Замена системы управления на новую с использованием контроллера CENTUM CS 3000 фирмы Yokogawa (Япония)

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Другое
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

630,37 Кб
Опубликовано:

2014-08-18

Все дипломные работы по другим направлениям

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Замена системы управления на новую с использованием контроллера CENTUM CS 3000 фирмы Yokogawa (Япония)

ВВЕДЕНИЕ

ОАО АНГАРСКАЯ НЕФТЕХИМИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ является одной из крупнейших нефтяных компаний России. Была основана в 1951 году. В состав ОАО АНХК входят следующие предприятия:

НПЗ;

химический завод;

завод масел.

В данном дипломном проекте в качестве объекта автоматизации был выбран процесс гидроочистки и отпарки гидрогенизата установки каталитического риформинга, которая входит в состав цеха № 8/14 нефтеперерабатывающего завода. Введена в эксплуатацию в 1978 г.

Установка предназначена для получения базового компонента высокооктановых бензинов методом каталитического риформинга прямогонных бензиновых фракций.

В состав установки входят:

блок предварительной гидроочистки сырья;

блок стабилизации;

блок печей;

компрессорный блок;

насосная.

БЛОК ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ГИДРООЧИСТКИ - предназначен для удаления из сырья сернистых, азотистых и кислородосодержащих соединений, соединений содержащих металлы и галогены, непредельные углеводороды, дезактивирующих катализатор риформинга. Процесс осуществляется путем гидрирования сырья на катализаторе КГУ-941 с последующей отпаркой гидрогенизата.

БЛОК СТАБИЛИЗАЦИИ - предназначен для стабилизации гидрогенизата и катализата путем отпарки легких углеводородов, паров воды, сероводорода и других газов.

БЛОК ПЕЧЕЙ - предназначен для нагрева до температуры процесса газосырьевых смесей (ГСС) гидроочистки и риформинга, а так же теплоносителей блока стабилизации.

КОМПРЕССОРНЫЙ БЛОК - предназначен для циркуляции водородосодержащего газа (ВСГ) в системах гидроочистки и риформинга, а так же для выдачи избытка ВСГ с установки.

НАСОСНАЯ - предназначена для перекачки продуктов переработки бензиновых фракций.

Мощность установки, с учетом всех продуктов производства, составляет 756599 т/год.

В настоящее время известны более усовершенствованные технические средства, построенные на базе электроники и вычислительной техники. Это контроллеры фирмы Siemens, Modicon, Octagon Systems, Advantech, Yokogawa, а также контроллеры отечественного производства: «ТЕКОН», «ТРЭЙ ГМБХ», Р-130, КР-300.

В дипломном проекте предлагается замена существующей системы управления на новую, более совершенную, с использованием контроллера фирмы Yokogawa CENTUM CS 3000. Он обладает высокой надежностью, быстродействием, возможностью 100% резервирования, встроенными функциями для отображения/управления, горячей заменой модулей, обработкой ошибок, простотой создания распределенных систем управления.

В результате для обслуживания технических средств необходимо меньшее количество персонала, так как техника реже выходит из строя. Системы гибкие, возможно подключение новых датчиков и исполнительных механизмов, совершенствование программного обеспечения.

Кинетика процесса гидроочистки зависит от молекулярной массы и типа сернистых соединений, содержащихся в сырье.

1. Технология

.1 Общая характеристика производственного объекта

.1.1 Состав производственного объекта

В состав производственного объекта входят:

печь, где происходит нагрев гидрогенизата и поддержание температурного режима процесса;

колонна К-1, где происходит ректификация, получение узких фракций;

теплообменники для охлаждения отходящих фракций, нагрева сырья;

конденсаторы, где происходит конденсация нефтепродуктов;

емкости для сбора узких фракций;

насосная для перекачки сырья и откачки готовой продукции.

Установка производит:

топливный газ, который используется на печах установки;

базовый компонент высокооктановых бензинов, который используется для производства автомобильного бензина.

.2 Описание технологического процесса

.2.1 Стадии технологического процесса

В стадии технологического процесса входят:

гидроочиска;

отпарка гидрогенизата.

.2.2 Описание процесса гидроочистки

Сырьё - фракция 80-180 из парка 55 по трубопроводу №3311 поступает на прием сырьевых насосов Н-1(Н-2). При отсутствии ресурсов прямогонного бензина и необходимости увеличения октанового числа бензинов каталитического крекинга и риформинга, предусмотрена схема дозированной подачи по л.2419 фракции 80-130 бензина каталитического крекинга на прием насосов Н-1 (Н-2) в смеси с фракцией 80-180. Расход фракции 80-130 регулируется клапаном регулятором расхода поз.42в. Доля вовлечения фракции 80-130 определяется расчетным путем исходя из исходных данных по содержанию олефинов в прямогонной фракции 80-180 и фракции 80-130, при этом должно быть обеспечено содержание олефинов не более 2% в смесевом сырье. Допустимая доля (по массе) фракции 80-130 бензина КК в смеси с прямогонным сырьем рассчитывается оператором по формуле:

Д80-130 =(2-Опс)/(О80-130-Опс),

где О80-130 и Опс - содержание олефинов в фракции 80-130 бензина КК и прямогонного сырья, % масс. Количество фракции 80-130, направляемой на установку, зависит от нагрузки на установку по прямогонному сырью и рассчитывается по формуле:

К80-130=Кпс ´ Д80-130/(1-Д80-130) т/час,

где Д80-130 - допустимая доля фракции 80-130 бензина КК в смеси с прямогонным сырьем. Например, при

Кпс=100м3/час, 120 м3/час;

К80-130=73´0,2/(1-0,2)=18т/час=25 м3/час;

К80-130=88´0,2/(1-0,2)=22т/час=30 м3/час.

Насосами Н-1 (Н-2) подается сырье двумя потоками через фильтры Ф-101/1,2, расход регулируется клапанами поз.59г, 61г на смешение с циркулирующим в блоке гидроочистки компрессорами ПК-1(ПК-2) водородсодержащим газом (ВСГ) и ВСГ с установки Л-35/6-300. ВСГ с установки Л-35/6-300 для поддержания давления в системе гидроочистки может подаваться компрессорами ПК-1(ПК-2) на прием компрессоров ПК-1(ПК-2) установки Л-35/11-1000 с давлением 23-25кгс/см2, или компрессорами ПК-6 (ПК-7) на выкид компрессоров ПК-1(ПК-2) установки Л-35/11-1000 с давлением 33-35 кгс/см2. Газосырьевая смесь (ГСС) нагревается в теплообменниках Т-1/1,2,3 и Т-2/1, 2,3 газопродуктовой смесью (ГПС) из реактора Р-1. При подключении импортного теплообменника “Пакинокс” поз. Т-105, теплообменники Т-1/1,2,3 и Т-2/1,2,3 из схемы исключаются. Для предотвращения отложения аммонийных солей в теплообменнике “Пакинокс” блока предварительной гидроочистки Т-105, предусмотрена подача питательной воды внутрь теплообменника в контур ГПС. Инжекция питательной воды осуществляется вновь установленным насосом Н-102 от деаэрационной установки А-6. Подача питательной воды может производиться постоянно или периодически в зависимости от содержания азотистых соединений в сырье установки и хлористого водорода в ВСГ риформинга. Вода промывки выводится из сепаратора С-1 через сифонную трубку в канализацию. Дренирование сепараторов при остановке установки в ремонт осуществляется следующим образом:

нефтепродукт по существующему трубопроводу направляется в дренаж;

промывная вода в промканализацию.

Остаточный уровень промывной воды выдавливается в промканализацию инертным газом. Далее ГСС нагревается в печи П-1 до температуры 320-400 ОС. После печи П-1 ГСС поступает в реактор Р-1, где происходит гидрирование сернистых соединений на катализаторе КГУ-941. ГПС из реактора Р-1 после теплообмена в теплообменниках Т-1/1,2,3 и Т-2/1,2,3 (или Т-105) с ГСС охлаждается в воздушном холодильнике Х-1/1,2, до охлаждается в водяном холодильнике Х-2 и поступает в сепаратор С-1. В сепараторе С-1 происходит разделение ГПС на газообразную (ВСГ) и жидкую (нестабильный гидрогенизат) фазы. Температура ГСС после Т-1/1,2,3 и Т-2/1,2,3 контролируется термопарой поз.43а. Температура на перевале П-1 контролируется термопарой поз.40а, с коррекцией по температуре на выходе из печи П-1 и регулируется регулятором температуры, клапан которого установлен на линии топливного газа к форсункам печи П-1 поз.41г. Температура ГСС на входе в печь П-1 контролируется термопарой поз.43а, на выходе из камер радиации П-1 регистрируется по потокам прибором поз.42а. Температура в реакторе Р-1 контролируется по высоте многозонной термопарой поз.34а и 35а. Температура на входе и выходе Т-105 контролируется термопарой поз.27а, ГПС на входе и выходе из теплообменника Т-105 поз.20а и 21а .

ВСГ с верха сепаратора С-1 через сепаратор С-8 поступает на прием компрессоров ПК-1(ПК-2) с последующим выкидом на смешение с сырьем.

Поддержание давления в системе блока гидроочистки осуществляется регулированием расхода ВСГ, поступающего с установки Л-35/6-300 на блок гидроочистки, либо минимальным сбросом ВСГ из сепаратора С-1 в топливную сеть поз.51в (трубопровод №3318) или на факел (трубопровод №31) при постоянном расходе ВСГ с установки Л-35/6-300.

Схема резервирования компрессоров установки.

При необходимости плановой остановки или аварийной остановки компрессоров установки Л-35/6-300 и прекращении подачи ВСГ на водородпотребляющие установки: Л-24/6, Г-24 и главным образом установки Л-35/11-1000, предусмотрена схема резервирования.

Компримирование избыточного ВСГ выполняется компрессором ПК-2(ПК-1) установки Л-35/11-1000, находящимся в это время в резерве. Для этого избыточный ВСГ из сепаратора С-2 подается через сепаратор С-9 на прием резервного компрессора ПК-2(ПК-1) (выдача ВСГ по трубопроводу №3310 на установку Л-35/6-300 закрывается). После нагнетания компрессора ПК-1 (ПК-2) водородосодержащий газ (ВСГ) под давлением подается по резервному трубопроводу в трубопровод №3309 и далее на водородпотребляющие установки завода. При переходе на схему резервирования необходимо увеличивать расход свежего ВСГ на блок гидроочистки на 10-20% в связи с более высокой температурой, меньшей плотностью газа из-за отсутствия концевого холодильника после компрессоров ПК-2 (ПК-1) установки Л-35/11-1000.

.2.3 Описание процесса отпарки гидрогенизата

Нестабильный гидрогенизат из С-1 после нагрева в теплообменнике Т-3 до температуры 150ОС подается в отпарную колонну К-1 для выделения из гидрогенизата растворенных газов, воды и сероводорода. Уровень в сепараторе С-1 поддерживается регулятором поз.15а. Расход нестабильного гидрогенизата из С-1 в Т-3 регулируется прибором поз.15б.

После охлаждения и конденсации в аппаратах воздушного охлаждения ХК-1 и водяного ХК-2 верхний продукт колонны поступает в рефлюксную емкость Е-1, где происходит разделение газовой фазы и сконденсировавшихся углеводородов и воды. Температура верха колонны К-1 контролируется термопарой поз.7а. Температура после ХК-2 регулируется регулятором поз.3а путем поворота лопастей вентиляторов воздушного конденсатора-холодильника ХК-1.

Углеводородный газ поступает в С-111 и используется на печах установки, избыток сбрасывается в сеть неочищенного топливного газа или при необходимости на факел. Жидкая фаза из емкости Е-1 возвращается в колонну К-1 насосоми Н-6(Н-7) в качестве орошения. Вода с низа Е-1 периодически дренируется в промливневую канализацию. Избыток жидкой фазы, образующейся за счет легкой части гидрогенизата в ёмкости орошения Е-1 (головка стабилизации), выводится с установки и направляется на очистку от растворенного сероводорода в парк 11. Расход газа из Е-1 регулируется прибором поз.1в, расход орошения из Е-1 в К-1 регистрируется прибором поз.5б.

Необходимое для отпарки количество тепла вводится в отпарную колонну циркуляцией стабильного гидрогенизата через трубчатую печь П-2/2 насосом Н-3,4(5). Количество циркулирующего гидрогенизата регулируется расходом поз.11г. Температура выхода продукта из печи по потокам регулируется прибором поз.9а. Температура дымовых газов на перевале П-2/2 регулируется регулятором температуры поз.10а, клапан которого установлен на линии подачи газа к форсункам печи. Температура в колонне К-1 на 5 тарелке регулируется регулятором температуры поз.8а.

Стабильный гидрогенизат после охлаждения в теплообменнике Т-3 противотоком нестабильного гидрогенизата поступает на фильтры Ф-1, Ф-2.

.3 Нормы технологического режима

Нормы технологического режима приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1. Нормы технологического режима

Наименование стадий процесса, показатели режима, номера позиций оборудования по схеме	Единицы измерения		Допускаемые пределы параметров и показателей качества	Требуемый класс точности измерительных приборов ГОСТ 8.401	Оптимальные значения параметров
Гидроочистка
Уровень нестабильного гидрогенизата в С-1 поз.15а, 24а	%		20-80	2,5	25-35
Уровень в воды С-1 поз.18а	%		5-45	2,5	10-20
Перепад давления в Т-105 поз.24а, 25а, 28а	кгс/см2		Не более 1	1,5	0,2-0,5
Расход ВГС на Т-1,2 поз.31б, 32б	м3/ч		5500 не менее	1,5	6000-12300
Температура Р-1 поз.34а, 35а	оС		350-480	1.5	360-480
Давление на выходе Р-1 поз.36а	кгс/см2		23 не менее	1,5	23-24
Давления ВГС от ЦК-1 поз.38а	кгс/см2		25-28	1,5	26-28
Температура на перевале П-1 поз.41а	оС		850, не более	1	500¸820
Температура ГСС на выходе П-1 поз.42а	оС		400, не более	1	280¸350
Уровень в С-8 поз.46а	%		25-70	2,5	25-30
Давление на нагнетании насоса ПК-1,2 поз.49а, 52а		кгс/см2	20-30	1,5	23-25
Уровень С-9 поз.53а		%	25-70	2,5	25-30
Перепад давления Ф-101/1,2 поз.56а,60а.		кгс/см2	1	1	0,2-0,5
Температура ГСС на входе П-1 поз.82а		оС	350, не более	1	200¸250
Расход сырья на установку поз.100а, 103а		м3/ч	50 не менее	1,5	50-85
Давление на нагнетании насоса Н-1,2,22, поз.104а, 105а, 106а		кгс/см2	7,5 не менее	1,5	7,5-7,8
Отпарка
Давление Е-1 поз.1а		кгс/см2	11,5, не более	1,5	10-11
Расход газа Е-1 поз.2б		м3/ч	0-1500	1,5	0...1500
Температура сырья на входе Е-1 поз.3а		оС	60, не более	1,0	35¸50
Расход орошения верха К-1 поз. 4б		м3/ч	50, не более	1,0	25-35
Уровень Е-1 поз.5а		%	20-80	2,5	45-50
Уровень К-1 поз.6а		%	40-100	2,5	20-80
Температура верха К-1 поз.7а		оС	110-140	1,0	120-140
Температура перевала П2/2 поз.9а		оС	800, не более	1,0	600¸700
Расход нестабильного гидрогенизата в П2\2 поз.11г		м3/ч	Не менее 500	1,5	500-800
Температура продукта после Т-3, поз.12а		оС	Не менее 140	1,0	140-150
Давление на нагнетании насоса Н-3,4,5 поз. 13а, 14а, 15а		кгс/см2	7,5 не менее	1,5	7,5-7,8
Давление К-1 поз.15а		кгс/см2	11,5, не более	2,5	8,0-10,0
Давление на нагнетании насоса Н-6,7 поз. 16а, 17а		кгс/см2	7,5 не менее	1,5	7,5-7,8
Температур подшипников насосов Н-7, поз.28а, 33а		оС	20-55	1,0	25-55

.4 Контроль технологического процесса с помощью системы сигнализации и блокировки

Таблица 1.2. Контроль технологического процесса с помощью системы сигнализации и блокировки

Наименование параметра, номер позиции оборудования по схеме	Единица измерения параметра	Шкала датчика прибора (пределы измерения)	Критическое значение параметра	Допускаемое значение параметра (по графе 3 раздела 4 ТР)	Значение параметра при срабатывании				Величины установок при срабатывании сигнализации и блокировки																					Действие блокировки
									На датчике			На вторичном устройстве					На датчике					На вторичном устройстве
					Сигнализации			Блокировки	Сигнализация								Блокировка
									(в единицах шкалы сигнализирующего устройства)
Т-сырья после ХК-2 поз.3а	°С	0-100	-	35-50	50			-	-		50				-					-										-
Расход на орошение К-1, поз.5б	м3/ч	0-100	-	25...35	35			-	-		35				-					-										-
Уровень бензина в Е-1, поз.4а	%	0-100	-	20-80	20			-	-		20				-					-										-
Максимальный уровень в Е-1, поз.4а	%	0-100	-	20-80	85			-	-		85				-					-										-
Температура верха К-1, поз.7а	°С	0-200	-	120-140	140			-	-		140			-					-										-
Температура перевала П-2/2, поз.9а	°С	0-1000	-	800, не более	800			-	-		800			-					-										-
Температура продукта после Т-3, поз.12а	°С	0-500	-	120-150	120			-	-		150			-					-										-
Давление в К-1, поз.15а	м3/ч	0-15	-	8-10	8-10			-	-		8-10			-					-										-
Перепада давления гидрогенизатана Т-105, поз.24а	кгс/см2	0-1	-	0-1	0,2-0,5			-	-		0,2-0,5			-										-
Перепад давления ВГС и ГСС на входе Т-105, поз.25а	кгс/см2	0-1	-	0-1	0,2-0,5			-	-		0,2-0,5			-					-										-
Температура ГСС на входе Т-1,2, поз.30а	°С	0-500	-	200-300	200-300			-	-		200-300			-					-										-
Контроль давления на выходе Р-1, поз.36а	кгс/см2	0-30	-	23-24	23-24			-	-		23-24				-					-								-
Контроль давления на выходе Р-1, поз.37а	кгс/см2	0-10	-	0-8	0-8			-	-		0-8				-					-								-
Контроль расхода азота, поз. 45б	м3/ч	0-100	-	60-80	60-80			-	-		60-80				-					-								-
Контроль расхода ВГС из ПК-1,2, поз. 55б	м3/ч	0-20 000	-	6000-12300	6000-12300			-	-		6000-12300				-					-								-
Перепада давления Ф-101/1, поз. 56а	кгс/см2	0-1	-	0-1	0,2-0,5			-	-		0,2-0,5				-					-								-
Перепада давления Ф-101/2, поз. 60а	кгс/см2	0-1	-	0-1	0,2-0,5			-	-		0,2-0,5				-					-								-
Расход сырья на Н-1, Н-2, поз.61б	м3/ч	0-100	-	50¸85	50¸85			-	-		50¸85				-					-								-
Температура ГСС на входе в П-1 поз.43а	°С	0-400	-	215¸250	215¸250			-	-		215¸250				-					-							-
Давления на нагнетании насоса ПК-1, поз.49а	кгс/см2	0-100	-	23-25	23-25			-	-		23-25				-					-							-
Давления на нагнетании насоса ПК-2, поз.52а	кгс/см2	0-100	-	23-25	23-25			-	-		23-25				-					-							-
Концентрация углеводородов в насосне Н-1, поз.63а	% об.	0-100	-	0-50	-			50	-		50				-					-							-
Концентрация углеводородов в насосне Н-2, поз.64а	% об.	0-100	-	0-50	-			50	-		50				-					-							-
Концентрация углеводородов в насосной Н-3,4,5, поз.65а	% об.	0-100	-	0-50	-			50	-		50				-					-							-
Концентрация углеводородов в насосной Н-6,7, поз.66а	% об.	0-100	-	0-50	-			50	-		50				-					-							-
Концентрация углеводородов в компрессорах ПК-1,2, поз.67а	% об.	0-100	-	0-50	-			50	-		50				-					-							-
Концентрация углеводородов в насосной Н-22, поз.68а	% об.	0-100	-	0-50	-			50	-		50				-					-							-
Давление нагнетания насосов Н-3, поз.69а	кгс/см2	0-16	-”-	7,5 не менее	7			6	7		-				6					-							Остановка насоса
Давление нагнетания насосов Н-4, поз.70а	кгс/см2	0-16	-”-	7,5 не менее	7			6	7		-				6					-							Остановка насоса
Давление нагнетания насосов Н-5, поз.71а	кгс/см2	0-16	-”-	7,5 не менее	7			6	7		-				6					-							Остановка насоса
Давление нагнетания насосов Н-6, поз.72а	кгс/см2	0-16	-”-	7,5 не менее	7			6	7		-				6					-							Остановка насоса
Давление нагнетания насосов Н-7, поз.73а	кгс/см2	0-16	-”-	7,5 не менее	7			6	7		-				6					-							Остановка насоса
Температура масла в картере насоса Н-3, поз.74а	°С	0-100	-	20-55	-			55	-		55				-					-							-
Температура масла в картере насоса Н-3, поз.75а, 76а	°С	0-100	-	20-55	55			55	-		55				55					-							Остановка насоса
Температура масла в картере насоса Н-4, поз.77а	°С	0-100	-	20-55	-			55	-		55				-					-							-
Температура масла в картере насоса Н-4, поз.78а, 79а	°С	0-100	-	20-55	55			55	-		55				55					-							Остановка насоса
Температура масла в картере насоса Н-5, поз.80а	°С	0-100	-	20-55	-			55	-		55				-					-							-
Температура масла в картере насоса Н-5, поз.81а, 82а	°С	0-100	-	20-55	55			55	-		55				55					-							Остановка насоса				°С	0-100	-	20-55	-	55	-	55	-	-
Температура масла в картере насоса Н-6, поз.84а, 85а	°С	0-100	-	20-55		55		55		-	55		55					-								Остановка насоса
Температура масла в картере насоса Н-7, поз. 86а	°С	0-100	-	20-55		-		55		-	55							-								-
Температура масла в картере насоса Н-7, поз.87а, 88а	°С	0-100	-	20-55		55		55		-	55		55					-								Остановка насоса
Температура масла в картере насоса Н-6 поз.84а, 85а	°С	0-100	-	20-55		55		55		-	55		55					-								Остановка насоыса
Температура масла в картере насоса Н-7 поз.86а	°С	0-100	-	20-55		-		55		-		55					-			-					-
Температура масла в картере насоса Н-7 поз.87а, 88а	°С	0-100	-	20-55		55		55		-		55					55			-					Остановка насоса
Контроль давления в маслобаке насоса Н-3, поз.89а	кгс/см2	0-4	-	1,0-2,0		1,0-2,0		-		-		1,0-2,0					-			-					-
Контроль давления в маслобаке насоса Н-4, поз.90а	кгс/см2	0-4	-	1,0-2,0		1,0-2,0		-		-		1,0-2,0					-			-					-
Контроль давления в маслобаке насоса Н-5, поз.91а	кгс/см2	0-4	-	1,0-2,0		1,0-2,0		-		-		1,0-2,0					-			-					-
Контроль давления в маслобаке насоса Н-6, поз.92а	кгс/см2	0-4	-	1,0-2,0		1,0-2,0		-		-		1,0-2,0					-			-					-
Контроль давления в маслобаке насоса Н-7, поз.93а	кгс/см2	0-4	-	1,0-2,0		1,0-2,0		-		-		1,0-2,0					-			-					-
Контроль уровня в маслобаке Н-3, поз.94а	мм	0-100	-	40-60		60		60		-		60					60			-					Остановка насоса
Контроль уровня в маслобаке Н-4, поз.95а	мм	0-100	-	40-60		60		60		-		60					60			-					Остановка насоса
Контроль уровня в маслобаке Н-5, поз.96а	мм	0-100	-	40-60		60		60		-		60					60			-					Остановка насоса
Контроль уровня в маслобаке Н-6, поз.97а	мм	0-100	-	40-60		60		60		-		60					60			-					Остановка насоса
Контроль уровня в маслобаке Н-7, поз.98а	мм	0-100	-	40-60		60		60		-		60					60			-					Остановка насоса
Контроль давления в маслобаке насоса Н-3, поз.99а	°С	0-200	-	40-75		75		75		-		75					75			-					Остановка насоса
Контроль давления в маслобаке насоса Н-4, поз.100а	°С	0-200	-	40-75		75		75		-		75					75			-					Остановка насоса
Контроль давления в маслобаке насоса Н-5, поз.101а	°С	0-200	-	40-75		75		75		-		75					75			-					Остановка насоса
Контроль давления в маслобаке насоса Н-6, поз.102а	°С	0-200	-	40-75		75		75		-		75					75			-					Остановка насоса
Контроль давления в маслобаке насоса Н-7, поз.103а	°С	0-200	-	40-75		75		75		-		75					75			-					Остановка насоса
Давление нагнетания насосов Н-1 поз.104а	кгс/см2	0-16	-”-	7,5 не менее		7		6		7		-					6			-					Остановка насоса
Давление нагнетания насосов Н-2 поз.105а	кгс/см2	0-16	-”-	7,5 не менее		7		6		7		-					6			-					Остановка насоса
Давление нагнетания насосов Н-22 поз.106а	кгс/см2	0-16	-”-	7,5 не менее		7		6		7		-					6			-					Остановка насоса
Температура масла в картере насоса Н-1 поз.107а	°С	0-100	-	20-55			-	55		-		55					-			-			-
Температура масла в картере насоса Н-2 поз.108а, 109а	°С	0-100	-	20-55		55		55	-		55					55					-			Остановка насоса
Температура масла в картере насоса Н-2 поз.110а	°С	0-100	-	20-55		-		55	-		55										-			-
Температура масла в картере насоса Н-2 поз.111а, 112а	°С	0-100	-	20-55		55		55	-		55					55					-			Остановка насоса
Температура масла в картере насоса Н-22 поз.113а	°С	0-100	-	20-55		-		-		55										-			-
Температура масла в картере насоса Н-22 поз.114а, 115а	°С	0-100	-	20-55			55	55		-		55					55			-			Остановка насоса
Контроль давления в маслобаке насоса Н-1, поз.116а	кгс/см2	0-4	-	1,0-2,0			1,0-2,0	-		-		1,0-2,0					-			-			-
Контроль давления в маслобаке насоса Н-2, поз.117а	кгс/см2	0-4	-	1,0-2,0			1,0-2,0	-		-		1,0-2,0					-			-			-
Контроль давления в маслобаке насоса Н-22, поз.118а	кгс/см2	0-4	-	1,0-2,0			1,0-2,0	-		-		1,0-2,0					-			-			-
Контроль уровня в маслобаке Н-1, поз.119а	мм	0-100	-	40-60			60	60		-		60					60			-			Остановка насоса
Контроль уровня в маслобаке Н-2, поз.120а	мм	0-100	-	40-60			60	60		-		60					60			-			Остановка насоса
Контроль уровня в маслобаке Н-22, поз.121а	мм	0-100	-	40-60			60	60		-		60					60			-			Остановка насоса
Контроль давления в маслобаке насоса Н-1, поз.122а	°С	0-200	-	40-75			75	75		-		75					75			-			Остановка насоса
Контроль давления в маслобаке насоса Н-2, поз.123а	°С	0-200	-	40-75			75	75		-		75					75			-			Остановка насоса
Контроль давления в маслобаке насоса Н-22 поз.124а	°С	0-200	-	40-75			75	75		-		75					75			-			Остановка насоса

. АВТОМАТИЗАЦИЯ

.1 Анализ технологического процесса, как объекта автоматизации

В соответствии с технологией, показанных особенностях гидроочистки и отпарки гидрогенизата, установки каталитического риформинга, условиями поддержания оптимальной температуры в ректификационной колонне и в реакторе, а также требованиям к поддержанию нормального протекания процесса, можно выделить следующие задачи управления объектом:

автоматическое регулирование;

аварийно-предупредительная сигнализация;

накопление текущей информации о состоянии процесса;

отображение информации о состоянии объекта, как текущей, так и предыстории.

Решение этих задач должно обеспечить увеличение выпуска продукции, снижение себестоимости, сокращение численности обслуживающего персонала, экономию энергоресурсов, сырья и т. п.

. Задачи регулирования:

температура в емкости Е-1;

температура нестабильного гидрогенизата из П-2/2;

температура перевалов печи П-2/2;

температура ГСС из П-1;

давление в емкости Е-1;

давление в колонне К-1;

давление в сепараторе С-1;

расход орошения в колонне К-1;

расход нестабильного гидрогенизата в печь П-2/2;

расход сырья в Т-1,2;

расход топливного газа в печь П-2/2, П-1;

уровень в емкости Е-1;

уровень в колонне К-1;

уровень в сепараторе С-1;

уровень в сепараторе С-8;

уровень в сепараторе С-9.

. Задачи аварийно-предупредительной сигнализации:

температура верха К-1;

температура сырья после Т-3;

температура подшипника насосов Н-1.. Н-7, Н-22;

температура масла в картере насосов Н-1.. Н-7, Н-22;

уровень в К-1;

уровень в С-1;

уровень в Е-1;

довзрывная концентрация углеводородов в насосной;

давление в колонне К-1;

давление нагнетания насосов Н-1.. Н-7, Н-22;

перепад давления Р-1;

расход сырья в печь П-2/2;

перепад давления Ф-101/1,2;

перепад давления Р-1.

Устройства пневмоавтоматики, применяемые в настоящее время на производстве, обладают достаточно высокой надежностью, простотой в обслуживании, ремонтопригодностью. Однако их применение не позволяет повысить уровень автоматизации сложных технологических объектов, в полной мере воспользоваться достижениями современной теории автоматизации и оптимизации, так как реализация вычислительных функций на устройствах пневмоавтоматики оказывается либо слишком сложной, либо практически невыполнимой задачей. Поэтому наряду с развитием средств электроники и вычислительной техники, ее удешевлением, повышением эксплуатационной надежности, предопределило необходимость перехода от систем локального контроля и регулирования к системе управления на основе технических средств - CENTUM CS 3000.

Технической основой всех современных систем управления являются микропроцессорные системы, которые выполняют функции сбора данных, регулирования и управления.

Эта система идеально подходит для автоматизации технологических процессов в различных областях промышленности. Она базируется на использовании стандартных изделий CS 3000, функциональные возможности которых существенно расширены новым программным обеспечением. Предлагаемый комплекс программных и аппаратных средств позволяет успешно решать типовые задачи автоматического управления и является одним из главных направлений существенного повышения эффективности данного производства.

В процессе реального проектирования использование стандартных модулей CS 3000 позволяет получить значительную экономию стоимости аппаратных средств.

Системы, построенные на основе CENTUM CS 3000, обеспечивают простое развитие своих технических возможностей. Первоначальные инвестиции в эти системы не пропадают даром, поскольку новая системная платформа открыта не только для изделий фирмы Yokogawa, но и изделий других фирм-изготовителей.

Существует примеры реального применения систем.

Общая база CENTUM CS 3000. Концепция полностью интегрированной автоматизации поддерживается едиными компонентами семейства для всех областей применения средств автоматизации производства.

Полная совместимость компонентов. Единообразие используемых компонентов существенно упрощает решение вопросов совместимости различных систем между собой. Задачи разомкнутого и замкнутого управления могут решаться одной и той же системой.

Обоснование выбора полевой автоматики

Выбор первичных преобразователей, используемых для измерения параметров, осуществляется согласно перечню технологических параметров и нормам технологического режима.

В основу САУ положены электрические приборы промышленной группы «Метран» - российского лидера в разработке и поставках средств и систем автоматизации, который включает самый широкий ряд приборов для измерения давления, температуры, расхода, уровня, разрежения для применения в различных областях промышленности.

Применение этих датчиков обусловлено следующими причинами:

наличие специальных исполнений датчиков для взрывоопасных производств с видом взрывозащиты «искробезопасная электрическая цепь» и «взрывонепроницаемая оболочка»;

разнообразие моделей для контроля параметров, как нейтральных, так и химически активных и агрессивных сред;

высокая точность и надежность в эксплуатации.

Вторичная переработка гидрогенизата является взрывоопасной, поэтому все первичные преобразователи имеют маркировку взрывозащиты 0ExiaIICT5X, 0ЕхiaIIСТ5, 0ЕхiaIIСТ4, 0ЕхiaIIСТ6.

В промышленной зоне установлены датчики с выходным унифицированным сигналом 4-20 mA во взрывозащищенном исполнении. Датчики с выходным сигналом 4-20 mA применяются для того, чтобы можно было определить обрыв измерительной цепи от датчика до управляющего комплекса.

Применения микропроцессорной электроники в конструкциях датчиков позволило реализовать широкий набор функций настройки и калибровки датчиков. Повысилась точность настройки и снизилась суммарная погрешность измерения при работе датчика в реальных условиях эксплуатации.

Микропроцессорная техника точна и легка в обращении и настройке.

Ниже приведены технологические параметры процесса и выбор для них первичных средств измерения.

Выбор датчиков для измерения температуры

Температура - важнейший параметр технологических процессов и от правильного выбора измерительных преобразователей зависит качество управления процессом.

Диапазон измерения температуры лежит в пределах от +20 °С до +1000 °С. В связи с этим выбираем термопреобразователь ТХАУ Метран-271-Exia диапазон измерения температуры 0…1000 °С и ТСМУ-274-Ехia диапазон измерения 0…180 °С с погрешностью 1%, с маркировкой по взрывозащите 0ExiaIICT5. Напряжение питания от 18 до 42 В. Все термопары и термометры сопротивления имеют класс защиты от пыли и влаги IP65.

Выбор датчиков для измерения давления

Диапазон измерения давления лежит в пределах от 0,3 до 29 кгс/см2. От точности измерения давления зависит эффективность работы колонн и насосов. В качестве датчиков измерения давления выбираем Метран - 150CG 1 с унифицированным выходным токовым сигналом 4-20 mA. Степень защиты от воздействия пыли и влаги IP65 и имеющий маркировку взрывозащиты 1ExiaIICT5X.

Преимущества:

удобство обслуживания датчиков в условиях эксплуатации;

экономия затрат и времени на:

а) техническое обслуживание датчиков за счет оперативного нахождения неисправностей;

б) сокращение количества выходов к месту установки датчиков для их проверки за счет удаленной диагностики и конфигурирования.

Выбор датчиков для измерения уровня

Вместо буйковых уровнемеров, наиболее оптимальной заменой является волноводный радарный уровнемер Rosemount 5300, который устанавливается на выносную камеру вместо штатного. С одинарным жестким зондом для измерения уровня нефтепродуктов и с коаксиальным зондом для измерения уровня парового конденсата, согласно рекомендациям завода изготовителя. Исполнение: 0ExiaIICT4X, IP67. Выходной сигнал: 4-20мА.

Кроме того, для контроля уровня в маслобаках насосов применяется вибрационный сигнализатор уровня Rosemount 2120, Выходной сигнал: 4..20 мА. Исполнение: 0ExiaIICT5, IP67.

Выбор датчиков для измерения расхода

Для измерения расхода исходного сырья, пара и т.д., используется преобразователь разности давления Метран - 150 СD2 с унифицированным выходным токовым сигналом 4-20 mA в искробезопасном исполнении 1ExiaIICT5X. Датчики стойкие к воздействию агрессивной измеряемой среды. Напряжение питания от 12 до 45 В. Датчики устанавливаются в комплекте с диафрагмами ДКС. Степень защиты от пыли и воды IP65.

Выбор газоанализатора

В качестве анализатора воздушной среды в помещениях и на наружной территории выбран анализатор взрывоопасных концентраций СТМ-30-03. Диапазон сигнальных концентраций 0-100 % НКПР. Исполнение: 1ExibllCT6. Выходной сигнал: 4...20 мА. Произведен ФГУП СПО «Аналитприбор», г. Смоленск. Этот прибор способен работать в условиях пониженных температур, в неблагоприятных климатических условиях.

Выбор исполнительного механизма

Для регулирования ряда параметров используем регулирующие клапана Камфлекс-35002 производства фирмы ДС «Контролз» с пружинно-мембранным исполнительным механизмом. Так как выходной токовый сигнал с контроллера 4-20 мА, то его нужно преобразовать в пневматический унифицированный сигнал 0,2 - 1 кгс/см2, для этого используется электропневматический позиционер серии 4700 Е фирмы «Masoneilan», который обладает рядом преимуществ:

легко выполняется настройка нуля и шкалы;

удобство обслуживания;

коррозионная стойкость к воздействию агрессивной окружающей среды.

Маркировка взрывозащиты ExiaIIВТ4,защита от пыли и влаги - IP66.

Краткое описание микропроцессорной техники

В настоящее время существует большое множество различных контроллеров, выпускаемых отечественными и зарубежными производителями.

Выбор контроллеров должен определяться следующими критериями:

функциональные возможности контроллера должны полностью покрывать круг задач, решаемых при автоматизации данного технологического процесса;

характеристики контроллера, определяющие его быстродействие должны удовлетворять потребностям автоматического управления;

количественные характеристики контроллера, определяющие число и типы входов и выходов должны быть оптимально соотнесены с информационными характеристиками процесса;

коммуникационные характеристики контроллеров, тип сети, используемые протоколы и возможность сопряжения с имеющимися и предполагаемыми;

объем постоянной и оперативной памяти контроллера должен быть достаточным для размещения и оптимального функционирования прилагаемого программного обеспечения. При этом должны учитываться цены контроллеров и дополнительного оборудования.

Из множества различных контроллеров выбран программируемый контроллер CENTUM CS 3000 фирмы Yokogawa (Япония). Контроллеры данной фирмы уже достаточно часто применяются в нашем регионе, следовательно, накоплен большой опыт в подключении и эксплуатации контроллера этой фирмы.

Распределенная система управления CENTUM CS 3000 открывает новую эру в классе распределенных систем управления крупнотоннажными производствами.CS 3000 продолжает линию распределенных систем управления CENTUM фирмы Yokogawa. Системы управления семейства CENTUM зарекомендовали себя как надежные, отказоустойчивые и удобные в эксплуатации и обслуживании системы.

На рисунке 2.1 изображена типичная конфигурация распределенной системы управления CENTUM CS 3000.

Рисунок 2.1. Типичная конфигурация РСУ CENTUM CS 3000

Основные задачи, решаемые системами управления CENTUM:

безопасное ведение технологических процессов;

реализация решений задач оптимального управления;

обеспечение устойчивости процессов регулирования;

управление периодическими процессами;

взаимодействие с подсистемами верхнего и нижнего уровня;

сбор и накопление данных.

Система CENTUM CS 3000 разработана для управления относительно большими производствами. CENTUM CS 3000 отличается от других систем управления семейства CENTUM тем, что она гибко масштабируема и организована по доменному принципу.

Основные достоинства системы CENTUM CS 3000:

гибкая система резервирования, позволяющая резервировать элементы процессора, системных интерфейсов, модулей ввода/вывода и др.;

гибкая конфигурация каждого рабочего места оператора с возможностью независимого накопления исторической информации;

доменный принцип организации позволяет организовать истинно распределенное управление;

высокая плотность модулей ввода/вывода (64-х канальные модули дискретных сигналов);

высокая скорость передачи данных по внутренней шине (шина ESB, скорость 128 Мбит/с);

большой объем оперативной памяти контроллеров (до 32 Мбайт);

возможно применение 2-х экранных консолей как с ЖК-дисплеями, так и с ЭЛТ-дисплеями;

рабочее место оператора комплектуется сенсорной клавиатурой, позволяющей осуществить прямой доступ к любому технологическому окну путем нажатия функциональной клавиши;

связь с подсистемами верхнего и нижнего уровней;

функция виртуального тестирования, позволяющая выполнять отладку прикладного программного обеспечения, как без подключения контроллеров, так и с подключением.

Выбор конфигурации микропроцессорной техники

Информационное обеспечение процесса

Перечень аналоговых входных сигналов представлен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Перечень аналоговых входных сигналов

№ п/п	Наименование параметра	Обозначение параметра		Единицы измерения		Диапазон измерения		Технологические границы		Назначение параметра					Тип сигнала
								НТГ	ВТГ	Контр.	Регулир.	Сигнал.	Блок.	Архив
1	2	3		4		5		6	7	8	9	10	11	12	13
1	Давление Е-1	1а		кгс/см2		11,5 не более		10	11	+	+	-	-	+	4-20 мА
2	Расход газа Е-1	2а		м3/ч		0-1500		0	1500	+	+	-	-	+	4-20 мА
3	Температура сырья после ХК-2	3а		°С		0-100		35	50	+	+	+	-	+	4-20 мА
4	Уровень бензина в Е-1	4а		%		0-100		20	80	+	+	-	-	+	4-20 мА
5	Расход орошения верха К-1	5а		м3/ч		50, не более		25	35	+	+	+	-	+	4-20 мА
6	Уровень К-1	6а		%		40-60		20	100	+	-	+	-	+	4-20 мА
7	7а		°С		110-140		120	140	+	-	+	-	+	4-20 мА
8	Температура К-1	8а		°С		110-140		120	140	+	+	-	-	+	4-20 мА
9	Температура перевала П2/2	9а		оС		800, не более		600	700	+	+	-	-	+	4-20 мА
10	Температура дымовых газов П2/2	10а		оС		0-6000		400	5000	+	-	+	-	+	4-20 мА
11	Расход продукта в П2/2	11а		м3/ч		500-800		500	800	+	+	-	-	+	4-20 мА
12	Температура продукта после Т-3	12а		оС		0-600		140	150	+	-	+	-	+	4-20 мА
13	Контроль давления К-1	13а		кгс/см2		0-16		8	10	+	-	+	-	+	4-20 мА
14	Уровень гидрогенизата в С-1	14а		%		20-80		25	60	+	-	-	-	+	4-20 мА
15	Регулирование и контроль уровня в С-1	15а	%		20-80		25		35	+	+	-	-	+	4-20 мА
16	Расход в С-1	16а	м3/ч		0-22000		8000		20000	+	-	-	-	+	4-20 мА
17	Регулирование и контроль давления в С-1	17а	кгс/см2		0-30		20		24	+	+	-	-	+	4-20 мА
18	Регулирование и контроль уровня воды в С-1	18а	%		5-45		10		40	+	+	-	-	+	4-20 мА
19	Расход воды в С-1	19а	м3/ч		0-8		0		5	+	-	-	-	+	4-20 мА
20	Контроль температуры в Т-105	20а	оС		0-400		200		300	+	-	-	-	+	4-20 мА
21	Контроль температуры сырья на выходе в Т-105	21а	оС		0-200		50		150	+	-	-	-	+	4-20 мА
22	Контроль температуры сырья на выходе в Т-105	22а	оС		0-200		100		150	+	-	-	-	+	4-20 мА
23	Контроль температуры ВСГ на входе в Т-105	23а	оС		0-100		20		50	+	-	-	-	+	4-20 мА
24	Контроль и сигнализация перепада давления в ВСГ и ГСС в Т-105	24а	кгс/см2		0-1		0,2		0,5	+	-	+	-	+	4-20 мА
25	Контроль и сигнализация перепада давления в ВСГ в Т-105	25а	кгс/см2		0-1		0,2		0,5	+	-	+	-	+	4-20 мА
26	Контроль температуры сырья на входе в Т-105	26а	оС		0-100		10		35	+	-	-	-	+	4-20 мА
27	Температура воды охлаждающей в Т-105	27а	оС		0-100		20		60	+	-	-	-	+	4-20 мА
28	Контроль и сигнализация перепада давления в Т-105	28а	кгс/см2		0-1		0,2		0,5	+	-	+	-	+	4-20 мА
29	Контроль температуры гидрогенизата в Т-105	29а	оС		0-400		125		250	+	-	-	-	+	4-20 мА
30	Контроль температуры ГСС на входе в Т-1,2	30а	оС		0-400		200		300	+	-	-	-	+	4-20 мА
31	Контроль и сигнализация расхода ВСГ	31а	м3/ч		6000-20000		7500		19000	+	-	+	-	+	4-20 мА
32	Контроль расхода ВСГ на Т-1	32а	м3/ч		6000-20000		7500		19000	+	-	-	-	+	4-20 мА
33	Контроль расхода ВСГ на Т-1	33а	м3/ч		6000-20000		6000		13000	+	-	-	-	+	4-20 мА
34	34а	оС		0-400		200		300	+	-	-	-	+	4-20 мА
35	Контроль температуры в реакторе Р-1	35а	оС		0-400		200		300	+	-	-	-	+	4-20 мА
36	Контроль давления на выходе из реактора Р-1	36а	кгс/см2		0-30		23		24	+	-	-	-	+	4-20 мА
37	Контроль и сигнализация перепад давления в Р-1	37а	кгс/см2		0-16		0,1		8,0	+	-	+	-	+	4-20 мА
38	Регулирование и контроль давления ВСГ от ЦК-1	38а	кгс/см2		0-30		27		29	+	+	-	-	+	4-20 мА
39	Контроль температуры дымовых газов П-1	39а	оС		0-800		550		650	+	-	-	-	+	4-20 мА
40	Регулирование и контроль температуры перевала П-1	40а	оС		0-1000		700		800	+	+	-	-	+	4-20 мА
	Контроль температуры ГСС на выходе в П-1	41а	оС		0-500		320		400	+	-	-	-	+	4-20 мА
41	Контроль температуры в змеевиках П-1	42а	оС		0-400		250		300	+	-	-	-	+	4-20 мА
42	Контроль температуры ГСС на входе в П-1	43а	оС		0-400		215		250	+	-	-	-	+	4-20 мА
43	Регулирование и контроль расхода в П-1	44а	м3/ч		0-20		10		15	+	+	-	-	+	4-20 мА
44	Контроль расхода азота	45а	м3/ч		0-100		50		80	+	-	-	-	+	4-20 мА
45	Регулирование и контроль уровня в С-8	46а	%		0-50		25		30	+	+	-	-	+	4-20 мА
46	Контроль и сигнализация температуры в ПК-1	47а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
47	Контроль и сигнализация температуры в ПК-1	48а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
48	Контроль и сигнализация давления в ПК-1	49а	кгс/см2		0-30		23		25	+	-	+	-	+	4-20 мА
49	Контроль и сигнализация температуры в ПК-2	50а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
50	Контроль и сигнализация температуры в ПК-2	51а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
51	Контроль и сигнализация давления в ПК-2	52а	кгс/см2		0-30		23		25	+	-	+	-	+	4-20 мА
52	Регулирование и контроль уровня в С-9	53а	%		0-50		25		30	+	+	-	-	+	4-20 мА
53	Контроль расхода ВГС (пусковой)	54а	м3/ч		0-16000		0		12300	+	-	-	-	+	4-20 мА
54	Контроль расхода ВГС из ПК-1,ПК-2	55а	м3/ч		0-16000		6000		12300	+	-	-	-	+	4-20 мА
55	Контроль и сигнализация давления Ф-101/1	56а	кгс/см2		0-6		2		5	+	-	+	-	+	4-20 мА
56	Регулирование и контроль расхода бензина	57а	м3/ч		0-100		50		85	+	+	-	-	+	4-20 мА
57	Контроль расхода сырья на Н-1, Н-2 (резерв)	58а	м3/ч		0-100		50		85	+	-	-	-	+	4-20 мА
58	Регулирование расхода сырья после Н-1	59а	м3/ч		0-100		50		85	+	+	-	-	+	4-20 мА
59	Контроль и сигнализация давления Ф-101/2	60а	кгс/см2		0-6		2		5	+	-	+	-	+	4-20 мА
60	Регулирование расхода сырья после Н-2	м3/ч		0-100		50		85	+	+	-	-	+	4-20 мА
61	Регулирование расхода перед Н-1,Н-2 в Т-3 (резерв)	62а	м3/ч		0-100		0		85	+	+	-	-	+	4-20 мА
62	Концентрации около насоса Н-1	63а	%		0-100		0		50	+	-	+	-	+	4-20 мА
63	Концентрации около насоса Н-2	64а	%		0-100		0		50	+	-	+	-	+	4-20 мА
64	Концентрации около насосов Н-3, Н-4, Н-5	65а	%		0-100		0		50	+	-	+	-	+	4-20 мА
65	Концентрации около насосов Н-6, Н-7	66а	%		0-100		0		50	+	-	+	-	+	4-20 мА
66	Концентрации около насосов Н-22	67а	%		0-100		0		50	+	-	+	-	+	4-20 мА
	Концентрации около насосов ПК-1, ПК-2	68а	%		0-100		0		50	+	-	+	-	+	4-20 мА
67	Контроль и сигнализация Р насоса Н-3	69а	кгс/см2		0-16		0		7,5	+	-	+	-	+	4-20 мА
68	Контроль и сигнализация Р насоса Н-4	70а	кгс/см2		0-16		0		7,5	+	-	+	-	+	4-20 мА
69	Контроль и сигнализация Р насоса Н-5	71а	кгс/см2		0-16		0		7,5	+	-	+	-	+	4-20 мА
70	Контроль и сигнализация Р насоса Н-6	72а	кгс/см2		0-16		0		7,5	+	-	+	-	+	4-20 мА
71	Контроль и сигнализация Р насоса Н-7	73а	кгс/см2		0-16		0		7,5	+	-	+	-	+	4-20 мА
72	Температура масла в картере насоса Н-3	74а	оС		0-100		20		55	+	-	-	-	+	4-20 мА
73	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-3	75а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
74	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-3	76а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
75	Температура масла в картере насоса Н-4	77а	оС		0-100		20		55	+	-	-	-	+	4-20 мА
76	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-4	78а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
77	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-4	79а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
78	Температура масла в картере насоса Н-5	80а	оС		0-100		20		55	+	-	-	-	+	4-20 мА
79	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-5	81а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
80	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-5	82а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
81	Температура масла в картере насоса Н-6	83а	оС		0-100		20		55	+	-	-	-	+	4-20 мА
82	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-6	84а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
83	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-6	85а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
84	Температура масла в картере насоса Н-7	86а	оС		0-100		20		55	+	-	-	-	+	4-20 мА
85	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-7	87а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
86	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-7	88а	0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
87	Измерение и контроль давления в маслобаке Н-3	89а	кгс/см2		0-2,5		1,0		2,0	+	-	-	-	+	4-20 мА
88	Измерение и контроль давления в маслобаке Н-4	90а	кгс/см2		0-2,5		1,0		2,0	+	-	-	-	+	4-20 мА
89	Измерение и контроль давления в маслобаке Н-5	91а	кгс/см2		0-2,5		1,0		2,0	+	-	-	-	+	4-20 мА
90	Измерение и контроль давления в маслобаке Н-6	92а	кгс/см2		0-2,5		1,0		2,0	+	-	-	-	+	4-20 мА
91	Измерение и контроль давления в маслобаке Н-7	93а	кгс/см2		0-2,5		1,0		2,0	+	-	-	-	+	4-20 мА
92	Контроль уровня в маслобаке Н-3	94а	мм		0-100		20		60	+	-	-	-	+	4-20 мА
93	Контроль уровня в маслобаке Н-4	95а	мм		0-100		20		60	+	-	-	-	+	4-20 мА
94	Контроль уровня в маслобаке Н-5	96а	мм		0-100		20		60	+	-	-	-	+	4-20 мА
95	Контроль уровня в маслобаке Н-6	97а	мм		0-100		20		60	+	-	-	-	+	4-20 мА
96	Контроль уровня в маслобаке Н-7	98а	мм		0-100		20		60	+	-	-	-	+	4-20 мА
97	Измерение и контроль температуры в маслобаке Н-3	99а	оС		-50...+100		-20		55	+	-	-	-	+	4-20 мА
98	Измерение и контроль температуры в маслобаке Н-4	100а	оС		-50...+100		-20		55	+	-	-	-	+	4-20 мА
99	Измерение и контроль температуры в маслобаке Н-5	101а	оС		-50...+100		-20		55	+	-	-	-	+	4-20 мА
100	Измерение и контроль температуры в маслобаке Н-6	102а	оС		-50...+100		-20		55	+	-	-	-	+	4-20 мА
101	Измерение и контроль температуры в маслобаке Н-7	103а	оС		-50...+100		-20		55	+	-	-	-	+	4-20 мА
102	Контроль и сигнализация Р насоса Н-1	104а	кгс/см2		0-16		0		7,5	+	-	+	-	+	4-20 мА
103	Контроль и сигнализация Р насоса Н-2	105а	кгс/см2		0-16		0		7,5	+	-	+	-	+	4-20 мА
104	Контроль и сигнализация Р насоса Н-22	106а	кгс/см2		0-16		0		7,5	+	-	+	-	+	4-20 мА
105	Температура масла в картере насоса Н-1	107а	оС		0-100		20		55	+	-	-	-	+	4-20 мА
106	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-1	108а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
107	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-1	109а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
108	Температура масла в картере насоса Н-2	110а	оС		0-100		20		55	+	-	-	-	+	4-20 мА
109	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-2	111а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
110	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-2	112а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
111	Температура масла в картере насоса Н-22	113а	оС		0-100		20		55	+	-	-	-	+	4-20 мА
112	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-22	114а	оС		0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
113	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-22	115а	0-100		20		55	+	-	+	-	+	4-20 мА
114	Контроль давления в маслобаке Н-1	116а	кгс/см2		0-2,5		1,0		2,0	+	-	-	-	+	4-20 мА
115	Измерение и контроль давления в маслобаке Н-2	117а	кгс/см2		0-2,5		1,0		2,0	+	-	-	-	+	4-20 мА
116	Измерение и контроль давления в маслобаке Н-22	118а	кгс/см2		0-2,5		1,0		2,0	+	-	-	-	+	4-20 мА
117	Контроль уровня в маслобаке Н-1	119а	мм		0-100		20		60	+	-	-	-	+	4-20 мА
118	Контроль уровня в маслобаке Н-2	120а	мм		0-100		20		60	+	-	-	-	+	4-20 мА
119	Контроль уровня в маслобаке Н-22	121а	мм		0-100		20		60	+	-	-	-	+	4-20 мА
120	Измерение и контроль температуры в маслобаке Н-1	122а	оС		-50...+100		-20		55	+	-	-	-	+	4-20 мА
121	Измерение и контроль температуры в маслобаке Н-2	123а	оС		-50...+100		-20		55	+	-	-	-	+	4-20 мА
122	Измерение и контроль температуры в маслобаке Н-22	124а	оС		-50...+100		-20		55	+	-	-	-	+	4-20 мА

Таблица 2.2. Перечень дискретных входных сигналов

№ п/п	Наименование сигнала	поз.	Состояние	Тип сигнала
1	Насос Н-1	-	включен	«Сухой контакт»
2	Насос Н-1	-	выключен	«Сухой контакт»
3	Насос Н-2	-	включен	«Сухой контакт»
4	Насос Н-2	-	выключен	«Сухой контакт»
5	Насос Н-3	-	включен	«Сухой контакт»
6	Насос Н-3	-	выключен	«Сухой контакт»
7	Насос Н-4	-	включен	«Сухой контакт»
8	Насос Н-4	-	выключен	«Сухой контакт»
9	Насос Н-5	-	включен	«Сухой контакт»
10	Насос Н-5	-	выключен	«Сухой контакт»
11	Насос Н-6	-	включен	«Сухой контакт»
12	Насос Н-6	-	выключен	«Сухой контакт»
13	Насос Н-7	-	включен	«Сухой контакт»
14	Насос Н-7	-	выключен	«Сухой контакт»
15	Насос Н-22	-	включен	«Сухой контакт»
16	Насос Н-22	-	выключен	«Сухой контакт»
17	Уровень в маслобаке Н-3	94а	минимальный	NAMUR
18	Уровень в маслобаке Н-4	95а	минимальный	NAMUR
19	Уровень в маслобаке Н-5	96а	минимальный	NAMUR
20	Уровень в маслобаке Н-6	97а	минимальный	NAMUR
21	Уровень в маслобаке Н-7	98а	минимальный	NAMUR
22	Уровень в маслобаке Н-1	119а	минимальный	NAMUR
23	Уровень в маслобаке Н-2	120а	минимальный	NAMUR
24	Уровень в маслобаке Н-22	121а	минимальный	NAMUR

Таблица 2.3. Перечень аналоговых выходных сигналов

№ п/п	Наименование сигнала	поз.	Тип сигнала
1	2	3	4
1	Регулирование давления в Е-1	1в	4-20 мА
2	Регулирование уровня в Е-1	4а	4-20 мА
3	Регулирование и контроль расхода орошения в К-1	5г	4-20 мА
4	Регулирование расхода продукта в П2/2	9в	4-20 мА
5	Контроль температуры дымовых газов П 2/2	10а	4-20 мА
6	Регулирование расхода продукта в печи П2/2	11г	4-20 мА
7	Регулирование уровня в С-1	15в	4-20 мА
8	Регулирование уровня воды в С-1	18в	4-20 мА
9	Регулирование давления ВСГ от ЦК-1	38в	4-20 мА
10	Регулирование температуры перевала П-1	40а	4-20 мА
11	Регулирование расхода пара в П-1	44а	4-20 мА
12	Регулирование уровня С-9	53г	4-20 мА
13	Регулирование расхода прямоточного бензина	57г	4-20 мА
14	Регулирование расхода сырья после Н-1	59г	4-20 мА
15	Регулирование расхода сырья после Н-2	62г	4-20 мА
16	Регулирование расхода перед Н-1,Н-2 в Т-3 (резерв)	63г	4-20 мА

Таблица 2.4. Перечень дискретных выходных сигналов

№ п/п	Наименование сигнала	Тип сигнала	Коммутируемые параметры
1	Насос Н-1 включить	импульсный	24В; 50 мА
2	Насос Н-1 выключить	импульсный	24В; 50 мА
3	Насос Н-2 включить	импульсный	24В; 50 мА
4	Насос Н-2 выключить	импульсный	24В; 50 мА
5	Насос Н-3 включить	импульсный	24В; 50 мА	Насос Н-3 выключить	импульсный	24В; 50 мА
7	Насос Н-4 включить	импульсный	24В; 50 мА
8	Насос Н-4 выключить	импульсный	24В; 50 мА
9	Насос Н-5 включить	импульсный	24В; 50 мА
10	Насос Н-5 выключить	импульсный	24В; 50 мА
11	Насос Н-6 включить	импульсный	24В; 50 мА
12	Насос Н-6 выключить	импульсный	24В; 50 мА
13	Насос Н-7 включить	импульсный	24В; 50 мА
14	Насос Н-7 выключить	импульсный	24В; 50 мА
15	Насос Н-22 включить	импульсный	24В; 50 мА
16	Насос Н-22 выключить	импульсный	24В; 50 мА
17	Аппарат воздушного охлаждения ХК-1 включить	импульсный	24В; 50 мА
18	Аппарат воздушного охлаждения ХК-1 выключить	импульсный	24В; 50 мА

.2 Выбор модулей ввода-вывода

Исходя из количества аналоговых и дискретных, входных и выходных сигналов, представленных в сводной таблице 2.5, выбираем следующую конфигурацию системы CENTUM CS3000:D. Блок управления резервированный. Процессор CP451 133MГц, 32 МБ - 2 шт. Батареи PW482 для сохранения памяти на 72 часа - 2 шт.;. Модуль сети ESB, устанавливаемый в центральную стойку (блок управления AFV10D) - 2 шт.;. Модуль сети ESB, устанавливаемый в модуль расширения вводов-выводов (блок ANB10D) - 2 шт.;D. Центральный модуль питания. Питание током 220В, два контура;. Модуль аналогового ввода со встроенным барьером искрозащиты. Количество каналов входа - 8, изолированные. Входной сигнал - 4…20 мА.;. Модуль аналогового вывода со встроенным барьером искрозащиты. Количество каналов выхода - 8, изолированные. Выходной сигнал - 4…20 мА;. Модуль дискретного ввода со встроенным барьером искрозащиты. Количество каналов входа - 16, изолированные. Входной сигнал - NAMUR;. Модуль дискретного вывода с встроенным барьером искрозащиты. Количество каналов выхода - 8, изолированные. Номинальное выходное напряжение 24В;. Модуль сети ESB для FCU;. Модуль сети ESB для NU;. Заглушка для пустых слотов.

.3 Структура АСУТП

В соответствии с требованиями технологического процесса система управления должна обеспечивать прием следующего объема информации.

В таблице 2.5 перечислены выбранные модули, их назначение, количество каналов и общее количество модулей.

Таблица 2.5. Сводная таблица модулей ввода-вывода

Тип сигнала	Кол. каналов	Кол. сигналов	Кол. модулей
ASI133 модуль аналогового входа (со встроенным барьером искрозащиты)	8	122	16
ASI533 модуль аналогового выхода (со встроенным барьером искрозащиты)	8	16	3
ASD143 модуль дискретного входа (со встроенным барьером искрозащиты)	16	24	2
ASD533 модуль дискретного выхода (со встроенным барьером искрозащиты)	8	18	3

Структура проектируемого АСУ ТП представлена на рисунке 2.1.

122	16	24	18
Аналоговый вход	Аналоговый выход	Дискретный вход	Дискретный выход

Рис. 2.1. Структура проектируемого АСУ ТП

О станция оператораИ станция инжинера

"Rack монтажная стойка-Switch промышленный коммутатор центральная стойка блока управления блок питания

СР451 центральный процессор модуль сети ESB, установленный в FCU сеть локального ввода-вывода центральной стойки заглушка пустых слотов , NU2 стойка расширения ввода/вывода модуль сети ESB для NU модуль ввода аналоговых сигналов модуль вывода аналоговых сигналов модуль ввода дискретных сигналов модуль вывода дискретных сигналовD1 центральный модуль питания

.3.1 Привязка параметров процесса к модулям аналогового ввода

Привязка к модулям ввода/вывода представлена в таблице 2.6.

Таблица 2.6 Привязка к модулям ввода/вывода

№ клемм	Наименование параметра	поз.		№ клемм	Наименование параметра	поз.
1	2	3		1	2	3
NU1-ASI133-1				NU1-ASI133-3
A1	Давление Е-1	1а		A1	Регулирование и контроль давления в С-1	17а
B1				B1
A3	Расход газа Е-1	2а		A3	Регулирование и контроль уровня воды в С-1	18а
B3				B3
A5	Температура сырья на входе в Е-1	3а		A5	Расход воды в С-1	19а
B5				B5
A7	Расход орошения верха К-1	4а		A7	Контроль температуры в Т-105	20а
B7				B7
A10	Уровень бензина в Е-1	5а		A10	Контроль температуры сырья на выходе в Т-105	21а
B10				B10
A12	Уровень в К-1	6а		A12	Контроль температуры на выходе в Т-105	22а
B12				B12
A14	Температура верха в К-1	7а		A14	Контроль температуры ВСГ на входе в Т-105	23а
B14				B14
A16	Контроль температуры в К-1	8а		A16	Контроль и сигнализация Р в ВСГ и ГСС в Т-105	24а
B16				B16
NU1-ASI133-2				NU1-ASI133-4
A1	Температура перевала в П2/2	9а		A1	Контроль и сигнализация давления в ВСГ в Т-105	25а
B1				B1
A3	Температура дымовых в газов П2/2	10а		A3	Контроль температуры сырья на входе в Т-105	26а
B3				B3
A5	Контроль расхода в П2/2	11а		A5	Температура воды охлаждающей в Т-105	27а
B5				B5
A7	Температура продукта после Т-3	12а		A7	Контроль и сигнализация перепад давления в Т-105	28а
B7				B7
A10	Контроль давления в К-1	13а		A10	Контроль температуры гидрогенизата в Т-105	29а
B10				B10
A12	Контроль уровня в С-1	14а		A12	Контроль температуры ГСС на входе в Т-1,2	30а
B12				B12
A14	Регулирование и контроль уровня в С-1	15а		A14	Контроль и сигнализация расхода ВСГ	31а
B14				B14
A16	Расход в С-1	16а		A16	Контроль расхода ВСГ на Т-1	32а
B16				B16
NU1-ASI133-5				NU1-ASI133-7
A1	Контроль расхода ВСГ в Т-1	33а		A1	Контроль и сигнализация давления в ПК-1	49а
B1				B1
A3	Контроль температуры в реакторе Р-1	34а		A3	Контроль и сигнализация температуры в ПК-2	50а
B3				B3
A5	Контроль температуры в реакторе Р-1	35а		A5	Контроль и сигнализация температуры в ПК-2	51а
B5				B5
A7	Контроль давления на выходе из реактора Р-1	36а		A7	Контроль и сигнализация давления в ПК-2	52а
B7				B7
A10	Контроль и сигнализация перепад давления в Р-1	37а		A10	Контроль и регулирование уровня С-9	53а
B10				B10
A12	Регулирование и контроль давления ВСГ от ЦК-1	38а		A12	Контроль расхода ВГС (пусковой)	54а
B12				B12
A14	Контроль температуры дымовых газов П-1	39а		A14	Контроль расхода ВГС из ПК-1,ПК-2	55а
B14				B14
A16	Контроль температуры ГСС на выходе в П-1	40а		A16	Контроль и сигнализация давления Ф-101/1	56а
B16				B16
NU1-ASI133-6				NU1-ASI133-8
A1	Регулирование и контроль температуры перевала П-1	41а		A1	Контроль и регулирование расхода бензина	57а
B1				B1
A3	Контроль температуры в змеевиках П-1	42а		A3	Контроль расхода сырья на Н-1, Н-2 (резерв)	58а
B3				B3
A5	Контроль температуры ГСС на входе в П-1	43а		A5	Регулирование расхода сырья после Н-1	59а
B5				B5
A7	Регулирование и контроль расхода пара в П-1	44а		A7	Контроль и сигнализация давления Ф-101/2	60а
B7				B7
A10	Контроль расхода азота	45а		A10	Регулирование расхода сырья после Н-2	61а
B10				B10
A12	Регулирование и контроль уровня в С-8	46а		A12	62а
B12				B12
A14	Контроль и сигнализация температуры в ПК-1	47а		A14	Концентрации газа около насоса Н-1	63а
B14				B14
A16	Контроль и сигнализация температуры в ПК-1	48а		A16	Концентрация газа около насоса Н-2	64а
B16				B16
NU1-ASI133-9				NU1-ASI133-11
A1	Концентрация газа около насосов Н-3, Н-4, Н-5	65а		A1	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-5	81а
B1				B1
A3	Концентрация газа около насосов Н-6, Н-7	66а		A3	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-5	82а
B3				B3
A5	Концентрация газа около насосов Н-22	67а		A5	Температура масла в картере насоса Н-6	83а
B5				B5
A7	Концентрация газа около компрессоров ПК-1, ПК-2	68а		A7	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-6	84а
B7				B7
A10	Контроль и сигнализация давления насоса Н-3	69а		A10	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-6	85а
B10				B10
A12	Контроль и сигнализация давления насоса Н-4	70а		A12	Температура масла в картере насоса Н-7	86а
B12				B12
A14	Контроль и сигнализация давления насоса Н-5	71а		A14	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-6	87а
B14				B14
A16	Контроль и сигнализация давления насоса Н-6	72а		A16	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-6	88а
B16				B16
NU1-ASI133-10				NU1-ASI133-12
A1	Контроль и сигнализация давления насоса Н-7	73а		A1	Измерение и контроль давления в маслобаке Н-3	89а
B1				B1
A3	Температура масла в картере насоса Н-3	74а		A3	Измерение и контроль давления в маслобаке Н-4	90а
B3				B3
A5	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-3	75а		A5	Измерение и контроль давления в маслобаке Н-5	91а
B5				B5
A7	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-3	76а		A7	Измерение и контроль давления в маслобаке Н-6	92а
B7				B7
A10	Температура масла в картере насоса Н-4	77а		A10	Измерение и контроль давления в маслобаке Н-7	93а
B10				B10
A12	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-4	78а		A12	Контроль уровня в маслобаке Н-3	94а
B12				B12
A14	Контроль и сигнализация температуры насоса Н-4	79а		A14	Контроль уровня в маслобаке Н-4	95а
B14				B14
A16	Температура масла в картере насоса Н-5	80а		A16	Контроль уровня в маслобаке Н-5	96а
B16				B16
NU1-ASI133-13				NU1-ASI133-15
A1	Контроль уровня в маслобаке Н-6	97а		A1	Температура масла в картере насоса Н-22	113а
B1				B1
A3	Контроль уровня в маслобаке Н-7	98а		A3	Контроль и сигнализация Т подшипника насоса Н-22	114а
B3				B3
A5	Измерение и контроль Т в маслобаке Н-3	99а		A5	Контроль и сигнализация Т подшипника насоса Н-22	115а
B5				B5
A7	Измерение и контроль Т в маслобаке Н-4	100а		A7	Измерение и контроль давления в маслобаке Н-1	116а
B7				B7
A10	Измерение и контроль Т в маслобаке Н-5	101а		A10	Измерение и контроль давления в маслобаке Н-2	117а
B10				B10
A12	Измерение и контроль Т в маслобаке Н-6	102а		A12	Измерение и контроль давления в маслобаке Н-22	118а
B12				B12
A14	Измерение и контроль Т в маслобаке Н-7	103а		A14	Контроль уровня в маслобаке Н-1	119а
B14				B14
A16	Контроль и сигнализация давления насоса Н-1	104а		A16	Контроль уровня в маслобаке Н-2	120а
B16				B16
NU1-ASI133-14				NU1-ASI133-16
A1	Контроль и сигнализация давления насоса Н-2	105а		A1	Контроль уровня в маслобаке Н-22	121а
B1				B1
A3	Контроль и сигнализация давления насоса Н-22	106а		A3	Измерение и контроль Т в маслобаке Н-1	122а
B3				B3
A5	Температура масла в картере насоса Н-1	107а		A5	Измерение и контроль Т в маслобаке Н-2	123а
B5				B5
A7	Контроль и сигнализация Т подшипника насоса Н-1	108а		A7	Измерение и контроль Т в маслобаке Н-22	124а
B7				B7
A10	Контроль и сигнализация Т подшипника насоса Н-1	109а		A10	не используется
B10				B10
A12	Температура масла в картере насоса Н-2	110а		A12	не используется
B12				B12
A14	Контроль и сигнализация Т подшипника насоса Н-2	111а		A14	не используется
B14				B14
A16	Контроль и сигнализация Т подшипника насоса Н-2	112а		A16	не используется
B16				B16
NU2-ASI533-1				NU2-ASI533-3
A1	Регулирование давления в емкость Е-1	1в		A1	Регулирование расхода сырья после Н-2	62г
B1				B1
A3	Регулирование расхода в колону К-1	5г		A3	Не используется
B3				B3
A5	Регулирование температуры продукта в П2/2	8в		A5	Не используется
B5				B5
A7	Контроль температуры дымовых газов П 2/2	9в		A7	Не используется
B7				B7
A10	Регулирование расхода продукта в печи П2/2	11г		A10	Не используется
B10				B10
A12	Регулирование уровня в сепараторе С-1	15в		A12	Не используется
B12				B12
A14	Регулирование давления в сепараторе С-1	17в		A14	Не используется
B14				B14
A16	Регулирование уровня воды в сепараторе С-1	18в		A16	Не используется
B16				B16
NU2-ASI533-2				NU2-ASD143-1
A1	Регулирование давления ВСГ от ЦК-1	38в		A1	Уровень в маслобаке насоса Н-3		94а
B1				B1
A3	Регулирование температуры перевала П-1		A3	Уровень в маслобаке насоса Н-4		95а
B3				B3
A5	Регулирование расхода пара в П-1	44г		A5	Уровень в маслобаке насоса Н-5		96а
B5				B5
A7	Регулирование уровня С-8	46г		A7	Уровень в маслобаке насоса Н-6		97а
B7				B7
A10	Регулирование уровня С-9	53г		A10	Уровень в маслобаке насоса Н-7		98а
B10				B10
A12	Регулирование расхода прямоточного бензина	57г		A12	Уровень в маслобаке насоса Н-1		119а
B12				B12
A14	Регулирование расхода сырья после Н-1	59г		A14	Уровень в маслобаке насоса Н-2		120а
B14				B14
A16	Регулирование расхода перед Н-1,Н-2 в Т-3	61г		A16	Уровень в маслобаке насоса Н-22		121а
B16				B16
NU2-ASD143-2				NU3-ASD143-4
A1	Регулирование температуры в печи П-1	40г		A1	Насос Н-22 выключить	-
B1				B1
A3	Регулирование расхода пара в печи П-1	43г		A3	Не используется
B3				B3
A5	Регулирование уровня воды в сепараторе С-1	18в		A5	Не используется
B5				B5
A7	Регулирование расхода ФР с ГК-3	57в		A7	Не используется
B7				B7
A10	Регулирование расхода сырья после Н-1	59г		A10	Не используется
B10				B10
A12	Регулирование расхода перед Н-1, Н-2 в Т-3 (резерв)	61г		A12	Не используется
B12				B12
A14	Регулирование расхода сырья после Н-2	62г		A14	Не используется
B14				B14
A16	Насос Н-6 включить	-		A16	Не используется
B16				B16
NU3-ASD143-3				NU3-ASD533-1
A1	Насос Н-6 выключить	-		A1	Аппарат воздушного охлаждения ХК-1 включить		-
B1				B1
A3	Насос Н-7 включить	-		A3	Аппарат воздушного охлаждения ХК-1 выключить		-
B3				B3
A5	Насос Н-7 выключить	-		A5	Насос Н-3 включить		-
B5				B5
A7	Насос Н-1 включить	-		A7	Насос Н-3 выключить		-
B7				B7
A10	Насос Н-1 выключить	-		A10	Насос Н-4 включить		-
B10				B10
A12	Насос Н-2 включить	-		A12	Насос Н-4 выключить		-
B12				B12
A14	Насос Н-2 выключить	-		A14	Насос Н-5 включить		-
B14				B14
A16	Насос Н-22 включить	-		A16	Насос Н-5 выключить		-
B16				B16

№ клемм	Наименование параметра	поз.
1	2	3
NU3-ASD533-2
A1	Насос Н-6 включить	-
B1
A3	Насос Н-6 выключить	-
B3
A5	Насос Н-7 включить	-
B5
A7	Насос Н-7 выключить	-
B7
A10	Насос Н-1 включить	-
B10
A12	Насос Н-1 выключить	-
B12
A14	Насос Н-2 включить	-
B14
A16	Насос Н-2 выключить	-
B16
NU3-ASD533-3
A1	Насос Н-22 включить	-
B1
A3	Насос Н-22 выключить	-
B3
A5	Не используется
B5
A7	Не используется
B7
A10	Не используется
B10
A12	Не используется
B12
A14	Не используется
B14
A16	Не используется
B16

. РАСЧЕТ КАСКАДНОЙ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ

Анализ колонны К-1 как объекта управления

Рассматриваемый технологический процесс является непрерывным процессом породогрева кубового остатка колонны К-1в печи П-2/2 . Основными регулируемыми технологическими величинами являются составы гидрогенизата или кубового остатка. На чистоту этих целевых продуктов оказывает влияние ряд возмущающих воздействий процесса - состав, параметры топливного газа и мазута. Основные управляющие воздействия - расход гидрогенизата в печь и расход топливного газа. На рисунке 3.1 изображена структурная схема колонны и печи П-2/2 как объекта управления. Регулирующим величинами являются температура в колонне и температура в печи П-2/2

Рис. 3.1 Структурна схема колонны и печи П-2/2 как объекта управления

Расчет каскадной системы автоматического регулирования стабилизации температуры в печи П-2/2.

При автоматизации работы печи была разработана каскадная САУ температуры в печи П-2/2 с коррекцией по температуре в колонне К-1. Данный контур состоит из двух регуляторов и одного регулирующего клапана. Регулирование температуры в колонне К-1 - основной контур регулирования. В основном регуляторе используется ПИД - закон регулирования. Регулирование температуры в печи П-2/2 - вспомогательный контур регулирования. Во вспомогательном регуляторе используется ПИ-закон регулирования.

Обработка кривой разгона методом подачи топливного газа, изменением положения клапана в печи П-2/2

Построение кривой разгона по экспериментальным данным без времени запаздывания объекта.

Начальные условия :

Критерий точности при расчёте настроек регулятора

Мнимая единица для работы с комплексными числами

Изменение входной величины (положение клапана), %

Число точек эксперимента

Время переходного процесса по основному каналу, сек

Интервал дискретизации, сек

Номера точек эксперимента

Массив времени

Входные сигналы

Диапазон входных сигналов

Массив экспериментальных значений температуры в К-1

Изменение температуры в % от шкалы

Экспериментальная кривая разгона:

Определение коэффициента передачи объекта для основного регулятора:

Приведение кривой разгона к безразмерному виду:

Вычисление интегральных коэффициентов T1ocn, T2ocn, T3ocn.

Передаточная функция объекта без учёта времени запаздывания :

Построение переходного процесса по кривой разгона методом быстрого преобразования Фурье.

Число точек для построения графика, аппроксимирующего график переходного процесса

Единица изменения частоты, рад/сек

Переход от операторной формы передаточной функции к частотной с помощью оператора Лапласа:

Изображение по Лапласу переходной характеристики:

Массив дискретных значений времени переходного процесса:

Переход от частотных координат к временным для построения переходного процесса осуществляется на основе преобразования Фурье:

Приведённая к начальным условиям функция:

Время запаздывания, сек

Экспериментальная и расчётная кривые разгона :

Передаточная функция объекта с учётом времени запаздывания tocn :

Построение передаточного процесса по кривой разгона методом быстрого преобразования Фурье.

Число точек для построения графика, аппроксимирующего график переходного процесса

Единица изменения частоты, рад/сек

Переход от операторной формы передаточной функции к частотной с помощью оператора Лапласа :

Изображение по Лапласу переходной характеристики:

Массив дискретных значений времени переходного процесса :

Приведённая к начальным условиям функция:

Время запаздывания, сек

Экспериментальная и расчётная кривые разгона:

Передаточная функция объекта с учётом времени запаздывания tocn :

Определение передаточной функции объекта по вспомогательному каналу

Начальные условия :

Изменение входной величины (положение клапана), %

Число точек эксперимента

Время переходного процесса по вспомогательному каналу, сек

Интервал дискретизации, сек

Номера точек эксперимента

Массив времени

Входные сигнал

Диапазон входных сигналов

Массив экспериментальных значений температуры в печи П-2/2

Изменение температуры в П-2/2

Экспериментальная кривая разгона :

Определение коэффициента передачи эквивалентного объекта для вспомогательного регулятора:

Приведение кривой разгона к безразмерному виду:

Вычисление интегрального коэффициента T1vcn, T2vcn, T3vcn.

Передаточная функция объекта без учёта времени запаздывания:

Построение переходного процесса по кривой разгона методом быстрого преобразования Фурье.

Число точек для построения графика, аппроксимирующего график переходного процесса.

Единица изменения частоты, рад/сек

Переход от операторной формы передаточной функции к частотной с помощью оператора Лапласа:

Изображение по Лапласу переходной характеристики:

Массив дискретных значений времени переходного процесса:

Приведённая к начальным условиям функция:

Время запаздывания, сек

Экспериментальная и расчётная кривые разгона :

Передаточная функция объекта с учётом времени запаздывания vcn:

Определение настроек регуляторов методом расширенных частотных характеристик (РЧХ).

Начальное приближение

Расчёт настроек вспомогательного регулятора.

Передаточная функция эквивалентного объекта для вспомогательного регулятора приблизительно равна:

Корневой показатель колебательности системы

Корневой показатель колебательности системы на границе устойчивости:

Степень затухания

Переход к методу РЧХ:

Диапазон частот

Расширенная АЧХ Расширенная ФЧХ

Определение настроек, обеспечивающих незатухающий процесс.

Линия равной степени затухания:

Определение рабочих настроек вспомогательного регулятора.

Частота, при которой S0 максимальна:

Значение S0 на этой частоте:

Рабочая частота:

Значение S0 на рабочей частоте:

Значение S1 на рабочей частоте:

Передаточная функция вспомогательного регулятора на начальном приближении:

Расчёт настроек основного регулятора.

Передаточная функция эквивалентного объекта для основного регулятора равна:

Переход к методу РЧХ:

Расширенная АЧХ Расширенная ФЧХ

Определение настроек, обеспечивающих незатухающий процесс.

Зададим значение настройки С2 равным 10, 30, 60 и построим линии равной степени затухания при этих настройках в координатах С0-С1.

В качестве расчётного значения принимаем С2=30.

Определение рабочих настроек основного регулятора.

Частота, при которой С0 максимальна:

Значение С0 на этой частоте:

Рабочая частота:

Значение С0 на рабочей частоте:

Значение С1 на рабочей частоте:

Передаточная функция основного регулятора на начальном приближении:

Первое уточнение настроек вспомогательного регулятора.

Расчёт настроек вспомогательного регулятора.

Передаточная функция эквивалентного объекта для вспомогательного регулятора в первом приближении равна:

Переход к методу РЧХ:

Диапазон частот

Расширенная АЧХ Расширенная ФЧХ

Определение настроек, обеспечивающих незатухающий процесс.

Линия равной степени затухания:

Определение рабочих настроек вспомогательного регулятора в первом приближении.

Частота, при которой S0 максимальна: Значение S0 на этой частоте :

Рабочая частота в первом приближении:

Значение S0 на рабочей частоте: Значение S1 на рабочей частоте:

Передаточная функция вспомогательного регулятора в первом приближении:

Расчёт настроек основного регулятора.

Передаточная функция эквивалентного объекта для основного регулятора в первом приближении равна:

Переход к методу РЧХ:

Диапазон частот

Расширенная АЧХ Расширенная ФЧХ

Определение настроек, обеспечивающих незатухающий процесс.

В качестве расчётного значения принимаем С2 = 30.

Определение рабочих настроек основного регулятора.

Частота, при которой С0 максимальна:

Значение С0 на этой частоте:

Рабочая частота в первом приближении:

Значение С0 на рабочей частоте: Значение С1 на рабочей частоте:

Передаточная функция основного регулятора в первом приближении:

Критерий условия окончания поиска:

Критерий окончания поиска D>, следовательно расчёт нужно повторить.

Второе уточнение настроек вспомогательного регулятора

Расчёт настроек вспомогательного регулятора.

Передаточная функция эквивалентного объекта для вспомогательного регулятора во втором приближении равна:

Переход к методу РЧХ:

Диапазон частот

Расширенная АЧХ Расширенная ФЧХ

Определение настроек, обеспечивающих незатухающий процесс.

Линия равной степени затухания:

Определение рабочих настроек вспомогательного регулятора во втором приближении.

Частота, при которой S0 максимальна: Значение S0 на этой частоте:

Рабочая частота во втором приближении:

Значение S0 на рабочей частоте: Значение S1 на рабочей частоте:

Передаточная функция вспомогательного регулятора во втором приближении:

Расчёт настроек основного регулятора.

Передаточная функция эквивалентного объекта для основного регулятора во втором приближении равна:

Переход к методу РЧХ:

Диапазон частот

Расширенная АЧХ Расширенная ФЧХ

Определение настроек, обеспечивающих незатухающий процесс.

В качестве расчётного значения принимаем С2=30.

Определение рабочих настроек основного регулятора.

Частота, при которой С0 максимальна: Значение С0 на этой частоте:

Рабочая частота во втором приближении:

Значение С0 на рабочей частоте: Значение С1 на рабочей частоте:

Передаточная функция основного регулятора в первом приближении:

Критерий условия окончания поиска:

Критерий окончания поиска D<D, следовательно расчёт можно прекратить.

Результаты расчёта представлены в таблице:

	Начальное приближение	Первое приближение	Второе приближение
Основной регулятор


Вспомогательный регулятор

Построение графиков переходных процессов.

Передаточная функция эквивалентного объекта для основного регулятора:

Передаточная функция по каналу задания:

Передаточная функция по каналу возмущения:

Построение графика переходного процесса в АСР при ступенчатом изменении положения заслонки на 5%.

Число точек для построения графика, аппроксимирующего график переходного процесса

Единица изменения частоты, рад/сек

Переход от операторной формы передаточной функции к частотной с помощью оператора Лапласа:

Массив дискретных значений времени переходного процесса:

Изображение по Лапласу переходной характеристики:

Приведённая к начальным условиям функция:

5%-ная зона

График переходного процесса при ступенчатом изменении положения заслонки на 5% (по возмущению).

Анализ показателей качества замкнутой системы по возмущению.

. Перерегулирование: систему автоматического управления можно считать хорошей, если значение % входит в промежуток от 30 до 40%.

систему можно считать хорошей.

. Время регулирования - это промежуток времени от начала действия ступенчатого воздействия до момента времени, когда переходный процесс устойчиво находится в 5% - ной зоне. tр определяет быстроту протекания переходного процесса, чем его значение меньше, тем лучше.=6929.1 cек.

. Время первого согласования - это промежуток времени от начала переходного процесса до момента времени, когда график первый раз пересекает установившееся значение.c=3622 cек.

. Число колебений - это число всплесков вверх и вниз от установившегося значения до момента вхождения в 5%-ную зону. Желательно, чтобы оно не превышало 3.: = 2

. Степень затухания характеризует колебательность системы. Желательно, чтобы это значение входило в промежуток от 0.75 до 0.95.

Построение графика переходного процесса в АСР при ступенчатом изменении задания по основному регулятору от 125 до 145 oС

Построение переходного процесса при ступенчатом изменении задания температуры печи от 125 до 145 oС:

График переходного процесса при ступенчатом изменении задания по основному регулятору от 125 до 145 oС:

Анализ показателей качества замкнутой системы по возмущению.

. Перерегулирование: систему автоматического управления можно считать хорошей, если значение d% входит в промежуток от 30 до 40%.

систему можно считать хорошей.

. Время первого согласования - это промежуток времени от начала переходного процесса до момента времени, когда график первый раз пересекает установившееся значение.c=1968.5 cек.

. Число колебаний - это число всплесков вверх и вниз от установившегося значения до момента вхождения в 5%-ную зону. Желательно, чтобы оно не превышало 3.:=2

Настройки основного регулятора

Коэффициент пропорциональности:

Время интегрирования:

Время дифференцирования:

Настройки вспомогательного регулятора

Коэффициент пропорциональности:

Время интегрирования:

. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРОГРАММИРОВАНИЕ

.1 Описание и разработка алгоритма

.1.1 Описание объекта управления

При превышении давления в насосе выше чем 8 кПа происходит перегрев насоса Н-6. Для того, чтобы этого не произошло, в случае превышения давления в насосе Н-6, должна быть прекращена подача сконденсировавшихся паров нестабильного гидрогенизата в емкости Е-1. При этом система блокировки должна работать как в автоматическом режиме, так и в ручном.

При ложном срабатывании блокировки, чего допускать нельзя, оператор должен успеть перевести систему из автоматического режима в ручной. Поэтому спускной клапан должен срабатывать с задержкой 30 секунд, чтобы оператор смог оценить ситуацию и выполнить необходимые действия.

В случае, если поступил сигнал о срабатывании сразу двух концевых выключателей или при превышении допустимого времени открытия (закрытия) клапана, должно быть выведено сообщение оператору.

Описание алгоритма блокировки

В ручном и автоматическом режиме работы клапан открывается, если поступил сигнал об открытии от оператора и давление в насосе Н-6 не превышает 8 кПа.

В ручном режиме работы клапан открывается, если поступил сигнал об открытии клапана от оператора.

В автоматическом режиме работы клапан открывается, если поступил импульсный сигнал о превышении давления в насосе Н-6 более 8 кПа или если поступил сигнал об открытии клапана от оператора.

Импульсный сигнал на открытие клапана подается с задержкой 30 секунд, если давление в насосе Н-6 более 8 кПа и по истечению времени задержки, давление в насосе Н-6 все еще остается более 8 кПа.

В любом режиме работы при превышении давления в насосе Н-6 более 8 кПа, выдаётся сообщение оператору об этом.

В любом режиме работы выдается сообщение оператору, если есть сигналы «клапан открыт» и «клапан закрыт» одновременно.

В любом режиме работы выдается сообщение оператору, если через 3 секунды после подачи управляющего сигнала «открыть/закрыть клапан» не пришло подтверждение от соответствующего концевого выключателя об открытии или закрытии клапана.

При поступлении сразу двух сигналов на включение автоматического и включение ручного управления, приоритет имеет ручной режим работы.

При поступлении сразу двух сигналов на открытие и закрытие клапана, приоритет имеет сигнал на открытие клапана.

Разработка программы управления отсечным клапаном

Программа управления клапаном при превышении давления в насосе Н-6 более 8 кПа разрабатывалась с помощью языка логических схем, который входит в состав программного пакета Standard Builder Function производства Yokogawa Electrics CIS Ltd, Япония.

Данный программный пакет и язык программирования сочетают в себе:

простое и интуитивное использование;

библиотеки заранее подготовленных сложных блоков (схем) и разработанных пользователем решений;

каждый блок имеет ряд настраиваемых пользователем свойств.

Описание блоков использованных в программе представлено на рисунке 4.2.

Рис. 4.1 Описание символьных обозначений

На рисунке 4.2 показана программа управления отсечным клапаном.

Рисунке 4.2 Программа управления отсечным клапаном.

. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ДЕЙСТВУЮЩЕЙ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ

.1 Краткая характеристика производства

Темой данного дипломного проекта является проектирование автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП), гидроочиски и опарки гидрогенизата установки каталитического риформинга на базе контроллеров фирмы Yokogawa - Centum CS-3000. Установка гидроочиски и отпаркии гидрогенизата располагается на заводе НПЗ и входит в состав ОАО «АНХК».

Технологический процесс ведется дистанционно с использованием АСУ ТП из операторной. Материальными ресурсами для непрерывного процесса приема и отгрузки произведенной продукции, а также для ведения технологического процесса является: бензин, пар, вода, электроэнергия.

.2 Краткая характеристика продукта производимого на объекте автоматизации

БЕНЗИН (франц. benzine) - смесь легких углеводородов с
Tкип 30-205 оC; бесцветная, горючая, прозрачная жидкость, плотность 0,70-0,78 г/см3, продукт переработки нефти

.3 Технико-экономическое обоснование проекта автоматизации гидроочистке и отпарки гидрогенизата установки каталитического риформинга

Проектом предусматривается: модернизация существующей системы управления, путем замены морально и физически устаревшего пневматического комплекса на современную МП - систему, выполненную на базе мощного универсального контроллера Centum CS-3000, которая позволит сократить и избежать простои оборудования, происходящие из-за морально и физически устаревших приборов и средств автоматизации.

.4 Расчет дополнительный капитальных вложений

Сумма капитальных вложений на приобретение новых средств автоматизации определяется с помощью таблицы 5.1.

Таблица 5.1. Приобретение новых средств автоматизации

Наименование новых средств автоматизации	Ед. изм.	Кол-во	Цена, руб.	Сумма, руб.
1	2	3	4	5
ТСМУ-274-Ехia	шт.	20	4 730,07	94 601,40
ТХАУ-271-Ехia	шт.	15	2 500	37 500
Метран-150CG 1	шт.	10	20 000	200 000
Метран- 150CD 2	шт.	22	21 500	437 000
СТХ-17 газоанализатор	шт.	4	32 500	130 000
ДКС-10-150Б/Б-1	шт	17	3 670	62 390
ЭПП 4700Е	шт.	15	42 000	630 000
Rosemount-3301	шт.	7	40 000	280 000
Камфлекс-35002	шт.	15	96 000	1 440 000
Контроллер Centum CS-3000	шт.	1	2 500 000	2 500 00
Итого:				3 311 491,40
Неучтенное оборудование (10-15% от итога)				331 149,14
Итого стоимость вновь приобретенных средств автоматизации:				3 642 640,54

Стоимость демонтируемых средств автоматизации для расчета капитальных вложений указана в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Стоимость демонтируемых средств автоматизации

Наименование новых средств автоматизации	Ед. изм.	Кол-во	Цена, руб.	Сумма, руб.
1	2	3	4	5
ТСМУ-274-Ех	шт.	20	2282	45 640
ТХАУ -271-Ех	шт.	15	3045	45 675
Метран-100-Ех-ДИ-1152	шт.	10	10 360	103 600
Метран-100-ДД-Ех-1495	шт.	22	25 680	564 960
Газотест-3001	шт.	4	15 000	60 000
ДКС-10-150Б/Б-1	шт	17	3071	52 207
ЭПП 300	шт.	15	39000	585 000
ИТОГО				1 457 082

Сумма капитальных затрат на внедрение проектируемой системы автоматизации (Кп) определяется по формуле:

Кп = Свв + Стр + Ссмр + Сдем - Сост ,

где Кп - сумма капитальных затрат на внедрение проектируемой системы автоматизации, руб.;

Свв = 3 642 640,54 руб. - стоимость вновь приобретенных средств автоматизации;

Сдем1 = 1 457 082 руб. - стоимость демонтируемых средств автоматизации;

Стр = 364 264 руб. - стоимость транспортировки новых средств автоматизации (10% от Свв);

Ссмр = 1 092 792,16 руб. - стоимость строительно-монтажных работ (30% от Свв);

Сдем = 43 712,46 руб. - затраты на демонтажные работы (3-5% от стоимости демонтируемых средств автоматизации);

Сост = 291 416,4 руб. - остаточная стоимость демонтируемых средств автоматизации, (20% от Сдем1).

Кп = 3 642 640,54 + 364 264 + 1 092 792,16 +43 712,46 - 291 416,4 = 4 851 992,76 руб.

Таблица 5.3 - Дополнительные капитальные затраты на внедрение проектируемой системы автоматизации

№ п/п	Статьи затрат на внедрение проектируемой системы автоматизации	Сумма, руб.
1.	Стоимость вновь приобретенных средств автоматизации	3 642 640,54
2.	Стоимость транспортировки новых средств автоматизации	364 264
3.	Стоимость строительно-монтажных работ	1 092 792,16
4.	Затраты на демонтажные работы	43 712,46
5.	Остаточная стоимость демонтируемых средств автоматизации	291 416,4
	Итого (Кп):	4 851 992,76

.5 Расчет трудоемкости технического обслуживания и ремонта средств автоматизации

Расчет трудоемкости текущего ремонта средств автоматизации представлен в таблице 5.4.

Таблица 5.4. Расчет трудоемкости текущего ремонта средств автоматизации

Наименование приборов измерения и контроля	Кол. Единиц (n)	Коэффициент сложности	Норма трудоемкости единицы текущего ремонта, чел-час (tтр)	Годовая трудоемкость, чел-час, (Тто)
1	2	3	4	5
Метран - 150 CG1 преобразователь избыточного давления	16	0,1	4	2336
Метран-150-СD 2 преобразователь разности давлений	23	0,1	4	3358
ДКС-10-150-Б диафрагма стабилизирующая	19	0,1	4	2774
Rosemount 3301 волноводный уровнемер	6	0,1	4	786
ТХАУ-271-Ехia преобразователь термоэлектрический	7	0,1	4	1022
ТСМУ-274-Ехia преобразователь термоэлектрический	23	0,1	4	3358
ТХК Метран-242 преобразователь термоэлектрический	24	0,1	4	3504
СТМ-30-50 газоанализатор	6	0,1	12	2628
Итого:				19776

.6 Расчет стоимости материалов, необходимых на техническое обслуживание и ремонт средств автоматизации

Стоимость материалов, полуфабрикатов, идущих на ремонт средств автоматизации, рассчитываем в размере 80% от тарифного фонда заработной платы ремонтных рабочих.

Фт = 48 612,56 руб.

612,56 ∙ 80% = 48 612,56 ∙0,8 = 38 890,05 руб. - стоимость материалов, полуфабрикатов, идущих на ремонт средств автоматизации.

.6.1 Расчет численности и годового фонда заработной платы ремонтного (дневного) и эксплуатационного (сменного) персонала

Численность ремонтного персонала (Чр) определяется по формуле:

Чр = Ттр / (Тэф ∙ Квн ∙ Кн)

где Ттр = 682 - годовая трудоемкость текущего ремонта;

Тэф = 1658 - плановый годовой фонд рабочего времени одного среднесписочного рабочего;

Квн = 1,3 - коэффициент выполнения норм;

Кн = 1,28 - коэффициент невыходов.

Чр = 682 / (1658∙1,3∙1,28) = 1 чел.

Численность эксплуатационного персонала (Чэк) определяется по формуле:

Чэк = Тто / (Тэф ∙ Квн ∙ Кн)

где Тто - годовая трудоемкость технического обслуживания;

Тэф = 1658 - плановый годовой фонд рабочего времени одного среднесписочного рабочего;

Квн = 1,3 - коэффициент выполнения норм;

Кн = 1,28 - коэффициент невыходов.

Чэк = 19776 / (1658∙1,3∙1,28) = 7 чел.

Расчет годового фонда заработной платы ремонтного (дневного) и эксплуатационного (сменного) персонала

Годовой фонд заработной платы рассчитываем раздельно для ремонтного и эксплуатационного персонала на основе баланса рабочего времени одного среднесписочного рабочего.

Годовой фонд заработной платы ремонтного персонала

Тарифный фонд заработной платы определяется по формуле:

Фт = Тч ∙ Тэф ∙ Чр

где Тч - часовая тарифная ставка повременщика IV разряда, руб./час;

Чр - списочная численность ремонтного персонала, чел.

Тч = О / (Чд ∙ tсм)

где Чд = 29,4 - среднее число дней в месяце в году;

О = 6 875 руб.- должностной оклад; tсм = 8 час.

Тч = 6 895 / (29,4 ∙ 8) = 29,32 руб.час

Фт = 29,32 ∙ 1 658 ∙ 1 = 48 612,56 руб.

Премия, выплачиваемая рабочим из фонда заработной платы, рассчитывается как:

П = (Фт ∙ а) / 100

где а - установленный по предприятию процент премии (10-25%).

П = (48 612,56 ∙ 10) / 100 = 4 861,26 руб.

Основной фонд заработной платы равен:

Фосн = Фт + П

Фосн = 48 612,56 + 4 861,26 = 53 473,82 руб.

Дополнительный фонд оплаты труда рассчитывается по формуле:

Фдоп = (Фосн ∙ Д) / Тэфдн

где Д = 47 дн - дни отпуска, выполнения государственных обязанностей и ученических.

Фдоп = (53 473,82 ∙ 47) / 206 = 12 200,34 руб.

Годовой фонд заработной платы ремонтного персонала равен:

Фгр = (Фосн + Фдоп) ∙ К

где К = 1,5 - поясной коэффициент (20%) с региональной надбавкой (30%).

Фгр = (53 473,82 + 12 200,34) ∙ 1,5 = 98 511,24 руб.

Годовой фонд заработной платы эксплуатационного персонала

Тарифный фонд заработной платы определяется по формуле:

Фт = Тч ∙ Тэф ∙ Чэк

где Тч - часовая тарифная ставка повременщика IV разряда, руб./час;

Чэк - списочная численность эксплуатационного персонала, чел.

Тч = О / (Чд ∙ tсм)

где Чд = 29,4 - среднее число дней в месяце в году;

О = 6895 руб.- должностной оклад;см = 8 час.

Тч = 6895 / (29,4 ∙ 8) = 29,32 руб.час

Фт = 29,32 ∙ 1658 ∙ 7 = 340 287,92 руб.

Премия, выплачиваемая рабочим из фонда заработной платы, рассчитывается как:

П = (Фт ∙ а) / 100

где а - установленный по предприятию процент премии (10-25%).

П = (340 287,92 ∙ 10) / 100 = 34 028,79 руб.

Доплата за работу в праздничные дни определяется по формуле:

Дпр = Кпр ∙ Тч ∙ tсм ∙ nсм ∙ Чэк

где Кпр = 12 - количество праздничных дней в году;см = 8 час - продолжительность смены;см = 1 - число смен работы эксплуатационного персонала в сутки;

Чэк - численность эксплуатационного персонала, чел.

Дпр = 12 ∙ 29,32 ∙ 8 ∙ 1 ∙ 7 = 19 703,04 руб.

Доплата за работу в вечернее и ночное время рассчитывается как:

Двн = (1/3) ∙ 0,3 ∙ Фт + (1/3) ∙ 0,5 ∙ Фт

Двн = (1/3) ∙ 0,3 ∙ 340 287,92 + (1/3) ∙ 0,5 ∙ 340 287,92 = 90 743,45 руб.

Основной (Фосн) и дополнительный (Фдоп) фонд заработной платы последовательно рассчитывается по формулам:

Фосн = Фт + П + Двн + Дпр

Фдоп = (Фос ∙ Д) / Тэфдн

где Д = 47 дн - дни отпуска, выполнения государственных обязанностей и ученических.

Фосн = 340 287,92 + 34 028,79 + 90 743,45 + 19 703,04 = 484 763,20 руб.

Фдоп = (484 763,20 ∙ 47) / 206 = 110 601,31 руб.

Годовой фонд заработной платы эксплуатационного персонала равен:

Фгэк = (Фос + Фдоп) ∙ К

где К = 1,5 - поясной коэффициент (20%) с региональной надбавкой (30%).

Фгэк = (484 763,20 + 110 601,31) ∙ 1,5 = 893 046,77 руб.

Страховые взносы включают в себя отчисления в пенсионный фонд, в фонд медицинского страхования и в фонд социального страхования, и составляют по состоянию на 01.01.12 - 30%

Фстрах = (Фгр + Фгэк) ∙ 0,30

Фстрах = (98 511,24 + 893 046,77) ∙ 0,30 = 297 467,40 руб.

Итого годовой фонд заработной платы с учетом страховых взносов:

Фг = Фгр + Фгэк + Фстрах

Фг = 98 511,24 + 893 046,77 + 297 467,40 = 1 289 025,41 руб.

Страховые взносы эксплуатационного персонала:

Фстрах.гэк = Фггэк ∙ 0,30

Фстрах.гэк = 893 046,77 ∙ 0,30 = 267 914,03 руб.

Годовой фонд заработной платы эксплуатационного персонала с учетом страховых взносов:

Фггэк = Фгэк + Фстрах.гэк

Фггэк = 893 046,77 + 267 914,03 = 1 160 960,8 руб.

Составление сметы ежегодных эксплуатационных расходов на новые средства автоматизации

Расчетные данные эксплуатационных годовых расходов сводятся в таблице 5.7

Таблица 5. Эксплуатационные годовые расходы от применения новых средств автоматизации

№ Пп	Наименование эксплуатационных расходов	Стоимость эксплуатации, тыс.руб.	Структура расходов, %
1	2	3	4
1.	Материалы	38,890	1,747
2.	823,648	37,004
3.	Заработная плата обслуживающего персонала в службах КИПиА с учетом страховых взносов	1160,960	52,158
4.	Прочие расходы (10% от суммы статей 1-3)	202,349	9,091
	Итого:	2225,847	100

. Охрана труда

.1 Общая характеристика производства и специфические производственные опасности

К специфическим производственным опасностям в процессе очистки бензина, при несоблюдении оптимальных условий эксплуатации согласно нормам технологического режима и нарушениях безопасности условий труда относятся:

отравление токсичными газами и веществами;

возникновение взрывов и пожаров, так как газы и пары всех продуктов взрывоопасны;

разгерметизация фланцевых соединений;

появление трещин в металле на аппаратах и трубопроводах;

отработанный катализатор при контакте с кислородом воздуха способен самовозгораться;

при работе на обслуживающих площадках возможность падения с высоты;

возможность возникновения загазованных зон в местах пропусков водорода ;

возможность поражения электротоком;

возможность получения травм при транспортировке грузов;

возможность разрушения оборудования, отказ средств противоаварийной защиты и блокировки.

Анализ опасных и вредных производственных факторов представлен в таблице 6.1.

Таблица 6.1. Анализ опасных и вредных производственных факторов

Опасные и вредные значения, производственные документы	Место действия	Характер действия на организм человека	Нормирующие или ссылка на факторы
Водород и его составляющие	На всех стадиях производства	Вызывает удушье, тошноту, головную боль, сухость во рту, сердцебиение с тяжелым исходом, потерю сознания, отек легких, действует наркотически, возможен летальный исход.	ГОСТ 12.1.005-88
Высокая температура	На всех стадиях производства	Опасность получения химических и термических ожогов	Ниже 45 оС
Работа на высоте	На всех стадиях производства	Опасность падения с высоты	СНиП Ш-4-80*
Азот	На всех стадиях производства	Опасность удушья при работе с инертными газами	О2 не менее 18%
Электрический ток	На всех стадиях производства	Опасность поражения электрическим током	ГОСТ 12.1.030-81
Статическое электричество	Транспортировка продуктов	Воздействие на нервную систему человека	ГОСТ 12.1.018-86
Освещение	Операторная и др. помещения	Ухудшает зрение, снижает внимание, утомляемость	СНиП 23-05-95
Микроклиматические параметры	Производственные помещения	Создание на рабочих местах микроклимата	ГОСТ 12.1.005-88

.2 Меры безопасности при ведении технологического процесса

Для обеспечения мер безопасности необходимо исключить не плотности и утечки азота на сетях.

На сосуды и аппараты, находящиеся под давлением азота, вывесить специальные указатели. Аппараты должны быть закрыты, заболчены и недоступны для посещения их внутрь без специальной подготовки.

Посещение мест, где возможна загазованность инертным газом, должна осуществляться с соблюдением инструкции по газобезопасности.

Во избежание отравления при отборе проб, следует соблюдать меры предосторожности:

находиться с наветренной стороны;

пользоваться индивидуальными средствами защиты;

транспортировка отобранных проб с специальных пробоотборниках;

хранение проб и выполнение анализов производить под вытяжным шкафом.

При предупреждении травмирования ремонтного персонала необходимо в подготовительный период провести работы по отключению оборудования, удалению продукта, продувки системы и установки заглушек.

Подготовительный период заканчивается сдачей оборудования в ремонт с оформлением акта-сдачи по форме 10 или 12 «Инструкция №11-12-2000». Ремонтный персонал не имеет права приступать к работе без оформления приемосдаточной документации.

При проведении огневых работ необходимо выполнить меры безопасности в соответствии с требованиями «Инструкции по организации безопасного проведения огневых работ на взрывопожароопасных объектах компании №221-10-01».

Во избежание пожара и взрыва при подготовке аппаратов к ремонту, необходимо сбросить давление, первоначальную продувку вести в схему бедного газа низкого давления 600 кгс/м2, затем в атмосферу. Вскрытие аппаратов с взрыво-пожароопасными газами производить только после продувки азотом и продувки воздухом.

На аппаратах и трубопроводах находящихся под продуктом, должны быть вывешены плакаты, предупреждающие и запрещающие производство работ, грозящих их разгерметизации.

Во избежание ошибочных подключений, необходимо провести маркировку трубопроводов:

азота - желтого цвета;

воздуха - синего цвета.

Не допускается применение не проверенных, имеющих дефекты предохранительных поясов и веревок.

Работы на высоте выполняются только на стационарных площадках, инвентарных настилах, лесах и подмостках.

В соответствии с требованиями техники безопасности, для ведения технологического процесса в газоопасных местах и зон из-за пропусков и нарушения работы вентиляции предусмотрено:

исключение прямого контакта работающих с обращающимися в процессе продуктами;

применение дистанционного управления операциями технологического процесса;

герметизация оборудования;

своевременное получение информации о возникновении опасных и вредных факторов на отдельных технологических операциях;

система автоматического контроля и управления технологическим процессом, система автоматической остановки блоков;

контроль за состоянием воздушной среды автоматическими газоанализаторами сблокированными с системой автоматической аварийной остановки блоков;

применение индивидуальных средств защиты.

Транспортировка используемых продуктов осуществляется непрерывно по внутри объектовым и межцеховым коммуникациям компании и за ее пределами не используется.

Отработанный катализатор метанирования перед выгрузкой должен быть оксидирован в контролируемых условиях или смочен водой.

Сырье, побочный продукт и водород являются газами с низкой плотностью, быстро улетучиваются при разгерметизации аппаратов и трубопроводов, поэтому они не подлежат сбору и обезвреживанию.

Работы по откачке разливов выполняет бригада не менее 2-х человек в фильтрующих противогазах с коробкой марки БКФ или А, в резиновых перчатках и сапогах. Включить вентиляцию в приямке.

Технологическое и электрическое оборудование должно заземляться, контур заземления периодически должен проверяться.

Применяемый инструмент и материалы в период ремонтных работ при ударе не должен создавать искру, а также должны периодически проверяются и проводится в порядок.

.3 Производственная санитария

В данном дипломном проекте внедряется микропроцессорная система управления, благодаря которой во многом облегчается труд операторов, аппаратчиков и технологов, поскольку, ведя централизованный контроль из операторной оператор может самостоятельно оценивать обстановку на производстве, самостоятельно устранять мелкие погрешности в ведении технологического процесса, тем самым уменьшая выход обслуживающего персонала на производственные площадки.

Но, как бы ни была совершенна система управления, технологическому персоналу все-таки приходится сталкиваться с производственными опасностями. Основную опасность представляет столкновение человека с вредными веществами. Под воздействием вредных веществ, проникающих в организм человека через органы дыхания, пищеварительный тракт или кожный покров в организме могут происходить различные нарушения. Эти нарушения проявляются в виде острых и хронических отравлений. Поэтому все работники цеха по производству извлечения водорода из ВСГ в обязательном порядке обеспечиваются средствами индивидуальной защиты, к которым относятся спецодежда, спец обувь, каски, рукавицы, противогазы и т.д.

Контроль содержания вредных веществ в воздухе рабочих и подсобных помещений, на открытых производственных площадках и территории предприятия, приточных и вытяжных систем вентиляции осуществляет санитарная лаборатория. Содержанием вредных веществ в воздухе в помещениях контролируется специальными приборами, и при превышении ПДК срабатывает сигнализация «Загазовано». Санитарная лаборатория осуществляет контроль загрязнения кожных покровов и спецодежды работающих, освещенность, уровень вибрации и шума на рабочих местах, а также ряд других вопросов охраны труда.

Всем работникам цеха, в зависимости от вида их работ, предоставляются талоны на бесплатное получение молочных продуктов.

Всем без исключения работающим предоставляется индивидуальная кабинка для спецодежды, средства личной гигиены (полотенце, мыло и т.д.), возможность для полноценного отдыха и приема пищи. Все эти процедуры осуществляются в специально оборудованных для этого местах, снабженных душем, стульями или креслами столиками и т.д. Санитарно-бытовые помещения располагаются как можно дальше от производственных цехов, снабжены средствами вентиляции, отопления, кондиционирования.

Ниже будет рассматриваться основной проектируемый объект диплома - помещение операторной, т.к. в связи с установкой новой системы управления, это помещение наиболее подвержено реконструкции.

.4 Параметры микроклимата

Метеорологические условия производственной среды зависят от физического состояния воздушной среды и характеризуются основными метеорологическими элементами: температурой, влажностью и скоростью, а также тепловым излучением нагретых поверхностей оборудования и обрабатываемых материалов и изделий. Совокупность этих факторов, характерных для данного производственного участка, называется производственным микроклиматом.

Метеорологические условия для рабочей зоны регламентируются ГОСТ. Этот ГОСТ устанавливает оптимальные и допустимые микроклиматические условия в зависимости от характера производственных помещений, времени года и категории выполняемой работ. Параметры микроклимата представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2. Параметры микроклимата

Период года	Температура воздуха, ° С	Относительная влажность воздуха, %, не более	Скорость движения воздуха, м/с, не более
Теплый	20-24	40-60	0,5
Холодный и переходные условия	18- 22	40-60	0,2

.5 Производственное освещение

Рациональное освещение помещений и рабочих мест - один из важнейших элементов благоприятных условий труда. При правильном освещении повышается производительность труда, улучшаются условия безопасности, снижается утомляемость. При недостаточном освещении рабочий плохо видит окружающие предметы и плохо ориентируется в производственной обстановке. Неправильное и недостаточное освещение может привести к созданию опасных ситуаций.

.5.1 Расчет общего равномерного освещения

Для расчета общего равномерного освещения используется метод коэффициента использования светового потока, согласно которому необходимо определить требуемый расчетный световой поток ламп в каждом ряду, при котором достигается значение наименьшей нормируемой освещенности рабочей поверхности. В качестве источника общего освещения используются люминесцентные лампы типа ЛБ, а в качестве светильников - установки с преимущественно отраженным и рассеянным светораспределением типа ЛДОР с решетками и отверстиями в отражателе, лампы 2х40Вт.

Световой поток ряда рассчитывается по формуле:

где:

Фл - световой поток ламп одного ряда, лм;

Еmin - минимальная нормируемая освещенность - 200лк; - площадь помещения, м2;

Кз - коэффициент запаса;- число рядов;

Ки - коэффициент использования, зависящий от типа светильника;коэффициент для перехода от наименьшей освещенности к средней, определяется из соотношения:

Значения коэффициентов для расчета принимают по СниП 23-05-95.

Таблица 6.3. Данные об операторной

Площадь помещения S, м2	156 м2
Длина, а	12 м
Ширина, b	13 м
Высота, H	4 м
Число рядов светильников, N	4
Потолок	Побеленный
Пол	Светло-коричневый
Стены	Светлые

Согласно этим характеристикам, при расчете используются следующие величины:

коэффициент Z Z=1,2;

коэффициент запаса Кз=1,3;

коэффициент отражения от потолка Рп=70%;

коэффициент отражения от стен Рс=50%;

коэффициент отражения от пола Рр=30%.

Определяем разряд зрительных работ.

Зрительные работы в операторной при ведении технологического процесса имеют 4 разряд, т.е. это работа средней точности.

Для нахождения неизвестной величины Ки необходимо определить индекс помещения:

где:- высота светильника h=H-he-hp,

где:- высота свеса светильника he = 0,2 м- рабочая высота стола hp = 0,8 м= 4 - 0.2 - 0.8 = 3 м,

Значение находится как функция ориентировочно оцениваемых коэффициентов отражения и индекса помещения по таблице.

В данном случае Ки=40%.

Таким образом, получаем световой поток ряда:

Для искусственного освещения помещений операторной используем лампы ЛБ, по две штуки в одном светильнике ЛДОР, световой поток каждой 3200 лм.

Определяем число светильников в каждом ряду:

В результате получаем, что в операторной необходимо использовать 4 ряда светильников и по 4 светильника в каждом ряду.

.6 Техника безопасности

.6.1 Электробезопасность

Методы для улучшения электробезопасности:

на установке электрооборудование выполнено во взрывобезопасном исполнении для соответствующих категорий и групп взрывоопасных смесей;

для безопасной эксплуатации оборудования выполнено заземления для защиты от статического электричества;

в соответствии с нормами и в зависимости от характеристики помещений и наружных установок выполнено рабочее и аварийное освещение;

в соответствии с требованиями правил промышленной безопасности выполнена изоляция всех горячих частей оборудования.

.6.2 Пожаробезопасность

Методы и средства контроля за содержанием взрывоопасных и токсичных веществ в воздухе рабочей зоны:

во всех помещениях насосных и на территории наружной установки установлены специальные датчики довзрывоопасной концентрации паров углеводородов с выводом на щит;

для безопасной эксплуатации центробежных насосов предусмотрена сигнализация отклонения от норм технологического режима.

Вентиляционные камеры, циклоны, фильтры, воздуховоды должны очищаться от горючих отходов производства в сроки, определенные приказом по заводу. Для взрывопожароопасных и пожароопасных помещений должен быть установлен порядок очистки вентиляционных систем безопасным способом.

Уборка пола помещений должна производиться по мере необходимости, но не реже одного раза в смену.

Средства индивидуальной защиты рабочих:

костюм х/б с водоотталкивающей пропиткой или костюм из смесовых тканей с масловодоотталкивающей пропиткой;

бельё нательное;

ботинки кожаные или сапоги кирзовые;

рукавицы комбинированные;

перчатки с защитным покрытием;

каска защитная;

подшлемник под каску;

очки защитные;

противогаз с коробкой марки БКФ.

На наружных работах зимой дополнительно:

костюм х/б или костюм из смесовых тканей с масловодоотталкивающей пропиткой на утепляющей прокладке;

сапоги утеплённые или валенки;

жилет утеплённый;

рукавицы утеплённые.

Способы и необходимые средства пожаротушения.

К первичным средствам пожаротушения на установке относятся:

огнетушители пенные и углекислотные;

вода;

песок.

Углекислотные огнетушители предназначены для тушения небольших очагов пожара всех видов горючих веществ, имеющихся на установке, а также электрооборудования и электроприборов.

К поверхности горящего бутилового спирта струю углекислоты следует направлять наклонно, во избежание его разбрызгивания. Углекислотные огнетушители имеются во всех производственных помещениях.

Вода в виде цельной струи и распыления служит для тушения больших и малых очагов пожара, а также для охлаждения нагревающихся при пожаре поверхностей оборудования.

Пожарные краны имеются на установке и укомплектованы рукавами и стволами.

Тушить водой разогревшееся оборудование, находящееся под напряжением, запрещается.

Песок применяется для ликвидации пожаров в малых размерах и для ликвидации горения разливов бутилового спирта или его компонентов.

Не разрешается применять песок при тушении вращающихся частей электродвигателя. Ящики с песком установлены во всех производственных помещениях.

При загорании во фланцевых соединениях, явившегося следствием небольшого пропуска, обвернуть асбестовым полотном горящие соединения и углекислотным огнетушителем сбить пламя.

При воспламенении электрооборудования снять напряжение и тушить углекислотным огнетушителем. Тушение обесточенного электрооборудования водой или пенным огнетушителем нежелательно, так как при этом выводится из строя само оборудование.

При возникновении пожара на установке, явившегося следствием большого пропуска, отключить участок с пропуском, по возможности опорожнить. Соседние участки трубопроводов и аппаратов, несущие конструкции зданий поливать водой до прибытия ВПЧ.

.6.3 Охрана окружающей среды

Для снижения негативного воздействия производства на окружающую среду предусмотрено соблюдение норм и требований, выполненных на всех этапах производства.

В соответствии с нормами и требованиями (№06 -11/51 - 1358 от 05.07.90 г. «О рассмотрении вопросов экологической безопасности подготавливаемой к производству продукции»), для снижения негативного влияния производства на окружающую среду предусмотрено:

ограниченный вывод отходов производства в количестве и по составу;

нормирование концентрации загрязняющих веществ и валового сброса промышленных отходов;

ограничение концентрации загрязняющих веществ и валового сброса в атмосферу.

Заключение

В данном дипломном проекте предлагается замена существующей системы управления на более новую с использованием контроллера CENTUM CS 3000 фирмы Yokogawa (Япония). Контроллер обладает высокой надежностью, быстродействием, возможностью 100% резервирования, встроенными функциями для отображения/управления, горячей заменой модулей, обработкой ошибок, простотой создания распределенных систем управления.

В проекте разработана функциональная схема автоматизации, схема внешних проводок и комплекс технических средств. Приборы и средства автоматизации, электрические проводки выбраны в соответствии с требованиями технической безопасности автоматизированного производства.

Также предлагается замена приборов полевой автоматики на более совершенные приборы промышленной группы «Метран» - российского лидера в разработке и поставках средств и систем автоматизации, который включает самый широкий ряд приборов для измерения давления, температуры, расхода, уровня, разрежения для применения в различных областях промышленности.

Был произведен расчет САР методом расширенных частотных характеристик, в процессе которых были получены настройки ПИ-регулятора и ПИД-регулятора.

Перерегулирование достигает значения не более 33%. Это говорит о том, что система находится в пределах колебательности. Во время регулирования наблюдается одно полнопериодное колебание, малое значение времени первого согласования. Характеризующий темп нарастания переходного процесса говорит о быстродействии системы. При этом данная автоматическая система имеет большое значение времени регулирования, которое также сказывается на быстродействии. По найденным показателям качества автоматической системы можно сказать, что настройки, найденные методом расширенных частотных характеристик, являются оптимальными, так как обеспечивают быстродействие системы и входят в пределы колебательности.

Результатом применения контроллера в процессе гидроочистки и отпарки гидрогенизата станет не только повышение качества выпускаемой продукции, но и повышение надежности системы. Повышение надежности всей АСУТП приведет к значительному повышению безопасности технологического процесса, облегчению труда аппаратчиков, ремонтных рабочих и работников по уходу и надзору за оборудованием.

В проекте разработаны мероприятия направленные на обеспечение безаварийной работы оборудования, безопасной работы трудящихся, снижение риска профзаболеваний и производственного травматизма. Кроме того, предусмотрены меры по минимизации вредного воздействия производства на окружающую среду.

По результатам расчета технико-экономических показателей можно сделать вывод о том, что применение новой автоматизированной системы управления позволит существенно повысить точность измерений, за счет чего формируется более точная и своевременная информация о ходе технологического процесса, снижаются потери рабочего времени, уменьшается простой оборудования, повышается ритмичность производства, оперативность управления. Кроме того, усилен контроль над содержанием вредных веществ в окружающей среде. Такая АСУТП даст возможность оптимально управлять процессом с получением продуктов высокого качества при соблюдении условий безопасного ведения технологического процесса.

Таким образом, модернизация принесет не только экономический эффект, но и обеспечит безопасность труда, а также улучшит качество готового продукта.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

гидроочистка автоматика промышленный

1. Бесекерский В.А. Теория систем автоматического управления: учебник для ВУЗов / В.А. Бесекерский, Е.П. Попов.- СПб: Изд-во «Профессия», 2003 г. - 747с.

. Благодарный Н.С. Методические указания для выполнения дипломных проектов по специальности 220301 - Автоматизация технологических процессов и производств/ Н.С. Благодарный, Н.В. Кузьменко. - Ангарск: АГТА, 2009 г. - 35с.

. ГОСТ 12.1.002-75 ССБТ. Процессы производственные. Общие требования безопасности.

. ГОСТ 12.1.003-85 Шум. Общие требования безопасности.

. ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

. ГОСТ 12.1.012-90 Вибрация. Общие требования к безопасности.

. ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ. Электробезопасность. Общие требования.

. ГОСТ 12.1.030-88 ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление.

. ГОСТ 21.404-85. Условные обозначения.

. ГОСТ 21.408-93. Правила выполнения рабочей документации автоматизации технологических процессов.

. Гребнева С.И. Учебно-методические указания к дипломному проектированию по разделу «Безопасность жизнедеятельности» для студентов специальности 220301 / С.И. Гребнева, Л.П. Шильникова. - Ангарск: АГТА, 2008 г. - 47 с.

. Давыдов Р.В. Методические указания по выполнению курсовой работы по дисциплине «Теория автоматического управления» для студентов специальности 21.02. / Р.В. Давыдов, М.И. Петрочук. - Ангарск: АГТА, 2005 г. - 28 с.

. Дугар-Жабон Р.С. Методические указания к выполнению экономической части дипломных проектов и дипломных работ для специальности 220301 «Автоматизация технологических процессов и производств» / Р.С. Дугар-Жабон, А.И. Колесник. - Ангарск: АГТА, 2011 г. - 40 с.

. Калиниченко А.В. Справочник инженера по контрольно-измерительным приборам и автоматике. - М.: ИНФРА-Инженерия, 2008 г.

. Клюев А.С. Проектирование систем автоматизации технологических процессов. М.: Энергоатомиздат, 1990. - 464 с.

. Колпачков В.И. Производственная эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт энергетического оборудования (Справочник) / В.И. Колпачков, А.И. Ящура. - М.: Энергосервис, 1999 г.

. Тематический каталог компании EmersonProcessManagement и ПГ «Метран». Датчики давления. - Челябинск, 2009 г. - 182 с.

. Тематический каталог компании EmersonProcessManagement и ПГ «Метран». Датчики температуры. - Челябинск, 2009 г. - 213 с.

. Тематический каталог компании EmersonProcessManagement и ПГ «Метран». Уровнемеры. - Челябинск, 2009 г. - 141 с.

. Технические проспекты Yokogawa Centum 3000.

. Технологический регламент установки производства гидроочистки и отпарки гидрогенизата цех 8/14. НПЗ ОАО «АНХК».

. Чистофорова Н.В.Технические измерения и приборы: учебное пособие. Часть 1 / Н.В. Чистофорова, А.Г. Колмогоров. - Ангарск: АГТА, 2008 г. - 200 с.

Замена системы управления на новую с использованием контроллера CENTUM CS 3000 фирмы Yokogawa (Япония)

Замена системы управления на новую с использованием контроллера CENTUM CS 3000 фирмы Yokogawa (Япония)

Похожие работы на - Замена системы управления на новую с использованием контроллера CENTUM CS 3000 фирмы Yokogawa (Япония)