cписок использованных источников
advertisement
МИНИСТЕРСТВО ВЫСЩЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН ТАШКЕНТСКИЙ ХИМИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ КАФЕДРА “ИНФОРМАТИКА, АВТОМАТИЗАЦИЯ И УПРАВЛЕНИЯ” ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА выпускной квалификационной работы на тему АСУ БЛОКОМ ПОДГОТОВКИ СЫРЬЯ НА УСТАНОВКЕ КАТАЛИТИЧЕСКОГО РИФОРМИНГА Зав. кафедрой «ИА и У»: Хамидов Б.Т. Руководитель выпускной квалификационной работы Карабаев Д.Т. Выпускную квалификационную работу выполнила: Охунова М.Б. ТАШКЕНТ – 2013 Аннотация ВКР включает в себя 93 листов страниц пояснительной записки, 5 листов графической части, 13 таблиц, 15 рисунков, 17 литературных источников. Разработанная система управления основана на использовании технических средств нижнего уровня фирмы «Метран», «Сапфир» и др.; верхнего уровня АСУ ТП и программного обеспечения фирмы Siemens. Внедрение системы обеспечит высокое качество продукции, уменьшение затрат на сырьё, катализатор и энергоносители, улучшение условий труда обслуживающего персонала, предупреждение аварийных ситуаций, снижение вредных выбросов в атмосферу. В ВКР изучена схема автоматизации блока подготовки сырья, создана АСУ ТП, при проектировании которой использовался двухуровневый принцип построения, приведен перечень технических средств автоматизации. В качестве верхнего уровня была предложена SCADA-система реального времени Simatic WinCC v5.1. В процессе работы были рассмотрены вопросы по охране труда, по взрыво- и пожаробезопасности, экономической эффективности модернизированной АСУ. Объектом исследования является ректификационная колонна К-2. Цель работы - разработка АСР температурой ректификационной колонны К-2. В ВКР выбран канал регулирования температуры верха колонны К-2 по расходу характеристика орошения. Экспериментально получена переходная колонны К-2, определены динамические характеристики объекта регулирования, выбран тип регулятора и определены его настройки, дана оценка качества регулирования и определена устойчивость замкнутой АСР. ВВЕДЕНИЕ Установка каталитического риформинга предназначена для получения высокооктановых компонентов автомобильных бензинов: бензина каталитического риформинга (стабильного платформата) с октановым числом до 100 пунктов по исследовательскому методу и стабильного изомеризата с октановым числом на 10 пунктов выше, чем исходное сырье. Поскольку установка была сравнительно недавно реконструирована, то уровень автоматизации является достаточно высоким. Тем не менее на установке можно выделить ряд недостатков. Основным недостатком является то, что система управления как на верхнем, так и на нижнем уровне ориентирована на применение технических, программных и сетевых средств одной фирмы, как следствие, невозможность модернизации системы после истечения срока контракта. Кроме того, отмечены следующие недостатки: система верхнего уровня Modumat 8000 не поддерживает ряд общепринятых промышленных стандартов (OPC/OLE for Process Control, PROFIBUS, ISAGraF, DDE); на установке не ведется долговременного архива технологических параметров; низкая по современным меркам скорость передачи данных контроллерном уровне; отсутствие резервирования на сетевом и контроллерном уровнях. на 1.ОБЩАЯ ЧАСТЬ 1.1 Физико-химические основы процесса подготовки сырья для установки каталитического рформинга Процесс гидроочистки основывается на реакции гидрогенизации, в результате которой органические соединения серы, кислорода и азота превращаются в углеводороды, сероводород, воду и аммиак. Указанные органические соединения являются ядами катализатора риформинга, поэтому реакции их разрушения являются целевыми реакциями гидроочистки [2]. В процессе гидроочистки одновременно с этими реакциями протекают многочисленные реакции с участием углеводородов (изомеризации, гидрирования непредельных, реакции частичного дегидрирования нафтенов, дегидроциклизации парафиновых углеводородов и другие). Непредельные углеводороды гидрируются, превращаясь в соответствующие парафиновые углеводороды, например: CH3-CH2-CH=CH-CH2-CH3 + H2 гексен-3 Содержание непредельных C6H14 н-гексан углеводородов в сырье установок каталитического риформинга (до гидроочистки) не должно превышать 2 % мас., т.к. непредельные углеводороды при высоких температурах быстрее углеводородов других классов образуют кокс, который откладывается в змеевиках печей и на катализаторе. Остаточное содержание непредельных углеводородов в гидрогенизате не должно превышать 0,5 % мас. В прямогонных бензинах содержатся также небольшие количества органических соединений, имеющих в своем составе галогены (обычно хлор) и некоторые металлы (свинец, медь, мышьяк и др.). Металлические примеси, если они попадают на катализатор риформинга, накапливаются на нем и вызывают необратимую потерю каталитической активности катализатора. Нерегулируемое и чрезмерно большое поступление галогенов (хлора) на катализатор риформинга приводит к аномальному усилению его кислотной функции и способствует развитию реакций крекинга, что ускоряет закоксовывание катализатора. Поэтому для предотвращения этих процессов соединения, содержащие металлы и галогены, разрушаются при гидроочистке, металлы отлагаются на катализаторе, а хлористый водород удаляется в отпарной колонне. Содержание указанных примесей обычно резко возрастает при использовании бензинов, полученных при вторичных процессах. При работе на прямогонном сырье их концентрацию в сырье и гидрогенизате можно практически не контролировать. Реакции гидрогенолиза сернистых, азотистых и кислородсодержащих соединений при условиях гидроочистки (при температуре от 300 до 4000С и парциальном давлении водорода от 10 до 30 кгс/см2) приводят к практически полному удалению серы, азота и кислорода в виде сероводорода, аммиака и воды. Все реакции гидрирования, протекающие при гидроочистке, экзотермические, но поскольку содержание примесей в прямогонном бензине незначительно, процесс гидроочистки не сопровождается ощутимым повышением температуры газопродуктовой смеси. 1.2 Химизм и механизм процесса подготовки сырья для установки каталитического риформинга 1.2.1 Реакции сернистых соединений Сернистые соединения в прямогонных бензинах представлены меркаптанами, сульфидами, ди- и полисульфидами, тиофенами. Кроме того, в бензинах возможно наличие элементарной серы, образующейся при термическом разложении сернистых соединений в процессе перегонки и в результате окисления сероводорода при контакте с воздухом. В зависимости от строения сернистые соединения превращаются при гидроочистке в парафиновые или ароматические углеводороды с выделением сероводорода: Меркаптаны: R - SH + H2 RH + H2S Cульфиды: R - S - R1 + 2H2 RH + R1H + H2S RH + R1H + 2H2S C4H10 + H2S Дисульфиды: R - S - S - R1 + 3H2 Тиофен: НС - СН || || НС СН + 4H2 \ / S Из всех сернистых соединений легче всего гидрируются алифатические (меркаптаны, сульфиды и др.) и труднее всех тиофены. С увеличением молекулярного веса и температуры кипения фракций уменьшается скорость гидрообессеривания, что вызвано изменением типа сернистых соединений. 1.2.2 Реакции азотистых соединений Азотистые соединения в бензинах представлены в основном пирролами, пиридинами, а в высококипящих бензиновых фракциях хинолинами; также возможно присутствие и других типов соединений, попадающих в бензины на стадии первичной переработки нефти. Содержание азотистых соединений в прямогонных бензиновых фракциях невелико, в бензиновых фракциях вторичного происхождения содержание азотистых соединений значительно выше (в 5-10 раз). При гидроочистке азотистые соединения превращаются следующим образом: Пиррол: НС - СН || || НС СН + 4H2 C4H10 + NH3 \ / NH Пиридин: CH // \ НС СН | || НС + 5H2 C5H12 + NH3 СН \\ / N Хинолин: CH CH CH // \ / \\ // \ НС С CH | || HC | + 4H2 C-CH2-CH2-CH3+NH3 || НС С CH | HC CH \\ / \ // \ // CH N CH 1.2.3 Реакции кислородных соединений Кислородные соединения – спирты, эфиры, перекиси, фенолы и растворённый кислород в условиях гидроочистки превращаются углеводороды и воду: R-OH + H2 R-H + H2O R-O-R1 + 2H2 RH + R1H + H2O CH CH в // \ НС // \ С-OH | + H2 || НС HC CH + H2O | СН || HC \\ / CH \\ CH / CH Наиболее стойкие из этих соединений фенолы [2]. 1.3 Основные факторы процесса подготовки сырья для установки каталитического риформинга Глубина очистки бензиновой фракции от серы и других примесей зависит от температуры процесса, парциального давления водорода, объёмной скорости подачи сырья и кратности циркуляции. Стабильность работы катализатора зависит от температуры, давления и соотношения расхода водородсодержащего газа к расходу сырья [3]. 1.3.1 Температура С увеличением гидрообессеривания, нафтенов температуры гидрирования увеличивается. Однако, глубина и скорость непредельных, при реакций дегидрогенизации температурах выше 4200С интенсивность реакции гидрообессеривания и особенно гидрирования непредельных углеводородов снижается. Это связано с возрастанием интенсивности реакции деструктивной гидрогенизации (гидрокрекинга). При гидрокрекинге снижается выход жидких продуктов, увеличивается отложение кокса на катализаторе и сокращается срок его службы. Оптимальная температура процесса гидроочистки зависит от состава сырья. Тяжёлое, термически менее стойкое сырьё очищается при более низких температурах, чем лёгкое. При гидроочистке бензиновых фракций оптимальным диапазоном температур является 320-4000С. В начале рабочего цикла устанавливается минимальная температура, обеспечивающая температуры необходимую производится степень для очистки компенсации сырья. Повышение снижения активности катализатора и поддержания заданной глубины очистки. Преждевременное повышение температуры ускоряет закоксовывание катализатора, не увеличивая существенно глубины очистки. 1.3.2 Давление При возрастании общего давления в системе растёт парциальное давление водорода, способствующее увеличению глубины гидроочистки и увеличению срока службы катализатора. Это связано с повышением концентрации реагентов в единице объёма (увеличением числа эффективных столкновений реагирующих молекул). Оптимальный диапазон давления гидроочистки 20-40 кгс/см2. 1.3.3 Объёмная скорость подачи сырья Объёмной скоростью называется отношение объёма сырья, подаваемого в реактор в час, к объёму катализатора, находящегося в реакторе: U=Y/B час-1, (1.1) где U - объемная скорость,час-1; Y - объём сырья, м3/час; B - объём катализатора, м3. С увеличением объёмной скорости уменьшается время пребывания сырья в реакторе, т. е. время контакта с катализатором. В случае уменьшения объёмной скорости (увеличения времени контакта сырья и катализатора) увеличивается глубина обессеривания сырья. В зависимости от химического и фракционного состава сырья и требуемой глубины очистки, объёмная скорость процесса может пределах от 2,0 до 7,0 час-1. быть в Для лёгких, более термостойких нефтепродуктов, уменьшение глубины гидроочистки при повышенных объёмных скоростях компенсируется за счёт повышения температуры. 1.3.4 Активность катализатора Чем выше активность катализатора, тем с более высокой объёмной скоростью можно проводить процесс и глубже обессеривать сырьё. Для определения активности катализатора сравнивают его обессеривающую способность с обессеривающей способностью эталонного образца. Испытания ведут на пилотной установке по специальной методике. Индекс активности рассчитывают по формуле: Ua=S0-Sk / S0-Sэ, (1.2) где Sо - содержание серы в сырье; Sк - содержание серы в гидрогенизате, очищенном на испытуемом катализаторе; Sэ - содержание серы в гидрогенизате, очищенном на эталонном катализаторе. Свежий катализатор имеет максимальную активность. Для повышения активности катализатора гидроочистки после регенерации, то есть для перевода металла из менее активной окисной формы в более активную сульфидную форму, проводится осернение катализатора сероорганическими соединениями или водородсодержащим газом с большой концентрацией сероводорода. Со временем активность катализатора падает за счёт отложений кокса на поверхности катализатора. Частичную регенерацию катализатора можно провести гидрированием коксовых отложений при циркуляции водорода с температурой 400-4200С, но при этом возможен переход металла из сульфидной формы в металлическую. Поэтому требуется осторожность при ее проведении. Однако такая регенерация не удаётся, если коксообразование произошло при падениях давления в системе или превышения температур выше допустимых. Поэтому даже кратковременное снижение давления в системе, превышение температур процесса, прекращение циркуляции водородсодержащего газа недопустимо. В этих случаях для восстановления активности катализатор подвергается паро-воздушной регенерации. 1.3.5 Кратность циркуляции водородсодержащего газа При стехиометрических количествах водорода реакции гидрирования сернистых соединений могут протекать практически нацело, но скорость их будет очень мала из-за низкого парциального давления водорода. Поэтому процесс ведут с избытком водорода. Относительное количество подаваемого циркулирующего газа, приходящегося на 1м3 жидкого сырья, называется кратностью циркуляции. Кратность циркуляции ВСГ не должна быть ниже 90 нм3/м3 сырья. Концентрация водорода в циркулирующем газе может колебаться в пределах от 65 до 85% в зависимости от состава сырья и степени обработки катализатора. 1.4 Описание технологического процесса Сырьем блока подготовки сырья является смесь прямогонных бензиновых фракций и бензиновых фракций вторичных процессов. Сырье из товарного парка поступает в буферную емкость Е-3 через фильтр Ф-1. Сероводородная вода, накапливающаяся в отстойнике буферной емкости, выводится с установки. Из буферной емкости сырье забирается насосом Н-1 и подается на смешение с циркулирующим водородсодержащим газом от компрессора ПК-1. Давление в линии подачи составляет 1–4,5 кгс/см2. Поддержание давления в трубопроводе, и соответственно в Е-3, осуществляется путем подкачки сырья насосом (в товарном парке) в трубопровод питания сырьем установки. Газосырьевая смесь направляется последовательно в теплообменник Т-1, где нагревается за счет тепла газопродуктовой смеси из реакторов Р-1, Р-2 поступающих в трубный пучок теплообменника Т-1 , затем газосырьевая смесь поступает в печь П-1, нагревается до 320–360 0С и направляется в реактора Р-1 и Р-2. В реакторах Р-1 и Р-2 при давлении 27–34 кгс/см2 и температуре 320 – 3800С на катализаторе HR-348 происходит гидрирование сернистых и азотистых соединений с образованием сероводорода и аммиака. Газопродуктовая смесь после реакторов Р-1 и Р-2 проходит через трубные пучки теплообменника Т-1, охлаждается до температуры 120 0С, далее в воздушном холодильнике ХВ-1 до 500С, затем в водяном холодильнике Х-1 до 40 0С и поступает на разделение в сепаратор С-1. В сепараторе С-1 происходит отделение циркулирующего водородсодержащего газа от жидкой фазы – нестабильного гидрогенизата. Водородсодержащий газ из сепаратора С-1 направляется на очистку от сероводорода в блок аминовой очистки. Очистка осуществляется в абсорбере К-3 раствором моноэтаноламина. Очищенный водородсодержащий газ возвращается на прием циркуляционного компрессора ПК-1. Нестабильный гидрогенизат из сепаратора С-1 направляется в отпарную колонну К-1, предварительно нагреваясь до температуры 1050С в теплообменнике Т-2. Верхний продукт после конденсации и охлаждения в воздушном холодильнике ХВ-2 и водяном холодильнике Х-2 поступает в емкость орошения Е-1. Жидкая фаза – бензин из емкости Е-1 насосом Н-2 подается в колонну К-1 в качестве орошения, а избыток сбрасывается по линии нестабильной головки на установку сероочистки. Сероводородная вода из отстойника емкости Е-1 выводится с установки на утилизацию. Газовая фаза – углеводородный газ с емкости орошения Е-1 выводится с установки на очистку от сероводорода. Необходимое для отпарки количество тепла подводится в колонну циркуляцией стабильного гидрогенизата через трубчатую печь П-2 насосом Н-3. Стабильный гидрогенизат (гидроочищенная фракция НК-160 0С) с низа колонны К-1 поступает на разделение в ректификационную колонну К-2. Температура потока на входе в колонну К-2 составляет 1300С. В ректификационной колонне К-2 происходит разделение фракции НК-1600С на верхний продукт (фракция НК-800С – сырье изомеризации) и нижний продукт (фракция 80-160 0С – сырье риформинга). Пары верхнего продукта колонны К-2 после охлаждения в воздушном холодильнике ХВ-3 поступают в емкость орошения Е-2. Жидкая фаза из емкости Е-2 насосом Н-4 подается в колонну К-2 в качестве орошения. Балансовое количество гидроочищенной фракции НК-800С из емкости Е-2 направляется в качестве сырья в блок изомеризации. Подвод тепла в низ колонны осуществляется путем циркуляции нижнего продукта насосом Н-5 через печь П-3. Балансовое количество нижнего продукта К-2 (гидроочищенной фракции 80-1600С) после охлаждения в теплообменнике Т-2 направляется в качестве сырья в блок риформинга. 1.5 Нормы технологического регламента Таблица 1.1 – Нормы технологического регламента Наименование стадий Номер Единица Допускаемые Требуемый класс процесса, аппараты, позиции измерения пределы точности показатели режима прибора технологических датчиков на схеме параметров по ГОСТ 8.401 Температура дымов. газов на перевале: -печь П-1 TI-1 ˚С не выше 780 -печь П-2 TI-2 ˚С не выше 730 -печь П-3 TI-3 ˚С не выше 700 FICA-12 м3/час 77 – 128 0,25 FICA-12 т/час 56 – 92,5 0,25 FICA-22 нм3/час 5000 – 32000 0,25 FIA-11 нм3/час 35000 – 40000 0,25 С 315 – 340 0,5 кгс/см2 12 – 13 0,25 С 230 – 265 0,5 т/час 30 – 34,5 0,25 Расход сырья от Н-1 0,5 Расход свежего ВСГ из блока риформинга Расход циркуляционного водородсодержащего газа Температура на входе в реактора Р-1, Р-2 (выход из П-1) TICA-7 0 Давление в отпарной колонне К-1 PIA-24 Температура теплоносителя на выходе из печи П-2 TICA -8 0 Расход продукта через змеевики печи П-2 FICA-19 Ректификационная колонна К-2: -температура верха TICA -6 0 С 70 – 100 0,5 -температура сырья TI-4 0 С 120 – 140 0,5 -температура низа TI-10 0 С 150 – 170 0,5 -расход орошения FIC-15 т/час 85 – 120 0,25 С 170 – 177 0,5 т/час 35 – 41 0,25 Температура теплоносителя на выходе из П-3 TICA -9 0 Расход продукта через змеевик печи П-3 FICA-21 1.6 Характеристика сырья, продуктов производства и вспомогательных материалов Таблица 1.2 – Сырье, продукты, вспомогательные материалы Наименование сырья, Показатели качества, Норма по Область материалов, реагентов, обязательные для проверки ГОСТ, ТУ применения катализаторов, полуфабрикатов, изготовляемой изготовляемой продукции. продукции Номер ГОСТ, ТУ Сырьё Фракция НК – 160ºС карачаганакского конденсата. Фракционный состав, ºС: Сырье блока -НК, не ниже 35 -КК, не выше 170 подготовки сырья Содержание воды, % мас., не более Легкий бензин – нестабильная 0,02 Фракционный состав, ºС: Сырье блока фракция -НК 40-45 НК-80 оС -КК 90-95 (с установки ЛЧ-24-7) Содержание серы, %мас., не более 0,05 Фракция бензиновая с установки Фракционный состав, ºС: 22-4 Фракция 85-180 ºС подготовки сырья Сырье блока -НК, не ниже 35 -КК, не выше 180 Фракционный состав, ºС: подготовки сырья Сырье блока -НК, не ниже 65 -КК, не выше 180 подготовки сырья Содержание серы, % мас., не более Фракция НК-62 ºС Испытания на медную пластину Плотность, при 20 ºС, г/см3: Фракция 62 – 85 ºС Выдержи- Сырье блока вает подготовки сырья 0,620 -0,668 Фракционный состав, ºС: НК, не ниже 90% выкипает в пределах Бензиновая фракция 0,2 Фракционный состав, ºС: Сырье блока 68 подготовки сырья 80 - 90 Сырье блока 140-170 ºС Бензиновая фракция 80 - 180 ºС с ЛЧ-24-7 - КК, не выше 180 Фракционный состав, ºС: -НК, не ниже Сырье блока 53 10% выкипает, не выше -КК, не выше подготовки сырья подготовки сырья 95 180 Содержание серы, % мас. 0,05 Рефлюкс термического крекинга Содержание сероводорода, очищенный (после установки % мас., не более Сырье блока 0,2 подготовки сырья серооочистки) Очищенный прямогонный Содержание сероводорода, конденсат, рефлюкс (после % мас., не более Сырье блока 0,002 подготовки сырья установки серооочистки) Продолжение таблицы 1.2 Наименование сырья, Показатели качества, Норма по Область материалов, реагентов, обязательные для проверки ГОСТ, ТУ применения катализаторов, полуфабрикатов, изготовляемой изготовляемой продукции. продукции Номер ГОСТ, ТУ Фракция НК-200 ºС с блока Фракционный состав, ºС Сырье блока выделения фракции - НК, не ниже 35 200-315 ºС из дизельного - КК, не выше 175 подготовки сырья топлива, составной части установки АВТМ-9 Отгон бензина от гидроочистки Фракционный состав, ºС: дизельной фракции Сырье блока -НК, не ниже 35 -КК, не выше 175 ВСГ Концентрация водорода, (водородосодержащий газ) % об., не ниже подготовки сырья 65-90 Получаемые продукты Гидроочищенная фракция 80 - 160 ºС Фракционный состав, ºС: Сырье блока -НК, не ниже 65 -10 %, не ниже 87 -КК, не выше 183 изомеризации Сера, ррм, не более 0,5 Азот, ррм, не более 1 Вода, ррм, не более 5 Хлорорганические соединения, ррм, не более 1 Мышьяк, ррм, не более 5 Свинец, ррм, не более 5 Железо, ррм, не более 5 Никель, ррм, не более 5 Гидроочищенная фракция Углеводородный НК - 80º % мас.: состав, Сырье блока стабилизации - бутана, не более 1,0 -бензола, не более 5,0 -С7+, не более 2,0 Сера, ррм, не более 5,0 Вода, ррм, не более 50 Хлорорганические соединения , ррм, не более 1 Азот, ррм, не более 1 Металлы, ррм, не более 5 Водородсодержащий газ Содержание водорода, риформинга (ВСГ) % об., не менее Используется в 65-90 качестве свежего газа в блоках подготовки сырья, изомеризации Сероводород Содержание сероводорода, %об. Направляется на 95-98 установку производства серы Продолжение таблицы 1.2 Наименование сырья, Показатели качества, Норма по Область материалов, реагентов, обязательные для проверки ГОСТ, ТУ применения катализаторов, полуфабрикатов, изготовляемой изготовляемой продукции. продукции Номер ГОСТ, ТУ Углеводородный газ Углеводородный Блок подготовки сырья % мас.: состав, Выводится с установки на -водорода, не более 2,0 -сероводорода 8-10 -пентанов, не более Нестабильная головка Содержание Блок подготовки сырья сероводорода, % мас: очистку 11 Выводится с установки на 5-8 очистку. Вспомогательные продукты Катализатор гидроочистки Массовая доля активных Используется в HR-348 свежий компонентов, % мас: реакторах блока -оксид молибдена 16,5 подготовки сырья -оксид никеля 2,7 Р-1, Р-2 Насыпная плотность, г/см3: 0,77 – 0,88 Уголь активированный Массовая доля соединений Используется в ОУ-В железа в пересчете на Fe, фильтре Ф-3 ГОСТ 4453-74 % мас., не более 0,2 Адсорбционная активность по очистки) массе, % мас., не менее 75 Зольность, % мас., не более 10 Массовая доля влаги, % мас.: 10 Моноэтаноламин Массовая доля МЭА, ТУ 6-02-915-84 % мас., не менее Используется в 98 Массовая доля ДЭА, % мас, не более Плотность при 200С, г/см3: (блок МЭА- блоке подготовки сырья в качестве 1,0 реагента 1,015 -1,018 Массовая доля воды, % мас., не более 1,0 1.7 Материальный баланс Таблица 1.3 – Материальный баланс блока подготовки сырья Наименование статей Количество, т Цена за 1 т, Выход, руб. % масс. Сырье и основные материалы Бензин прямой гонки с НПЗ 52000 3500,00 45,98 Бензин прямой гонки с НПЗ 38000 3500,00 33,60 Итого по статье 90000 79,58 Продолжение таблицы 1.3 Наименование статей Количество, т Цена за 1 т, Выход, дол. США % масс. Полуфабрикаты собственного производства Бензин прямой перегонки 7046 Фракция бензиновая НК-80ºС 0 114,3 Бензин термического крекинга 0 74 Фракция НК-200ºС с гидроочистки 3370 128,1 2,98 Фракция НК 80-180ºС с гидроочистки 2069 81 1,83 Фракция НК-80ºС с гидроочистки 258 114,3 0,23 Фракция НК-80ºС с 22/4 9457 136,4 8,36 Остаток перегонки 80-180ºС 0 136,4 Газ водородсодержащий 898 81,2 0,79 Итого по статье 23098 129,7 20,42 Всего 113098 100,00 393 0,35 112705 99,65 Исключаются потери безвозвратные Всего за вычетом потерь 133 6,23 Основная калькулируемая продукция Фракция НК-80ºС с гидроочистки 23347 132,2 20,64 Фракция бензина НК 80-160ºС 80100 132,2 70,82 Итого 103447 91,47 Некалькулируемая продукция Рефлюкс (нестабильная головка) 898 Сероводород 0 Газ сухой 3534 45,1 0,79 9 63,2 3,12 Газ углеводородный 4826 63,2 4,27 Итого 9258 61,4 8,19 Всего 112705 99,65 1.8 Анализ существующего уровня автоматизации 1.8.1 Описание функциональной схемы автоматизации Сырье из товарного парка поступает в буферную емкость Е-3 через фильтр Ф-1. Расход регистрируется прибором - позиция FI-10. Заданный уровень бензиновой фракции в буферной емкости поддерживается клапаномрегулятором - позиция LV-26, установленным на линии подачи сырья на установку. Уровень в буферной емкости Е-3 регистрируется прибором позиция LICA-26. Сероводородная вода, накапливающаяся в отстойнике буферной емкости, выводится с установки через регулирующий клапан - позиция LV27 регулятором уровня - позиция LICA-27. Предусмотрена сигнализация верхнего и нижнего уровня. Давление в линии подачи сырья в Е-3 регистрируется - позиция PI-23 и составляет 1–4,5 кгс/см2. Поддержание давления в трубопроводе, и соответственно в Е-3, осуществляется путем подкачки сырья насосом (в товарном парке) в трубопровод питания сырьем установки. Расход сырья регулируется прибором - позиция FICA-10. Предусмотрена сигнализация и блокировка при уменьшении расхода сырья. При подаче сырья менее 40000 кг/час срабатывает блокировка – закрывается электрозадвижка позиция - UV-1 на линии подачи сырья. Регулятором расхода уменьшается подача топливного газа на форсунки печи П-1, циркуляция ВСГ компрессором ПК-1 продолжается. После закрытия сырья не допускать резкого повышения температуры на выходе печи П-1. В случае снижения расхода циркулирующего ВСГ менее 27600 нм3/час предусмотрена сигнализация, а при расходе 14000 нм3/час блокировка от низкого расхода ВСГ, при этом останавливаются насосы Н-1, закрываются электрозадвижки - позиция UV-1, UV-2 и прекращается подача топлива в печь П-1, для захолаживания стенок камеры печи подается пар. Температура на выходе из печи регулируется клапаном - позиция FV16, установленным на линии топливного газа в печь, показания прибора позиция TICA-7 температуры газосырьевой смеси выносятся на дисплей. Предусмотрена сигнализация при температуре газосырьевой смеси на выходе из печи выше 380 0С. Расход нестабильного гидрогенизата из сепаратора С-1 регулируется прибором - позиция FIC-13 - с коррекцией по уровню в сепараторе, исполнительный механизм - клапан FV-13. Предусмотрена сигнализация максимального и минимального показаниям прибора уровня в сепараторе С-1 по - позиция LICA-28. При падении уровня ниже минимального предусмотрена блокировка, по которой закрывается клапанотсекатель LV-28. Жидкая фаза - бензин из емкости Е-1 насосом Н-2 подается в колонну К-1 в качестве орошения, а избыток сбрасывается по линии нестабильной головки на установку сероочистки в емкости Е-8, Е-9. На границе установки на трубопроводе нестабильной головки установлена электрозадвижка UV-3. Давление в емкости орошения Е-1 регулируется клапаном PV-25, установленным на линии вывода углеводородного газа в топливную сеть. Необходимое для отпарки количество тепла подводится в колонну циркуляцией стабильного гидрогенизата через трубчатую печь П-2 насосом Н-3. Расход регулируется клапаном, на линии подачи в печь. Данные расхода - позиция FICA-19 - выводятся на дисплей. При уменьшении расхода стабильного гидрогенизата до 27000 кг/час предусмотрена сигнализация, а при снижении до 24000 кг/час - блокировка: закрывается электрозадвижка UV-4 и прекращается подача топлива в печь П-2 Расход фракции НК-160ºС регулируется клапаном FV-14 с коррекцией по уровню в К-1, показания расхода - позиция FIC-14 -выносятся на дисплей. Предусмотрена сигнализация максимального и минимального уровня в колонне по показаниям прибора позиция LICA-29. Жидкая фаза из емкости Е-2 насосом Н-4 подается в колонну К-2 в качестве орошения. Температура верха колонны регулируется клапаном FV15 с коррекцией по расходу орошения, показания расхода - позиция FIC-15. Уровень жидкой фазы в емкости Е-2 регулируется клапаном, установленным на нагнетании сырьевого насоса блока изомеризации, или клапаном на трубопроводе вывода. Предусмотрена сигнализация максимального уровня. Температура фракции 80-1600С и минимального регулируется клапаном FV-20 с коррекцией по расходу топливного газа через печь П-3 , показания расхода - позиция FIC-20 -выносятся на дисплей. Предусмотрена блокировка по уменьшению расхода продуктов через печь. При уменьшении расхода до 31000 кг/час предусмотрена сигнализация, а при снижении расхода до 28000 кг/час закрывается электрозадвижка UV-5 и прекращается подача топлива в печь. Температура продукта на выходе из печей регулируется клапанами, установленными на линиях подачи топливного газа к горелкам. Разрежение дымовых газов "на перевале" в печах автоматически регулируется шиберами, установленными в дымоходах после конвекционных камер, и замеряется в поду на уровне горелок и после конвекции. Полнота сгорания топлива в печах контролируется по содержанию окиси углерода и кислорода в дымовых газах. Содержание окиси углерода и кислорода определяется автоматическими газоанализаторами. На дисплее в операторной отображается следующая информация: температура сырья по потокам в каждой печи; температура дымовых газов на перевалах и после конвекции; расход топлива; содержание окиси углерода и кислорода. 1.8.2 Описание нижнего уровня существующей системы автоматизации Нижний уровень образуют датчики, первичные преобразователи, исполнительные механизмы, электрозадвижки. Устанавливать приборы и средства автоматизации необходимо таким образом, чтобы обеспечить надлежащую точность измерения, свободный доступ для обслуживания. Расход сырья измеряется объёмным методом с использованием диафрагмы (камерной и бескамерной). Правильность размещения сужающих устройств влияет на точность показаний дифманометра. При измерении расхода диафрагмы устанавливают только на прямом участке трубопровода. Бесшкальные преобразователи давления измерительные с силовой компенсацией работают по принципу пневматической или электрической силовой компенсации и предназначены для непрерывного преобразования давления измеряемой среды в пропорциональный пневматический или электрический сигнал. В качестве датчиков - преобразователей для измерения расхода, давления, уровня применяют приборы типа «Сапфир-22», «Метран-43» и другие. Эти датчики устанавливаются по месту. Исполнительные механизмы монтируют на трубопроводах так, чтобы направление регулируемой среды совпадало с направлением, указанным на корпусе клапана. Технические преобразователи могут устанавливаться на технологическом оборудовании; на кронштейне, прикрепляемом к стене сваркой. У места отбора давления рекомендуется устанавливать отключающие вентили. Соединительные линии следует прокладывать так, чтобы исключить образование газовых пробок. Применение пневматических средств регулирования, таких как регулирующие клапаны не ухудшает качества ведения процесса. 1.8.3 Описание верхнего уровня существующей системы автоматизации На данный момент на установке каталитического риформинга стоит система Modumat 8000 - это система контроля и управления, состоящая из трех компонентов: Vigimat, Actimat, Mediamat. Vigimat - cтанция управления и контроля обладает функциями, необходимыми для больших систем, мощными структурными схемами, иерархической обработкой аварийных сигналов, наблюдением, дистанционной загрузкой. Указанная серия сформирована вокруг нескольких однородных аппаратов, сочетание которых в рамках операторской обеспечивает простую эволюцию системы в соответствии с развитием производства. Посты управлений серии Vigimat являются интерфейсами между оператором и процессом. Использование виртуальных клавиатур, управление позицией на изображении с помощью устройства "мышь" позволяют получить доступ к: структурным схемам мультипликации; обработке аварийных сигналов и их представлений с автоматическим управлением; историческому слежению за измерениями и событиями; наблюдению за процессом (управление, оптимизация, обслуживание и т.д.). Actimat - распределенная обработка. Сбор, предварительная обработка, регулирование, вычисление, комбинаторная и последовательная логика, подключение программируемого автомата, генерирование управляющих сигналов обрабатываются системами Actimat. Концепция каждого из них позволяет им функционировать самостоятельно (независимое оборудование) или же быть объединенными в блоки по 1-32 аппарата, образуя, таким образом, многопроцессорную распределенную систему, в которой в распоряжении каждого находятся более 1000 переменных через посредство сети Mediamat Р, соединяющей аппараты. Mediamat - связь. Две сети связи одновременно пересылают информацию, необходимую для качественного функционирования системы : Mediamat P для связи между аппаратами; Mediamat S для связи с постами управления и наблюдения. 2. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ 2.1 Описание предлагаемой автоматизированной системы управления 2.1.1 Структурная схема предлагаемой АСУ ТП Предлагаемая система автоматизации имеет двухуровневую распределен-ную архитектуру (рисунок 2.1). Ведение архива АРМ оператора Industrial Ethernet ET 200M ET 200M AS AS Контроллер S7-414-4H системы ПАЗ PROFIBUS-DP PROFIBUS-DP Контроллер S7-400H станций управления ET 200M ET 200M AS AS Рисунок 2.1 – Структурная схема АСУ ТП блока подготовки сырья 2.1.2 Нижний уровень На нижнем уровне реализуются следующие функции: сбор информации о технологическом объекте управления; поддержание технологических параметров на заданных значениях; контроль за технологическими параметрами; сигнализация параметров выходящих за допустимые пределы, т.е. обеспечение безопасности производства; блокировка управлений, являющихся результатом ошибочных действий людей или техники; ПАЗ по факту аварийного события. Нижний уровень реализован на базе 2 подсистем функционально независимых контроллеров семейства SIMATIC S7-400 – S7-414-4H для ведения технологического процесса и S7-414-4H для системы ПАЗ. Сбор оперативной информации от датчиков и выдача управляющих воздействий на приводы осуществляется через станции распределенной периферии ET 200M. Для нижнего уровня рекомендовано оставить существующие на установке датчики, преобразователи и исполнительные механизмы серии «Сапфир-22», «Метран-43» и другие, поскольку они отвечают предъявляемым требованиям в полной мере и их замена будет экономически не оправдана. Температура измеряется термопреобразователями типа ХК Метран202. Эти термопары имеют встроенный нормирующий преобразователь, преобразующий термо-ЭДС в стандартный токовый сигнал 4…20мА. Данный термопреобразователь имеет такие достоинства, как, например, высокую точность; отсутствие дополнительных проводов для питания; наличие выходного унифицированного токового сигнала, который без усиления может быть передан на значительные расстояния вплоть до контроллера. Для измерения давления используется преобразователь измерительный взрывозащищенный Метран-43Ф-ДИ-Ех, предназначенный для работы в системах автоматического технологическими обеспечивающий контроля, процессами непрерывное регулирования взрывоопасных преобразование и управления производств значения и изменяемого параметра в унифицированный токовый сигнал дистанционной передачи. Для измерения уровня используется преобразователь измерительный взрывозащищенный Метран-43Ф-ДУ-Ех, предназначенный для работы в системах автоматического технологическими обеспечивающий контроля, процессами непрерывное регулирования взрывоопасных преобразование и управления производств значения и изменяемого параметра в унифицированный токовый сигнал дистанционной передачи. Преобразователь измерительный взрывозащищенный Метран-43Ф-ДДЕх используется в качестве дифманометра для снятия показаний перепада давления на сужающем устройстве. В качестве первичного преобразователя для измерения расхода используется сужающее устройство - диафрагма ДКС, принцип действия которой основан на возникновении разности давлений, квадратично зависимой от расхода потока проходящего через сужающее устройство. Преобразователь измерительный уровня буйковый Метран-43-ДД-ЕхВн предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивает непрерывное преобразование значения измеряемого параметра - уровня жидкости, уровня границы раздела жидких фаз в стандартный токовый сигнал дистанционной передачи. Блок питания БПД-40-Ex предназначен для питания датчиков типа "Метран" в искробезопасном исполнении. Блоки изготавливаются одно-, двух-, четырехканальные. Основные преимущества датчиков Метран-43: долговременная стабильность сигнала; высокая точность преобразования; стойкость к вибрации и гидроударам; повышенная стойкость к изменению температуры окружающей среды; долговечность. Определение концентрации водорода в ВСГ осуществляется при помощи газоанализатора серии S4100. Чувствительный элемент может быть встроен в датчик или установлен на расстоянии до 600 метров. Датчик измеряет и отображает концентрацию газа, регистрирует калибровки, сохраняет их в памяти. У анализатора унифицированный выход 4…20мА, напряжение питания 24В. Определение влажности ВСГ осуществляется с помощью поточного анализатора влажности модели 5000, предназначенного для работы во взрывоопасных зонах. Применяется для определения влажности сложных технологических потоков. Анализатор состоит из взрывозащищенного блока 560В и контроллера. Действие анализатора основано на измерении частоты колебания кварцевого кристалла с гидрофильным покрытием. Эта технология обеспечивает высокую чувствительность и точность измерений, быстрый отклик, нечувствительность к помехам. Имеет нормированный токовый выход 4…20мА, напряжение питания 230±20В. Для определения наличия пламени у печных форсунок используются детекторы погасания пламени «Факел 3 М». В качестве чувствительного элемента используется фотодатчик, преобразующий пульсацию света в электрический сигнал. Имеет уставку срабатывания по входному сигналу: сигнализация от 50-200мВ, блокировка от 5-50мВ. Мощность детектора 25ВА, питание 220В, 50Гц. Спецификация на КИП приведена в приложении А. 2.1.3 Система ПАЗ Для системы ПАЗ используется полностью автономный резервированный контроллер S7-414-4H. При разработке ПАЗ учитывались нормы технологического регламента. На верхнем уровне предусмотрена звуковая и световая сигнализация. Все действия системы ПАЗ, блокировки, сигнализации о превышении допустимых параметров, сообщения о действиях оператора записываются в журнал. С целью обеспечения надежности для контроллера ПАЗ предложено использовать переключаемую конфигурацию ввода-вывода (система с повышенным коэффициентом готовности) (рисунок 2.2). Такая система включает в свой состав: 2 центральных процессора CPU 414-4H; 2 линии PROFIBUS-DP; станцию распределенного ввода-вывода ET 200M с двумя интерфейсными модулями IM 153-2 для подключения к резервированной сети PROFIBUSDP. Рисунок 2.2 – Одноканальная переключаемая конфигурация ввода/вывода При отказе активного центрального процессора, интерфейсного модуля IM 153-2 или канала связи PROFIBUS-DP управление передается резервному процессору, производится переключение на резервную линию PROFIBUSDP, управление технологическим процессом не прерывается. Операционная система центральных процессоров CPU 414-4H выполняет все необходимые функции резервирования контроллера S7-400H автономно: обмен данными между центральными процессорами контроллера; выявление отказов и включение горячего резерва; синхронизация двух центральных процессоров контроллера; самодиагностика. 2.1.4 Верхний уровень Верхний уровень – АРМ оператора – реализован на базе промышленного персонального компьютера под управлением SCADAсистемы WinCC версии 5.1. Разработанная система диспетчеризации верхнего уровня обеспечивает выполнение следующих функций: отображение технологического процесса на дисплее оператора в виде графических мнемосхем; отображение в реальном времени значений технологических параметров и управляющих воздействий; формирование и отображение на дисплее различных групп графиков технологических параметров; автоматическую сигнализацию и регистрацию достижения параметром предаварийной и предупредительной границы; ведение журнала аварийных и системных сообщений, где фиксируются все сообщения о срабатывании предаварийной и предупредительной сигнализации, сообщения о действиях оператора по их квитированию (подтверждению), сообщения об изменении состояния исполнительных механизмов, системные сообщения; возможность ведения архива технологических параметров. Связь модулей ET 200M с контроллерами осуществляется по высокоскоростной коммуникационной шине PROFIBUS на витой паре. Связь контроллеров с операторской станцией осуществляется по протоколу Industrial Ethernet (OSM 62 ITP) и оптоволоконный кабель. Спецификация на программно-технические средства приведена в приложении Б. 2.2 Обоснование выбора системы управления верхнего уровня Программные продукты класса SCADA широко представлены на российском рынке. Поэтому выбор SCADA-системы представляет собой достаточно трудную задачу. Был проведен сравнительный анализ порядка 10 SCADA-пакетов по их техническим, стоимостным и эксплуатационным характеристикам. В результате был признан оптимальным вариант использования пакета SIMATIC WinCC фирмы Siemens, который не уступает другим продуктам по основным критериям и кроме того обладает рядом преимуществ. WinCC придерживается открытых стандартов в коммуникационных драйверах. Кроме наличия пакета коммуникационных драйверов для SIMATIC S5, S7, WinCC поддерживает также известные спецификации обмена данными, среди которых: Modbus Serial, Industrial Ethernet, Allen Bradley-DF1, Mitsubishi FX и другие. В WinCC также используются коммуникационные драйвера, которые не зависят от производителя. В состав этих драйверов входят DDE, OPC (OLE for Process Control), Profibus DP/FMS. WinCC является модульной системой (рисунок 2.3). Она включает в себя стандартный набор модулей (базовый пакет) и дополнительные опции, список которых постоянно увеличивается. Каждый модуль представляет собой редактор, который выполняет определённую функцию и состоит из системы исполнения и системы разработки. Ядром WinCC является приложение Control Center, которое позволяет легко ориентироваться по проекту и исполняет роль менеджера всех опций WinCC. В Control Center осуществляется объявление и настройка протокола передачи данных, а также объявление внутренних и внешних тегов. В объявление тегов входит нормирование, преобразование установка начальных значений и ряд других функций. форматов, Рисунок 2.3 – Модульная структура WinCC В стандартный набор опций входят следующие редакторы: Graphics Designer – графический редактор, предназначенный для создания мнемосхем; Global Scripts – служба обработки событий – это общее название для Сфункций и обработчиков событий во всём WinCC-проекте. С помощью этой подсистемы можно обрабатывать событие, инициированное любым графическим объектом, а также изменять из скрипта эти объекты; Tag Logging – служба архивации для ведения оперативных и долговременных архивов; Alarm Logging – служба сообщений, предназначенная для вывода сообщений о ходе контролируемого технологического процесса в процессе работы WinCC-приложения, подтверждения сообщений оператором и ведения архивов этих сообщений; Report Designer – встроенный генератор отчётов, состоящий из редактора схемы отчётов и системы генерации отчётов; Text Library – редактор для многоязыковой поддержки; User Administrator – администратор пользователей для контроля прав доступа пользователей WinCC-приложения. Кроме того существует дополнительный набор модулей, куда входят следующие опции: BPC (Basic Process Control) и APC (Advanced Process Control) упрощают решение различных задач по обработке и мониторингу технологических процессов; Server – создание клиент-серверных WinCC-приложений; User Archives – пользовательские архивы; Storage позволяет перемещать данные, накопленные в долговременных архивах на другие накопители, а также удалять устаревшие данные с указанием времени или в зависимости от процента заполнения диска; Redundancy обеспечивает отказоустойчивость системы. Достигается это параллельной работой двух WinCC-серверов. При отказе одного из них WinCC-клиенты переключаются на другой работающий сервер; ProAgent предоставляет дополнительные диагностические функции; IndustrialX – это набор графических объектов (ActiveX-компонент) для использования в Graphics Designer, которые упрощают разработку мнемосхем; Web Navigator – позволяет организовать просмотр WinCC-приложения через Web; ODK (Open Development Kit) предоставляет описание внутренних структур и функций для разработчика; СDK (Channel Development Kit) позволяет разработчику создавать свои коммуникационные драйвера. Открытость WinCC позволяет разработчикам третьих фирм создавать дополнения (Add-ons) для WinCC, например: FuzzyControl++ Neurosystems – программа для организации нейронных сетей для WinCC и SIMATIC S7; FuzzyTECH – среда разработки с помощью нечёткой логики; OPC Server TCP/IP & H1 for SIMATIC S5 & S7 может использоваться совместно c OPC-клиентами в WinCC, позволяя передавать данные из SIMATIC S5 & S7 по OPC. Пятая версия WinCC предлагает качественно новый инструментарий для создания распределённых систем. WinCC 5.1 поддерживает до 6 WinCCсерверов в одном проекте и позволяет обслуживать до 16 мульти-клиентов. Термин мульти-клиент означает, что доступ может быть одновременным ко многим серверам. Использование ресурсов и служб WinCC может оптимально распределяться между WinCC-серверами. Каждый из серверов может быть подключен к ПЛК и принимать данные. В этом случае система становится более гибкой и позволяет распределять затраты на ресурсы между серверами. Архивация параметров также может быть распределена. Кроме того при выборе WinCC в качестве системы управления верхнего уровня были учтены следующие преимущества: техническая поддержка в региональных центрах Siemens; пакет WinCC на 128 процессорных тегов в настоящее время поставляется фирмой Siemens бесплатно; возможность интеграции в комплексное решение для систем управления процессами SIMATIC PCS 7 фирмы Siemens. 2.3 Обоснование выбора системы управления нижнего уровня 2.3.1 Контроллер SIMATIC S7-400H К аппаратно-программным средствам контроллерного уровня управления предъявляются жесткие требования по надежности, времени реакции на исполнительные устройства, датчики и т.д. Программируемые логические контроллеры должны гарантированно откликаться на внешние события, поступающие от объекта, за время, определенное для каждого события. Для рассматриваемого производства предъявляются повышенные требования к надежности функционирования системы управления. Простой системы может вызвать большие экономические потери. Обеспечить высокие требования надежности способны только резервированные системы. Программируемый контроллер SIMATIC S7-400H отвечает подобным требованиям. Он способен продолжать работу в случае возникновения одного или нескольких отказов в его компонентах. S7-400H обеспечивает: резервирование всех основных функций; высокий коэффициент готовности системы ввода-вывода, обеспечиваемый применением переключаемых конфигураций системы ввода-вывода; возможность использования стандартных конфигураций систем вводавывода; горячее резервирование: автоматическое безударное переключение на резервный блок в случае отказа ведущего блока; использование резервированных сетей PROFIBUS-DP для построения переключаемых конфигураций системы ввода-вывода; свободное наращивание возможностей при модернизации системы; высокую мощность, благодаря большому количеству встроенных функций. Контроллер Simatic S7-400 - это мощный программируемый контроллер (ПЛК) для решения задач автоматизации средней и высокой степени сложности, реализующий практически любые задачи автоматического управления. Он обладает широким спектром модулей различного назначения и возможностью построения мультипроцессорных систем, высокой гибкостью благодаря простому использованию распределенных систем ввода-вывода и мощным сетевым возможностям. К его достоинствам также относятся простота конструкции и монтажа, работа с естественным охлаждением, простота расширения при модернизации системы для решения задач автоматизации средней и высокой сложности. Система автоматизации S7-400 имеет модульную конструкцию. Он может комплектоваться широким спектром модулей, в любом сочетании. Во многих областях автоматизации предъявляются повышенные требования к надежности ПЛК и непрерывности протекания процесса, особенно там, где простой оборудования очень дорог. В подобных случаях только резервированные системы могут отвечать необходимым требованиям к надежности. Программируемый контроллер Simatic S7-400H отвечает подобным требованиям. Он способен продолжать работу в случае возникновения одного или нескольких отказов в его компонентах. Преимущества отказоустойчивого контроллера: прозрачное программирование. Программы могут быть написаны на всех доступных для Simatic S7-400 языках. Программа, написанная для обычного центрального процессора, может выполняться и центральным процессором отказоустойчивого контроллера и наоборот. При написании программы учитываются только технологические особенности объекта управления. Вопросы повышения отказоустойчивости системы решаются операционной системой и аппаратной частью контроллера; стандартная обработка данных. С точки зрения пользователя в контроллере Simatic S7-400 есть только один центральный процессор и одна программа; быстрое безударное переключение с ведущего на ведомый процессор с типовым временем переключения 30 миллисекунд. На период переключения операционная система исключает возможность потери данных или сигналов прерываний; автоматическая синхронизация центральных процессоров после замены одного из них. После замены одного из центральных процессоров предусмотрено выполнение автоматической безударной синхронизации с передачей в память включенного в работу процессора всех текущих данных, блоков данных, динамических данных и т. д.; отказоустойчивая связь. В Simatic S7-400H реализован новый вариант отказоустойчивой связи. Его механизм проверок и синхронизации исключает возможность потери передаваемых данных. Отказоустойчивая связь может осуществляться между контроллерами Simatic S7-400H или между Simatic S7-400H и компьютерами (например, WinCC станциями), на которых установлено стандартное программное обеспечение. Коммуникационный процессор CP 443-5 Extended. Он предназначен для подключения контроллеров Simatic S7-400 к сети Profibus-DP и выполнения функций ведущего сетевого устройства. CP 443-5 Extended разгружает центральный процессор ПЛК от решения коммуникационных задач и упрощают подключение контроллеров к Profibus-DP, выполнение функций связи S7, интерфейс приемопередатчика Send/Receive сети. Он поддерживает коммуникационный обмен данными по сети. С его помощью может поддерживаться связь со станциями распределенного ввода-вывода ET 200, с программаторами, устройствами человеко-машинного интерфейса, контроллерами Simatic S7/S5. Коммуникационный процессор СР 443 Extended предоставляет пользователю следующие сервисные возможности: коммуникационный обмен данными в сети Profibus-DP (в соответствии с EN 50 170); выполнение коммуникационных функций S7 (PG, OP, контроллеры S7); функции интерфейса приемопередатчика Send/Receive. 2.3.2 Интерфейс PROFIBUS PROFIBUS (PROcess FIeld BUS) – это промышленная сеть полевого уровня, отвечающая требованиям части 2 европейских норм EN 50170 и международного стандарта IEC 61158-3 Ed2. Она используется для организации связи между программируемыми контроллерами с одной стороны, и станциями распределенного ввода-вывода ET 200, устройствами человеко-машинного интерфейса и другими приборами полевого уровня с другой. Кроме того, PROFIBUS позволяет выполнять дистанционное программирование и конфигурирование систем автоматизации, их отладку и диагностирование. PROFIBUS позволяет использовать как электрические, так и оптические каналы связи. В последнем случае существенно возрастает стойкость сети к воздействию электромагнитных помех. Существенному снижению затрат на построение оптоволоконных каналов связи способствует наличие широкой гаммы интерфейсных модулей, коммуникационных процессоров и других сетевых компонентов, оснащенных встроенным оптическим интерфейсом. PROFIBUS позволяет использовать следующие протоколы передачи данных: PROFIBUS-FMS (Fieldbus Message Specification – спецификация сообщений полевого уровня); протокол PROFIBUS-FMS используется для решения универсальных коммуникационных задач на полевом уровне; PROFIBUS-PA (Process Automation – автоматизация процессов) используется для организации обмена данными с оборудованием, расположенным в зонах повышенной опасности; c его помощью производится передача данных по сети, отвечающей требованиям международного стандарта IEC 1158-2, а также согласование работы сетей PROFIBUS-DP и PROFIBUS-PA; PROFIBUS-DP (Distributed I/O stations – скоростной протокол обмена данными с периферийным оборудованием) ориентирован на организацию связи с устройствами распределенного ввода-вывода; он обеспечивает высокоскоростной циклический обмен небольшими объемами данных. Все протоколы могут быть использованы совместно в рамках одной сети. Основными преимуществами сети PROFIBUS являются высокая степень готовности, защита данных, стандартная структура сообщений и возможность свободного подключения и отключения сетевых узлов во время работы сети. 2.3.3 Станции распределенного ввода/вывода ET 200 M В современных системах автоматизации получили признание распределенные конфигурации ввода-вывода, которые существенно снижают затраты на прокладку кабеля, значительно повышают гибкость и надежность системы автоматического управления. На полевом уровне передача данных осуществляется по стандартной шине PROFIBUS-DP. На уровне датчиков и исполнительных механизмов для передачи данных используется AS-интерфейс. Это позволяет производить надежный обмен данными между всеми компонентами системы управления. ET 200M – это модульная станция ввода-вывода со степенью защиты IP 20. В ее составе могут использоваться сигнальные, функциональные и коммуникационные модули программируемых контроллеров S7-300. Кроме того, ET 200M может использоваться в резервированных и обычных системах распределенного ввода-вывода программируемых контроллеров SIMATIC S7-400H/ S7-400F/ S7-400FH. ET 200M является пассивной станцией (ведомым устройством) PROFIBUS-DP. Максимальная скорость передачи данных равна 12 Мбод. Станция ET 200M может комплектоваться активными модулями, позволяющими производить замену модулей шинными ввода-вывода без отключения питания. 2.4 Перечень контролируемых параметров Таблица 2.1 – Перечень контролируемых параметров Наименование параметра Позиция Температура перевала (П-1) TI-1 Температура перевала (П-2) TI-2 Температура перевала (П-3) TI-3 Температура сырья в К-2 TI-4 Температура газопродуктовой смеси TI-5 Расход сырья на входе FI-10 Расход ВСГ из блока аминовой очистки Давление сырья на входе Давление в К-1 FIA-11 PI-23 PIA-24 2.5 Перечень регулируемых параметров Таблица 2.2 – Перечень регулируемых параметров Наименование параметра Позиция Температура верха К-2 TICA-6 Температура после П-1 TICA-7 Температура после П-2 TICA-8 Температура после П-3 TICA-9 Расход сырья после Н-1 FICA-12 Расход нестабильного гидрогенизата FIC-13 Расход стабильного гидрогенизата FIC-14 Расход орошения в К-2 FIC-15 Расход топливного газа в П-1 FICA-16 Расход сырья в П-1 FICA-17 Расход топливного газа в П-2 FICA-18 Продолжение таблицы 2.2 Наименование параметра Позиция Расход сырья в П-2 FICA-19 Расход топливного газа в П-3 FICA-20 Расход продукта в П-3 FICA-21 Расход свежего ВСГ из блока риформинга FICA-22 Давление в емкости Е-1 PIRC-25 Уровень в буферной емкости Е-3 LICA-26 Уровень сероводородной воды в отстойнике емкости Е-3 LICA-27 Уровень в сепараторе С-1 LICA-28 Уровень в К-1 LICA-29 Уровень в емкости Е-2 LICA-30 3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ АСР температурой ректификационной колонны К-2 3.1.1 Определение динамических характеристик объекта регулирования Регулируемый объект представляет собой ректификационную колонну К-2, в которой происходит разделение фракции НК-160 ºС на верхний продукт (фракция НК-80 ºС – сырье изомеризации) и нижний продукт Д (фракция 80-160 ºС – сырье риформинга). Данный объект регулирования можно представить в виде структурной схемы: v х ОР v- возмущения (воздействия внешней среды); у х - регулирующие воздействия; у- выходные характеристики Рисунок 3.1 - Структурная схема объекта регулирования Регулируемые величины - температура верха и середины (фракции НК-1600С) колонны. Регулирующие величины - расход орошения, расход топливного газа в печи П-3 Возмущения - расход продукта через змеевик печи П-3, давление в колонне, температура и расход нижнего продукта – фракции 80-1600С Согласно технологическому регламенту ведения процесса предусмотрены два канала регулирования температуры в колонне К-2. Первый - регулирование температуры верха колонны по расходу орошения. Второй - регулирование температуры сырья колонны по расходу топливного газа в печи П-3. В дипломном проекте выбран канал регулирования температуры верха колонны К-2 (фракции НК-800С) по расходу орошения, т.к. по данному каналу входная и выходная величины наиболее кореллированы. По нормам технологического регламента физические параметры в ректификационной колонне К-2 должны поддерживаться в заданных пределах: температура верха 70 – 1000С расход орошения 85 – 120 т/час Используем значения выходной величины для построения графика переходного процесса объекта регулирования – колонны К-2. 100,0 Температура, 0С 95,0 90,0 85,0 80,0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 Время, мин Рисунок 3.2 - График переходного процесса Рассматривая данный технологический процесс как объект управления, определим его передаточную характеристику по выбранному каналу управления. Анализ технологического процесса показывает, что данный объект обладает самовыравниванием. На рисунке 3.3 приведены переходная характеристика колонны К-2, полученная экспериментально при подаче на вход объекта регулирования ступенчатого воздействия 120 115 110 105 Х(t),т/час 100 95 90 85 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 время t, мин 90,0 85,0 У(t),0С 80,0 75,0 70,0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 время t, мин Рисунок 3.3 – Переходная характеристика колонны К-2 По виду переходной характеристики определяем, что колонна К-2 представляет собой звено, близкое к апериодическому звену второго порядка. С достаточной для практических задач точностью объект регулирования может быть аппроксимирован звеном чистого запаздывания и апериодическим звеном первого порядка, следовательно передаточная функция объекта регулирования будет иметь вид: Wî á ( p) å ð K . Tp 1 (3.1) Определим динамические характеристики колонны К-2 методом касательной к точке перегиба переходной характеристики. Найдем значения коэффициента усиления объекта ( К ), постоянной времени ( Т ) и времени запаздывания ( ) Коэффициента усиления объекта ( К ) рассчитываем по формуле: Ê Ó , Õ (3.2) где Ó = (100-70)0С=300С; Õ = (120-85) т/час =35 т/час. Ê 30 0,86 35 Время запаздывания ( ) – 1 мин. Постоянная времени объекта (Т) – 3,6 мин. Передаточная функция АСР температурой колонны К-2 имеет вид: W ( p) å1 ð 0,86 . 3,6 p 1 3.1.2 Выбор закона регулирования и типа регулятора (3.3) Для того, чтобы выбрать тип регулятора и определить его настройки необходимо знать: статические и динамические характеристики объекта управления; требования к качеству процесса регулирования; показатели качества регулирования для серийных регуляторов; характер На возмущений, действующих динамику регулирования на процесс регулирования. наибольшее влияние оказывает величина отношения запаздывания к постоянной времени объекта /T . Эффективность компенсации достаточно ступенчатого возмущения точно может характеризоваться величиной коэффициента регулятором динамического регулирования Rd, а быстродействие - величиной времени регулирования. Теоретически, в системе с запаздыванием, минимальное время регулирования t ð min 2 . При этом если Кр (коэффициент усиления Прегулятора) имеет величину равную 10 и более, то приемлем П-регулятор, а если K p 10 , то требуется введение в закон управления интегральной составляющей. При выборе типа регулятора рекомендуется ориентироваться на величину отношения запаздывания к постоянной времени в объекте /Ò . Если / t ð < 0,2 то можно выбрать релейный, непрерывный или цифровой регуляторы. Если 0,2< /Ò <1, то должен быть выбран непрерывный или цифровой, ПИили ПИД-регулятор. Если /Ò >1, то выбирают специальный цифровой регулятор с упредителем, который компенсирует запаздывание в контуре управления. Однако этот же регулятор рекомендуется применять и при меньших отношениях /Ò . Для наиболее использование ответственных ПИД-регулятора, быстродействие в системе. контуров можно обеспечивающего рекомендовать наиболее высокое Для нашего объекта отношение /Ò =0,28, т.е. по правилу можно выбрать ПИД-регулятор. ПИД-регуляторы осуществляют закон регулирования, в котором регулирующий орган перемещается пропорционально отклонению, интегралу и скорости отклонения регулируемого параметра: t õ k [ y (1/ TÈ ) ódt TÏ ( d y ) dt ]. (3.4) 0 Скорость перемещения регулирующего органа пропорциональна отклонению, скорости отклонения и усреднению отклонения регулируемого параметра: dõ / dt k[(1/ T )y d e / dt TÏ (d 2 y )dt 2 )], (3.5) где Кр – коэффициент передачи регулятора, ТИ – время изодрома, ТП – время предварения. 3.1.3 Настройка параметров регулятора Передаточная функция ПИД-регулятора будет иметь вид: 1 W p ( p) K p 1 TП p , TИ p (3.6) где Кр – коэффициент усиления регулятора, ТИ – время изодрома (постоянная интегрирования регулятора), ТП – время предварения (постоянная дифференцирования). Расчёт начальных настроек ПИД-регулятора в МathCAD: Ввод КЧХ объекта и М: Расчет начальной настройки ПИД-регулятора Wîá .86 e 1 j 3.6 j 1 3 . (3.7) M 1.6 Определение ФЧХ объекта и угла îá arg Wîá . (3.8) asin M 1 (3.9) Приближенное определение из графика функции (рисунок 3.4): îá (3.10) . 1 0.5 () 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.5 1 Ввведите приближенное корня () из графика Рисунок 3.4 - Графика функции () Ввведем приближенное значение корня () из графика: .25 Решение уравнения ()=0 Вычислим параметры настройки регулятора: Ti 2 2 dîá Td 1 2 Ti kp (3.12) . M 2 Wîá M 1 Ti 4.5 (3.11) . Td 3.5 (3.13) . kp 3.7 3.1.4 Оценка качества регулирования Для оценки качества регулирования построим динамические и частотные характеристики системы, по которым определим основные показатели качества. При определении аналитических выражений для характеристик замкнутой системы воспользуемся расчетной схемой САР (рисунок 3.5) АР - регулятор, ОУ - объект управления, Уз - задающее устройство, Уос - чувствительный элемент, uр - исполнительный механизм Рисунок 3.5 - Расчетная схема САР промышленным объектом управления Под объектом управления понимается неизменяемая часть системы, состоящая из преобразователей сигналов, исполнительного механизма, регулирующего органа, собственно объекта управления и датчика. Передаточная функция разомкнутой системы с ПИД-регулятором запишется следующим образом Wð ( ð) Ê î áÒÈ Ê ðÒÏ ð 2 Ê ð Ê î óÒÈ ð Ê î á Ê ð ÒÒÈ ð 2 ÒÈ ð å ð . (3.14) Передаточная функция предельной замкнутой системы равна W ( ð) Ê î áÒÈ Ê ðÒÏ ð 2 Ê ð Ê î óÒÈ ð Ê î á Ê ð (ÒÒÈ Ê î á Ê ðÒÈ ÒÏ ) ð 2 (ÒÈ Ê î áÒÈ Ê ð ) ð Ê î á Ê ð . (3.15) Передаточная функция объекта управления имеет вид W ( p) Kî ó Tp 1 å ð . (3.16) Определим динамические и частотные характеристики замкнутой и разомкнутой системы и объекта в МathCAD. Передаточная функция предельной замкнутой системы равна 2 K2 T1 K3 T2 p K3 K2 T1 p K2 K3 W ( p) 2 ( T3 T1 K3 K2 T1 T2) p ( T1 K2 T1 K3) p K2 K3 (3.17) , где К2= Коб=0,86 , К3= Кр=3,7, Т1= ТИ= Тi =4,5, Т2= ТП= Тd =3,5, Т3= Тоб=3,6 . W ( p) p invlaplace p simplify 1. .677 e ( .498) t cos ( .395 t) .377 e ( .498) t sin ( .395 t) float 3 . (3.18) Переходная функция предельной замкнутой системы: ( .498) t h( t) 1. .677 e cos ( .395 t) .377 e ( .498) t sin( .395 t) (3.19) . Переходная функция замкнутой системы показана на рисунке 3.6 2 1.5 h( t ) 1 0.5 0 0 5 10 15 20 t tz K2 Wob ( p ) Рисунок 3.6 - Переходная функция замкнутой системы T3 p 1 Передаточная функция объекта без запаздывания: Wob( p) Wob ( p) p K2 T3 p 1 (3.20) . invlaplace p ( .278) t ( .860) e .860 float 3 . (3.21) Переходная функция объекта без запаздывания: hob( t) ( .860) e ( .278) t .860. (3.22) Переходная функция объекта представлена на рисунке 3.7 2 1.5 hob( t ) 1 0.5 0 0 5 10 15 20 t tz Рисунок 3.7 - Переходная функция объекта Сравнительные переходные характеристики объекта и системы приведены на рисунке 3.8 2 2 1.5 h( t ) 1.5 1 1 0.5 0 hob( t ) 0.5 0 5 10 15 0 20 t tz Рисунок 3.8 - Сравнительные переходные характеристики объекта и системы AФЧХ объекта с запаздыванием (Wоб1) и без запаздывания (Wоб2) представлены на рисунке 3.9 Wоб1 kоб e об j Tоб j 1 3 p1 Re Wоб1 Wоб2 kоб Tоб j 1 3 (3.23) p2 Re Wоб2 (3.24) q1 Im Wоб1 q2 Im Wоб2 (3.25) 0.2 0.5 q1( ) 0.2 0.13 0.25 . 0.63 1 0.3 0.3 q2( ) 0.8 0.8 p1( ) p2( ) Рисунок 3.9 – АФЧХ объекта с запаздыванием и без запаздывания 3.1.5 Определение устойчивости замкнутой АСР Для того чтобы автоматическая система регулирования могла выполнять свои функции, она должна удовлетворять требованию устойчивости, то есть возвращаться к равновесному состоянию после снятия возмущения, нарушившего ее равновесие. В настоящем дипломном проекте предусмотрено использование критерия Найквиста. Критерий Найквиста основан на рассмотрении КЧХ разомкнутой системы, по виду которой можно судить об устойчивости замкнутой АСР. Это обусловлено наличием однозначной зависимости между передаточной функцией разомкнутой системы и характеристическим уравнением замкнутой АСР. Критерий Найквиста формулируется следующим образом: Система регулирования, устойчивая в разомкнутом состоянии, будет устойчива и в замкнутом состоянии, если годограф комплексной частотной характеристики разомкнутой системы не охватывает точку с координатами (-1, i0). Соответствующий годограф КЧХ разомкнутой системы представлен на рисунке 3.10 1 3 0.5 2.25 2 1.5 1 0.5 0 0.5 1 0.5 1.5 1 0.75 1.5 2 0 0.75 1.5 1 2 1 - Im(W ( )) , 2- Im(m ( )) . Рисунок 3.10 - КЧХ разомкнутой системы Применяя критерий Найквиста к фрагменту годографа КЧХ разомкнутой системы, представленному на рисунке 3.10, можно сделать вывод об устойчивости замкнутой системы с ПИД-регулятором, т.к. данный годограф не охватывает точку с координатами(-1, i0). Определим, выполняется ли для замкнутой системы ограничения на запас устойчивости M ≤ Mзад, Mзад = 1,6. Построим график АЧХ замкнутой системы по расчетным формулам: W 1 W . (3.26) A . (3.27) 2.25 3 2.25 1.5 0.75 0 0.75 1.5 2.25 3 1 2 1 - A( ) , 2 - Мзад, Рисунок 3.11 - АЧХ замкнутой системы На основании графика, представленного на рисунке 3.11, можно сделать вывод, что замкнутая система с ПИД - регулятором при оптимальных параметрах настройки не только устойчива, но и обладает заданным запасом устойчивости, т.к. максимальное значение АЧХ не превышает значения 1,6. Воспользуемся формульным методом определения настроек регулятора. Он используется для быстрой, приближенной оценки значений параметров настройки регулятора для трех видов оптимальных типовых процессов регулирования. Метод применим как для статических объектов с самовыравниванием (таблица 3.2), так и для объектов без самовыравнивания (таблица 3.3). Таблица 3.2- Статические объекты с самовыравниванием Регулятор Типовой процесс регулирования апериодический И Kp 1 4,5K оу с 20% перерегулированием Kp 1 1,7 K оу Kp 1 1,7 K оу П ПИ Kp 0,3 K оу / Т 0,6 Kp K оу / Т ПИД 0,7 K оу / T Kp 0,7 K оу / T TИ 0,7Т TИ 0,6T Kp Kp (Т И 0,3Т ) 0,95 K оу / T Kp 1,2 K оу / T Kp 1 K оу / T TИ T Kp 1,4 K оу / T TИ 2,4 TИ 2 TИ 1,3 Т П 0,4 TП 0,4 TП 0,5 Таблица 3.3. - Статические объекты без самовыравнивания Регулятор Типовой процесс регулирования апериодический П ПИ Kp с 20% перерегулированием 0, 4 /Ò Kp 0, 4 /Ò TÈ 6T 0, 7 /T TÈ 3Ò Kp Kp 0, 6 /T TÈ 5 Kp Kp ПИД 0, 7 /T 1,1 K î ó / T TÈ 2 ÒÏ 0, 2 TÏ 0, 4 min e 2ð dt 0 1 /T TÈ 4T Kp 1, 4 /T TÈ 1, 6 Kp TÏ 0,5 Поскольку наш объект является объектом с самовыравниванием, то воспользуемся таблицей 3.2. В качестве типового принимается процесс с 20% перерегулированием. Тогда параметры регулятора находим по следующим формулам: Kp 1, 2 1, 2 5,0 K î ó / T 0,86 1/ 3,6 TÈ 2 2 1 2 TÏ 0, 4 0, 4 1 0, 4 4. ОХРАНА ТРУДА Охрана труда имеет социальное, экономическое и правовое значения. Социальное значение охраны труда состоит в том, что охрана труда способствует укреплению (сохранению) здоровья работников от вредных и опасных производственных факторов. Экономическое значение охраны труда реализуется в росте производительности труда, подъеме экономики, увеличении производства. Правовое значение охраны труда состоит в правовом регулировании работы по способностям с учетом тяжестей условий труда, физиологических особенностей женского организма, организма подростков и трудоспособности инвалидов. Кроме того, вопросы охраны труда являются трудового объектом коллектива организационно-управленческих (соответствующего профсоюзного отношений органа) с работодателем, а также социально-партнерских отношений на федеральном, отраслевом, региональном уровнях. ОАО «Ферганский Нефтеперерабатывающий Завод» согласно СН-24571 и СНИП 2.01.03.96 относится к I классу помещений по вредности при этом предусмотренная санитарно- защитная зона составляет 1000м. Предприятие расположено с подветренной стороны к ближайшему населённому пункту, что способствует рассеиванию вредных выбросов и исключает попадание их в жилой район. Установка каталитического риформинга предназначена для получения высокооктановых компонентов автомобильных бензинов. На установке применяются продукты, которые являются горючими веществами. Большинство из них имеет низкую температуру вспышки. К ним относятся: водородсодержащий и углеводородный газ, пары бензина, которые с кислородом воздуха образуют смеси, взрывающиеся при наличии источника воспламенения. Бензин относится к легковоспламеняющимся жидкостям (ЛВЖ) и представляет собой прозрачный летучий нефтепродукт с характерным запахом. Скорость распространения пламени по поверхности зеркала бензина при обычных условиях составляет от 10 до 15 м/с. Человек с нормальным обонянием ощущает запах паров бензина при концентрациях их в воздухе около 400 мг/м3. Легкое отравление парами бензина может наступить после 5-10 мин. пребывания человека в атмосфере с концентрацией паров бензина в пределах от 900 до 3612 мг/м3. При этом появляются головная боль, головокружение, сердцебиение, слабость, психическое возбуждение, беспричинная вялость, легкие подергивания мышц, дрожание вытянутых рук, мышечные судороги. При непродолжительном вдыхании воздуха с концентрацией паров бензина от 5000 до 10000 мг/м 3 уже через несколько минут появляются головная боль, неприятные ощущения в горле, кашель, раздражение слизистых оболочек носа, глаз. Кроме того, первыми признаками острого отравления парами бензина являются понижение температуры тела, замедление пульса и другие симптомы. Характеристика опасности установки: категория взрывоопасности – 1; общий энергетический потенциал - 1207106 кДж; относительный энергетический потенциал - 63,6 Qв; приведенная масса горючих паров взрывоопасного облака – 26239 кг; давление – 30 кг/см2; температура – 530 С. Процесс относится к вредным для здоровья обслуживающего персонала производствам, так как связан с переработкой и получением продуктов, являющихся токсичными веществами. ОАО «ФНПЗ» спроектировано согласно СНИП 2.01.01-83 с учётом «розы ветров», во избежание попадания нежелательных выбросов на территорию жилого массива предприятие расположено с подветренной стороны относительно жилого района. «Роза ветров» представляет собой схему распределения ветров по направлению и повторяемости, а иногда дополнительно и по скорости. На оборудование ОАО «ФНПЗ» разработаны и изложены меры безопасности при его эксплуатации согласно ГОСТ 12.003-91 и СНИП 3-0505-98. Большое значение на ОАО «ФНПЗ» имеет место защита рабочих и служащих от негативного воздействия шума и вибрации. Т.к. на установке имеется такое технологическое оборудование как компрессоры, насосы, которые при работе создают шум и вибрацию. Согласно СаНПиН 01.20-01 и СаНПиН 01.21-01, для исключения отрицательного влияния на окружающую среду шумов и вибраций предусмотрены мероприятия направленные на шумоподавление и виброизоляции. Для уменьшения влияния шума и вибрации на человека установлено компрессорное и насосное оборудование в отдельных помещениях. С целью защиты органов слуха, а значит и нервной системы, в соответствии с ГОСТ 12.1.029-80 «Средства и методы защиты от шума. Классификация», применять следующие средства: противошумные наушники, вкладыши, шлемы, каски и т.д. Одним из способов ослабления шума, проникающего через ограждения является звукоизоляция. Ее осуществляют путем устройств ограждающих конструкций: стен, перегородок, перекрытий, кожухов, экранов, а также устранением побочных путей распространения звука (отверстий, щелей и т.п.). Изоляцию от шума, распространяющегося от конструкций здания, выполняют путем конструктивными ослабления элементами жесткой здания связи источника (фундаментом, шума с перекрытием, стенами) и снижения проводимости шума по конструкции (акустические разрывы). Для создания комфортных условий труда в помещениях установки предусмотрено естественное и искусственное освещение. Естественное освещение в дневное время должно осуществляется через оконные проемы. Естественное освещение производственных помещений отвечает требованиям строительных норм и правил СНиП 2-01-05-98, СНиП-2-4-79. Искусственное освещение помещений установки обеспечивает нормальное ведение процесса в темное время суток и тогда, когда естественного освещения недостаточно. В операторном помещении имеется комбинированная система освещения: с общим равномерным освещением всего производственного помещения, и дополнительным освещением щитов и пультов в операторном помещении и рабочих мест в помещениях средств измерения. Для нормальной работы обслуживающего персонала обеспечена следующая освещенность: в производственных помещениях – 50 люкс; в операторной – 200 люкс; в насосных блоках, на наружной установке и санузлах – 30 люкс; в коридорах и лестничных клетках – 20 люкс. Аварийное освещение имеется у щитов и пультов в операторном помещении, за щитом у шкафов электропитания, на лестничных площадках, у дверных проемов. Сырье, продукты, вспомогательные материалы и реагенты данного производства являются токсичными веществами. Скопление вредных газов, паров бензина в траншеях, колодцах и производственных помещениях может привести к ухудшению здоровья рабочего персонала, а иногда и к летальному исходу. На установке должны быть средства нормализации воздушной среды производственных помещений и рабочих мест. Согласно СниП 2.04.05-91 «Отопление, вентиляция и кондиционирование», имеется система вентиляционного обеспечения в помещениях установки независимо от их назначения. Обеспечена механическая, естественная, смешанная вентиляция для удаления из помещений вредных газов и создания нормальных санитарно – гигиенических условий труда. Вентиляция используется как одно из средств по созданию наиболее благоприятных и комфортных условий труда рабочему персоналу на установке. Согласно ВСН-21-77 «Инструкция по проектированию отопления и вентиляции нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий» кратность воздухообмена для различных помещений установки должна составлять: насосная – 7-12; операторная – 5-7; лаборатория – 9. Необходимый воздухообмен во всех помещениях установки обеспечивается за счёт действия естественной и приточно-вытяжной вентиляции. В операторном помещении предусмотрена гарантированная подача приточного воздуха. На установке имеется различное электрооборудование, средства измерения и контроля, двигатели насосов, вентиляторов, силовые высоковольтные кабели. В результате замыканий на корпус или разрушения изоляции существует вероятность поражения рабочего персонала электрическим током. Для защиты людей от поражения электрическим током, согласно ГОСТ 12.1.030-81 «Электробезопасность на «ФНПЗ» используется защитное заземление, зануление», используется заземляющее устройство. Заземлены все нетоковедущие части технологического оборудования, которые могут оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции. Щиты и пульты всех назначений, на которых устанавливаются приборы и другие средства автоматизации также заземлены. Для заземления приборов с выводами типа «Земля» внутри щитов и пультов предусмотрены заземляющии рейки, соединение с которой выполняется проводами сечением не менее 1,5 мм2. На установке имеются материалы, такие как катализаторная пыль, и аппараты, являющиеся источником статического электричества. Поэтому согласно ГОСТ 12.1.018-79 ССБТ «Статическое электричество. Искробезопасность. Общие требования» предусмотрены следующие мероприятия по защите от статического электричества: отвод зарядов путем заземления оборудования и коммуникаций; скорость движения продуктов в аппаратах и трубопроводах не должна превышать значений, предусмотренных проектом; каждая система аппаратов, трубопроводов металлические вентиляционные короба и кожуха термоизоляция трубопроводов и аппаратов в пределах цеха, а также на наружных установках и эстакадах должна представлять непрерывную электрическую цепь на всем её протяжении и необходимо присоединить к контуру заземления не менее чем в двух местах. Согласно «Инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений» РД 34.21.122-87 выполнить защиту от прямых ударов молнии. Устройства питающиеся от напряжения 380/220 В или 220/127 В в электроустановках с заземленной нейтралью подлежат занулению. Принципиальная схема зануления приведена на рисунке Рисунок 4.1 - Принципиальная схема зануления защитному Персонал предприятия ОАО «ФНПЗ» обеспечены средствами индивидуальной защиты (СИЗ), спецодеждой и спецобувью. При работе с едкими веществами надевают резиновые сапоги, хлопчатобумажный комбинезон, резиновые рукавицы и защитные очки; при работе с кислотами — шерстяной костюм, резиновые сапоги, резиновые рукавицы и защитные очки. Кроме того, на рабочем месте имеется ведро с чистой водой для быстрого промывания участков кожи, на которые случайно попала щелочь или кислота. Для защиты «Лепесток», органов респираторы дыхания применяют противопылевые респираторы В-62-111, ШБ-1 шланговые противогазы П Ш-1, П Ш-2. На территории предприятия ОАО «ФНПЗ» расположены санитарнобытовые комнаты согласно СНиП2.05.12-91. Сюда относятся помещения для отдыха, обезвреживания одежды, мед. пункт, столовая ,уборные, душевые, места для курения. Согласно СНиП-2.01.02-85 ОАО «ФНПЗ» по пожаро-взрывоопасности относится к категории «А», т.к. здесь используется горючее сырьё. Наименование производственных Категории помещений и зданий по зданий, взрыво-пожарной и пожарной наружных установок опасности НПБ-105-95, НПБ-107-97 Наружная установка Ан Компрессорная А Насосная Ан Операторная Г Печи Гн Согласно СНиП 2.09.02-85 ОАО «ФНПЗ» построен из несгораемых и трудносгораемых материалов таких как огнеупорный кирпич, стальные арматуры железобетонных конструкций и т.д. Согласно нормам и правилам ОАО «ФНПЗ» относится к II степени огнестойкости При проектировании и строительстве ОАО «ФНПЗ» согласно СНиП 2.090.4-87, СНиП 2.090.2-85 и СНиП 2.02.12-98 были предусмотрены эвакуационные пути и выходы на случай возникновения в здании пожара или аварии. Эвакуационные пути обеспечивают безопасность движения людей по ним за минимальное количество времени. Согласно СНиП-2.04.02-85 на ОАО «ФНПЗ» предусмотрено противопожарное водоснабжение, применяемое для ликвидации пожаров на предприятии. Цеха установки за исключением электрощитовой обеспечиваются противопожарным водопроводом с установкой на нем пожарных гидрантов, доступ к которым всегда открыт. Пожарные краны во всех помещениях оборудованы стволами и рукавами, заключенными в шкафчики. Шкафчики закрыты и опломбированы. Дверцы шкафчиков легко открываются. Производственные и подсобные помещения ОАО «ФНПЗ» снабжены первичными средствами пожаротушения. Противопожарный инвентарь размещается на территории предприятия на отведённых и подготовленных для этой цели местах с учётом пожарной опасности производства в строго установленном количестве. В помещениях цехов установлены ящики с сухим просеянным песком. При ящике с песком находятся лопата (совок). Наименование Класс Наименование Средства производственных взрыво- веществ, Пожаротушения зданий, опасной определяющих наружных установок зоны категорию и группу взрывоопасных смесей Наружная установка В-1г бензин фракция Пожарные гидранты, НК-160 оС, ОПУ-5, углеводородный газ, ОПУ-10, лафетные стволы, водородсодержащий кольца орошения газ Компрессорная Насосная В-1а водородсодержащий Пожарные краны и рукава, газ ОПУ-5, ОПУ-10 бензин Пожарные гидранты, фракция НК-160 ОПУ-5, ОПУ-10 В-1г о Печи – С бензин Паротушение, паровые фракция НК-160 завесы о С, углеводородный газ, водородсодержащи й газ С целью своевременного оповещения о возникновении ЧС (пожара) на ОАО «ФНПЗ» согласно СНиП 2.04.09-84 и ГОСТ 12.002-89 в производственных помещениях предусмотрена сигнализация, телефонная связь. Также в цеху установлены тепловые извещатели, которые срабатывают на повышение температуры окружающей среды. Общественный пожарный надзор на ОАО «ФНПЗ» возложен на добровольную пожарную дружину (ДПД) состоящую из числа рабочих. Они занимаются разработкой плана эвакуации при пожаре, разработкой инструкции регламентирующего действия административно-технического и обслуживающего персонала на случай пожара. Разряды атмосферного электричества способны вызвать взрывы, пожары и разрушение зданий, сооружений. Одним из основных мероприятий защиты от воздействия молний является установка молниеотводов. Согласно СНиП 2.01.03-96 молниеотводы состоят из молниеприёмников, теплоотводов и заземлителей. Ежегодно перед началом сезона проверяют и устраняют имеющиеся неисправности. ОАО «ФНПЗ» соответствует III категории по молниезащите. 5.ГРАЖДАНСКАЯ ЗАЩИТА Республика Узбекистан расположена в Центрально-азиатском регионе с территорией 447,4 км2, населением около 30 млн. человек. Столица Республики Узбекистан город Ташкент. На основании указа Президента Республики Узбекистан от 4 марта 1996 года № УП-1378 «Об образовании министерства по чрезвычайным ситуациям» создано Министерство по чрезвычайным ситуациям (МЧС). Основной целью министерства является защита населения и территорий нашей страны в чрезвычайных ситуациях природного и техногенного характера, предупреждение и при возникновении ликвидация их последствий, разработка мероприятий по защите населения и территорий и на этой основе координация совместных действий соответствующих государственных систем, доведение до населения широких понятий о чрезвычайных ситуациях, обучение их правильным действиям при чрезвычайных ситуациях и широкая пропаганда сведений такого характера. Министерство имеет ряд структурных и территориальных подразделений, в которые входят Управления по чрезвычайным ситуациям Республики Каракалпакстан, областей республики и города Ташкента. А в институте гражданской защиты министерства проходят переподготовку, повышают свои знания и квалификацию в области гражданской защиты, не только сотрудники этой профессии, но и все специалисты, работающие ответственными работниками на республиканском уровне. В Министерстве действуют Республиканский многопрофильный центр быстрого реагирования, специальный отряд быстрого реагирования, поисковоспасательные отряды «Резак» и «Камчик», которые могут оказывать любую помощь нашим гражданам в любых ситуациях. ФНПЗ (Ферганский Нефтеперерабатывающий Завод) Адрес: 712006 Республика Узбекистан, г. Фергана, ул. Саноат, 240 55-37 Факс: (+99873) 222-16-49 производителем оборудования оборудования химических Телефон: (+99873) 222- E-mail: refinery@fnpz.uz для нефтегазодобычи производств, оборудования и является переработки, экологической очистки, центробежных машин. Производственные возможности: литейное и кузнечное производства, механообрабатывающие цеха, котельно-сборочные цеха. Для ликвидации последствий ЧС природного и техногенного характера, а также для проведения спасательных и других неотложных работ на ОАО «Ферганский Нефтеперерабатывающий Завод» созданы следующие формирования ГЗ из числа рабочих и служащих. Организация гражданской защиты на ОАО ФНПЗ Все формирования оснащены необходимой техникой, материальнотехническими средствами согласно норм с учетом особенностей объекта. Для каждого формирования разработаны «План проведения в готовность» по которым проводятся тренировки личного состава, а также все формирования участвуют на объектовых тактико-специальных учениях и учебных мероприятиях проводимых штабом ГЗ и службами города. Наличие аппаратов, работающих при высоком давлении и температуре (давление до 3 МПа; температура до 530 С ) и содержащих большое количество нефтепродуктов в газообразном состоянии, создает опасность загазованности территории, что может привести к объемному взрыву или отравлениям. на предприятие "ФНПЗ" ситуации (ЧС): 1. Техногенного характера: возможны следующие чрезвычайные Основными причинами, которые могут повлечь за собой создание аварийной обстановки и угрозу обслуживающему персоналу, являются: неправильная эксплуатация оборудования; нарушение герметичности оборудования; нарушение технологического режима. Для предотвращения чрезвычайной ситуации, для обеспечения безопасной работы обслуживающего персонала необходимо на стадии проектирования и строительства предусмотрены мероприятия, которые способствуют устойчивой работе объекта, уменьшали влияние негативных факторов на рабочих и служащих и обеспечивали бы комфортные условия труда. 2. ЧС природного характера. Возможны землетрясения, бури, ураганы, наводнения, вспышки опасных инфекционных заболеваний. На АООТ " ФНПЗ " имеются следующие сильнодействующие ядовитые вещества (СДЯВ): К ним относятся: водородсодержащий и углеводородный газ, пары бензина, которые с кислородом воздуха образуют смеси, взрывающиеся при наличии источника воспламенения и др. Оповещение и ликвидация последствий аварий и катастроф природного и техногенного характера осуществляется согласно плана ГЗ и плана основных мероприятий ОАО " ФНПЗ " Оповещение осуществляется с помощью специальной аппаратуры, комплекса технических средств связи и сигнализации. Оповещение включает: передачу информации об опасности работникам, находящимся на рабочих местах; передачу им распоряжений и инструкций; принятие сообщений от работников на диспетчерском пункте; осуществление двухсторонней громкоговорящей связи диспетчера с работниками. Основной вид оповещения — аварийная громкоговорящая связь. Вспомогательную роль привлечения внимания работающих к передаче важного сообщения выполняет звуковая, световая сигнализация. Для аварийного оповещения на ОАО «ФНПЗ» выпускаются комплекты искробезопасной аппаратуры (ИГАС- 3, ГИС-1), состоящие из пульта диспетчера (управления связью), абонентских устройств, громкоговорителей, дополнительных переговорных устройств и др. B качестве линий связи между диспетчерским и абонентскими устройствами аварийного оповещения используются специальные кабели или свободные жилы шахтных магистральных и распределительных телефонных кабелей. Рабочие и служащие ОАО «ФНПЗ» обеспечены СИЗ, спецодеждой и спецобувью. Применяется защитный общевойсковой костюм Л-1 или Л-2 в комплекте с промышленным противогазом с патронами А, В. Маслобензостойкие перчатки, спецодежда, спецобувь, средства защиты, респиратор "Лепесток" или ватно-марлевая повязка. При возникновении ЧС на предприятии ОАО «ФНПЗ» приступают к ликвидации последствий аварий и катастроф природного и техногенного характера. Производят аварийное отключение системы обеспечения предприятия, оказывают медицинскую помощь пострадавшим, производят эвакуацию рабочих и служащих. Транспортирование газообразного аммиака осуществляется газопроводам через газораспределительные станции и пункты. по 5. ЭКОЛОГИЯ Охрана природы - эта система государственных мер, обеспечивающая рациональное использование, сохранение и воспроизводство природных ресурсов, ее богатств. Природные ресурсы - это часть всей совокупности природных условий существования человечества, важнейшие компоненты окружающей его естественной среды, используемые в процессе общественного производства для удовлетворения материальных и культурных потребностей общества. Главные ресурсы природы, природные объекты: ·солнечная энергия, внутреннее тепло; ·водные ресурсы; ·земельные, минеральные ресурсы; ·растительные ресурсы животного мира. Одним из важнейших средств сохранения и разумного использования природных богатств является природоохранительное законодательство, под которым понимаются нормы права, регулирующие природоохранительные отношения. Правовые отношения по охране природных объектов регулируются Законами Республики Узбекистан. К ним относятся: «Конституция Республики Узбекистан», Законы Республики Узбекистан: «О воде и водопользовании», «ОБ особо охраняемых территориях», «О недрах», «О собственности в Республике Узбекистан, «Земельный Кодекс Республики Узбекистан», Законы о «Лесе»», «Об экологической экспертизе », «О защите сельскохозяйственных растений от вредителей, болезней и сорняков», «Об охране и использовании растительного мира», «Об охране атмосферного воздуха» и другие. Охрана природы - важнейшая обязанность граждан. В статье 50 Конституции Республики Узбекистан записано: «Граждане обязаны бережно относиться к окружающей природной среде», а статья 49 гласит о том, что: «Граждане обязаны оберегать историческое, духовное и культурное наследие народа Узбекистана».Памятники культуры охраняются законом. Закон Республики Узбекистан «О воде и водопользовании» был принят законодательным органом 6 мая 1993 года. Задачами данного закона являются регулирование водных отношений, рациональное использование вод для нужд населения и народного хозяйства, охрана вод от загрязнения, засорения и истощения, предупреждение и ликвидация вредного воздействия вод, улучшение состояния водных объектов, а также охрана предприятий, учреждений, организаций, дехканских хозяйств и граждан в области водных отношений. мая 1993 года был принят Закон Республики Узбекистан «Об особо охраняемых природных территориях». Задачами данного Закона является сохранение уникальных природных комплексов, памятников природы, генетического фонда растений и животных, изучение естественных процессов и мониторинг природной среды, экологическое воспитание населения, ограничение хозяйственного использования территорий, имеющих природоохранительное значение. Закон «О недрах» Республики Узбекистан был принят 23 сентября 1994 года. Задачами этого Закона являются регулирование отношений, возникающих при владении, пользовании и распоряжении недрами (горные отношения), в целях обеспечения рационального, комплексного использования недр для удовлетворения потребностей в минеральном сырье, подземных водах и других нужд, охраны недр, окружающей природной среды и безопасности введения работ пользования недрами, защиты интересов государства и граждан. Декабря 1996 года был принят Закон Республики «Об охране атмосферного воздуха». Основными задачами данного закона являются: ·сохранение естественного состава атмосферного воздуха; ·предотвращение и снижение вредного химического, физического, биологического и иного воздействия на атмосферный воздух: ·правовое регулирование деятельности государственных органов, предприятий, учреждений, организаций, общественных объединений и граждан в области охраны атмосферного воздуха. Основными задачами законодательства об охране и использовании растительного мира Республики Узбекистан являются: ·сохранение в естественных условиях видового состояния флоры и ее генетического фонда; ·сохранение целостности природных и растительных сообществ среды произрастания дикорастущих растений; ·обеспечение рационального использования и воспроизводства растительного мира; ·правовое регулирование деятельности юридических и физических лиц в области охраны и использования растительного мира. 30 апреля 1998 года был принят Земельный Кодекс Республики Узбекистан. Основными задачами земельного законодательства являются: ·регулирование земельных отношений в целях обеспечения в интересах настоящего и будущих поколений научно обоснованного, рационального использования и охраны земель; ·воспроизводства и повышения плодородия почв; ·сохранения и улучшения природной среды; ·создания условий для равноправного развития всех форм хозяйствования; ·охраны прав юридических и физических лиц на земельные участки, а также укрепление законности в этой сфере. 28 августа 1998 года был принят Закон о государственном земельном кадастре. Целью настоящего Закона является установление правовых основ ведения государственного земельного кадастра, использования кадастровых данных для развития экономики, обеспечения гарантий прав на земельные участки, рационального использования, восстановления и охраны земель. апреля 1999 года был принят Закон о лесе Республики Узбекистан. Основными задачами лесного законодательства являются: ·регулирование лесных отношений в целях обеспечения охраны, защиты, рационального использования, воспроизводства и повышения продуктивности лесов; ·охрана прав юридических и физических лиц. 25 мая 2000 года был принят Закон об экологической экспертизе Республики Узбекистан. Под экологической экспертизой понимается установление соответствия намечаемой или осуществляемой хозяйственной и иной деятельности экологическим требованиям и определение допустимости реализации объекта экологической экспертизы. Экологическая экспертиза проводится в целях определения: ·соответствия экологическим требованиям прогнозируемой хозяйственной и иной деятельности на стадиях, предшествующих принятию решения о ее реализации; ·уровня экологической опасности намечаемой или осуществляемой хозяйственной и иной деятельности, которая может оказать либо оказывает отрицательное воздействие на состояние окружающей природной среды и здоровье граждан; ·достаточности и обоснованности предусматриваемых мер по охране окружающей природной среды и рациональному использованию природных ресурсов. 31 августа 2000 года был принят Закон о защите сельскохозяйственных растения от вредителей, болезней и сорняков Республики Узбекистан. Целью настоящего Закона является регулирование отношений, связанных с обеспечением защиты сельскохозяйственных растений от вредителей, болезней и сорняков, предотвращением вредного воздействия средств защиты растений на здоровье человека, окружающую природную среду. Для защиты воздушного бассейна от негативного антропогенного воздействия в виде загрязнения его вредными веществами используют следующие меры: • экологизацию технологических процессов; • очистку газовых выбросов от вредных примесей; • рассеивание газовых выбросов в атмосфере; • устройство санитарно-защитных зон, архитектурно-планировочные решения и др. Неудивительно, что в настоящее время пристальное внимание уделяется проблеме удаления первопричин возникновения таких нежелательных явлений, как выбросы в атмосферу. В данной работе тематика проблемы сознательно ограничена рамками промышленных газовых выбросов, так как именно промышленность является источником опасных и крайне опасных примесей и составляющих явлений типа «смога». В газообразных промышленных выбросах вредные примеси можно разделить на две группы: а) взвешенные частицы (аэрозоли) твердых веществ - пыль, дым; жидкостей - туман б) газообразные и парообразные вещества. К аэрозолям относятся взвешенные твердые частицы неорганического и органического происхождения, а также взвешенные частицы жидкости (тумана). Пыль - это дисперсная малоустойчивая система, содержащая больше крупных частиц, чем дымы и туманы. Счетная концентрация (число частиц в 1 см3) мала по сравнению с дымами и туманами. Неорганическая пыль в промышленных газовых выбросах образуется при горных разработках, переработке руд, металлов, минеральных солей и удобрений, строительных материалов, карбидов и других неорганических веществ. Промышленная пыль органического происхождения - это, например, угольная, древесная, торфяная, сланцевая, сажа и др. К дымам относятся аэродисперсные системы с малой скоростью осаждения под действием силы тяжести. Дымы образуются при сжигании топлива и его деструктивной переработке, а также в результате химических реакций, например при взаимодействии аммиака и хлороводорода, при окислении паров металлов в электрической дуге и т.д. Размеры частиц в дымах много меньше, чем в пыли и туманах, и составляют от 5 мкм до субмикронных размеров, т.е. менее 0,1 мкм. Туманы состоят из капелек жидкости, образующихся при конденсации паров или распылении жидкости. В промышленных выхлопах туманы образуются главным образом из кислоты: серной, фосфорной и др. Вторая группа - газообразные и парообразные вещества, содержащиеся в промышленных газовых выхлопах, гораздо более многочисленна. К ней относятся кислоты, галогены и галогенопроизводные, газообразные оксиды, альдегиды, кетоны, спирты, углеводороды, амины, нитросоединения, пары металлов, пиридины, меркаптаны и многие другие компоненты газообразных промышленных отходов. В настоящее время, когда безотходная технология находится в периоде становления и полностью безотходных предприятий еще нет, основной задачей газоочистки служит доведение содержания токсичных примесей в газовых примесях до предельно допустимых концентраций (ПДК), установленных санитарными нормами. При невозможности достигнуть ПДК очисткой иногда применяют многократное разбавление токсичных веществ или выброс газов через высокие дымовые трубы для рассеивания примесей в верхних слоях атмосферы. Метод достижения ПДК с помощью «высоких труб» служит лишь паллиативом, так как не предохраняет атмосферу, а лишь переносит загрязнения из одного района в другие. В соответствии с характером вредных примесей различают методы очистки газов от аэрозолей и от газообразных и парообразных примесей. Все способы очистки газов определяются в первую очередь физико-химическими свойствами примесей, химическим составом их и агрегатным др. состоянием, Разнообразие дисперсностью, вредных примесей в промышленных газовых выбросах приводит к большому разнообразию методов очистки, применяемых реакторов и химических реагентов. Очистка газов от аэрозолей. Методы очистки по их основному принципу можно разделить на механическую очистку, электростатическую очистку и очистку с помощью звуковой и ультразвуковой коагуляции. Механическая очистка газов включает сухие и мокрые методы. К сухим методам относятся: - гравитационное осаждение; - инерционное и центробежное пылеулавливание; - фильтрация. Очистка сточных вод — это разрушение или удаление из них загрязняющих веществ, обеззараживание и удаление патогенных организмов. Существует большое многообразие методов очистки, которые можно разделить на следующие основные группы по основным используемым принципам: физические. Основаны на гравиметрических и фильтрационных методах разделения. Позволяют отделить нерастворимые твердые примеси. По стоимости механические методы очистки относятся к одним из самых дешёвых методов. химические. Основаны на реакциях компонентов сточных вод с реагентами. Чаще всего, химические методы, используют для нормализации pH сточных вод или осаждения нерастворимых солей и гидроксидов тяжелых металлов, образующихся в результате реакции. При использовании, в качестве реагентов перекисных или содержащих активный хлор соединений (например, озон и гипохлорит) достигают обеззараживания и осветления сточных вод, за счет окисления органических примесей. В процессе химической очистки может накапливаться достаточно большое количество осадка, если же образования осадка не происходит, то повышается солесодержание сточных вод. физико-химические. Основаны на совмещении физических и химических методов в процессе очистки сточных вод. Можно выделить коагуляцию, сорбцию, экстракцию, электролиз, ионный обмен, обратный осмос. Это, сравнительно, низкопроизводительные методы, отличающиеся высокой стоимостью очистки сточных вод. Позволяют очистить сточные воды от растворимых и жидких нерастворимых соединений. биологические. В основе этих методов лежит использование микроорганизмов, разлагающих органические соединения в сточных водах. Применяются биофильтры с тонкой бактериальной плёнкой, биологические пруды с населяющими их микроорганизмами, аэротенки с активным илом из бактерий и микроорганизмов. Часто применяются комбинированные методы, использующие на нескольких этапах различные методы очистки. Применение того или иного метода зависит от концентрации и вредности примесей. Качественная очистка сточных вод, не реализуема без последовательной обработки сточных вод несколькими методами. В зависимости от того, извлекаются ли компоненты загрязняющих веществ из сточных вод, все методы очистки можно разделить на регенеративные и деструктивные. В соответствии с темой выпускной работы для предприятия «Фаргонанефт» в целях экологической безопасности на установке обеспечить проведение ряда мероприятий. Все жидкие нефтепродукты предназначенные для сброса через систему канализации должны скапливаться в одной заглубленной емкости, после чего направляться на биологическую систему очистки. по сточным водам, их количество, способы ликвидации, а также допустимые нормы содержания загрязнений в них, в соответствии с ГОСТ 17.1.3. 05-82 «Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами». Выбросы в атмосферу при производстве высокооктановых компонентов бензина на установке каталитического риформинга, согласно ГОСТ 12.2.3.02-78 «Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями». В данном разделе дипломного проекта рассмотрены негативные факторы, которые могут возникнуть при работе установки каталитического риформинга. Максимальная концентрация вещества при его рассеивании С, мг/м3, определяется по формуле: С А М F n m , H 2 3 V T где; А-показатель стратификации атмосферы, принимаем А= 200; М(Е)-выброс вредного вещества, г/с; F-коэффициент, учитывающий скорость осаждения вредных веществ, принимается для газов F=1, для твердых частиц F=3; n, m, ή-коэффициенты, принимаемые n = m = ή=1 Н высота трубы, м; Т разность температур газа и окружающей среды, Т t ух tокр .c 100 230 C . Для углеводоров: С углев 200 0,1 1 1 1 0,78 мг / м 3 2 3 150 218,13 77 Для сульфида водорода: СH S 2 200 0,05 1 1 0,39 мг / м 3 2 3 150 218,13 77 Для газовых смесь: Ссмесь 200 1,96 1 1 1 15,3 мг / м 3 2 3 150 218,13 77 Расчет ПДВ. Предельно-допустимый выброс определяем по формуле ПДВ ( ПДК Сф ) Н 2 3 V T A F n m ,г /с где Сф-фоновая концентрация вещества, принимаем Сф=0 ПДК-предельно-допустимая концентрация вредного вещества, мг/м3; Для углеводородов: (3 0) 150 2 3 218,13 7 ПДВуглевод 0,38г / с ; 200 1 1 1 Для сульфида водорода: ПДВH S 2 (10 0) 150 2 3 218,13 77 1,28г / с; 200 1 Для газовых смесей: ПДВсмесь (20 0) 150 2 3 218,13 77 2,56 г / с; 200 1 Расчет степени очистки Необходимая степень очистки от вредных веществ определяется по формуле: оч Е ПДВ ,% Е Выбросы углеводородов, сульфида водорода и смесь газов меньше ПДВ, следовательно, очистка от этих вредных веществ не нужна. Таблица 1 Газопылевые выбросы производства в атмосферу и их очистка Источники Состав Количество Количество выброса газов или газопылевы выделяемых газопылевых выбросов пыли в атмосфере х выбросов выбросов м /час м /час 3 ПДВ 3 Газообр пылевых Методы Рекупера очистки, ция Поступаю Подавае очистны газопыле щих в мых на е вых атмосферу очистку установк выбросо и в азных без очистки 1 2 3 4 Неорганизованны Углеводор 0,1 - е выбросы оды 0,05 Дымовые газы от H2S 5 6 - 7 8 0,1 0,38 рассеива 0,05 1,26 ются 9 80 % в атмосфе печей 1,96 1,96 ру, 2,56 Смесь рассеива газов ются через общую дымову ю трубу Таблица 2 Потребление воды производством Источники Норма водопотребления Экономия чистой водоснабжения м /час воды 3 Проектная 1 Городской Фактическая 4 2 3 10 8,5 5 8,0 94% водопровод Таблица 3 Сточные воды и их очистка Виды сточных вод Объём сточной воды Состав Очистные Путы использо- м /час загрязнения, аппараты вания очищенной г/л и воды 3 сооружен ия Проектная фактическая Лист ТКТИ-ФТПП-ИАБ-41-09 АБ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 1 2 Стоки от охлаждения 20 3 18 4 5 6 нефтепродукт Песколовка в промливневую - -жироловка канализацию 25 мг/л Фильтрован насосов ие в промливневую соль - 100 Биохимичес канализацию мг/л кие методы Стоки от промывки аммонийная системы аммиачной водой аммиак - 100 мг/л Дождевые стоки Н2S - 350 мг/л Сброс от котла- в промливневую канализацию в промливневую утилизатора канализацию Соблюдение рекомендуемых мероприятий увеличит устойчивость объекта, обеспечит сохранность жизни и здоровья людей, уменьшит степень риска разрушения объекта и улучшит состояние окружающей среды. Лист ТКТИ-ФТПП-ИАБ-41-09 АБ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 83 6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Автоматизация производства должна не только обеспечивать его техническое совершенствование, но и быть экономически эффективной. Это предполагает окупаемость затрат на автоматизацию производства экономией от ее проведения. В данной части дипломного проекта определяется экономический эффект и срок окупаемости разработанной системы автоматизации. В настоящем разделе приводится экономическое обоснование внедрения предлагаемой АСУ блока подготовки сырья установки каталитического риформинга. Внедрение новых средств автоматизации и контроля в промышленности оправдано, если оно сопровождается дополнительным экономическим эффектом, а именно прибылью, снижением затрат на производство продукции, ростом производительности труда. 6.1 Расчет общей стоимости капитальных вложений Рассчитаем стоимость средств автоматизации, таблица (5.1). Таблица 5.1 – Стоимость средств автоматизации Кол-во Цена (шт.) США) (доллар США) 1 1667 1667 1 10233 10233 3WinCC. Системное ПО. 1 2333 2333 4 Субмодуль синхронизации 8 67 533 2 190 380 2 100 200 900 9000 Наименование оборудования 1 Разработка АРМ-оператора с ПО 2Контроллер SIMATIC S7-400Н 5 Активный шинный модуль ЕТ200М 6 Комплект для подключения ЕТ 200М к сети PROFIBUS-DP 7Модуль В/В аналоговых 10 (доллар Стоимость Лист ТКТИ-ФТПП-ИАБ-41-09 АБ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 84 сигналов SM331 8Модуль В/В дискретных 2 467 933 1 327 327 Кол-во Цена (шт.) США) (доллар США) 7 933 6533 1 1733 1733 1 263 263 13 Кабеля 200 200 14 Расходные материалы 203 203 сигналов SM321 9 Модуль В/В дискретных сигналов SM322 Продолжение таблицы 5.1 Наименование оборудования 10 Модуль В/В аналоговых сигналов SM332 (доллар Стоимость 11 Шкаф управления со всем вспомогательным оборудованием 12 Комплект деталей для монтажа Итого: 8932 Определим общую стоимость капитальных вложений ΔК. К стоимости оборудования добавляются дополнительные расходы: транспортные расходы 7%; расходы на демонтаж старого оборудования 8%; расходы на монтаж нового оборудования 20%. расходы на обучение (переобучение) персонала Sоб– 2000 дол. США. Определим расходы на демонтаж Sд: Sд = 36340 ∙ 0,08 = 29072 дол. США. Определим расходы на монтаж Sм: Sм = 36340 ∙ 0,2 = 7268 дол. США. Определимтранспортные расходы Sт: Лист ТКТИ-ФТПП-ИАБ-41-09 АБ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 85 Sт = 36340 ∙ 0,07 = 2543 дол. США. Общую стоимость капитальных вложенийопределим по формуле: ΔК = Sк + Sд + Sм + Sт,+Sоб,(5.1) ΔК = 36340 + 29072+7268 + 2543 + 2000 = 77223 дол. США. 6.2 Расчет амортизационных отчислений Амортизация – это планомерный процесс погашения стоимости основных фондов путем перенесения ее на себестоимость готовой продукции. Расчет осуществляется с помощью норм амортизации. Норма амортизации рассчитывается в процентах и показывает, какая часть от стоимости основных фондов должна погашаться ежегодно. ,(5.2) гдеНа – норма амортизации; Пс – первоначальная стоимость основных фондов, Д – затраты на демонтаж, Ло – ликвидационный остаток (стоимость лома годных запчастей), Тсл – срок службы в годах, Таблица 5.2 – Показатели для определения нормы амортизации Наименование показателей Значение 1 Первоначальная стоимость основных фондов (контроллер Modumat 8000, промышленный компьютер и др.), дол. 6750 США. 2 Расходы на демонтаж, дол. США. 2907 3 Стоимость годных запчастей, дол. США. 4 Срок службы, лет 334 10 Лист ТКТИ-ФТПП-ИАБ-41-09 АБ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 86 Произведём расчёт стоимости амортизации оборудования после модернизации и внесём данные в таблицу 5.3. Таблица 5.3 – Стоимость амортизации оборудования после модернизации Наименование Расчет амортизации Сметная приборов и стоимость, оборудования Приборы и оборудование КИПиА Норма Годовая дол. США. амортизации, % дол. США. 36340 14,25 сумма, 5178 6.3 Расчет эксплуатационных затрат Произведём расчёт эксплуатационных затрат после модернизации Зэкспли внесем данные в таблицу 5.4. Таблица 5.4 – Смета эксплуатационных затрат после модернизации Сумма, Статьи затрат дол. США. Метод расчета Годовая амортизация 5178 Таблица 5.3 Запасные части 2071 40% от суммы амортизации Износ и ремонт МПБ 727 2% от сметной стоимости приборов Расходы на текущий ремонт 1090 Итого затрат 9067 3% от сметной стоимости приборов 6.4 Расчёт технико-экономических показателей На установке каталитического риформинга в течение года производится в среднем 69687 т бензина каталитического риформирования за вычетом 45 дней простоя установки в период регенерации катализатора. Средняя стоимость 1 т готовой продукции равна 21450 дол. США.с НДС. Лист ТКТИ-ФТПП-ИАБ-41-09 АБ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 87 Таблица 5.5 – Показатели для определения себестоимости 1 т бензина Наименование показателей Значение 1. Стоимость сырья, дол. США. 168 2. Энергоресурсы и вспомогательные материалы, дол. США. 102 3. Амортизация, дол. США 42 4. Заработная плата производственного персонала, дол. США 15 5. Отчисления на социальное страхование дол. США 5,4 6 Прочие затраты, дол. США 61 7Итого себестоимость, дол. США 394 Прибыльс каждой тонны бензина рассчитывается по формуле: Пртб= Стб – НДС18% – Сбтб, (5.3) где Пртб– прибыль с каждой тонны бензина, дол. США; Стб – средняя стоимость 1 т готовой продукции, дол. США; НДС18% = 21450/1,18*18% = 109 дол. США; Сбтб – себестоимость 1 т бензина, дол. США. Пртб = 21450–3272–11815 = 212 дол. США. Выход целевого продукта в год составляет Q1 = 69687 т. Внедрение на установке интегрированной АСУТП предположительно может привести к 0,5 процентному увеличению выхода продукции за счет использования интеллектуального анализа данных при подборе технологического режима. В результате выход целевого продукта в год составит Q2 = 70035,435 т. Дополнительная прибыль от увеличения производства рассчитываются по формуле: Пдоп. = ΔQ Пртб , (5.4) где ΔQ = Q2– Q1 – величина увеличения выхода целевого продукта. Лист ТКТИ-ФТПП-ИАБ-41-09 АБ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 88 Пдоп. = (70035,435 – 2323) · 212= 73904 дол. США. Срок окупаемости определяется по формуле: Ток = ΔК/Пдоп., (5.5) Ток = 77223/73904 = 8 месяцев. Коэффициент экономической эффективностиЭэфф будет равен: Ээфф = 1 / Ток. (5.6) Ээфф = 1 / 0,7 = 1,4. Таблица 5.6 – Результаты расчета технико-экономических показателей проекта До Наименование показателей внедрени внедрения +/- % - 51 +51 - 69687 70035,44 +348,44 100,5 74 +74 - - 8 - - - 1,4 - - я Капитальные вложения, тыс. дол. США. Выход целевого продукта в год, т Дополнительная прибыль После Отклонения от увеличения производства, тыс. дол. США. Срок окупаемости, мес. Коэффициент экономической эффективности Расчет экономической эффективности показал, что если в результате внедрения интегрированной АСУ блоком подготовки сырьяудастся достичь увеличения выхода целевого продукта на 0,5%, то капиталовложения установки каталитического риформинга окупятся приблизительно за восемь месяцев(что соответствует нормативным срокам окупаемости при совершенствовании систем управления), а дополнительная прибыль от увеличения производства достигнет 2217,12 тыс. руб., при условии Лист ТКТИ-ФТПП-ИАБ-41-09 АБ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 89 сохранения на рынке устойчивого спроса на продукциюпроизводства каталитического риформинга. Из этого следует что, модернизация АСУблоком подготовки сырья на установке каталитического риформинга ОАО «Фергана нефт заводи» подтвердила свою целесообразность. Необходимо отметить и ряд косвенных эффектов: повышение надёжности системы управления за счёт применения современных средств автоматизации; увеличение комфортности труда за счет удобства использованиявизуализированной системы управления. Лист ТКТИ-ФТПП-ИАБ-41-09 АБ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 90 Заключение Разработанная АСУ ТП блока подготовки сырья установки каталитического риформинга позволяет обеспечивать оптимальное ведение технологического процесса и безаварийную эксплуатацию оборудования. АСУ ТП представляет собой комплекс программно-технических средств, реализующих следующие функции: выдача оперативной информации о ходе технологического процесса на станциях отображения информации (АРМ оператора); регулирование технологических параметров; сбор и архивирование оперативной информации о работе установки; контроль аварийных отклонений технологических параметров; автоматическая защита и блокировка оборудования. Применение технологий SCАDA (Supervisory Control And Data Acquisition – диспетчерское управление и сбор данных) позволяет достичь высокого уровня автоматизации в решении задач разработки систем управления, сбора, обработки, передачи, хранения и отображения интерфейса (HMI/MMI), информации. Дружественность предоставляемого человеко-машинного SCADA-системами, полнота и наглядность представляемой на экране информации, доступность «рычагов» управления и т. д. – повышает эффективность взаимодействия диспетчера с системой и сводит к нулю его критические ошибки при управлении. Использование на нижнем уровне программируемых контроллеров с резервированной структурой S7-400H позволило построить систему управления, в которой возникновение отказов не влечет за собой появление опасности для жизни обслуживающего персонала и не приводит к остановке технологического процесса. Тем самым была обеспечена высокая надежность функционирования АСУ ТП. Лист ТКТИ-ФТПП-ИАБ-41-09 АБ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 91 CПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Технологический регламент установки каталитического риформинга ОАО «Фергананефть». 2. Маслянский Г.Н., Шапиро Р.Н. Каталитический риформинг бензинов. Л.: Химия, 1985. - 222 с. 3. Промышленные установки каталитического риформинга/ Под ред. Ластовкина Г.А. - Л.: Химия, 1984. - 234 с. 4. WinCC. Руководство по конфигурированию. V. 5.0 - Учебный центр департамента «Техника автоматизации и приводы» фирмы SIEMENS, 1999. - 98с. 5. В.В. Шувалов, Г.А. Огаджанов, В.А. Голубятников. Автоматизация производственных процессов в химической промышленности. - М.: Химия, 1991. - 121с. 6. Мартынова А.П. Безопасность жизнедеятельности. Раздел 1. Гигиена труда. Учебно-практическое пособие - М., МГУТУ, 2004. - 54с. 7. ПБ-09-170-97. Общие взрывопожароопасных нефтеперерабатывающих правила взрывобезопасности химических, производств. нефтехимических Правила для и устройства электрооборудования. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 181с. 8. ГОСТ 12.1.038-82 «ССБТ. Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов» 9. Бережной С.А., Романов В.В., Седов Ю.И. Безопасность жизнедеятельности: Учебное пособие. - Тверь: ТГТУ, 1996. - 217c. 10. Бережной С.А., Романов В.В., Седов Ю.И. Сборник типовых расчетов и заданий по экологии: Учебное пособие. - Тверь: ТГТУ, 1995. - 125c. 11. ГОСТ 12.1.038-82 «ССБТ. Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов» Лист ТКТИ-ФТПП-ИАБ-41-09 АБ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 92 12. Правила устройства электрооборудования. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 93c. 13. Н.Юсуфбеков, Б.Муҳамедов, Ш.Ғуломов. Технологик жараёнларни бошқариш системалари.- Тошкент: Ўқитувчи,1997.-704 б. 14. Полоцкий Л.М., Лапшенков Г.И. Автоматизация химических производств. - М.: Химия, 1982.- 295 с. 15. Учеб пособие для вузов по спец. «Автоматизация технологических процессов и производств» / Под ред. Л.Н. Плужникова. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Легпромбытиздат, 1984.- 366с. 16. Мамиконов А.Г. Проектирование АСУ.- М.: Высшая школа, 1987.- 303 с. 17. Стефани Е.П. Основы построения АСУ ТП.- М.: Энергоиздат, 1982.352с. Лист ТКТИ-ФТПП-ИАБ-41-09 АБ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 93