6

1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

Введение

В данном дипломном проекте рассматривается работа секции 100

(блока подготовки сырья) установки Л-35-11/1000. Блок подготовки сырья

предназначен для очистки методом гидрогенизации сырья секции 100 от

веществ, являющихся ядами катализаторов риформинга и изомеризации. В

блоке подготовки сырья также осуществляется разгонка гидрогенизата на

фракции НК - 80°С (сырье изомеризации) и фракцию 80 - 180°С (сырье ри-

форминга).

1.1 Физико-химические основы процесса

Процесс гидроочистки основывается на реакции гидрогенизации, в

результате которой органические соединения серы, кислорода и азота пре-

вращаются в углеводороды, сероводород, воду и аммиак. Указанные орга-

нические соединения являются ядами катализатора риформинга, поэтому

реакции их разрушения являются целевыми реакциями гидроочистки [2].

В процессе гидроочистки одновременно с этими реакциями протека-

ют многочисленные реакции с участием углеводородов (изомеризации,

гидрирования непредельных, реакции частичного дегидрирования нафте-

нов, дегидроциклизации парафиновых углеводородов и другие). Непре-

дельные углеводороды гидрируются, превращаясь в соответствующие па-

рафиновые углеводороды, например:

CH3-CH2-CH=CH-CH2-CH3 + H2 C6H14

гексен-3 н-гексан

Содержание непредельных углеводородов в сырье установок катали-

тического риформинга (до гидроочистки) не должно превышать 2 % мас.,

т.к. непредельные углеводороды при высоких температурах быстрее угле-

водородов других классов образуют кокс, который откладывается в змееви-

8

1.2 Химизм и механизм процесса

1.2.1 Реакции сернистых соединений

Сернистые соединения в прямогонных бензинах представлены мер-

каптанами, сульфидами, ди- и полисульфидами, тиофенами. Кроме того, в

бензинах возможно наличие элементарной серы, образующейся при терми-

ческом разложении сернистых соединений в процессе перегонки и в ре-

зультате окисления сероводорода при контакте с воздухом.

В зависимости от строения сернистые соединения превращаются при

гидроочистке в парафиновые или ароматические углеводороды с выделени-

ем сероводорода:

Меркаптаны: R - SH + H2 RH + H2S

Сульфиды:

R - S -R1 + 2H2 RH + R1H + H2S

Дисульфиды:

R - S - S - R1+3H2 RH + R1H + 2H2S

Тиофен:

НС - СН || || НС СН \ / S

C4H10 + H2S

Из всех сернистых соединений легче всего гидрируются алифатиче-

ские (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 пирро-

лами, 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

10

R-OH + H2 R-H + H2O R-O-R1 + 2H2

RH + R1H + H2O

CH // \ НС С-OH + H2 | || НС СН \\ / CH

CH // \ HC CH + H2O | || HC CH \\ / CH

Наиболее стойкие из этих соединений фенолы [2].

1.3 Основные факторы процесса

Глубина очистки бензиновой фракции от серы и других примесей за-

висит от температуры процесса, парциального давления водорода, объём-

ной скорости подачи сырья и кратности циркуляции. Стабильность работы

катализатора зависит от температуры, давления и соотношения расхода во-

дородсодержащего газа к расходу сырья [3].

1.3.1 Температура

С увеличением температуры глубина и скорость реакций гидрообес-

серивания, гидрирования непредельных, дегидрогенизации нафтенов уве-

личивается. Однако, при температурах выше 420 ˚С интенсивность реакции

гидрообессеривания и особенно гидрирования непредельных углеводоро-

дов снижается. Это связано с возрастанием интенсивности реакции дест-

руктивной гидрогенизации (гидрокрекинга).

При гидрокрекинге снижается выход жидких продуктов, увеличива-

ется 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 низ-

ких температурах, чем лёгкое. При гидроочистке бензиновых фракций оп-

12

Чем выше активность катализатора, тем с более высокой объёмной

скоростью можно проводить процесс и глубже обессеривать сырьё.

Для определения активности катализатора сравнивают его обессери-

вающую способность с обессеривающей способностью эталонного образца.

Испытания ведут на пилотной установке по специальной методике.

Индекс активности рассчитывают по формуле: Ua=S0-Sk / S0-Sэ,

где Sо - содержание серы в сырье; Sэ – содержание серы в гидрогени-

зате, очищенном на эталонном катализаторе; Sк – содержание серы в гидро-

генизате, очищенном на испытуемом катализаторе.

Свежий катализатор имеет максимальную активность. Для повыше-

ния активности катализатора гидроочистки после регенерации, то есть для

перевода металла из менее активной окисной формы в более активную

сульфидную форму, проводится осернение катализатора сероорганически-

ми соединениями или водородсодержащим газом с большой концентрацией

сероводорода. Со временем активность катализатора падает за счёт отложе-

ний кокса на поверхности катализатора. Частичную регенерацию катализа-

тора можно провести гидрированием коксовых отложений при циркуляции

водорода с температурой 400-420˚С, но при этом возможен переход металла

из сульфидной формы в металлическую. Поэтому требуется осторожность

при ее проведении.

Однако, такая регенерация не удаётся, если коксообразование про-

изошло при падениях давления в системе или превышения температур вы-

ше допустимых. Поэтому даже кратковременное снижение давления в сис-

теме, превышение температур процесса, прекращение циркуляции водород-

содержащего газа недопустимо. В этих случаях для восстановления актив-

ности 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

14

Газопродуктовая смесь после реакторов Р-101 и Р-102 последователь-

но проходит через трубные пучки теплообменников Т-101/1,2, охлаждается

до температуры 120 ОС, далее в воздушных холодильниках ХВ-101/1,2,3 до

50 ºС, затем в водяном холодильнике Х-101 до 40 ºС и поступает на разде-

ление в сепаратор С-101.

В сепараторе С-101 происходит отделение циркулирующего водород-

содержащего газа от жидкой фазы – нестабильного гидрогенизата.

Водородсодержащий газ из сепаратора С-101 направляется на очистку

от сероводорода в блок аминовой очистки. Очистка осуществляется в аб-

сорбере К-103 раствором моноэтаноламина. Очищенный водородсодержа-

щий газ возвращается на прием циркуляционного компрессора ПК-101/1,2.

Нестабильный гидрогенизат из сепаратора С-101 направляется в от-

парную колонну К-101, предварительно нагреваясь до температуры 105 ºС в

теплообменнике Т-102.

Верхний продукт после конденсации и охлаждения в воздушном хо-

лодильнике ХВ-102 и водяном холодильнике Х-102 поступает в емкость

орошения Е-101.

Жидкая фаза – бензин из емкости Е-101 насосом Н-102/1,2 подается в

колонну К-101 в качестве орошения, а избыток сбрасывается по линии не-

стабильной головки на установку сероочистки в емкости Е-18, Е-19.

Сероводородная вода из отстойника емкости Е-101 выводится с уста-

новки на утилизацию.

Газовая фаза – углеводородный газ с емкости орошения Е-101 выво-

дится с установки на очистку от сероводорода на установку СО и СП ГКП

зоны №2.

Необходимое для отпарки количество тепла подводится в колонну

циркуляцией стабильного гидрогенизата через трубчатую печь П-102 насо-

сами Н-103/1,2.

16

после охлаждения в холодильниках ХВ-104 и Х-104 поступают в емкость

орошения десорбера Е-106, откуда сероводород выводится на установку

производства серы, а жидкая фаза насосами Н-107/1,2 возвращается в де-

сорбер К-104 в качестве орошения.

Подвод тепла в колонну К-104 осуществляется при помощи кипя-

тильника Т-104.

Для удаления механических примесей из регенерированного раствора

МЭА предусмотрена фильтрация части раствора МЭА в фильтре Ф-103.

Технологическая схема секции 100 приведена в приложении А-1.

Характеристика аппаратов секции 100 приведена в приложении А-2.

1.5 Нормы технологического регламента

Таблица 1.1 – Нормы технологического регламента

Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима

Номер пози-ции прибора на схеме

Единица измере-ния

Допускае-мые преде-лы техноло-гических параметров

Требуемый класс точно-сти датчиков по ГОСТ 8.401-80

Расход сырья от Н-101/1,2,3 FICA-140 м3/час 77 – 128 0,25 FICA-140 т/час 56 – 92,5 0,25

Расход свежего водородсодержащего газа из секции 200

FICA-150 нм3/час 5000 – 32000

0.25

Расход циркуляционного водородсодержащего газа

FIA-141 нм3/час 35000 – 40000

0,25

Объемная скорость подачи сырья

- час-1 Не более 4

Давление на выходе из Р-101, Р-102

PI-183 кгс/см2 27 – 34 0,25

Температура на входе в реактора Р-101, Р-102 (выход из П-101)

TICA-219 ˚С 315 – 340 0,5

Перепад давления по реакторам Р-101, Р-102

PdIA-185 PdIA-186

кгс/см2 0 – 1,4 0,25

Отпарная колонна К-101: -температура верха -температура сырья -температура низа -расход орошения -давление

TI-148 TI-147 TI-233

FIC-146 PIA-188

˚С ˚С ˚С т/час кгс/см2

75 – 115 90 – 120 190 – 210 30 – 52,5 12 – 13

0,5 0,5 0,5 0,25 0,25

18

1.6 Характеристика сырья, продуктов производства и вспомогатель-

ных материалов

Таблица 1.2 – Сырье, продукты, вспомогательные материалы

№ п/п

Наименование сырья, мате-риалов, реагентов, катализа-торов, полуфабрикатов, изго-товляемой продукции.

Номер ГОСТа, ТУ

Показатели качест-ва, обязательные для проверки

Норма по ГОСТ, ТУ

Область при-менения изго-товляемой продукции

СЫРЬЕ 1. Фракция НК – 160ºС карача-

ганакского конденсата. Фракционный

состав, ºС: -НК, не ниже -КК, не выше Содержание воды, % мас., не более

35 170 0.02

Сырье секции 100

2. Легкий бензин – нестабильная фракция НК-80 оС (с установки ЛЧ-24-7)

Фракционный состав, ºС: -НК -КК Содержание серы, %мас., не более

40-45 90-95 0,05

Сырье секции 100

3. Фракция бензиновая с уста-новки 22-4

Фракционный состав, ºС: -НК, не ниже -КК, не выше Цвет

35 180 бесцветный

Сырье секции 100

4. Фракция 85-180 ºС Фракционный состав, ºС: -НК, не ниже -КК, не выше Содержание серы, % мас., не более

65 180 0.2

Сырье секции 100

5. Фракция НК-62 ºС Испытания на мед-ную пластину Плотность, при 20 ºС г/см3:

Выдержи-вает 0,620 - 0,668

Сырье секции 100

6. Фракция 62 – 85 ºС Фракционный состав, ºС: НК, не ниже 90% выкипает в пределах

68 80 - 90

Сырье секции 100

7. Бензиновая фракция 140-170 ºС

Фракционный со-став , ºС: - КК, не выше

180

Сырье секции 100

20

Продолжение таблицы 1.2

2. Гидроочищенная фракция НК - 80ºС

Углеводородный состав, % мас.: бутана, не более бензола, не более С7+, не более сера, ррм, не более вода, ррм, не более хлорорганиче-ские со-единения, ррм, не более азот, ррм, не более металлы, ррб, не более

1.0 5.0 2.0 5.0 50 1 1 0.015

Сырье секции 300

3. Водородсодержащий газ ри-форминга (ВСГ)

Содержание водорода % об., не менее

65-90

Используется в качестве све-жего газа в секции 100, 300, 500 (избыток сбра-сывается в сеть ВСГ зоны №2 или сеть топ-ливного газа)

4. Сероводород Содержание сероводорода, %об.

95-98

Направляется на установку производства серы

5. Углеводородный газ Секции 100

Углеводородный состав, % мас.: -водорода, не бо-лее -сероводорода -пентанов, не бо-лее

2.0 8-10 11

Выводится с установки на очистку

6. Нестабильная головка Секции 100

Содержание сероводорода, % мас:

5-8

Выводится с установки на очистку.

22

1.7 Материальный баланс

Таблица 1.3 – Материальный баланс секции 100

Наименование статей Количест-

во, т Цена за 1 т, руб.

Выход, % масс.

Сырье и основные материалы Бензин прямой гонки с УНХ 52000 3500,00 45,98 Бензин-рафинат с АО УНХ 0 3500,00 Бензин прямой гонки с УНПЗ 38000 3500,00 33,60 0 2600,00 Итого по статье 90000 79,58 Полуфабрикаты собственного произ-водства

Бензин прямой перегонки 7046 3988,92 6,23 Фракция бенз. НК 80ºС с ЛЧ-24/7 0 3428,68 Бензин термического крекинга 0 2219,94 Бензин прямой перегоник о/вож. 0 0 Фракция НК 200ºС с г/оч. 3370 3842,42 2,98 Легкий конденсат газа пр. перег. 0 0 Фракция НК 80–180ºС г/оч. ЛЧ-24/7 2069 2428,52 1,83 Фракция НК 80ºС г/оч. ЛЧ-24/7 258 3428,68 0,23 Фракция НК 80ºС с 22/4 9457 4090,65 8,36 Остаток перегонки 80–180ºС 0 4090,65 Газ водородсодержащий 898 2437,35 0,79 Итого по статье 23098 3892,41 20,42 Всего 113098 100,00 Исключаются потери безвозвратные 393 0,35 Всего за вычетом потерь 112705 99,65 Основная калькулируемая продукция Фракция НК 80ºС г/оч. 23347 3967,20 20,64 Фракция бензина НК 80–180ºС 80100 3967,21 70,82 Итого 103447 3967,21 91,47 Некалькулируемая продукция Рефлюкс (нестабильная головка) 898 1354,08 0,79 Сероводород 0 270,82 Газ сухой 3534 1895,72 3,12 Газ углеводородный 4826 1895,72 4,27 Итого 9258 1843,18 8,19 Всего 112705 99,65

24

Первые три функции регулирования имеют наибольшее значение, так

как они определяют товарные свойства получаемых продуктов, продолжи-

тельность службы катализатора и количество получаемого продукта. Жест-

кость процесса, определяемая ОЧ риформата, регулируется изменением

температуры на входе в реактор. Структура системы регулилирования

обеспечивает поддержание заданной средневзвешенной температуры на

входе в реактор при соблюдении пределов ограничении параметров печи.

В математической модели процесса ОЧ является функцией скорости

подачи сырья, средневзвешенной температуры на входе в реактор и группо-

вого химического состава сырья (PONA-анализа). Модель, используемая

для расчета ОЧ, корректируется по лабораторным данным.

Отношении водород/углеводороды регулируют изменением скорости

подачи циркулирующего водорода. Скорость дезактивации катализатора

можно поддерживать на относительно постоянном уровне соответствую-

щей компенсацией давления в реакторе Кроме того, она может быть рас-

считана с целью определения оптимальной продолжительности рабочего

пробега. Эти расчеты могут быть выполнены с использованием средне-

взвешенной температуры на входе в реактор или данных анализа катализа-

тора (если последний реактор оборудован системой отбора проб катализа-

тора).

Экономические показатели. Средства управления реакционным узлом

обычно обеспечивают повышение выхода, понижают колебания ОЧ (по

ИМ) на 40–50%, уменьшают расход топлива и скорость дезактивации ката-

лизатора.

2.1.2 Разработка фирмы «Ikotron»

Назначение. Катализат с повышенным ОЧ получают на установке ка-

талитического риформинга (ароматизации), работа которой зависит от же-

сткости режима и колебаний в подаче сырья, а также от его качества и ак-

тивности катализатора. Пакет программ Octane Control Package (OCP) [7]

26

I – топливо, II – продукт; 1 – печь; 2 – реактор; 3 – регулирование СТВР и температурного профиля; 4 – задание профиля; 5 –задание ОЧ; 6 – ограни-чении по печи; 7 – максимизация подачи сырья; 8 – регулирование ОЧ; 9 –

лабораторный анализ ОЧ; 10 – анализ ОЧ на потоке.

Предельные параметры печи рассчитывают с учетом ограничений.

Нагрузки печи изменяют таким образом, чтобы максимально использовать

ее мощность при необходимости достижения требуемого ОЧ. Изменение

нагрузки печи меняет температурный профиль.

При максимизации нагрузки скорость подачи сырья повышается или

понижается автоматически для обеспечения работы установки в расчетных

ограничениях. В том случае, когда ограничения вносят печи, процесс мак-

симизации происходит с учетом возможностей наиболее нагруженной печи

или же нагрузка распределяется по всем печам.

2.1.3 Разработка фирмы «Profimatics»

Назначение. Система управления процессом каталитического рифор-

минга фирмы «Профимэтикс» [8] обеспечивает жесткое регулирование по

математической модели в режиме реального времени и оптимизацию уста-

новок получения ароматизированного бензина и БТК. Кроме того, эта сис-

тема пригодна для управления различными реакционными системами ката-

литического риформинга (ароматизации) – регенеративной, полурегенера-

тивной и непрерывной.

Структура и функции (рис. 2.3). Система регулирования температуры

в реакторе (А) управляет задатчиками регуляторов температуры на входе в

реактор с целью поддержания заданной СТВР и расчетного профиля темпе-

ратуры на входе. Регулирование СТВР фирма «Профимэтикс» реализует по

собственной технологии (PC-WAIT).

28

Система регулирования ДНП по Рейду (Д) управляет задатчиком тем-

пературы в стабилизационной колонне с целью поддержания расчетного

ДНП продукта низа колонны.

Система peгулирования выявления легкого и тяжелого бензина (Е)

формирует уставку дли регулятора температуры соответствующей колонны

с целью поддержания степени разделения. REF-OPT (Ж) – система опера-

тивной оптимизации, основанная на использовании программных средств

REF-SIMOPT фирмы «Профимэтикс». Для обеспечения выработки катали-

зата с заданным ОЧ блок программ REF-OPT рассчитывает оптимальное

значение СТВР и заданное соотношение водород/углеводороды.

Экономические показатели. Экономический эффект составляет 12–63

цента на I м3 сырья. Проектный срок окупаемости системы управления не

более 18 мес.

2.1.4 Выводы по результатам обзора

При формировании обзора были проанализированы основные публи-

кации по системам автоматизированного управления процессом каталити-

ческого риформинга. Каталитический риформинг является в настоящее

время наиболее распространенным методом каталитического облагоражи-

вания прямогонных бензинов. Установки каталитического риформинга

имеются практически на всех отечественных и зарубежных нефтеперераба-

тывающих заводах. В математической модели процесса, разаработанной

фирмой «Applied Automation» ОЧ является функцией скорости подачи сы-

рья, средневзвешенной температуры на входе в реактор и группового хими-

ческого состава сырья. В разработке фирмы «Ikotron» ОЧ катализата регу-

лируют изменением средневзвешенной температуры на входе в реакторы

(СТВР) в соответствии с моделью процесса. Разработка фирмы

«Profimatics» рассчитывает оптимальное значение СТВР и заданное соот-

ношение водород/углеводороды.

30

Температура на выходе из печи регулируется клапаном поз. FV-129,

установленным на линии топливного газа в печь, показания прибора поз.

TICAH-219 температуры газосырьевой смеси выносятся на дисплей. Преду-

смотрена сигнализация при температуре газосырьевой смеси на выходе из

печи выше 380 ОС.

Перепад давления в реакторах Р-101 и Р-102 контролируется по пока-

заниям приборов PdIA-185 и PdIA-186 соответственно. При перепаде более

чем 1,5 кгс/см2 (1,5 кгс/см2 – реактор Р-101, 1,5 кгс/см2 – реактор Р-102)

предусмотрена световая и звуковая сигнализация.

Температура после воздушных холодильников ХВ-101/1,2,3 регули-

руется путем изменения угла наклона лопастей вентиляторов. Показания

температур выносятся на дисплей по приборам поз.10TIC-281, 10TIC-282,

10 TIC-283.

Расход нестабильного гидрогенизата из С-101 регулируется прибором

FIC-142 с коррекцией по уровню в сепараторе, исполнительный механизм

клапан FV-142. Предусмотрена сигнализация максимального и минималь-

ного уровня в сепараторе С-101 по показаниям прибора поз. LICA-120. При

падении уровня ниже минимального предусмотрена блокировка, по кото-

рой закрывается клапан-отсекатель LV-118.

Температура продукта на выходе из ХВ-102 регулируется путем из-

менения угла наклона лопастей вентиляторов воздушного холодильника

ХВ-102, показания температуры – поз. TIC-152 – выносятся на дисплей.

Жидкая фаза – бензин из емкости Е-101 насосом Н-102/1,2 подается в

колонну К-101 в качестве орошения, а избыток сбрасывается по линии не-

стабильной головки на установку сероочистки в емкости Е-18, Е-19.

На границе установки на трубопроводе нестабильной головки уста-

новлена электрозадвижка UV-146. Расход нестабильной головки контроли-

руется по показанию прибора поз. FI-108.

Предусмотрена сигнализация максимального и минимального уровня

в Е-101.

32

Количество выводимого продукта (гидроочищенной фракции НК-80

ºС) измеряется прибором FI-216.

Уровень жидкой фазы в емкости Е-102 регулируется клапаном, уста-

новленным на нагнетании сырьевого насоса секции 300, или клапаном на

трубопроводе вывода.

Предусмотрена сигнализация максимального и минимального уровня.

Расход продукта через печь П-103 по потокам регулируется прибора-

ми поз. FICA-160, FICA-164.

Предусмотрена блокировка по уменьшению расхода продуктов через

печь. При уменьшению расхода по любому из потоков до 31000 кг/час пре-

дусмотрена сигнализация, а при снижении расхода до 28000 кг/час закрыва-

ется электрозадвижка UV-155 и прекращается подача топлива в печь.

Расход выводимого продукта (гидроочищенной фракции 80-160 ºС)

контролируется прибором FIC-143.

Расход МЭА в К-103 определяется по показаниям поз. FICA-151. При

снижении расхода до 11 м3/час предусмотрена сигнализация, при расходе

10 м3/час закрывается электрозадвижка UV-113 на линии подачи МЭА.

Уровень в К-103 регулируется клапаном, установленным на линии

насыщенного раствора МЭА в сепаратор С-104. Предусматривается сигна-

лизация максимального и минимального уровня поз. LICA-126.

Количество МЭА, поступающего на регенерацию, регулируется с

коррекцией по уровню в С-104. Показания расхода – поз. FIC-149 – выно-

сятся на дисплей. В сепараторе предусмотрена сигнализация максимально-

го и минимального уровня поз. LICA-127.

Расход сероводорода замеряется прибором поз. FI-135. На границе ус-

тановки на трубопроводе сероводорода установлена электрозадвижка UV-

144, управляемая дистанционно.

Давление в емкости орошения десорбера регулируется клапаном PV-

205, данные – поз. PIC-205 – выносятся на дисплей.

34

2.3. Анализ существующего уровня автоматизации

Установка каталитического риформинга Л-35-11/1000, построенная

по проекту Ленгипронефтехима, была введена в эксплуатацию в 1976 году.

В 1988 году Ленгипронефтехим выполнил проект «Блока подготовки

сырья» установки Л-35-11/1000 для переработки бензина карачаганакского

конденсата. Новый проект блока подготовки сырья (реконструкция рифор-

минга Л-35-11/1000 по технологии DUALFORMING) выполнен СП ЛЕН-

ТЕП совместно с французской фирмой Technip (ТЕКНИП). Разработчик

технологического процесса – IFP (Французский Институт Нефти). Гене-

ральный проектировщик – Башгипронефтехим. Год ввода установки в экс-

плуатацию после реконструкции – 1997. В 1999 г. по проекту ООО ИЦ

«ИНТЕКО» № 5766526-2028-3039 ТМ произведена переобвязка реакторов

Р-101, Р-102 с последовательной схемы на параллельную.

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 техниче-

ских, программных и сетевых средств одной фирмы, как следствие, невоз-

можность модернизации системы после истечения срока контракта.

Кроме того, отмечены следующие недостатки:

система верхнего уровня Modumat 8000 не поддерживает ряд об-

щепринятых 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 на кон-

троллерном уровне;

отсутствие резервирования на сетевом и контроллерном уровнях.

36

Нижний уровень реализован на базе 2 подсистем функционально не-

зависимых контроллеров семейства SIMATIC S7-400 – S7-414-4H для веде-

ния технологического процесса и S7-414-4H для системы ПАЗ. Сбор опера-

тивной информации от датчиков и выдача управляющих воздействий на

приводы осуществляется через станции распределенной периферии ET

200M.

Для нижнего уровня рекомендовано оставить существующие на уста-

новке датчики, электроприводы и исполнительные механизмы, поскольку

они отвечают предъявляемым требованиям в полной мере и их замена будет

экономически не оправдана.

2.4.3 Система ПАЗ

Для системы ПАЗ используется полностью автономный резервиро-

ванный контроллер S7-414-4H.

При разработке ПАЗ учитывались нормы технологического регламен-

та. Перечень параметров сигнализации и блокировки приведены в прило-

жении Б-1. На верхнем уровне предусмотрена звуковая и световая сигнали-

зация. Все действия системы ПАЗ, блокировки, сигнализации о превыше-

нии допустимых параметров, сообщения о действиях оператора записыва-

ются в журнал.

С целью обеспечения надежности для контроллера ПАЗ предложено

использовать переключаемую конфигурацию ввода-вывода (система с по-

вышенным коэффициентом готовности) (рис. 2.5). Такая система включает

в свой состав:

2 центральных процессора CPU 414-4H;

2 линии PROFIBUS-DP;

станцию распределенного ввода-вывода ET 200M с двумя интер-

фейсными модулями IM 153-2 для подключения к резервированной

сети PROFIBUS-DP.

38

2.4.4 Верхний уровень

Верхний уровень – АРМ оператора – реализован на базе промыш-

ленного персонального компьютера под управлением SCADA-системы

WinCC версии 5.1.

Разработанная система диспетчеризации верхнего уровня обеспечива-

ет выполнение следующих функций:

отображение технологического процесса на дисплее оператора в

виде графических мнемосхем;

отображение в реальном времени значений технологических пара-

метров и управляющих воздействий;

формирование и отображение на дисплее различных групп графи-

ков технологических параметров;

автоматическую сигнализацию и регистрацию достижения пара-

метром предаварийной и предупредительной границы;

ведение журнала аварийных и системных сообщений, где фикси-

руются все сообщения о срабатывании предаварийной и предупреди-

тельной сигнализации, сообщения о действиях оператора по их кви-

тированию (подтверждению), сообщения об изменении состояния ис-

полнительных механизмов, системные сообщения;

возможность ведения архива технологических параметров.

Связь модулей ET 200M с контроллерами осуществляется по высоко-

скоростной коммуникационной шине PROFIBUS на витой паре. Связь кон-

троллеров с операторской станцией осуществляется по протоколу Industrial

Ethernet (OSM 62 ITP) и оптоволоконный кабель.

Мнемосхемы экранов разработанной системы верхнего уровня приве-

дены в приложении Б-1. Спецификация на программн-технические средства

приведена в приложении Б-2. Основные характеристики контроллера S7-

400H приведены в приложении Б-3.

40

Рис. 2.6 – Модульная структура WinCC

В стандартный набор опций входят следующие редакторы:

Graphics Designer – графический редактор, предназначенный для соз-

дания мнемосхем;

Global Scripts – служба обработки событий – это общее название для

С-функций и обработчиков событий во всём WinCC-проекте. С помо-

щью этой подсистемы можно обрабатывать событие, инициированное

любым графическим объектом, а также изменять из скрипта эти объек-

ты;

Tag Logging – служба архивации для ведения оперативных и долго-

временных архивов;

Alarm Logging – служба сообщений, предназначенная для вывода со-

общений о ходе контролируемого технологического процесса в процессе

работы WinCC-приложения, подтверждения сообщений оператором и

ведения архивов этих сообщений;

42

Открытость WinCC позволяет разработчикам третьих фирм создавать

дополнения (Add-ons) для WinCC, например:

FuzzyControl++ Neurosystems – программа для организации нейрон-

ных 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

WinCC-серверов в одном проекте и позволяет обслуживать до 16 мульти-

клиентов. Термин мульти-клиент означает, что доступ может быть одно-

временным 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 ре-

сурсы между серверами. Архивация параметров также может быть распре-

делена.

Кроме того при выборе WinCC в качестве системы управления верх-

него уровня были учтены следующие преимущества:

техническая поддержка в региональных центрах Siemens;

пакет WinCC на 128 процессорных тегов в настоящее время по-

ставляется фирмой Siemens бесплатно;

возможность интеграции в комплексное решение для систем

управления процессами SIMATIC PCS 7 фирмы Siemens.

44

2.6.2 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 органи-

зации 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 программиро-

вание и конфигурирование систем автоматизации, их отладку и диагности-

рование.

PROFIBUS позволяет использовать как электрические, так и оптиче-

ские 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 интер-

фейсом.

PROFIBUS позволяет использовать следующие протоколы передачи

данных:

PROFIBUS-FMS (Fieldbus Message Specification – спецификация сообще-

ний полевого уровня) Протокол PROFIBUS-FMS используется для решения

универсальных коммуникационных задач на полевом уровне.

PROFIBUS-PA (Process Automation – автоматизация процессов) исполь-

зуется для организации обмена данными с оборудованием, расположенным

в зонах повышенной опасности. С 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

46

2.7 Перечень контролируемых параметров

Табл. 2.1 – Перечень контролируемых параметров

Наименование параметра Позиция Расход сырья на входе FI-115 Давление сырья на входе PI-085 Расход ВСГ из блока аминовой очистки FIA-141 Перепад давления в реакторе Р-101 PdIA-185 Перепад давления в реакторе Р-102 PdIA-186 Температура в реакторе Р-101 TIA-301,

TIA-302, TIA-303

Температура в реакторе Р-102 TIA-331, TIA-332, TIA-333

Расход бензина на установку сероочистки FI-108 Расход сероводорода из Е-106 FI-135 Уровень в Е-107 LIA-104 Уровень в Е-103 LIA-132 Содержание окиси углерода (П-101) AIR-105 Содержание окиси кислорода (П-101) AIR-106 Температура перевала (П-101) TI-200 Содержание окиси углерода (П-102) AIR-118 Содержание окиси кислорода (П-102) AIR-117 Температура перевала (П-102) TI-203 Содержание окиси углерода (П-103) AIR-109 Содержание окиси кислорода (П-103) AIR-108 Температура перевала (П-103) TI-160 Расход фракции НК-80 в секцию 300 FI-216 Давление на выходе из Р-101, Р-102 PI-183 Температура верха К-101 TI-148 Температура низа К-101 TI-233 Температура сырья в К-101 TI-147 Давление в К-101 PIA-188 Температура верха К-102 TI-258 Температура сырья в К-102 TI-234 Температура низа К-102 TI-220 Давление в К-103 PI-189 Температура в К-103 TI-263

48

Продолжение таблицы 2.2

Расход сырья в П-102 FICA-156 Температура после П-102 TICA-218 Расход топливного газа в П-103 FICA-131 Расход продукта в П-103 FICA-166 Температура после П-103 TICA-222 Расход свежего ВСГ из секции 200 FICA-150 Давление в К-102 PICA-171

50

3 РАСЧЕТНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Постановка задачи

В настоящее время на установке Л-35-11/1000 отсутствует возмож-

ность автоматического ведения долгосрочного архива технологических па-

раметров. На установке ежемесячно составляется режимный лист процесса,

который представляет собой таблицу Excel. Таблица включает ряд значений

технологических параметров установки (температуры и перепады темпера-

тур в реакторах, расход сырья, октановые числа и др.), снимаемых каждый

день. На основании этих данных производится анализ технологического

режима, строятся зависимости выхода продукта от режимных параметров и

т.п.

Была поставлена задача разработать базу данных процесса риформин-

га, которая позволила бы упростить процедуру составления режимных лис-

тов и решила бы следующие задачи:

облегченный ввод данных процесса;

хранение архива режимных параметров процесса с возможностью

делать выборки данных по времени и значениям параметров;

возможность построения графических зависимостей параметров;

взаимодействие с Excel;

анализ данных на основе какого-либо статистического метода

(корреляция, регрессия).

52

Продолжение таблицы 3.114 TMedium Средняя температура на входе реакторов 15 TR202Out Температура на выходе реактора R-202 16 TR203Out Температура на выходе реактора R-203 17 TR204Out Температура на выходе реактора R-204 18 TR205Out Температура на выходе реактора R-205 19 DTR202 Перепад температур в реакторе R-202 20 DTR203 Перепад температур в реакторе R-203 21 DTR204 Перепад температур в реакторе R-204 22 DTR205 Перепад температур в реакторе R-205 23 TCalculate Расчетная средневзвешенная температура на выходе

Программа L35db позволяет:

просматривать базу данных в удобном визуальном режиме;

добавлять в базу данных новые записи, удалять и редактировать

существующие записи;

делать достаточно сложные запросы к базе данных;

строить графические диаграммы зависимостей одного параметра

от времени или другого параметра;

осуществлять импорт/экспорт всей базы данных либо результата

запроса в таблицу Excel;

получать модели линейной регрессии (зависимости одного из тех-

нологических параметров от других).

54

1. Вид – вызвать диалог, позволяющий указать, какие поля таблицы

следует сделать видимыми в таблице данных.

2. Вся база – если в данный момент в таблице отображаются результаты

запроса, то выбор этого пункта позволяет вернуться к режиму про-

смотра всей БД.

3. Последний запрос – если в данный момент в таблице отображается

вся БД, то выбор этого пункта позволяет вернуться к режиму про-

смотра результатов последнего сделанного запроса.

4. Выход – завершить работу с БД и закрыть программу.

Пункт меню «Запись» содержит следующие подпункты:

1. Добавить – вызывает диалог, позволяющий вставить новую запись в

БД (см. рис. 3.2).

2. Редактировать – вызывает диалог, позволяющий изменить выбранную

запись (см. рис. 3.2.).

3. Удалить – удаляет выбранную запись из БД.

4. Первая – переход к первой записи в таблице.

5. Последняя – переход к последней записи в таблице.

6. Следующая – переход к следующей записи в таблице.

7. Предыдущая – переход к предыдущей записи в таблице.

Таким образом подпункты 1–3 предназначены для изменения БД,

подпункты 4–7 – для навигации по таблице данных.

56

2. <= – ‘меньше или равно’;

3. >= – ‘больше или равно’;

4. < – ‘меньше’;

5. ‘больше’;

6. = – ‘равно’;

7. IS NULL – ‘пустое поле (нет данных)’;

8. IS NOT NULL – ‘непустое поле (есть данные)’.

Сформировав требуемое условие, нажмите кнопку ‘Добавить в запрос

>>’. Тогда справа в области ‘Условия запроса’ появится новая строка в сле-

дующем формате:

Параметр Оператор [Значение_1] [AND/OR] [Значение_2]

Рис. 3.3 – Окно создания запроса

58

Рис. 3.5 – Выбор параметров расчета линейной регрессии

Теперь нажмите кнопку «Выполнить расчет». На вкладке «Результа-

ты» можно ознакомиться с получеными результатами. Там показаны:

1. Исходная матрица данных X.

2. Исходный вектор Y.

3. Вектор коэффициентов МНК.

4. Вектор прогнозов Y.

5. Вектор ошибок E.

6. Вектор относительных ошибок E (%).

7. Средняя ошибка.

Полученные результаты можно также сохранить в файл в формате

CSV и анализировать их в Excel.

60

погрешность на любом интервале времени дает модель 8 (табл. 3.2), учиты-

вающая 18 технологических параметров.

Таблица 3.2 – Погрешности регрессионных моделей октанового чис-

ла (OctanMON) в зависимости от периода выборки и входных параметров

N п/п

Входные параметры модели [число параметров]

Средняя относит. погрешность модели (%)

за период выборки [число уравнений]:

все время

апр-дек

1999

янв-апр

2000

янв-фев 2000

фев 2000

[260] [141] [119] [58] [28] 1 Stuff, H2O, H2, Output,

DTCommon [5] 2,129 2,349 1,146 0,842 0,617

2 Stuff, H2O, H2, Output, TMedium, TCalculate [6]

1,373 1,772 0,576 0,443 0,279

3 Stuff, H2O, H2, Output, DTR202-DTR205 [8]

1,708 1,895 0,924 0,739 0,533

4 Stuff, H2O, H2, Output, TR202-TR205, TR202Out-TR205Out [12]

0,722 0,877 0,464 0,298 0,214

5 Stuff, H2O, H2, Output, TR202-TR205, TR202Out-TR205Out, TCalculate [13]

0,718 0,877 0,46 0,262 0,212

6 Stuff, H2O, H2, Output, DTCommon, TR202-TR205, TR202Out-TR205Out [13]

0,702 0,856 0,461 0,271 0,211

7 Stuff, H2O, H2, Output, DTCommon, TR202-TR205, TR202Out-TR205Out, DTR202-DTR205 [17]

0,701 0,825 0,451 0,244 0,199

8 Stuff, H2O, H2, Output, DTCommon, TR202-TR205, TR202Out-TR205Out, DTR202-DTR205, TCalculate [18]

0,696 0,823 0,448 0,237 0,159

62

Таблица 3.3 – Погрешность модели октанового числа (OctanMON)

N п/п

Период выборки [число уравнений]

Средняя относительная по-грешность модели (%)

1 все время [260] 0,6962 апр-дек 1999 [141] 0,8233 янв-апр 2000 [119] 0,4484 сен-окт 1999 [50] 0,792 5 окт-нояб 1999 [52] 0,368 6 нояб-дек 1999 [61] 0,443 7 янв-фев 2000 [58] 0,237 8 фев-март 2000 [59] 0,291 9 март-апр 2000 [61] 0,385 Средняя погрешность за 2х-месячный пе-риод 0,41933333310 сен 1999 [28] 0,4 11 окт 1999 [22] 0,25 12 нояб 1999 [30] 0,155 13 дек 1999 [31] 0,334 14 янв 2000 [30] 0,187 15 фев 2000 [28] 0,159 16 март 2000 [31] 0,246 17 апр 2000 [30] 0,242 Средняя погрешность за месячный пери-од 0,24662518 1-21 сен 1999 [21] 0,069 19 1-25 окт 1999 [22] 0,072 20 1-21 нояб 1999 [21] 0,074 21 1-21 дек 1999 [21] 0,058 22 1-21 янв 2000 [20] 0,233 23 1-21 фев 2000 [21] 0,137 24 1-21 март 2000 [21] 0,333 25 1-21 апр 2000 [21] 0,225 Средняя погрешность за 3-х недельный период 0,15012526 1-15 янв 2000 [14] 49,298 27 1-15 фев 2000 [15] 38,474 28 1-15 март 2000 [15] 121,348 29 1-15 апр 2000 [15] 42,249 Средняя погрешность за 2-х недельный период 62,84225

64

3.4 Выводы

Разработанная в расчетно-исследовательской части программа L35db

позволяет значительно упростить процесс сбора, хранения и обработки ре-

жимных технологических параметров установки каталитического рифор-

минга, позволяет вести архив данных по установке.

Заложенная в программе функция формального анализа данных по-

зволит вести прогнозирование значения октанового числа в зависимости от

режимных параметров с погрешностью, не превышающей 0,25%. Тем са-

мым достигается возможность получения информации, характеризующей

качество продукта, в реальном времени и, в перспективе, возможность ис-

пользования этой информации в автоматизированной системе управления.

66

В таблице 4.1 приведены характеристики веществ производства, в том

числе класс опасности по ГОСТ 12.1.007-85 «Вредные вещества. Классифи-

кация и общие требования безопасности», ПДК по ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ.

«Воздух рабочей зоны. Общие санитарные и гигиенические требования».

Таблица 4.1 – Характеристика веществ производства

Наименова-ние сырья, полупродук-тов, готовой продукции, отходов про-изводства

Класс опасно-сти

Возможно ли воспламенение или взрыв при воздействии на

него

ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3

Характеристика токсичности (воздей-ствие на организм человека)

воды (да, нет)

кисло-рода (да, нет)

Бензин фр. нк-80 оС, бензин фр. 80-80 оС

4 нет да 100 Обладает наркотическим действием, вдыхание больших количеств паров бензина и углеводородов вызывает отравление, приводящее к потере соз-нания и даже к смерти.

Стабильный платформат

4 нет да 100 Обладает наркотическим действием, вдыхание больших количеств паров бензина и углеводородов вызывает отравление, приводящее к потере соз-нания и даже к смерти.

Стабильный изомеризат

4 нет да 100 Обладает наркотическим действием. Вдыхание паров и углеводородов вызывает отравление, приводящее к потере сознания и даже к смерти.

Газ углево-дородный

4 – да 300 Вдыхание углеводородного газа вы-зывает острое отравление, приводя-щее к потере сознания и даже смерти. Опасность отравления нефтяными па-рами и газом особенно велика при пе-реработке сернистых нефтей. Особо опасно наличие в углеводородном га-зе сероводорода, вдыхание приводит к острому отравлению с возможным смертельным исходом.

68

Продолжение таблицы 4.1

Катализатор-ная пыль

3 нет нет 2 Необходимо избегать попадания ката-лизатора на кожу и слизистую обо-лочку глаз. В случае попадания на кожу и в слизистую оболочку глаз не-обходимо обильно промыть поражен-ные участки водой.

10% раствор NaOH

4 – – 0,5 Оказывает раздражающее и разъе-дающее действие на кожный покров и слизистые оболочки глаз, при попа-дании в глаза может вызвать слепоту.

Дихлорэтан 2 – да 10 Сильный яд наркотического действия. Вызывает дистрофические изменения в печени, почках других органах, вы-зывает ряд хронических заболеваний.

Трихлорэти-лен

3 – да 10 Воспаление кожи, дерматиты, раз-дражение глаз, поражение централь-ной нервной системы. Развитие ток-сикомании. При длительном воздей-ствии действует наркотически.

Дисульфид-ное масло

2 нет нет 10 В малых количествах – тошнота, го-ловная боль, в высоких концентраци-ях – воздействует на нервную систе-му.

Углерод че-тыреххлори-стый

3 – – 10 Вызывает наркоз, поражение цен-тральной нервной системы. Обладает мутагенными и канцерогенными свойствами. Высококоммулятивное соединение. Может привести к отрав-лению со смертельным исходом.

Тринатрий-фосфат

2 нет нет 0,5 Раствор тринатрийфосфата обладает слабощелочными свойствами. При попадании на кожу вызывает ожог. Работать в прорезиненных рукавицах или резиновых перчатках. При попа-дании на кожу смывать водой.

Противопен-ный ингиби-тор ПМС-200А

2 нет нет – Соединение, содержащее в себе крем-ний, органические соединения, раз-дражают слизистые оболочки глаз и верхние дыхательные пути.

70

Для обеспечения противопожарной защиты установки предпринять

следующие меры:

вокруг и внутри установки проложить сеть противопожарного водо-

провода, закольцованного сетями завода. Пожарные гидранты уста-

новить на расстоянии не более 80 м друг от друга (внутри установки

3 шт.);

для защиты площадок и этажерок с оборудованием, содержащим го-

рючие жидкости и газы, установить лафетные стволы в количестве 9

штук, подсоединенные к сети противопожарного водопровода, нахо-

дящиеся на расстоянии согласно требованиям ВУПП-88;

для ликвидации местных очагов пожара создать полустационарную

систему пожаротушения, состоящую из водопровода с вентилями для

подсоединения шлангов;

на установке разместить необходимое количество пожарных извеща-

телей, а в операторной установить оперативную телефонную связь с

пожарной охраной;

в помещениях компрессорных установить сигнализаторы взрыво-

опасной концентрации на водород.

Для тушения возможных загораний на установке иметь первичные

средства:

огнетушитель ОПУ-5(10), ОП-50 использовать при загорании не-

больших количеств разлитых продуктов, ветоши, деревянных пред-

метов и прочего горючего материала;

огнетушители углекислотные ОУ-5, ОУ-2 использовать при тушении

электрооборудования

песок, кошма использовать в основном для тушения разлитых нефте-

продуктов, загоревшихся сальниковых уплотнений и запорной арма-

туры.

72

земляющую рейку, соединение с которой выполняется проводами сечением

не менее 1,5 мм2.

Согласно ГОСТ 12.1.018-79 ССБТ «Статическое электричество. Ис-

кробезопасность. Общие требования» предусмотреть следующие меро-

приятия по защите от статического электричества:

1. Отвод зарядов путем заземления оборудования и коммуникаций;

2. Скорость движения продуктов В аппаратах и трубопроводах не

должна превышать значений, предусмотренных проектом.

3. Каждая система аппаратов, трубопроводов металлические вентиля-

ционные короба и кожуха термоизоляция трубопроводов и аппаратов в пре-

делах цеха, а также на наружных установках и эстакадах должна представ-

лять непрерывную электрическую цепь на всем её протяжении и необходи-

мо присоединить к контуру заземления не менее чем в двух местах.

В таблице 4.3 приведены данные по накоплению статического элек-

тричества и способы его нейтрализации.

Таблица 4.3 – Возможность накапливания зарядов статического элек-

тричества, их опасность и способы нейтрализации

Наименование оборудования, на котором ведется обработка или

перемещение веществ-диэлектриков, способных под-вергаться электризации с образо-ванием опасных потенциалов

Перечень веществ-диэлектриков, способных подвергаться электри-зации с образованием опасных

потенциалов

Основные технические мероприятия по защите от статического элек-тричества и вторичных проявлений молний Наименование

веществ Уд. объемное эл. сопр-ние Омсм108

Реакторный блок с.100 Р-101,102, П-101, С-101, Т-101\1,2, Х-101, К-103, ПК-101, ХВ-101

Бензин в смеси с водородом и се-роводородом

108 (6107) - 1011

Шины заземления, кон-тур заземления, очаг заземления

Блок отгонной колонны К-101 Е-101, Х-102, П-102 К-101, Т-102, Н-103/1,2

Нестабильный бензин

108 (6107) - 1011

Шины заземления, кон-тур заземления, очаг заземления

Блок отгонной колонны К-102 Е-102, Х-103, П-103, К-102, Т-102, Н-105/1,2

Нестабильный бензин

1011 - 1012 Шины заземления, кон-тур заземления, очаг заземления

Согласно "Инструкции по устройству молниезащиты зданий и со-

оружений" РД 34.21.122-87 выполнить защиту от прямых ударов молнии.

74

иногда и к летальному исходу. На установке должны быть средства норма-

лизации воздушной среды производственных помещений и рабочих мест.

Согласно СниП 2.04.05-91 «Отопление, вентиляция и кондиционирование»,

спроектировать систему вентиляционного обеспечения в помещениях уста-

новки независимо от их назначения. Обеспечить механическую, естествен-

ную, смешанную вентиляцию 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 уста-

новке.

Согласно ВСН-21-77 «Инструкция по проектированию отопления и

вентиляции нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий»

кратность воздухообмена для различных помещений установки должна со-

ставлять: насосная – 7-12; операторная – 5-7; лаборатория – 9.

Необходимый воздухообмен во всех помещениях установки необхо-

димо обеспечивать за счёт действия естественной и приточно-вытяжной

вентиляции.

В операторном помещении предусмотреть гарантированную подачу

приточного воздуха. Система подпора оборудована двумя вентиляторами,

рабочим и резервным. На воздухопроводах приточных систем установить

обратные и перекидные клапана. Все вентиляторы вытяжных и приточных

систем смонтировать вне производственных помещений.

4.6 3ащита от шума и вибрации

На установке имеется такое технологическое оборудование как ком-

прессоры, насосы, которые при работе создают шум и вибрацию. Допусти-

мый уровень параметра шума на постоянном рабочем месте определен са-

нитарными нормами СанПиН 2.24/2.1.8.562-93 «Шум на рабочих местах, в

помещениях жилых, общественных зданий и на территориях жилой за-

76

Противогазы шланговые являются средствами защиты органов дыха-

ния изолирующего типа и применяются при содержании в воздухе кисло-

рода менее 18 % об., и вредных веществ более 0,5 % об. Противогазы

шланговые рекомендуется применять, когда применение фильтрующее по-

глотительных противогазов запрещено или не известен состав и концентра-

ция вредных примесей в воздухе рабочей зоны.

В качестве защитной одежды всех работников обеспечить: костюма-

ми х/б (ГОСТ 12.4.111-82 «Костюмы мужские для защиты от нефти и неф-

тепродуктов»), кожаными ботинками (ГОСТ12.4.137-84 «Спецобувь для

защиты от токсичных веществ»), защитными очками ЗП-1 (ГОСТ 12.4.013-

85 «Очки защитные. Общие технические условия»), а также рукавицами,

резиновыми перчатками, костюмом мужским для защиты от пониженных

температур, защитной каской, подшлемником, и респиратором У-2К (ГОСТ

12.4.041-78. ССБТ «Респираторы фильтрующие. Общие технические требо-

вания»), в соответствии с нормами «Типовые отраслевые нормы бесплатной

выдачи спецодежды, обуви, предохранительных приспособлений рабочим и

служащим химических производств» 1982 г.

Для оказания первой медицинской помощи на установке иметь в на-

личии аптечку с необходимым запасом медикаментов.

4.8 Средства коллективной защиты

На установке должны быть обеспечены следующие средства коллек-

тивной защиты:

в помещениях установки, независимо от их назначения, для безопас-

ной работы и создания нормальных климатических и санитарно-

гигиенических условий иметь механическую, естественную, смешан-

ную вентиляцию, рассчитанную на удаление из помещений вредных

газов и на создание нормальных гигиенических условий;

78

В таблице 4.5 приведены данные 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 загрязне-

ния нефтью и нефтепродуктами».

Таблица 4.5 – Сточные воды (секция 100)

В таблице 4.6 приведены возможные выбросы в атмосферу при про-

изводстве высокооктановых компонентов бензина на установке каталити-

ческого риформинга, согласно ГОСТ 12.2.3.02-78 «Охрана природы. Атмо-

сфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ про-

мышленными предприятиями».

Таблица 4.6 – Выбросы в атмосферу (секция 100)

№ Наименование сброса Количество обра-зующихся выбро-сов по видам,

нм3/час

Условия (метод) ликвидации обез-вреживания, ути-

лизации

Периодичность выбросов

1 Неорганизованные выбросы

углеводороды - 0.1Н2S -0.05

рассеиваются в атмосферу

постоянно

Наименование стока Количество образова-ний сточ-ных вод,

м3/час

Условия (ме-тод) ликвида-ции обезвре-живания, ути-

лизации

Периодичность выбросов

Установочная норма содержания загрязнений в сто-

ках

1 Стоки от охлаждения насосов с.100

0.34 в промливне-вую канализа-

цию

постоянно нефтепродукт - 25 мг/л

2 Стоки от промывки системы аммиачной

водой с.100

1 в промливне-вую канализа-

цию

постоянно аммонийная соль - 100 мг/л

аммиак - 100 мг/лН2S - 350 мг/л

3 Дождевые стоки с.100 в промливне-вую канализа-

цию

постоянно

5 Сброс от котла-утилизатора

1.2 в промливне-вую канализа-

цию

постоянно

80

Основными факторами, от которых зависит устойчивость работы

объекта, являются:

надежность защиты работающего персонала (СИЗ и убежища);

компетентность персонала и непрерывность управления производст-

венным процессом объекта;

прочности инженерно-технического комплекса, то есть способность

противостоять различным поражающим факторам;

материально-техническое снабжение объекта;

готовность объекта к восстановлению производства;

наличие производственной связи.

Необходимо заблаговременно разработать и провести комплекс ме-

роприятий для обеспечения устойчивой работы установки и всего предпри-

ятия в мирное и военное время в условиях ЧС, а также для снижения воз-

можных потерь и разрушений, восстановления нарушенных функций, обес-

печения жизнедеятельности населения, рабочих и служащих.

Мероприятия мирного времени по повышению устойчивости уста-

новки каталитического риформинга:

оборудовать установку подземными емкостями для аварийного слива

продукции из наземных емкостей, аппаратов и коммуникаций;

оборудовать установку системой управления из убежищ;

обваловать установку;

внедрить системы автоматизации и ПАЗ;

создать запас технологического оборудования, сырья, топлива, инст-

рументов и деталей для автоматики, выходящих из строя при воздей-

ствии поражающих факторов ядерного оружия;

подготовить топливно – энергетическое хозяйство к работе в военное

время;

82

Службам РСЧС и ГО ЧС на предприятии необходимо составить план

ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций, также предусмотреть ис-

пользование средств индивидуальной защиты и убежищ, эвакуацию при уг-

розе взрыва (эвакуационные пункты, питание и т.д.)

4.11 Заключение

В данном разделе дипломного проекта рассмотрены негативные фак-

торы, которые могут возникнуть при работе установки каталитического ри-

форминга или в результате стихийных бедствий и привести к возникнове-

нию чрезвычайных ситуаций.

Были предложены мероприятия по обеспечению производственной

безопасности, пожарной безопасности, электробезопасности, а также по

созданию комфортных условий труда. Для защиты обслуживающего персо-

нала выбрали средства индивидуальной и коллективной защиты.

Соблюдение рекомендуемых мероприятий увеличит устойчивость

объекта, обеспечит сохранность жизни и здоровья людей, уменьшит сте-

пень риска возникновения чрезвычайных ситуаций, разрушения объекта и

улучшит состояние окружающей среды.

84

CБ = Σ Цi Ki + ТР,

где СБ - балансовая стоимость ;

Цi - цена оборудования;

Ki - количество оборудования;

ТР - расходы на транспортировку и установку,

ТР = 1 % (Σ Цi Ki) = (9300*1+7000*1+8600*1)*0,01=249 руб;

CБ = Σ Цi Ki + Т Р = 24900 + 249 = 25149 руб = ЗОБ

2. Затраты на материал (ЗМ).

Данные о затратах на материал (магнитные носители и т.п.) представ-

лены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 – Затраты на материал

Наименование Расходы в руб.

Дискеты 10 шт. 120

Бумага 500 лист. 100

СD диски 2 шт. 50

Документация 300

Итого ЗМ 570

3. Амортизационные отчисления (АО).

Рассчитываются амортизационные отчисления для ПЭВМ и перифе-

рийных устройств за год:

%100

АСАг Б

где СБ – балансовая стоимость оборудования;

А – норма амортизации, равная 20%.

рубАС

Аг Б 5030%100

%2025149

%100

Далее определяются амортизационные отчисления за период разработ-

ки.

рубТрАг

АО 209612

55030

12

где ТР – период разработки.

4. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования.

86

5.3 Определение цены программного продукта

Программа разрабатывалась для одного заказчика, ее цену рассчиты-

вают по формуле:

100100ПРОДДС

ПРИБПР

НННССЦ

где НПРИБ – норма прибыли, составляющая 15-30 % от себестоимости

разработки; НПРИБ = 78951 · 0,2 = 15790 руб;

НДС – налог на добавленную стоимость, составляющий 20 %;

НПРОД – налог с продаж (5 %);

рубНН

НССЦ ПРОДДСПРИБПР 11937405,12,1)15790 78951(

100100

Рассчитанная цена может быть скорректирована в зависимости от

степени риска (производственного и коммерческого), конкуренции со сто-

роны альтернативных программных продуктов, монополизации рынка про-

дукции, в производство которой внедряется новая программная разработка.

Производственный риск связан с тем, что потребитель может не реа-

лизовать тех производственных показателей, которых предполагалось дос-

тичь в случае применения программного продукта. По имеющимся оцен-

кам, вероятность того, что доработка и внедрение технологии не обеспечит

расчетных показателей, колеблется от 1–2%.

5.4 Расчет экономического эффекта и срока окупаемости

На установке Л-35-11/1000 в течение года производится в среднем

69687 т бензина каталитического риформирования за вычетом 45 дней про-

стоя установки в период регенерации катализатора. Средняя стоимость 1 т

готовой продукции равна 11500 руб без учета НДС. Себестоимость бензина

каталитического риформирования равна 4720 руб за 1 т .

Прибыль с каждой тонны бензина равна:

88

2. Затраты на тару и упаковку определяются в размере 1% от стоимости:

З2 = 1510000*0,01 = 15100 руб.

3. Заготовительно-складские расходы определяются в размере 1,2 % от

стоимости оборудования и расходов на тару и упаковку:

З3 = 0,012*(1510000 +15100) = 18301 руб.

4. Стоимость работ по монтажу определяются в размере 20 % от стои-

мости оборудования:

З4 = 1510000*0,2 = 302000 руб.

5. Полная сметная стоимость монтажа учитывает стоимость неучтенных

материалов, определяется в размере 6 % от стоимости оборудования, та-

ры, доставки и заготовительно-складских расходов:

З5 = 302000+0,06*(1510000+15100+151000+18301) = 403664 руб.

6. Накладные расходы определяются по заработной плате рабочих, уча-

ствующих в монтаже (70 % от заработной платы). Предположим, что

монтаж ведут 3 слесарей 6 разряда в течении 10 дней. Тарифная ставка

равна 6,5 руб, премия предусматривается в размере 20 %. Тогда заработ-

ная плата рабочих с учетом уральского коэффициента равна:

З6 = 6,5*3*10*1,15*1,2 = 269 руб.

Накладные расходы:

З7 = 269 · 0,7 = 188 руб.

7. Единовременные затраты складываются из всех затрат:

К = З1+ТР+З2+З3+З4+З5+З6+З7 =

=1629374+151000+15100+18301+302000+403664+269+188 =

= 2519896 руб.

8. Дополнительные эксплуатационные затраты складываются из затрат

на текущий ремонт, которые составляют 3% от единовременных затрат,

и расходов на содержание и эксплуатацию новой системы управления

равных 1,5% от единовременных:

И = 0,03·2519896 + 0,015·2519896 = 113395 руб

9. Годовые результаты от внедрения рассчитываются по формуле:

90

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте разработана двухуровневая распределенная

АСУ ТП секции 100 установки, которая позволит обеспечить оптимальное

безаварийное ведение процесса, повышенную надежность за счет

использования резервирования наиболее важных компонентов системы,

эффективное эргономическое взаимодействие с оператором за счет

использования технологий HMI.

Разработанная система управления основана на использовании

технических и программных средств фирмы Siemens. Особое преимущество

техники Siemens состоит в том, что она охватывает все уровни

автоматизации, что позволяет избежать проблем с совместимостью,

масштабированием и добиться высокого уровня быстродействия,

функциональности и надежности.

Опыт применения подобных систем показал на отечественных

заводах показал их высокую надежность и экономическую обоснованность.