с образованием карбоната диэтаноламмония R₂NHCOOR₂NH₂, а также карбоната (R₂NH₂)₂CO₃ и бикарбоната R₂NH₂HCO₃. Обе реакции классифицируются как быстрые, но образованию карбоната и бикарбоната предшествует медленная реакция растворения СО₂ в воде образованием угольной кислоты H₂CO₃.

Из структурной формулы

ДЭА ОН- СН_2-СН₂ - N -CH_{2 -} CH₂ - OH HМДЭА OH - CH₂- CH₂ - N -

- CH₂ - CH₂ - OH CH₃

видно, что у МДЭА отсутствует свободный водород в аминовой группе, поэтому прямая реакция СО₂ с образованием карбоната не протекает, а взаимодействие протекает через медленную стадию образования угольной кислоты, конечными продуктами является карбонат бикарбонат. Скорость реакции СО₂ с МДЭА примерно на два порядка меньше, чем с ДЭА.

В связи с этим, при использовании МДЭА можно достичь определенной избирательности извлечения Н₂S в присутствии СО₂, что позволяет в условиях переработки газа КГКМ получить кислые газы с соединениями Н₂S >50% при меньшем их объеме. (При ДЭА очистке содержание Н₂S40%). Сероокись углерода (COS) извлекается из газа после предварительного разрушения его гидролизом:

СOS + H₂O CO₂ + H₂S

Эта реакция идет при температурах более высоких, чем абсорбция. Для обеспечения условий разрушения сероокиси углерода предусмотрено повышение температуры в средней части абсорбера до - (75⁰90)⁰С.

Согласно признаку Ле-Шателье повышение температуры и понижение давления сдвигают вышеприведенные реакции влево - этим обусловлен выбор и реакции регенерации насыщенного амина.

Описание технологической схемы

Очистка производится двумя параллельными потоками на трех установках. Для удобства дано описание одной полулинии.

Процесс очистки осуществляется непрерывно в абсорбере колонного типа, оснащенном двадцатью пятью ситчатыми тарелками.

Приходящий с блока сепарации неочищенный сырьевой газ после подогрева в теплообменнике 372 Е01 до температуры не менее 20 ⁰С за счет тепла регенерированного амина подается на очистку в нижнюю часть абсорбера 372С01.

В абсорбере газ, проходя снизу вверх, контактирует с встречным потоком раствора амина, освобождается от кислых компонентов и выводится на блок осушки У-374.

Амин в абсорбер 372 С01 подается в две точки:

- на 15 тарелку с температурой -(75 90)⁰С

- на 25 тарелку с температурой -(35 50)⁰С.

Регенерированный амин подается из емкости хранения амина 372Т01 подпорными насосами 372Р01А,В,С на охлаждение в аэрохолодильники 372А02, где охлаждается до температуры -(7590)⁰С и поступает на прием насосов высокого давления 372Р02 А,С. Дополнительное охлаждение осуществляется в аэрохолодильниках 372А04, А05, установленных параллельно 372А02 и водяном холодильнике 372Е08А,В, установленном на выходе с 372А04,А05.

С нагнетания насосов 372P02А, С часть амина с температурой -(7590)⁰С и расходом до 260м³/ час подается на 15 тарелку абсорбера.

Другая часть охлаждается в аэрохолодильниках 372А03, в теплообменнике 372Е01 с температурой до 50⁰С и расходом до 240 м³/ час подается на 25 тарелку.

Для предотвращения возможного вспенивания раствора амина предусмотрена подача антивспенивателя. Из бака 372В05 раствор подается дозирующим насосом 372Р04 на прием насосов 372Р01А, В, С, в случае интенсивного вспенивания предусмотрена увеличенная подача антивспенивателя центробежным насосом 372Р05 на прием насосов 372Р02 А, С.

Стекая по тарелкам амин насыщается Н₂S и СО₂ собирается в кубе колонны и выводится в емкость расширения 372 В01. Емкость расширения (экспанзер) 372В01 работает под давлением 7 ати и служит для частичной дегазации насыщенного раствора амина.

Предусмотрена линия сброса газов расширения из 372В01 на факел низкого давления при пуске установки или повышенном давлении. На случай повышения давления в результате проскока газа из абсорберов емкость дегазации защищена разрывной мембраной RD02, рассчитанной на 20 ати со сбросом газа на факел ВД.

Газы расширения, состоящие из легких углеводородов и кислых газов, проходят колонну 372С05, очищаются амином от кислых компонентов и выводятся в топливную сеть завода. Колонна 372С05 оснащена 10 клапанными тарелками и расположена на емкости расширения 372В01. Амин подается на 10 тарелку после теплообменника 372Е01 с температурой до 50⁰С.

Регенерация амина от Н₂S и СО₂ производится в отпарной колонне 372С03. Колонна оснащена 33 клапанными тарелками.

Дегазированный от углеводородов амин из емкости 372В01 двумя потоками поступает в теплообменники 372Е02А, В, С, подогревается до 110⁰С за счет тепла регенерированного амина и подается на 20 тарелку десорбера 372С03.

Часть богатого амина (около 10% ) может подаваться по схеме с «холодным байпасом» минуя теплообменники 372Е02 А, В, С на 22 тарелку десорбера, что при нормальной работе теплообменников позволяет снизить расход тепла подводимого в рибойлера.

Насыщенный амин, поступающий в десорбер 372C03 стекает по тарелкам где из него выделяется сероводород и СО₂ за счет тепло- и массообмена с восходящим паровым потоком.

Окончательная регенерация амина осуществляется в выносных подогревателях типа рибойлер 372Е04 А1, А2. Амин со второй полуглухой тарелки десорберов сливается в межтрубное пространство рибойлеров 372Е04 А1, А2, подогревается паром низкого давления до -(120-128)⁰С и через перегородку поступает в кубовую часть десорберов.

Паровая фаза из рибойлера подается под вторую тарелку десорбера. Каждый рибойлер оснащен впрыскным конденсатоотборником.

Паровой поток, состоящий в основном из кислого газа и паров воды, проходит тарелки отпарной части десорбера, промывную 22 тарелку, полуглухую 23 тарелку и поступает в верхнюю часть десорбера, оснащенную десятью тарелками. Назначение верхней части - укрепление концентрации кислого газа за счет его охлаждения и конденсации основного количества водяных паров.

Охлаждение производится холодной циркуляционной водой при непосредственном контакте на тарелках. Из верхней части десорбера охлажденный до Т = (45-65)⁰С кислый газ с незначительным содержанием паров воды потоком поступает в заводской коллектор.

Кислая вода собирается на полуглухой тарелке №23 и самотеком сливается в емкость 372В02. Из емкости 372В02 кислая вода поступает на прием насосов 372Р03АВ. С нагнетания насосов 372P03А, В, часть воды подается на промывочную 22 тарелку десорбера.

Другая часть воды в количестве до 250 т/час на полулинию охлаждается в аэрохолодильниках 372А01 и подается на 33 тарелку десорбера для охлаждения кислого газа. Унос воды в виде паров с кислым газом восполняется подпиткой паровым конденсатом.

Регенерированный амин из кубовой части десорбера после охлаждения в теплообменниках 372Е02 А, В, С насыщенным амином до температуры +90⁰С поступает в емкость хранения 372T01.



1.3 Описание действующей системы автоматики

На входной линии сырого газа в теплообменник 372Е01 установлен отсекатель 372RSV01.

При снижении температуры сырого газа, поступающего в абсорбер 372С01, до 20 ⁰С срабатывает сигнализация поз. 372TAL 07.

Температура по полулинии после теплообменника 372Е01 регистрируется прибором поз.372TR-07.

Расход газа по полулинии регистрируется прибором поз. 372FR20.

На линии вывода кислых компонентов из абсорбера 372С01 на блок осушки У-374 установлен отсекатель 372RSV03.

Давление очищенного газа по полулинии (до 60 кг/см²) регулируется прибором 372PRC02, который управляет клапаном сброса на факел высокого давления 372 PCV02.

В емкости хранения амина 372Т01 предусмотрена сигнализация низкого уровня поз. 372LAL 26 (29%).

Давление на нагнетании насосов 372Р02 А, С контролируется приборами поз.372PI 28,10. При снижении давления на всасе насосов 372P02 А, С до 3.5 кгс/см² срабатывает блокировка низкого давления 372PALCо07. На насосе 372Р02С при срабатывании блокировки 372PAHS10 (60 кгс/см²) открывается отсекатель ROV13.

При снижение давления на нагнетании насосов 372Р01 А, В, С до 5кгс/см² срабатывает блокировка поз. 372PALS16.

Контроль общей температуры амина после 372А02 производится прибором поз. 372ТI-116.

Расход амина поступающего с температурой (7590) ⁰С на 15 тарелку абсорбера 372С01 регулируется и регистрируется прибором поз. 372FRC01, клапан, которого 372FCV01 установлены на линии подачи амина.

Расход амина поступающего с температурой до 50⁰С на 25 тарелку абсорбера регулируется и регистрируется прибором поз. 372FRC03. Исполнительный механизм - регулирующий клапан 372FCV03 расположен на линии подачи амина.

При низком расходе амина (менее 150 м³/час) в абсорбер 372С01 срабатывает сигнализация 372FAL05, а при расходе менее 100 м³/час, срабатывает блокировка 372FALCo05 при которой происходит остановка насоса 372 Р02А и закрытие:

372RSV05 на выходе амина из куба абсорберов;

372RSV01 на входной линии сырого газа;

372RSV03 на линии вывода кислых компонентов из абсорбера 372С01;

372RОV07 на линии подачи амина в колонну 372С05.

Температура амина на 25 тарелку абсорбера 372С01 контролируется термометром сопротивления поз. 372ТI-112. Температура амина после 372А03 контролируется прибором поз.372TI-130.

Температура по высоте абсорбера 372 С01 контролируется приборами поз. 372TI-110,108. Температура насыщенного амина из абсорберов контролируется приборами поз.372TI-104.

Перепад давления по колонне 372С01 контролируется прибором поз.372PdR-11. При высоком перепаде (0.28кгс/см²) срабатывает сигнализация поз.372PdAH-11.

Регулирование уровня в абсорбере осуществляется прибором поз. 372LRC-01, который управляет клапаном поз. 372LCV-01A.

Во избежание проскока газа при крайне низком уровне абсорбер 372С01, оснащен:

- блокировкой низкого уровня 372LALCO-04 (15%) обеспечивающей остановку насоса 372 Р02А и закрытие отсекателей:

372RSV05 на выходе амина из куба абсорберов;

372RSV01 на входной линии сырого газа;

372RSV03 на линии вывода кислых компонентов из абсорбера 372С01.

- специальным поплавковым клапаном в кубе абсорбера, который закрывает выход амина при низком уровне.

При повышении уровня в абсорбере 372С0-11 до 97% срабатывает сигнализация поз.372LAH06, при снижении уровня до 35% поз.372LAL-08.

Регулирование расхода амина для очистки газов расширения в колонне 372С05 осуществляется прибором поз. 372FIC07, управляемым клапаном 372 FCV07.

Давление в колонне 372С05 и емкости дегазации 372В01 поддерживается прибором 372PRC04, который управляет клапаном 372PCV04 на линии сброса газа в топливную сеть. Для сброса газов расширения из 372В01 на факел низкого давления при пуске установки или повышенном давлении установлен отсекатель 372RSV20. Расход газа в топливную сеть завода на выходе 372С05 регистрируется прибором поз. 372FR09. Температура топливного газа контролируется прибором поз. 372ТI 107. При повышении давления в 372В01 до 12 кгс/см² срабатывает сигнализация поз.372РАН21.

На случай повышения давления в результате проскока газа из абсорберов емкость дегазации защищена разрывной мембраной RD02, рассчитанной на 20 ати со сбросом газа на факел высокого давления.

Световая и звуковая сигнализация верхнего и нижнего уровней в 372В01 осуществляется приборами поз.372LAH03 (62%), 372LAL-11 (7%) соответственно.

От слишком высокого уровня емкость 372В01 защищена блокировкой 372LAHCo10 (превышение уровня 82%) при которой происходит остановка насоса 372 Р02А и закрытие отсекателей:

372RSV05 на выходе амина из куба абсорберов;

372RSV01 на входной линии сырого газа;

372RSV03 на линии вывода кислых компонентов из абсорбера 372С01.

Регулирование уровня в емкости дегазации 372В01 осуществляется прибором поз. 372LRC03

Регулирование расхода амина в 372С03 осуществляется прибором поз. 372 FRС10 с коррекцией по уровню в емкости 372 В01. Регулирующий клапан поз.372FCV10 расположен после теплообменников 372Е02 А, В, С, что предотвращает дегазацию насыщенного амина в теплообменниках.

Температура потока амина из емкости 372В01 контролируется прибором 372ТI-106.

Температура питания десорбера 372С03 контролируется прибором поз. 372TI-118.

Расход пара в рибойлеры 372Е04 А1, А2 для подогрева амина регулируется прибором поз.372FRC17, клапан которого поз. 372FCV17 установлен на трубопроводе подачи пара в 372Е04 А1, А2.

Температура парового потока, состоящего в основном из кислого газа и паров воды и поступающего в верхнюю часть десорбера, контролируется прибором поз. 372ТI-120.

При необходимости десорбер может быть отключен от коллектора кислого газа шаровым краном с дистанционным управлением поз.372ROV17.

Расход кислого газа замеряется и регистрируется прибором поз. 372FR19.

Давление в системе десорбции (не более 1.2 ати) регулируются и регистрируется прибором поз. 372PRC17, клапан которого поз. 372PCV17 установлен на линии кислого газа с установки.

Температура кислого газа на выходе из десорбера контролируется прибором поз. 372ТI-122.

Контроль температуры кислой воды на выходе из десорбера осуществляется прибором поз. 372TI-126.

Расход воды на промывочную 22 тарелку десорбера регулируется прибором поз.372FRC-15, клапан которого установлен на линии подачи промывочной воды на 22 тарелку десорбера.

Уровень в 372В02 контролируется и регистрируется прибором поз. 372LIC17. При низком уровне в 372В02 (9%) срабатывает сигнализация поз. 372LAL21 при высоком уровне (91%) поз. 372LAH20.

Расход циркулирующей кислой воды на 33 тарелку десорбера для охлаждения кислого газа регулируется прибором поз. 372FRC-13, клапан которого FCV13 установлен на линии подачи воды на 33 тарелку.

Контроль температуры кислой воды после аэрохолодильника 372А01 осуществляется прибором поз. 372TI-129.

При снижении давления в линии нагнетания кислой воды до 4.1кгс/см² срабатывает блокировка 372PALS20 и включаются в работу другой насос 372Р03 (А или В).

Регулирование расхода парового конденсата для восполнения уносимой с кислым газом паров воды осуществляется прибором поз. 372FIC-29, клапан которого поз. 372 FCV-29 установлен на линии подачи парового конденсата в 372В02.

Температура регенерированного амина на выходе из 372С03 контролируется прибором поз.372TI124, после 372Е02 А,В,С прибором поз.372TI114, и непосредственно в 372Т01 прибором поз.TI117.

Уровень в кубовой части десорбера регулируется прибором поз.372LRC15 клапан которого поз. 372LCV15 установлен на трубопроводе входа амина в 372ТО1. Десорбер снабжен блокировкой низкого уровня 372LALCо18, которая срабатывает при понижении уровня до 25% и вызывает закрытие клапана 372LCV15.

Дополнительно десорбер 372С03 оборудован сигнализацией низкого уровня поз.372LAL 15 (40%).

Предусмотрена защита от вакуума при охлаждении с помощью блокировок 372PALS49. При понижении давления ниже допустимого (0.2кгс/см²) открываются отсекатель с пневмоприводом поз. 372RSV30, соединяя десорбер с системой факела низкого давления.

1.4 Недостатки существующей системы управления

В процессе проведения предпроектного обследования установки установлено, что существующая система управления технологическими процессами не удовлетворяет современным требованиям по уровню автоматизации и степени защиты технологического оборудования, а именно:

Используемая система щитового управления, которая значительно уступает по всем показателям системам управления с использованием автоматизированных рабочих мест (АРМ) на базе персональных компьютеров.

Применяемые пневматические контрольно-измерительные приборы и средства автоматизации устарели как морально, так и физически, что не позволяет обеспечить необходимые точность измерений, время принятия решений, скорость управления, а также степень надежности работы системы управления.

Низкий уровень автоматизации и неэффективная работа автоматики ведут к неоправданному износу технологического оборудования и нерациональному расходованию всех видов производственных ресурсов, оказывают негативное психофизиологическое воздействие на обслуживающий персонал ввиду того, что основная нагрузка по принятию решений о переключениях регулирующих органов, исполнительных механизмов, контроля за средствами КИПиА падает на операторов, что может привести к ошибкам операторов, привести к нарушениям технологического процесса и выводу оборудования из строя

В соответствии со всем выше сказанным существует необходимость разработки новой автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) и системы противоаварийной защиты (ПАЗ) технологического оборудования.

1.5 Требования к создаваемой АСУТП

Автоматизированная система управления технологическим процессом 1У372 ГПЗ (АСУТП 1У372 ГПЗ) предназначена для автоматического сбора данных, автоматизированного контроля технологических параметров, дистанционного управления и автоматической защиты оборудования на установке 1У372 III очереди Оренбургского ГПЗ.

Объектом автоматизации является технологический процесс абсорбционной очистки сырого газа, реализованный на установке 1У372 ГПЗ. Автоматизируемым пунктом управления является операторная III очереди ГПЗ.

1.5.1 Цели создания системы

Целями создания системы являются:

- обеспечение безаварийной работы технологического оборудования установок 1У372 ГПЗ;

- повышение уровня экологической безопасности производства;

- снижение непроизводительных потерь материально-технических и топливно-энергетических ресурсов, сокращение эксплуатационных расходов;

- улучшение условий управления производством за счет организации автоматизированных рабочих мест оперативного технологического персонала.

Критериями оценки достижения поставленных целей являются:

- достижение высоких технико-экономических показателей работы за счет поддержания наиболее рационального режима работы технологического оборудования;

- обеспечение надежной и эффективной работы производственных объектов за счет повышения качества контроля и оперативности управления режимами работы в соответствии с требованиями технологических регламентов, своевременного обнаружения и устранения отклонений;

- выполнение установленных производственных заданий по объемам и качеству товарной продукции;

- снижение непроизводительных потерь материально-технических, топливно-энергетических ресурсов и эксплуатационных расходов;

- повышение экологической безопасности производства;

- увеличение длительности межремонтного пробега технологического оборудования;

- улучшение условий труда оперативного технологического и диспетчерского персонала;

- увеличение объема контролируемой оперативной информации, повышение оперативности контроля и управления (уменьшение запаздывания поступления оперативной информации и выдачи управляющих воздействий).

1.5.2 Требования к системе в целом

Система должна состоять из двух подсистем:

- информационно-управляющей (АСУТП);

- противоаварийной защиты (ПАЗ).

Функции, которые должна реализовывать информационно-управляющая подсистема АСУТП 1У372, подразделяются на информационные, управляющие и вспомогательные.

Информационные функции:

- сбор информации с аналоговых, дискретных и интеллектуальных датчиков, ручной ввод данных;

- обработка информации и расчет значений параметров и показателей по измеренным сигналам;

- обнаружение, сигнализация и регистрация отклонений технологических параметров от регламентных норм, изменений состояния оборудования и локальной автоматики, срабатывании блокировок и защит;

- расчет средних и интегральных значений параметров за каждый астрономический час (сутки);

- отображение видеокадров (мнемосхемы, графики, таблицы) на экране монитора;

- протоколирование нарушений заданных режимов работы оборудования, отклонений технологических параметров от регламентных норм, срабатываний блокировок и защит;

- защита информации от несанкционированного доступа;- контроль и учет наработки технологического оборудования;

- накопление истории протекания технологических процессов на срок не менее 30 суток;

- архивирование информации на сменных носителях;

- расчет оперативных материальных балансов;

- формирование и печать оперативных и отчетных документов;

- реализация процедур обмена информацией между уровнями системы.

Управляющие функции:

- дистанционное управление технологическим оборудованием (насосы, запорная арматура, вентиляторы и т.п.);

- регулирование технологических параметров;

- реализация функций местного управления.

Вспомогательные функции:

- диагностика состояния комплекса технических средств системы;

- тестирование программных средств;

- протоколирование действий эксплуатационного персонала;

- оперативная параметризация (конфигурирование) системы при изменении средств автоматизации (градуировки датчиков, алгоритмов регулирования, управления и др.)

Система ПАЗ должна обеспечивать:

- защиту технологического оборудования и персонала в аварийных ситуациях;

- световую и звуковую сигнализацию срабатывания системы защиты;

- фиксирование порядка срабатывания системы защиты;

- возможность ручного инициирования системы защиты.

ПТК системы должен обеспечивать построение территориально и функционально распределенной иерархической системы управления.

На нижнем уровне должны быть реализованы все функции регулирования, автоматического управления и защиты. На верхнем уровне должны быть реализованы централизованный контроль и дистанционное управление технологическим процессом, формирование и выдача отчетных документов.

Программно-технические средства нижнего уровня при потере связи с верхним уровнем управления должны обеспечивать работу в автономном режиме.

Обмен информацией между верхним и нижним уровнем каждой подсистемы должен осуществляться автоматически.

Средства вычислительной техники нижнего и верхнего уровней должны размещаться в операторной III очереди.

Система ПАЗ должна функционировать как независимая структура, имеющая собственные каналы получения информации и выхода на исполнительные механизмы.

Нижний уровень АСУТП 1У372 должен быть реализован на базе программируемых контроллеров. Верхний уровень - уровень оперативно технического персонала должен быть реализован на базе рабочих станций оператора (РСО). На основе этих РСО должны быть организованы автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов. Для выполнения инженерных функций по обслуживанию системы должна быть организована инженерная станция.

Программно-технический комплекс (ПТК) системы должен допускать расширение на всех уровнях управления при вводе новых технологических объектов управления, увеличения числа аналоговых и дискретных сигналов, функциональных задач.

При разработке системы должны выполняться требования следующих документов:

- «Основные положения по автоматизации, телемеханизации и информационно-управляющим системам газоперерабатывающих производств»;

- ПБ 08-389-00 «Правила безопасности для газоперерабатывающих заводов и производств»;

- «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств. Утв. Госгортехнадзором России 22.12.97 г.».

Надежность электроснабжения системы должна соответствовать особой группе I категории. Электропитание должно производиться от двух независимых взаимно резервируемых источников питания, кроме того, должен быть предусмотрен третий независимый резервный источник питания.

Математическое обеспечение системы должно включать в себя методы и алгоритмы обработки аналоговых и дискретных сигналов, контроля, регулирования, управления, расчета топливно-энергетических показателей и т.д., необходимые для выполнения функций системы.

Информационное обеспечение системы должно строиться на основе базы данных (БД). В составе БД системы должны поддерживаться следующие данные:

- оперативные данные, содержащие текущее значение измеряемых параметров и текущее состояние оборудования;

- данные, содержащие изменения состояния технологического оборудования в хронологическом порядке;

- данные, содержащие нарушения регламентных норм технологического процесса в хронологическом порядке;

- данные, содержащие тренды измеряемых параметров.

Системное ПО операторских станций (операционная система) должно обеспечивать работу в реальном масштабе времени.

Системное ПО программируемых контроллеров должно иметь в своем составе средства тестирования и диагностики аппаратных средств. Коммуникационные средства системного ПО программируемых котроллеров должны поддерживать стандартные интерфейсы и протоколы обмена данными. Инструментальное ПО операторских станций должно обеспечивать конфигурирование базы данных, процедур обработки данных, создание видеокадров (мнемосхем) и других элементов операторского интерфейса.

Функциональное ПО операторских станций должно обеспечивать реализацию (выполнение) созданного операторского интерфейса и сконфигурированных функций обработки данных, а также защиту от ошибочных действий операторов.

На всех уровнях системы в техническом и программном обеспечении должна быть реализована защита от несанкционированного доступа к информации и функциям системы с разделением уровней доступа для различных категорий пользователей. С этой целью должна использоваться регистрация пользователей по личному идентификатору и паролю и ведение протоколов регистрации и их наиболее ответственных действий.

1.5.3 Требования к техническому обеспечению

КТС системы должен разрабатываться на базе серийно выпускаемых средств автоматизации и вычислительной техники.

Программируемые контроллеры и ПТК в целом должны иметь Российский сертификат Госстандарта РФ и разрешения на выпуск и применение, выданные органами Госгортехнадзора России.

Датчики, исполнительные механизмы, устанавливаемые на объекте, должны иметь взрыво- или искробезопасное исполнение. Датчики параметров, по которым производится срабатывание алгоритмов защиты, должны подключаться только в систему ПАЗ. Разветвление сигнала не допускается.

Для датчиков, не имеющих блоков питания (сигнализаторы с выходом на «сухой контакт», термометры сопротивления, термопары и др.), должны быть предусмотрены индивидуальные барьеры искробезопасности с питанием от системы.

Сеть связи нижнего и верхнего уровней системы должна быть резервированной.

Контроллеры АСУТП и ПАЗ должны иметь резервированные процессорные модули и обеспечивать возможность замены неисправных модулей без нарушения функционирования системы.



2. Расчетная часть

2.1 Решение задачи управления процессом регенерации аминового сорбента

В соответствии с одной из основных целей разработки АСУТП 1У372 - снижение непроизводительных потерь материально-технических и топливно-энергетических ресурсов - в данном разделе рассматривается возможность построения контура автоматического регулирования концентрации Н₂S в регенерированном амине.

Как уже говорилось ранее, процесс очистки газа от кислых компонентов основан на поглощении сероводорода и углекислого газа химически активной частью поглотительного раствора - аминового сорбента. После контакта с газом амин насыщается Н₂S и СО₂. Регенерация амина производится в десорбере при низком давлении (0,12 МПа) и высокой температуре в кубе колонны (120-128) ⁰С. Подогрев амина осуществляется в рибойлере паром низкого давления. При этом должно обеспечиваться необходимое качество регенерации аминового сорбента, определяемое содержанием в нем кислых компонентов (Н₂S и СО₂). Повышенная концентрация Н₂S в амине сильно снижает его поглотительную способность и может привести к получению некачественной продукции.

На III очереди газоперерабатывающего завода в составе установок 1,2,3 У-372 расположено 6 полулиний десорбции амина. Учитывая большие объемы потребления пара потребления пара на регенерацию амина (более 90% всего потребления III очереди) и его высокую стоимость, сокращение расхода теплоносителя является одной из важнейших задач.

В таблице 2.1 приведены данные по III очереди ГПЗ о годовом потреблении пара на десорбцию амина за 2004 и 2005 г.



Таблица 2.1

Годовой расход пара низкого давления на десорбцию амина на регенерацию аминового сорбента

Наименование установки	2004 г.	2005 г.
	тыс. тн.	тыс. Гкал	тыс. тн.	тыс. Гкал
1У372	804,4	490,864	803,2	489,952
2У372	811,5	495,015	805,8	491,538
3У372	801,6	488,976	799,3	487,573
ИТОГО:	2417,5	1474,855	2408,3	1469,063

В настоящее время управление процессом регенерации осуществляется балансировкой температурного режима десорберов, максимально приближая его к проектному. Регулирование температуры в десорбере осуществляется заданием расхода пара на регенерацию амина со вторичного прибора установленного в операторной, клапан которого установлен на трубопроводе подачи пара в рибойлеры. Контроль регенерированного амина на содержание сероводорода в соответствии с регламентом производится 1 раз в неделю, при этом содержание Н₂S в регенерированном амине не должно превышать 1 г/дм³.

Таким образом, персонал установки, не располагая оперативной информацией о содержании Н₂S в потоке регенерированного амина, для обеспечения гарантированного качества регенерации, поддерживает в кубе десорбера максимально-возможную по регламенту температуру (126-128) ⁰С, следствием чего является повышенный расход теплоносителя.

Для решения данной проблемы необходимо построение контура автоматического регулирования концентрации Н₂S в регенерированном амине, с применением средств аналитического контроля концентрации Н₂S в потоке сорбента после десорбера.

В следующем разделе произведен теоретический расчет затрат пара на десорбцию аминового сорбента.



2.1.1 Расчет затрат пара на десорбцию аминового сорбента

Рисунок 2.1 - Расчетная схема абсорбционной очистки природного газа

Условные обозначения:

Gпгс - парогазовая смесь

Gкгсух - кислый газ сухой

Wкг - водяные пары в кислом газе

Gкв - кислая вода

Gкв1 - кислая вода 1

Gкв(вых) - кислая вода на выходе

Gна - насыщенный амин

Gп - паровая фаза при вскипании амина на входе в десорбер в результате снижения давления

Gж - жидкая фаза амина

G'п - паровая фаза амина в результате десорбции

G'ж - жидкая фаза амина из рибойлера

Gар - регенерированный амин

Dо - пар

hпк - энтальпия парового конденсата

Исходные данные:

Объем перерабатываемого одной установкой отсепарированного газа, нм³/ч

Состав газа Оренбургского газоконденсатного месторождения, % об.:

Метан		Гексан
Этан		Азот
Пропан		Сероводород
и-Бутан		Диоксид углерода
н-Бутан		Меркаптаны
и-Пентан		СН3ОН
н-Пентан		Жидкость	отсутствует
Плотность сырого газа

Состав газа Карачаганакского газоконденсатного месторождения, % об.:

Метан		Гексан
Этан		Азот
Пропан		Сероводород
и-Бутан		Диоксид углерода
н-Бутан		Меркаптаны
и-Пентан		СН3ОН
н-Пентан		Жидкость	отсутствует
Плотность сырого газа

Объемная доля газа Карачаганакского месторождения в смеси, поступающей на сорбционную очистку:

Содержание кислых компонентов в смеси, %

Решение:

Доли газа Оренбургского и Карачаганакского месторождений, в смеси, м³/ч

Массовый расход смеси газов, кг/ч



Объемный выход сероводорода и диоксида углерода, м³/ч

Плотности компонентов кислого газа при нормальных условиях (20^оС и 760 мм рт ст.), кг/м³

Массовый выход кислых компонентов, кг/ч

Массовые доли компонентов паровой фазы, выделяющейся при десорбции в испарителе (рибойлере), кг компонента / кг паровой фазы

Содержание компонентов паровой смеси на выходе из испарителя, кг/ч

Суммарный расход сухих кислых компонентов на выходе из испарителя, кг/ч

Суммарный расход сухих кислых компонентов на выходе из десорбера,кг/ч

Расход сухого очищенного газа на выходе из отделения очистки, кг/ч

Удельный расход амина а в абсорбер, кг/м³ (в соответствии с регламентом)

Расход амина на отделение очистки, кг/ч



Расход водяных паров, образующихся при испарении насыщенного амина при входе в колонну и при десорбции, кг/ч

Расход насыщенного амина на входе в десорбер, кг/ч

Расход кислой воды на 33-ю тарелку десорбера (из расчета по регламенту 250 тыс. кг/час на 370 тыс. м3/ч сырого газа поступающего в абсорбер), кг/ч

Расход кислой воды на 22-ю тарелку десорбера (из расчета по регламенту 7 тыс. кг/час на 150 тыс. м3/ч сырого газа поступающего в абсорбер), кг/ч

Расход регенерированного амина на выходе из десорбера, кг/ч

Молекулярные массы сероводорода и диоксида углерода, кг

Мольные доли кислых компонентов в сухом кислом газе

Молекулярная масса сухого кислого газа, кг

Массовая доля водяных паров в кислом газе на выходе из десорбера при:

температуре парогазовой смеси, ^оС

давлении насыщенного водяного пара, Па

общем давлении смеси, Па

молекулярной массе воды, кг

Расход водных паров, удаляемых из десорбера с кислыми газами, кг/ч

Материальный баланс десорбера на общую массу:

Приход веществ в десорбер, кг/ч

Расход веществ из десорбера, кг/ч

Тогда расход кислой воды, удаляемой с 23-ей тарелки десорбера, кг/ч



Тепловой баланс десорбера, к Вт

Количество теплоты, поступающей с насыщенным амином в десорбер, кВт, при:

температуре tна, ^оС

теплоемкости Са, кДж/(кг*К)

Количество теплоты, поступающей на 33 тарелку десорбера с кислой водой, кВт, при:

температуре tкв33, ^оС

теплоемкости Скв, кДж/(кг*К)

Количество теплоты, поступающей на 22 тарелку десорбера с кислой водой, кВт, при температуре t кв22, ^оС

Суммарное поступление теплоты в десорбер, кВт

Количество теплоты, удаляемой из колонны с регенерированным раствором амина, кВт, при температуре, tар, ^оС

Удельные теплоты десорбции сероводорода и диоксида углерода, кДж/кг и их удельные теплоемкости в газовой фазе, кДж/ кДж/(кг*К)

Удельная теплота испарения воды, кДж/кг, при tпгс, ^оС

Количество теплоты, отводимой из десорбера с парогазовой смесью, кВт



Количество теплоты, отводимой с 23 тарелки десорбера с кислой водой, кВт, при tкв (вых), ^оС

Суммарное количество теплоты отводимое из десорбера, кВт

Энтальпия греющего пара перед испарителем и его конденсата на выходе из испарителя, кДж/кг

Коэффициент полезного использования теплоты греющего пара в десорбере и испарителе

Расход греющего пара на десорбцию, кг/ч



Выход сухого газа из отделения очистки, м³/ч

Удельный расход теплоты греющего пара на десорбцию, Мкал/тыс.м³, при его энтальпии, Гкал/т

Расчетное значение годового потребления пара на 1 установку, Гкал

Количество рабочих часов в году

Из приведенного расчета видно, что теоретически рассчитанное значение годового потребления пара на десорбцию амина гораздо меньше фактического.

Решение получено при следующих допущениях:

- расходы сырого газа, раствора аминового сорбента, кислой воды на орошение колонны не превышают расчетных, при которых тепло- и массопередающая способность десорбера и других элементов схемы отделения очистки достаточны для поддержания заданного регламентом технологического режима;

- отличие теплофизических свойств (прежде всего теплоемкости растворов регенерированного и насыщенного аминов) пренебрежительно мало.

Для определения значения возможной экономии пара взято теоретически рассчитанное значение годовое потребление пара на 1У372 при объемной доле газа карачаганакского месторождения в смеси, равной 0,3 (фактическая объемная доля сырья КГКМ в смеси, поступавшей на сорбционную очистку в 2004 и 2005 годах).

Возможная экономия в 2004 г: 490,864-443,6 = 47,264 (тыс. Гкал.);

Возможная экономия в 2005 г: 489,952-443,6 = 46,302 (тыс. Гкал.).

2.1.2 Выбор анализатора для определения концентрации H2S в регенерированном амине

Предпринятые газоперерабатывающим заводом в 90-х годах попытки внедрения датчиков - анализаторов TRACOR ATLAS модель 722 (США), использующих фотоколориметрический метод определения содержания H2S, для решения задачи управления процессом десорбции аминового сорбента оказались неудачными. Основной причиной этого стало повышенное загрязнение амина абразивными частицами ржавчины, песка и т.п., в результате чего происходило быстрое засорение устройств отбора пробы. Применение входных фильтров на линиях пробоотбора также не дало эффекта. Замена фильтров требовалась через каждые 2-3 часа, что в условиях действующего производства было не приемлемым. Кроме того, анализаторы обладали временем отклика 3,5 мин, что не обеспечивало должного качества управления процессом.

В результате проведенного поиска информации о наличии современного аналитического оборудования, обеспечивающего возможность реализации идеи построения контура автоматического управления процессом десорбции (регулирования концентрации Н₂S в регенерированном амине), выбран спектрофотометрический поточный анализатор АМЕТЕК модель 4650. При разработке данного анализатора фирма «АМЕТЕК» (США) учла все конструктивные и технические недоработки, допущенные ранее производителями подобного оборудования. Спектрофотометрический анализатор АМЕТЕК 4650 специально создан для непрерывного измерения концентрации H₂S в очищенном амине и решения задачи минимизации потребления пара на его регенерацию и на сегодняшний день не имеет аналогов во всем мире. Для предохранения измерительной ячейки от загрязнения пробоотборная линия анализатора защищена самоочищающимся фильтром, а время отклика составляет менее 15 секунд.

Краткое техническое описание анализатора АМЕТЕК 4650

Анализатор модели 4650 (рисунок 2.2) спектрофотометрический поточный анализатор, предназначенный для измерения концентрации H₂S в очищенном амине после десорбера. Контроль максимально допустимого содержания H₂S в этой точке позволяет оптимизировать процесс регенерации аминового сорбента и значительно сократить энергозатраты на регенерацию.

В анализаторе 4650 используется фотометрический метод измерения поглощения излучения в ультрафиолетовой области (УФ) молекулами газа. Поглощение света H₂S измеряется на длине волны 265 нм, и преобразуется в значение концентрации. Длина волны 365 нм используется в качестве референсной для отслеживания медленных изменений в оптической системе (загрязнение окошек ячейки, старение источника света и других оптических элементов). Коррозионная способность раствора амина приводят к тому, что фоновое поглощение раствора со временем возрастает. Для коррекции возрастания фонового поглощения и периодического обнуления базовой линии анализатора часть пробы подается в блок дегазации, в котором из нее поддействием разряжения удаляется практически весь растворенный сероводород. Получаемый таким образом «нулевой» стандарт, содержащий менее 50 ррmv H₂S используется для автоматической коррекции базовой линии.

Рисунок 2.2 - Анализатор АМЕТЕК 4650

Световой поток, проходящий через измерительную ячейку с анализируемым веществом, разделяется на два луча с помощью полупрозрачного зеркала. Один луч фильтруется от всех длин волн, за исключением той, которая поглощается анализируемым веществом. Второй луч фильтруется от всех длин волн, кроме тех, которые не поглощаются анализируемым компонентом. Сигналы фотодиодов, на которые попадают отфильтрованные лучи, обрабатываются микропроцессором. Такой двухлучевой метод позволяет компенсировать влияние мутности анализируемой пробы, колебаний интенсивности света, загрязнение и "старение" оптики.

Для предохранения ячейки от загрязнения и конденсации проба проходит специальный самоочищающийся фильтр, а ее температура поддерживается встроенным термостатом на уровне (120±1) °С. Для защиты от погодных условий и обеспечения требований по взрывобезопасности анализатор поставляется смонтированным в специальном шкафу, с паровым или электрическим обогревом.