Текст
Содержание
Введение.........................................................................................5
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов................7
1. Иерархия распределенных систем управления и компоненты АСУТП нефтеперерабатывающих заводов....9
1.1. Иерархия распределенных систем управления................................................9
1.2. Компоненты АСУТП
2. Виды обеспечений АСУТП нефтеперерабатывающих заводов..........................................15
2.1. Организационное обеспечение.............................................................16
2.2. Информационное обеспечение..............................................................17
3. Техническое обеспечение АСУТП.................................................................21
3.1. Средства автоматизации полевого уровня..................................................22
3.1.1. Измерение температуры...............................................................22
3.1.2. Измерение давления..................................................................27
3.1.3. Измерение расхода...................................................................33
3 1.4. Измерение уровня....................,............................................40
3.2. Измерение физико-химических свойств нефти...............................................45
3.2.1 Измерение плотности нефтепродуктов...................................................49
3.2.2. Измерение вязкости нефтепродуктов...................................................50
3.2.3. Измерение температуры вспышки.......................................................51
3.2.4. Определение содержания солей в нефти................................................52
3.2.5. Определение содержания воды в нефти.................................................52
3.2.6. Определение содержания серы в нефти.................................................53
3.2.7. Определение содержания парафина в нефти.............................................54
3.2.8. Определение фракционного состава нефти..............................................55
3.2.9. Измерение упругости паров нефтепродуктов............................................56
3.2.10. Измерение октанового и цетанового чисел, давления насыщенных паров и других физико-химических
свойств с помощью НИР-анализатора..........................................................57
3.2.11. Измерение температуры застывания...................................................57
3.2.10. Измерение pH растворов.............................................................58
3.2.11. Анализ содержания газов............................................................59
3.3. Рабочие станции, контроллеры и вычислительные сети РСУ..................................62
3.3.1. Рабочие станции систем управления ..................................................62
3.3.2. Программируемые логические контроллеры..............................................63
3.3.3. Промышленные сети РСУ...............................................................65
3.3.4. Физические каналы передачи данных...................................................68
3.3.5. Активное оборудование промышленных сетей............................................69
3.3.6. Открытые промышленные сети..........................................................71
3.4. Исполнительные механизмы систем управления..............................................82
3.4.1. Пневматические исполнительные механизмы.............................................82
3.4.2. Электрические исполнительные механизмы..............................................83
3 4.3. Электропривод с преобразователем частоты.........................................84
4. Программное и алгоритмическое обеспечение АСУТП...............................................89
4.1. Программное обеспечение диспетчерских рабочих станций...................................92
4.2. Алгоритмическое обеспечение.............................................................95
5. Распределенные системы управления в процессах нефтепереработки...............................103
5.1. Распределенная система управления Simatic PCS 7 компании Siemens........................104
5.2. Распределенная система управления Experion PKS корпорации Honeywell.....................104
5.3. Распределенная система управления l/A Series компании Invensys.........................107
5.4. Распределенная система управления Delta V компании Emerson Process Management..........108
5.5. Распределенная система управления CENTUM VP компании Yokogawa..........................109
6. Взрыво- и пожаробезопасность нефтеперерабатывающих заводов.....................................111
6.1 Общие требования к взрыво- и пожаробезопасности НПЗ.......................................111
6.2. Средства обнаружения взрывоопасности НПЗ.................................................114
Датчики НКПР................................................................................114
Датчики ПДК.................................................................................114
Местоположение и крепление датчиков газоанализаторов........................................115
Сигнализация о газовой опасности............................................................115
6.3. Средства обнаружения пожароопасности НПЗ.................................................116
Установка пожарной сигнализации.............................................................116
Автоматические установки газового пожаротушения.............................................117
Требования к размещению средств пожарной сигнализации.......................................121
Требования к средствам оповещения о пожаре и управления эвакуацией..........................122
Система управления SecoLOG......................................................................123
Построение систем двухсторонней громкоговорящей и телефонной связи..........................123
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки...............................................127
7. Основные технологические процессы нефтепереработки.............................................129
7.1. Основные структурные схемы нефтеперабатывающих заводов...................................130
8. Автоматизация процессов первичной переработки нефти............................................135
8.1. Автоматизация процессов обезвоживания и обессоливания нефти на установках ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ.135
8.2. Автоматизация процессов перегонки нефти на установках АТ и АВТ ..........................142
9. Автоматизация каталитических процессов переработки бензиновых фракций..........................163
9.1. Автоматизация процесса изомеризации......................................................163
9.2. Автоматизация процесса каталитического риформинга........................................168
9.3. Автоматизация процесса каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора....174
Секция каталического риформинга........................................................... 175
Секция непрерывной регенерации катализатора............................................... 182
9.4. Автоматизация процесса каталитического крекинга..........................................186
9.5. Автоматизация процессов гидрирования непредельных углеводородов..........................196
10. Автоматизация процесса гидрооблагораживания нефтяных фракций..................................201
10.1. Автоматизация процесса гидроочистки моторных топлив.....................................201
10.2. Автоматизация процесса гидрокрекинга.............................................:......206
10.2.1. Реакторный блок первой ступени .........................................................206
10.2.2. Реакторный блок второй ступени......................................................211
10.2.3. Блок фракционирующей колонны К-2....................................................212
10.2.4. Блоки разделения легких фракций.....................................................222
10.3. Автоматизация гидротермических процессов................................................225
11. Автоматизация термических процессов нефтепереработки..........................1...............228
11.1. Автоматизация процесса замедленного коксования..........................................228
11.2. Автоматизация процесса термического крекинга............................................246
11.3. Автоматизация процесса висбрекинга.................................................... 251
11.4. Автоматизация процесса пиролиза.........................................................257
12. Автоматизация процессов получения водорода, серы и компаундирования
моторных топлив...................................................................................278
12.1. Схема автоматизации процесса получения водорода ........................................278
12.2. Схема автоматизации процесса получения серы.............................................286
12.3. Автоматизация процессов компаундирования моторных топлив................................292
12.3.1. Автоматизация процесса компаундирования бензина.....................................292
12.3.2. Автоматизация процесса компаундирования дизельных и котельных топлив ...............29z
Заключение........................................................................................29!
Литература........................................................................................291
Приложение I. Глоссарий...........................................................................29!
Приложение II. Список используемых сокращений.....................................................30'
Приложение III. Основные нормативные документы....................................................301
Введение
Россия является одной из стран, обладающих большими запасами углеводородного сырья, основным источ-
ником которого является нефть. Разведанные запасы нефти в России составляют более 7 млрд т при ежегодной
добыче свыше 300 млн т, а мировые запасы нефти доходят до 250 млрд т и более. При этом 90% добываемой неф-
ти перерабатывается в топливо и масла [1—3].
Таким образом, нефть в настоящее время и в ближайшем будущем останется основным энергоносителем,
определяющим экономику страны. Несмотря на то что нефть, как и каменный уголь, торф, горючие сланцы
и природный углеводородный газ, является невосполняемым источником энергии, запасов ее по прогнозам хва-
тит на сотню и более лет.
Основные месторождения нефти в России приходятся на Западную и Восточную Сибирь, Татарстан, Баш-
кортостан, Самарскую, Оренбургскую и Пермскую области, Ставропольский и Краснодарский края, Чеченскую
республику и Сахалин. Крупнейшими нефтедобывающими компаниями РФ являются Лукойл, Роснефть, Газ-
пром нефть, Сургутнефтегаз, ТНК-ВР, Татнефть и Башнефть.
К основным характеристикам нефти относятся ее плотность, содержание парафинов, серы, асфальтенов
и силикагелевых смол, а также вязкость, температура кипения, фракционный состав и ряд других показателей.
Процессы нефтепереработки включают процессы первичной переработки нефти, термические и термоката-
литические процессы, процессы гидрооблагораживания бензиновых фракций, производства водорода и серы,
а также процессы компаундирования моторного топлива [2-7].
Процессы первичной переработки нефти — это ее стабилизация, обезвоживание и обессоливание на установ-
ках ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ. Продуктами первичной переработки нефти являются углеводородный газ, бензи-
новая, керосиновая и дизельная фракции, мазут, масляные фракции (моторные, дизельные и авиационные мас-
ла и др.), а также прочие нефтепродукты (битумы, парафины, вазелины и др ) [8-14].
В последние годы повышение эффективности процессов нефтепереработки и качества конечной продук-
ции связано с появлением новых наукоемких технологий, в частности, процессов гидрооблагораживания мазута
(процессы H-Oil или LC-Fining) и переработки гудрона (процессы H-Oil, LC-Fining или Flexicoking).
Оборудование процессов нефтепереработки включает реакторы различного типа, трубчатые печи и печи до-
жига отходов производства, ректификационные колонны, теплообменники, емкости и резервуары, насосы, ком-
прессоры, вентиляторы и другие виды оборудования, многие из которых входят в автоматизированные техноло-
гические комплексы (АТК).
Отечественная нефтеперерабатывающая промышленность использует последние достижения в области ав-
томатизации, контроля и управления процессами, а также информационные технологии получения, передачи и
приема информации. В структуре систем управления применяются современные аппаратно-программные сред-
ства — интеллектуальные датчики температуры, давления, расхода, уровня и др. параметров, исполнительные
устройства, программируемые логические контроллеры (ПЛК), рабочие станции и промышленные компьюте-
ры, панели оператора, локальные вычислительные сети (ЛВС) и т. п.
Технологические процессы нефтепереработки достаточно полно освещены в литературе [5-19], однако в ней
не хватает современного описания вопросов автоматизации этих процессов, новых интеллектуальных приборов
для контроля и управления технологическими процессами и современных распределенных систем управления.
В то же время грамотный выбор технических средств автоматизации, алгоритмов управления, систем противо-
аварийной защиты и блокировки может значительно повысить эффективность, надежность и экономичность
процессов нефтепереработки.
Настоящая книга имеет целью ознакомление читателей с автоматизацией современных технологических
процессов нефтепереработки, техническими средствами автоматизации, зарубежными и отечественными
6 Часть 1. Струн-.-а-* -э _ ~ем управления нефтеперерабатывающих заводов
распределенными системами управления. Ос о обоснованию выбора и сравнительному
анализу средств автоматизации процессов нефти ераба
Организационное, информационное и техническое раммное и алгоритмическое обеспече-
ние АСУТП, распределенные системы управления от к .. 2-5. Процессы нефтепереработки относят-
ся к взрыво- и пожароопасным процессам, и поэтому в -р •=._ основные требования к взрыво- и по-
жаробезопасности НПЗ, средства обнаружения взрыво- кэрсх и НПЗ и системы специальной связи
операторов с рабочими местами во взрывоопасных зонах, о тросы выделены в часть 1 настояще-
го пособия.
Главы второй части посвящены подробному описанию схе: изации отдельных технологических
процессов, краткое описание которых приведено в главе 7 мной переработки нефти, посту-
пающей с промыслов, включают процессы обезвоживания и о" гя нефти на установках ЭЛОУ-АТ
и ЭЛОУ-АВТ, и им посвящена глава 8.
Повышение октановых характеристик бензинов достигается в про х зомеризацип и каталитического
риформинга (глава 9). К числу крупнотоннажных процессов углубленн ереработки нефти для получения
высокооктановых компонентов товарных бензинов относятся процессы каталитического крекинга (глава 10).
К гидрогенизацпонным процессам, позволяющими снизить содержание серо- и азотсодержащих соедине-
ний, относятся процессы гидроочистки нефтяных фракций, гидрокрекинга и пшротермические процессы пере-
работки тяжелых нефтяных остатков (глава 10).
К термическим процессам переработки тяжелых нефтяных остатков относятся процессы термического кре-
кинга проводимые при высоком давлении (до 5 МПа) и температуре (до 510 С). Термические процессы замед-
ленного коксования, проводимые в двух- и четырехкамерных установках, служат для получения кокса заданно-
го качества и увеличения выхода газойлевых фракций (глава И).
Для получения сырья нефтехимического синтеза (этилена, пропилена, бензола, смол пиролиза и др.) исполь-
зуются процессы пиролиза, являющиеся наиболее крупнотоннажными промышленными процессами получе-
ния олефиновых углеводородов.
К числу обязательных процессов относятся процессы получения водорода, необходимого для процессов ги-
дрооблагораживания нефтяных фракций. Сырьем для производства водорода является природный газ, сжи-
женные углеводородные газы или бензиновые фракции. К сопутствующими процессам гидрооблагораживания
и термического крекинга, содержащим сероводород, относятся процессы получения водорода и серы, рассма-
триваемые в главе 12, где также описаны современные процессы компаундирования моторных топлив, совре-
менное оборудование которых включает автоматизированные узлы смешения компонентов для получения бен-
зина с заданными моторным или исследовательским октановыми числами.
В Приложении приводятся список сокращений, стандартов и глоссарий используемых в книге терминов.
Пособие предназначено для специалистов нефтеперерабатывающих заводов, инженеров КИПиА, аспи-
рантов и студентов (бакалавров и магистров), обучающихся по направлениям 220400 «Управление в техни-
ческих системах», 220700 «Автоматизация технологических процессов и производств», 240100 «Химическая
технология». 241000 «Энерго- и ресурсосберегающие процессы в химической технологии, нефтехимии и био-
технологии».
Авторы считают своим долгом поблагодарить рецензента учебного пособия докт. техн, наук, проф. В. В. Бур-
лова за ценные замечания, а представителей фирм Siemens, Emerson Process Management, Honeywell. Foxboro и Soc-
Trade Process Engineering — за предоставленные материалы.
Также авторы благодарят специалистов технологического отдела и отдела АиКИП ООО «Ленгипронефте-
хим» за помощь в подготовке этого учебного пособия. Особую благодарность за помощь в подготовке материа-
лов книги авторы выражают II И Мироновой.
1. Иерархия распределенных систем управления
и компоненты АСУТП нефтеперерабатывающих
заводов
1.1. Иерархия распределенных систем управления
Иерархия (от греч. hieros «священный» и arche «власть») — это принцип структурной организации много-
уровневых систем, состоящий в упорядочении взаимодействий между отдельными уровнями системы. Каждый
нижний уровень иерархии является относительно автономным, но в то же время функционально и структурно
подчиненным верхнему уровню. Порядок соподчиненности уровней иерархии определяется заданным крите-
рием. Помимо этих критериев для каждого из уровней («частных критериев») существует общий (глобальный)
критерий управления для всей системы. Таким образом, иерархическая система определяет гибкий порядок со-
подчиненности взаимосвязанных уровней системы управления. В настоящее время большинство систем управ-
ления технологическими процессами представляют собой трех- и четырехуровневые системы управления.
Понятие распределенной системы управления (РСУ) подразумевает территориальную и функциональную
распределенность систем сбора данных и управления. Территориальная распределенность предполагает разме-
щение программно-аппаратных средств вблизи рассредоточенных технологических объектов управления, кото-
рые объединены в единую систему управления локальными вычислительными сетями (ЛВС). Функциональная
распределенность системы управления означает, что каждая рабочая станция или микропроцессорное устрой-
ство выполняет строго заданные функции (например, сбор и обработку данных, их архивацию, локальное управ-
ление, функции печати и т. п.).
Современные многоуровневые распределенные системы управления являются одновременно и интегри-
рованными системами управления. Под интеграцией систем управления понимается создание единого ин-
формационного пространства предприятия на основе объединения разнородных автоматизированных систем
управления во взаимосвязанную интегрированную систему управления в целях повышения оперативности
и эффективности работы предприятия. Под единым информационным пространством подразумевается воз-
можность доступа руководителей подразделений и предприятия, ответственных за производительность и каче-
ство продукции, ко всей информации, поступающей от различных систем, а также возможность обмена данными
в реальном масштабе времени между приложениями и компонентами систем управления. Понятие интеграции
автоматизированных систем согласно ГОСТ 34.003-90 применимо к любой совокупности двух и более взаи-
мосвязанных автоматизированных систем, в которой функционирование одной из них зависит от результатов
функционирования другой так, что эту совокупность можно рассматривать как единую автоматизированную
систему [22, 24, 30].
Для решения задач интеграции систем необходима стандартизация аппаратно-программного обеспечения,
том числе интерфейсов, протоколов связи, баз данных, систем программирования и т. д. Многими крупны-
ми фирмами выпущены программные продукты для интегрированного управления предприятием, например,
PI System (OSI Software), Experion PKS {Honeywell), PCS! (Siemens), Enterprise Technology Solution и CENTUM VP
( Yokogawa) и др.
Интегрированные системы характеризуются горизонтальной и вертикальной интеграцией программно-ап-
аратных средств систем управления. Горизонтальная интеграция подразумевает объединение автоматизиро-
ванных систем на одном уровне иерархии, а вертикальная — объединение смежных уровней иерархии систем
10
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
управления. Для объединения ресурсов каждого уровня иерархии используются ЛВС нижнего и верхнего уров-
ней иерархии, а также универсальные вычислительные сети, обеспечивающие вертикальную интеграцию систе-
мы. Назначение и характеристики этих вычислительных сетей будут рассмотрены в других главах.
Уровни иерархии интегрированных систем управления дают общее представление о структуре системы
управления предприятием. Иерархия систем управления носит условный характер и, как правило, включает
4 уровня (рис. 1.1). Наивысший 4-й уровень иерархии занимают системы ERP (Enterprise Resource Planning, си-
стемы планирования ресурсов предприятия, где под ресурсами понимаются финансовые, материальные, сырье-
вые ресурсы и готовая продукция предприятия), задачей которых является прогнозирование стратегии разви-
тия предприятия на основе анализа его финансовых, материальных и сырьевых ресурсов. Зачастую уровень ERP
выделяют в отдельный уровень.
/ Датчики, исполнительные механизмы, \
УСО, компактные ПЛК, станции сбора данных
и управления
Рис. 1.1. Иерархия системы управления предприятием
К основным подсистемам большинства ERP-систем относятся:
• подсистема «Финансы», служащая для анализа финансовой деятельности предприятия и включающая мо-
дули расчетов с поставщиками, заказчиками, распределения затрат, финансовые планы и расчеты;
• подсистема «Управление производством», включающая модули планирования и управления заказами,
планирования и моделирования производства, расчета потребности в сырье и материалах, управления обслужи-
ванием и ремонтными работами, прогнозирования сбыта и т п.;
• подсистема «Логистика» предназначена для управления полным циклом производства — от получения
сырья и материалов (управление цепочками поставок) до производства и сбыта готовой продукции, включая га-
рантийное обслуживание;
• подсистема «Кадры» предназначена для управления персоналом, кадрового учета, аттестации и перепод-
готовки кадров и т.п.;
• модули управления запасами сырья и материалов, складского учета, управления транспортом и др.
К тенденциям развития ERP-систем можно отнести их ориентацию на определенные отрасли промышленно-
сти, что объясняется достигнутыми успехами при внедрении системы, наиболее полным учетом специфики про-
изводства или по причине высокой конкурентоспособности. Еще одной тенденцией является постоянное разви-
тие ERP-систем путем интеграции зарекомендовавших себя компонентов и модулей других ERP-систем. Здесь
следует отметить сближение и взаимодействие ERP- и MES-систем (см. ниже) в вопросах формирования зака-
зов, контроля состояния сырья, материалов и комплектующих на складах, согласования транспортных пото-
ков, обработки на уровне ERP-системы информации, полученной в режиме реального времени от А/ЕЕ-системы.
Среди многочисленных известных ERP-систем можно отметить зарубежные (PI System, Protean, J.D. Edwards,
MAX, R3, Renaissance) и отечественные системы (Галактика, Парус и др.).
3-й уровень иерархии — уровень MES-систем (Manufacturing Execution System, система управления производ-
ственным процессом). К задачам MES-систем относятся оперативное планирование производства, оптимизация
производственных графиков, управление качеством и сроками поставок готовой продукции в режиме реально-
го времени. Этому уровню соответствуют также АСОДУ (автоматизированные системы оперативно-диспетчер-
ского управления) и АСКУЭ (автоматизированные системы контроля и управления энергоресурсами).
A/ES-системы относят к классу общепромышленных систем управления дискретными и непрерывными про-
изводствами в масштабе самостоятельного подразделения (крупного цеха или завода в составе фирмы или корпо-
рации). За счет получения производственной информации в реальном масштабе времени и возможностей мгно-
венной реакции на отклонения результатов производства от плановых показателей A/ES-системы позволяют
1. Иерархия распределенных систем управления и компоненты АСУТП нефтеперерабатывающих заводов
11
оптимизировать производственный процесс. Поскольку в таких системах обрабатывается вся производствен-
ная информация — от расчета экономических показателей до расчета себестоимости продукции — MES-системы
связаны с ERP-системами. Функции MES-систем могут быть интегрированы и с другими системами управле-
ния предприятием (SCM, CRM, SCADA и т. п.). Тем самым в интеграции производственного предприятия MES-
системы являются связующим звеном.
Международная ассоциация производителей систем управления производством (MESA, Manufacturing En-
terprise Solution Association) определяет 11 основных функций МЕА-систем:
1. Контроль состояния и распределение ресурсов предприятия (управление оборудованием, материалами,
персоналом, документацией и т. п.).
2. Оперативное планирование (расчет производственных расписаний в зависимости от специфики изделий
и технологии производства).
3. Диспетчеризация производства (управление производственным процессом на всех этапах изготовления
продукции).
4. Управление документооборотом (ведение плановой и отчетной цеховой документации, контроль прохож-
дения документации по изготовлению продукции).
5. Сбор и хранение данных (получение, хранение и передача данных по выпускаемой продукции).
6. Управление персоналом (обеспечение возможности управления персоналом).
7. Управление качеством продукции (обеспечение контроля качества продукции на основе данных измере-
ния показателей качества в реальном времени, выявление отклонений от заданных показателей).
8. Управление производственными процессами (мониторинг производственного процесса, автоматическая
или ручная корректировка хода процесса).
9. Управление техобслуживанием и ремонтом (управление обслуживанием оборудования, его плановым
и оперативным ремонтом).
10. Отслеживание истории продукта (визуализация информации о месте и времени выполнения работ по
каждому изделию, в том числе отчеты об исполнителях, комплектующих, материалах, условиях производства
и т. п.).
11. Анализ производительности (представление подробных отчетов о результатах производственных операций).
2-й уровень иерархии — это уровень АСУ ТП или DCS (Distributed Control Systems, распределенные системы
управления). Этот уровень иногда принято подразделять на два подуровня — диспетчерский (или подуровень
SCADA-систем) и контроллерный. Нетрудно заметить близость подуровня SCADA-систем и АСОДУ уровня
УША-систсм. В настоящее время наиболее востребованным компонентом визуализации в автоматизированной
системе оперативно-диспетчерского управления является SCADA-система (Supervisory Control And Date Acqui-
sition, система сбора данных и оперативного диспетчерского управления). Подобные SCADA-системы устанав-
ливаются на диспетчерских станциях, локальных технологических станциях, а также на операторских станциях
различного назначения. Аппаратной платформой для SCADA-систем служат рабочие станции на базе промыш-
ленных персональных компьютеров (ППК), панельные компьютеры и операторские панели. Отдельные ком-
пактные модификации SCADA-систем устанавливаются во флэш-памяти контроллеров (например, Trace Mode,
MasterSCADA и т. п.).
Наряду с многофункциональными SCADA-системами, рассчитанными на большое число тэгов и предназна-
ченными для применения в сложных системах управления крупными предприятиями, в последние годы повы-
сился спрос на небольшие SCADA-системы с небольшим числом исполнительных модулей. К числу основных
функций таких SCADA-систем относятся:
• сбор и обработка данных о парамет рах процесса (фильтрация, нормализация, масштабирование, линеари-
зация и др. для приведения данных к нужному формату);
• хранение (архивирование) полученной информации в базе данных;
• представление данных в цифровой, символьной или иной форме;
• сигнализация об изменениях в ходе технологического процесса, особенно в предаварийных и аварийных
ситуациях в виде системы «алармов» (при этом может осуществляться регистрация действий обслуживающего
ерсонала в аварийных ситуациях);
• формирование сводок, журналов и других отчетных документов о ходе технологического процесса на ос-
нове информации, собранной в архивах;
• формирование и сохранение в памяти команд оператора по изменению параметров настройки и режи-
ма работы контроллеров, исполнительных устройств (пуск-останов, открытие-закрытие и другие функции).
• автоматическое управление ходом технологического процесса в соответствии с имеющимися в SCADA-
системах алгоритмами управления (ПИ- и ПИД-регулирование, позиционное и нечеткое регулирование
и т. п.). Данные функции рекомендуется использовать для решения задач невысокого быстродействия.
К наиболее распространенным в настоящее время SCADA-системам относятся InTouch ( Wonderware, США),
Genesis32 (Iconics, США), iFIX (Intellution, США), WinCC, Simatic WinCCflexible (Siemens, Германия), Trace Mode
(Ad Astra, Россия) и ряд других.
12
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Контроллерный подуровень объединяет ПЛК, входящие в структуру различных систем управления. Кон-
троллеры можно классифицировать по различным признакам (функциональным, конструктивным, объему вы-
числительных ресурсов, числу каналов ввода-вывода и т. д.) [28, 30]). В зависимости от вычислительной мощ-
ности в базовой комплектации, конструктивных особенностей и сетевых возможностей контроллеры делят на
моноблочные (компактные), модульные, PC-совместимые и встраиваемые (Embedded Controller'). В последние
годы появился также отдельный класс мезонинных контроллеров.
В работе [27] предложена классификация микропроцессорных программно-технических комплексов с кон-
троллерами и промышленными компьютерами в зависимости от выполняемых функций (специальных, функ-
ций контроля и управления, оптимизации, диспетчеризации и планирования). Более подробно ПЛ К различных
классов, а также системы их программирования рассмотрены в главе 2.
В последние годы получили развитие станции удаленного ввода/вывода, включающие модули УСО, про-
цессорный модуль обработки входных сигналов, блок питания и коммуникационный модуль для связи с базо-
вым ПЛК. При этом станции ввода/вывода располагаются вблизи объекта управления и обмениваются данны-
ми по сети с контроллером, находящемся в операторском помещении (в шкафу или на универсальной стойке).
Благодаря этому достигается существенная экономия кабельных трасс, а базовый контроллер освобождается от
функций обработки сигналов (фильтрации, масштабирования, усреднения и т. д.).
1 -й уровень (полевой) — это уровень первичных преобразователей (датчиков), исполнительных механизмов,
малоканальных (компактных) контроллеров, станций сбора данных и управления, устройств связи с объектом
(УСО) и т. п. В последние годы существенно выросло количество разновидностей интеллектуальных датчиков
и исполнительных механизмов, поставляемых на рынок промышленной автоматизации зарубежными и отече-
ственными фирмами.
Существуют также корпоративные системы управления несколькими предприятиями одной фирмы, где ко-
личество уровней иерархии составляет до пяти (включая высший «бизнес-уровень»). Вместе с тем многие си-
стемы управления могут быть 2- и 3-уровневымп в зависимости от специфики производства и производствен-
ных мощностей.
1.2. Компоненты АСУ ТП нефтеперерабатывающих заводов
К компонентам АСУ ТП, входящим в комплекс средств автоматизации автоматизированной системы, со-
гласно ГОСТ 34.003-90 относится часть автоматизированной системы, объединенная совокупностью призна-
ков и рассматриваемая как единое целое.
К числу компонентов АСУ ТП относятся различные средства автоматизации, составляющие комплекс тех-
нических средств, включая первичные преобразователи, контроллеры, рабочие станции, серверы баз данных,
промышленные сети и другие компоненты, предназначенные для управления технологическим процессом.
Специфика компонентов АСУ ТП нефтеперерабатывающих заводов определяется особыми требованиями
к пожаро- и взрывобезопасности производства, повышенной надежности средств автоматизации, наличия си-
стем противоаварийной защиты (ПАЗ), использования систем пневмоавтоматики и пр.
В целом, класс компонентов АСУ ТП включает помимо вышеперечисленных и другие компоненты, входящие в
состав автоматизированных систем — распределенные системы сбора данных и управления, операторские панели,
показывающие и регистрирующие приборы, источники бесперебойного питания, барьеры искрозащиты, электро- и
пневмоприводы, преобразователи частоты, микропроцессорные регуляторы, функциональные устройства систем ав-
томатизации, щитовое оборудование, пускорегулирующая и осветительная аппаратура и другое оборудование.
При выборе программируемых логических контроллеров (ПЛК) помимо функциональных требований (чис-
ла каналов ввода-вывода, объема памяти, быстродействия, интерфейсов и т. п.) следует руководствоваться сте-
пенью защиты от воздействия агрессивной среды, возможностью резервирования каналов, модулей и ПЛК,
наличием гальванической изоляции каналов ПЛК, возможностью «горячей» замены модулей, функций диагно-
стики состояния ПЛК и т. д.
На нефтеперерабатывающих заводах в составе распределенных систем управления широко используются
станции сбора данных и управления ПЛК компаний Siemens, Emerson, Yokogawa, Honeywell и др. Для обеспече-
ния условий взрывобезопасности при управлении во взрывоопасных зонах производства используются барьеры
искрозащиты, размещаемых в шкафах управления.
В качестве регулирующих устройств расхода жидких и газообразных веществ используются пневматические
регулирующие клапаны с электропневматическим или цифровым позиционером. Управляющим сигналом для
электропневматического позиционера является токовый сигнал 4...20 мА, а для цифрового — сигнал промыш-
ленной сети (например, Profibus). Следует отметить, что российскими предприятиями «АБС ЗЭиМ Автомати-
зация» и МЗТА выпускаются электрические исполнительные механизмы во взрывозащищенном исполнении.
Особое место среди компонентов АСУ ТП занимают диспетчерские рабочие станции со встроенными систе-
мами визуализации, в том числе АСАОЛ-системами. Для более полного отображения состояния технологического
1. Иерархия распределенных систем управления и компоненты АСУТП нефтеперерабатывающих заводов
13
процесса число экранов (мониторов) доходит до 4-х и более. Также находят применение видеостены, распола-
гаемые в помещении цеха или участка. Бесшовные видеостены Orion на основе плазменных панелей (модулей)
имеют размеры 4,7 х 2,7 м (число модулей 25) и могут достигать площади в десятки квадратных метров. Высокие
разрешение (1920 х 1080) и яркость экрана (до 1500 кд/м2) гарантируют хорошее качество изображения. Также
находят применение видеостены на основе проекционных систем (видеокубы). Основная задача видеостен за-
ключается в предоставлении оператору наиболее полной и непрерывно поступающей информации для приня
тия быстрых и ответственных решений.
В последние годы получают широкое применение операторские панели, выпускаемые многими зарубежны-
ми фирмами, в том числе фирм Siemens, Schneider Electric. GE Fanuc, Beijer Electronics и др. Операторская панель
представляет собой устройство оперативного ввода и отображения буквенно-цифровой или графической ин-
формации при обмене данными с удаленным контроллером или компьютером. Эта информация отображается
на экране текстовых или графических панелей оператора при подключении их к контроллеру или компьютеру
по последовательным интерфейсам RS-232, /?5422//?5485. Помимо буквенно-цифровой информации на экране
панели оператора отображаются графики, диаграммы, тренды, динамические рисунки и т. п. Обмен информаци-
ей происходит по сетям Ethernet, Modbus, Pmfibus, DeviceNet и др.
К числу функциональных возможностей текстовых панелей оператора относят парольную защиту, а также
защиту ввода данных, создание архивов, трендов, алармов, диаграмм, барграфов, ввод/вывод дискретных сиг-
налов, симуляцию щитовых приборов, индикацию состояния оборудования, математические и другие функции.
Графические панели оператора с монохромным и цветным сенсорным экраном позволяют создавать мнемос-
хемы процесса, динамически отображать значения переменных, управлять процессом с помощью функциональ-
ных клавиш, переключать страницы экрана и создавать отчеты, выводя страницы экрана на печать с указанием
даты и времени, а также осуществлять диагностику контроллера или компьютера.
Таким образом, применение операторской панели во многих случаях более экономично, чем применение
полноценного компьютера или монитора. Помимо отображения измеряемых параметров операторская панель
позволяет управлять процессом, изменяя задание регуляторам или состояние исполнительных механизмов.
Промышленные персональные компьютеры (ППК), представляющие собой PC-совместимую платформу
специального исполнения, гарантируют повышенную надежность в жестких условиях промышленной эксплуа-
тации (повышенная температура и влажность, наличие вибраций и ударов, запыленность и задымленность по-
мещений, наличие электропроводящих частиц (графитовая и угольная пыль и др.). Современные ППК способ-
ны работать в диапазоне температур от 0 до +50 °C, а отдельные ППК — от -10 до +60 °C (нижний предел
обусловлен качеством изображения ЖК-мониторов, а верхний — допустимой рабочей температурой процессо-
ров). Степень защиты по лицевой панели для операторских ППК соответствует IP65 (полная защита от пыли
и струй воды, выбрасываемых с произвольного направления).
Способность ППК противостоять вибрационным и ударным нагрузкам обеспечивается рядом конструктив-
ных решений, в том числе многоточечным креплением сменных плат, амортизирующим (антивибрационным)
креплением жесткого диска, использованием твердотельных накопителей (флэш-дисков) и процессоров и т. д.
Архитектура ППК отличается от архитектуры офисных компьютеров наличием сторожевого таймера, энергоне-
зависимой памяти, дополнительными интерфейсами, использованием резервированных блоков питания с воз-
можностью «горячей» замены, резервированных накопителей на жестких дисках с Я/ПО-массивами, пылеулав-
ливающих фильтров, конструктивным исполнением и др.
Широкое применение находят полностью герметичные ППК (без вентиляторов и вентиляционных отвер-
стий в корпусе) с малым энергопотреблением и естественным охлаждением (отводом тепла в окружающую сре-
ду через корпус). Выпускаются модификации малогабаритных ППК, устанавливаемых на D/Л-рейку. Взры-
возащищенные ППК имеют взрывозашишенные ЖК-дисплей, клавиатуру и мышь, соединенные с помощью
волоконно-оптических кабелей.
ППК выпускаются в различных формфакторах — формате P1CMG (PCI + ISA), PCI, ISA, AT и др., полного
или половинного размера; кроме того, они поддерживают различные системные шины (ISA, PCI, CompactPCI,
MicroPCI). Важной характеристикой ППК является возможность расширения, поскольку оно позволяет в од-
ном корпусе устанавливать различное число плат ввода-вывода, контроллеров, коммуникационных и других
модулей.
В зависимости от условий применения выпускаются ППК различных классов: рабочая станция, промыш-
ленный панельный компьютер, Rack PC (19-дюймого формата), Box PC (блочного формата), Tower PC (настоль-
ного исполнения), переносной (мобильный) ППК (промышленный планшетный ноутбук) и промышленный
планшетный компьютер. В последние годы появились малогабаритные ППК с беспроводной передачей данных
по каналам WiFi (стандарт 802.1 lb/g/п) и Bluetooth 3.0.
Таким образом, преимуществом ППК является возможность визуализации параметров и управления техно-
логическим процессом с одного терминала (рабочего места оператора).
Среди промышленных серверов находят применение серверы с емкостью жесткого диска 3 х 500 Гбайт и бо-
лее с «горячей» заменой дисков и числом слотов расширения PCI и ISA до 19.
1. Иерархия распределенных систем управления и компоненты АСУТП нефтеперерабатывающих заводов
13
процесса число экранов (мониторов) доходит до 4-х и более. Также находят применение видеостены, распола-
гаемые в помещении цеха или участка. Бесшовные видеостены Orion на основе плазменных панелей (модулей)
имеют размеры 4,7 х 2,7 м (число модулей 25) и могут достигать площади в десятки квадратных метров. Высокие
разрешение (1920 х 1080) и яркость экрана (до 1500 кд/м2) гарантируют хорошее качество изображения. Также
находят применение видеостены на основе проекционных систем (видеокубы). Основная задача видеостен за-
ключается в предоставлении оператору наиболее полной и непрерывно поступающей информации для приня
тия быстрых и ответственных решений.
В последние годы получают широкое применение операторские панели, выпускаемые многими зарубежны-
ми фирмами, в том числе фирм Siemens, Schneider Electric. GE Fanuc, Beijer Electronics и др. Операторская панель
представляет собой устройство оперативного ввода и отображения буквенно-цифровой или графической ин-
формации при обмене данными с удаленным контроллером или компьютером. Эта информация отображается
на экране текстовых или графических панелей оператора при подключении их к контроллеру или компьютеру
по последовательным интерфейсам RS-232, /?5422//?5485. Помимо буквенно-цифровой информации на экране
панели оператора отображаются графики, диаграммы, тренды, динамические рисунки и т. п. Обмен информаци-
ей происходит по сетям Ethernet, Modbus, Pmfibus, DeviceNet и др.
К числу функциональных возможностей текстовых панелей оператора относят парольную защиту, а также
защиту ввода данных, создание архивов, трендов, алармов, диаграмм, барграфов, ввод/вывод дискретных сиг-
налов, симуляцию щитовых приборов, индикацию состояния оборудования, математические и другие функции.
Графические панели оператора с монохромным и цветным сенсорным экраном позволяют создавать мнемос-
хемы процесса, динамически отображать значения переменных, управлять процессом с помощью функциональ-
ных клавиш, переключать страницы экрана и создавать отчеты, выводя страницы экрана на печать с указанием
даты и времени, а также осуществлять диагностику контроллера или компьютера.
Таким образом, применение операторской панели во многих случаях более экономично, чем применение
полноценного компьютера или монитора. Помимо отображения измеряемых параметров операторская панель
позволяет управлять процессом, изменяя задание регуляторам или состояние исполнительных механизмов.
Промышленные персональные компьютеры (ППК), представляющие собой PC-совместимую платформу
специального исполнения, гарантируют повышенную надежность в жестких условиях промышленной эксплуа-
тации (повышенная температура и влажность, наличие вибраций и ударов, запыленность и задымленность по-
мещений, наличие электропроводящих частиц (графитовая и угольная пыль и др.). Современные ППК способ-
ны работать в диапазоне температур от 0 до +50 °C, а отдельные ППК — от -10 до +60 °C (нижний предел
обусловлен качеством изображения ЖК-мониторов, а верхний — допустимой рабочей температурой процессо-
ров). Степень защиты по лицевой панели для операторских ППК соответствует IP65 (полная защита от пыли
и струй воды, выбрасываемых с произвольного направления).
Способность ППК противостоять вибрационным и ударным нагрузкам обеспечивается рядом конструктив-
ных решений, в том числе многоточечным креплением сменных плат, амортизирующим (антивибрационным)
креплением жесткого диска, использованием твердотельных накопителей (флэш-дисков) и процессоров и т. д.
Архитектура ППК отличается от архитектуры офисных компьютеров наличием сторожевого таймера, энергоне-
зависимой памяти, дополнительными интерфейсами, использованием резервированных блоков питания с воз-
можностью «горячей» замены, резервированных накопителей на жестких дисках с Я/ПО-массивами, пылеулав-
ливающих фильтров, конструктивным исполнением и др.
Широкое применение находят полностью герметичные ППК (без вентиляторов и вентиляционных отвер-
стий в корпусе) с малым энергопотреблением и естественным охлаждением (отводом тепла в окружающую сре-
ду через корпус). Выпускаются модификации малогабаритных ППК, устанавливаемых на D/Л-рейку. Взры-
возащищенные ППК имеют взрывозашишенные ЖК-дисплей, клавиатуру и мышь, соединенные с помощью
волоконно-оптических кабелей.
ППК выпускаются в различных формфакторах — формате P1CMG (PCI + ISA), PCI, ISA, AT и др., полного
или половинного размера; кроме того, они поддерживают различные системные шины (ISA, PCI, CompactPCI,
MicroPCI). Важной характеристикой ППК является возможность расширения, поскольку оно позволяет в од-
ном корпусе устанавливать различное число плат ввода-вывода, контроллеров, коммуникационных и других
модулей.
В зависимости от условий применения выпускаются ППК различных классов: рабочая станция, промыш-
ленный панельный компьютер, Rack PC (19-дюймого формата), Box PC (блочного формата), Tower PC (настоль-
ного исполнения), переносной (мобильный) ППК (промышленный планшетный ноутбук) и промышленный
планшетный компьютер. В последние годы появились малогабаритные ППК с беспроводной передачей данных
по каналам WiFi (стандарт 802.1 lb/g/п) и Bluetooth 3.0.
Таким образом, преимуществом ППК является возможность визуализации параметров и управления техно-
тогическим процессом с одного терминала (рабочего места оператора).
Среди промышленных серверов находят применение серверы с емкостью жесткого диска 3 х 500 Гбайт и бо-
тее с «горячей» заменой дисков и числом слотов расширения PCI и ISA до 19.
14
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Интеграция компонентов АСУ ТП в единой структуре системы управления достигается за счет промышлен-
ных сетей, связывающих устройства на всех уровнях иерархии системы управления предприятием. Международ-
ной организацией по стандартизации (ISO) принята эталонная модель взаимодействия открытых систем (OSI,
Open System Interconnection, открытая семиуровневая модель), включающая физический, канальный, сетевой,
транспортный, сеансовый уровни, а также уровень представления данных и прикладной уровень. Большинство
промышленных сетей поддерживают 1, 2 и 7-й уровни 057-модели — физический, канальный и прикладной.
Сетевая топология описывает способ (тип) сетевого соединения различных устройств. Существует несколь-
ко видов топологий, отличающихся друг от друга по трем основным критериям: режим доступа к сети, средства
контроля передачи и восстановления данных и возможность изменения числа узлов сети. Основными сетевыми
топологиями являются звезда, кольцо и шина. Известны также древовидная/иерархическая (tree/hierarchical)
топология, ячеистая (mesh) и смешанная (mixed) топологии.
Основными физическими каналами обмена данными между устройствами в сети в настоящее время явля-
ются витая пара и оптоволоконный кабель. Витая пара по наличию или отсутствию экрана подразделяется на
следующие типы: UTP, FTP, STPh ScTP. Волоконно-оптический кабель (ВОК) имеет следующие преимущества:
нечувствительность к внешним магнитным полям, колебаниям температуры и влажности, высокая пропускная
способность (> 30 Гбит/с), малое затухание в полосе частот (до 0,2 дБ/км), отсутствие коротких замыканий, ма-
лые габариты и масса. При прокладке ВОК используют различную коммутационную аппаратуру — оптические
коннекторы, соединительные розетки, аттенюаторы, адаптеры, разветвители и др.
В зависимости от распределения показателя преломления и диаметра световода различают 3 типа волокон-
ных световодов: многомодовый световод со ступенчатым изменением показателя преломления (ПП), многомо-
довый световод с плавным изменением ПП и одномодовый световод. Диаметр сердцевины одномодового свето-
вода равен 9,5 мкм, многомодового — 50 и 62,5 мкм, а диаметры оболочки — 125 мкм. Современные технологии
производства ВОЛС переходят с длины волны X = 1,3 мкм на X = 1,55 мкм.
К активному оборудованию промышленных сетей относятся рабочие станции (источники и приемники сиг-
нала), повторители, концентраторы, мосты, коммутаторы, маршрутизаторы и шлюзы. В зависимости от области
применения промышленные сети можно разделить на сенсорные (сети низовой автоматики), контроллерные,
универсальные и сети верхнего уровня иерархии системы управления предприятием.
К компонентам АСУ ТП, выпускаемым практическими всеми крупными фирмами, относятся локальные
микропроцессорные регуляторы, предназначенные для измерения, сигнализации и регулирования технологи-
ческих параметров в локальных системах автоматизации. Регуляторы входят в состав распределенных систем
управления, а также могут использоваться автономно в структуре систем автоматического регулирования
К основным функциям микропроцессорных регуляторов относятся цифровая индикация текущих значе-
ний параметров и задания, конфигурация регулятора кнопками с панели прибора, наличие программного за-
датчика (число сегментов программы 20 и более), алгоритмические функции регулирования (позиционное,
ПИД-регулирование, следящее, соотношения, каскадное и др.), наличие режима автонастройки параметров ре-
гулятора, функция ручного управления с панели регулятора, связь с персональным компьютером (наличие ин-
терфейса R5232C, Д5-422/Д5-485) и возможность программирования с компьютера, простота настройки, отсут-
ствие требований знания программирования, малые габариты, низкая стоимость.
Среди значимых компонентов АСУ ТП, присутствующих в структуре всех систем управления, отметим щи-
товое оборудование с набором электротехнических изделий — автоматических выключателей, предохранителей,
кнопок, переключателей, светосигнальной аппаратуры, монтажных изделий (монтажные панели и скобы, несу-
щие шины, клеммники, уголки и пр.), систем микроклимата, встраиваемых источников бесперебойного питания и
др. К числу крупнейших производителей щитового оборудования относятся фирмы Rittal, Schroff, Sarel, ETA и др.
Современные шкафы управления характеризуются: 1) модульностью конструкции (полностью сборный
шкаф, включающий каркас, заднюю и боковые панели, переднюю дверь (стальную или из закаленного стекла),
верхнюю панель и цоколь): в зависимости от заказа шкафы могут иметь заднюю и/или боковую дверь; 2) тер-
мостатированном шкафа (устройство теплообмена, состоящее из терморегулятора с системой вентиляции и
обогрева или охлаждения шкафа); 3) унифицированностью монтажных, установочных и крепежных изделий
(монтажные платы, вертикальные и горизонтальные рейки, кронштейны, закладные гайки, петли, дверные огра-
ничители, платы кабельного ввода, замки и ручки).
Помимо монтажных шкафов используются пульты управления, настенные шкафы, командные панели и си-
стемы подвеса, клеммные коробки, монтажные стойки и другое оборудование.
Приборы контроля технологических параметров (температуры, расхода, давления, уровня), а также физико-
химических свойств нефтепродуктов (плотности, вязкости, содержания в нефти солей, воды, парафина, серы и
др.) имеют нормированный аналоговый или цифровой выход. Ряд приборов имеют встроенный микропроцес-
сор и представляют собой интеллектуальные устройства, выполняющие помимо функции прямого измерения
параметра различные дополнительные функции (диагностики, обработки сигнала и т. п.).
Дополнительные сведения об основных компонентах АСУ ТП (ПЛК, рабочие станции, промышленные сети,
измерительные преобразователи и др.) приведены в главах 3 и 6, а также в работе [30].
16
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Организационное обеспечение — это совокупность технической документации и инструкций, определяющих
порядок и правила работы оперативного персонала, в том числе инструкции и технологические регламенты, ин-
струкции по эксплуатации, правила поведения при нарушениях режима нормального функционирования систе-
мы управления (в том числе при отказах технических средств), а также правила поведения при аварийных и пре-
даварийных ситуациях.
Информационное обеспечение — это информация, характеризующая состояние системы в реальном времени,
а также совокупность массивов данных из БД, нормативно-справочная и прочая информация, призванная обе-
спечить надлежащее функционирование АСУТП.
Техническое обеспечение — это комплекс технических средств, необходимых для функционирования АСУТП
в различных режимах (нормальном, предаварийном и аварийном). В его состав входят средства получения, пре-
образования и передачи информации (датчики, преобразователи, локальные сети и т. п.), информационные
и управляющие вычислительные комплексы (рабочие станции, серверы, промышленные компьютеры и т. п.),
исполнительные устройства, а также средства наладки и ремонта технических средств.
Подробное описание технического обеспечения НПЗ приведено в разделе 3.
Программное обеспечение, создаваемое иа основе математического и алгоритмического обеспечения, состоит из
пакета прикладных программ, необходимых для реализации заданных функций АСУТП. Математическое обеспе-
чение представляет собой совокупность математических моделей, формирующих алгоритмы управления процес-
сом, и на этой базе создается алгоритмическое обеспечение. Помимо выбора модели управления формируются цель
и критерии управления, а также ограничения на переменные. Тем самым, математическое обеспечение представ-
ляет собой «идеологическое» ядро системы. Согласно ГОСТ 34.003-90 под математическим обеспечением пони-
мают совокупность математических методов, моделей и алгоритмов, примененных в автоматизированной системе.
Программное и алгоритмическое обеспечение АСУТП приведено в разделе 4.
Метрологическое обеспечение — это совокупность технических и программных средств, обеспечивающих
заданную точность работы АСУТП. Метрологическое обеспечение осуществляется по ГОСТ Р 8.596-2002,
в соответствии с которым метрологическое обеспечение должно охватывать весь жизненный цикл измери-
тельной системы (ИС) — от разработки и производства до эксплуатации измерительной системы на объекте.
Метрологическое обеспечение подразумевает нормирование метрологических характеристик измерительных
каналов, метрологическую экспертизу технической документации на ИС, их сертификацию, поверку и кали-
бровку, а также метрологический надзор за изготовлением, монтажом, наладкой и эксплуатацией ИС. Норми-
рование метрологических характеристик ИС включает расчет погрешности измерительных каналов, а также
алгоритмов и программ, влияющих на эти погрешности. Метрологическая экспертиза охватывает эксперти-
зу проектной и эксплуатационной документации, методику расчета метрологических характеристик измери-
тельных каналов, методику испытаний, а также методику калибровки ИС. Поверка ИС включает поверку из-
мерительных каналов в лаборатории (при демонтаже первичных измерительных преобразователей) или на
месте установки ИС. Калибровка ИС осуществляется в соответствии с ПР 50.2.016-94 «Государственная си-
стема обеспечения единства измерений. Российская система калибровки. Требования к выполнению калибро-
вочных работ». Этот документ распространяется и на калибровку не подлежащих поверке средств измерений,
выполняемую метрологическими службами юридических лиц. Метрологический надзор за ИС осуществляет-
ся органами Государственной метрологической службы и метрологическими службами предприятий.
Лингвистическое обеспечение — это совокупность языковых средств для разработки программного обеспече-
ния, представления данных и общения оператора с ЭВМ. Лингвистическое обеспечение должно включать язы-
ковые средства для описания любой информации систем управления, а также средства для исправления воз-
можных ошибок. Полнота и синтаксис языков технологического программирования должны соответствовать
требованиям МЭК 61131-3. Стандарт описывает следующие языки программирования: FBD (Function Block Dia-
gram, язык диаграмм функциональных блоков), SFC (SequentialFunction Chart, язык последовательных функци-
ональных схем) и LLD (Ladder Logic Diagram, язык диаграмм лестничной логики), которые относят к графиче-
ским языкам программирования. Кроме того, стандартом предусмотрены текстовые языки программирования
IL (Instruction List, список инструкций) и ST (Structured Text, структурированный текст). Для разработки при-
кладных программ используются проблемно-ориентированные языки высокого уровня (ЯВУ).
Вся информация, представляемая на экранах мониторов и в отчетах — описание технологических перемен-
ных, инструкции и сообщения оператору, диалоги в интерактивном режиме, наименования в меню и др. — долж-
на быть преимущественно на русском языке, тогда как коды ошибок, служебные сообщения и другая служебная
информация могут быть на языке производителя.
2.1. Организационное обеспечение
Организационное обеспечение задается документами, определяющими организационную, функциональ-
ную и техническую структуру АСУТП для эффективной работы оперативного персонала в нормальных,
2. Виды обеспечений АСУТП нефтеперерабатывающих заводов
17
предаварийных и аварийных режимах работы оборудования и всех систем управления. Требования к содержа-
нию документов по организационному обеспечению определены ГОСТ 34.201-89.
Организационная структура АСУТП определяет:
• численность персонала согласно штатному расписанию;
• необходимую квалификацию персонала отделов АСУТП и КИПиА;
• наличие всех необходимых инструкций по эксплуатации, пуску и останову оборудования, технологиче-
ских регламентов, ПЛАСов, ПЛАРНов, должностных инструкций и наставлений по работе в условиях пожаро-
п взрывоопасности производства.
Оперативный персонал должен обладать необходимыми для выполнения своих должностных инструкций
знаниями и быть способным принимать самостоятельные решения при возникновении внештатных ситуаций.
В ряде случаев должны учитываться требования к психофизиологической и эмоциональной нагрузке операто-
ров при выполнении ими действий по предотвращению аварийных ситуаций или при нарушениях режима нор-
мальной эксплуатации.
Технологические регламенты по пуску, останову и эксплуатации объектов должны содержать все необходимые
сведения об оборудовании, порядок действий персонала во всех режимах работы оборудования, правила
технической эксплуатации и меры по технике безопасности.
Должностные инструкции определяют права и обязанности должностных лиц, а также порядок их действий
по обеспечению функционирования систем управления.
Схема организационной структуры согласно ГОСТ 34.201-89 определяет взаимосвязь подразделений
(должностных лиц), обеспечивающих функционирование системы либо использующих при принятии решений
информацию, полученную от АСУТП. На организационной схеме показываются связи между подразделениями
и отдельными должностными лицами и их соподчиненность. Для каждого из подразделений организационной
структуры должны быть определены их функции, дано описание регламента работ, перечень категорий работ-
ников и число штатных единиц.
Функциональная структура организационного обеспечения представляет собой набор информационных,
управляющих и других функций, обеспечивающих функционирование АСУТП. Информационные функции
определяют прием и обработку поступающей информации, в том числе фильтрацию, усреднение, масштабиро-
вание, линеаризацию и т. п. Управляющие функции включают формирование управляющих воздействий на си-
стему, параметры настройки алгоритмов и другие функции обеспечения эффективной работы АСУТП.
Техническая структура организационного обеспечения включает средства сбора информации, серверы баз
данных, операторские и диспетчерские рабочие станции, контроллеры, периферийные устройства, преобразова-
тели, линии связи, источники бесперебойного питания и другие устройства, обеспечивающие выполнение вы-
шеуказанных функций.
Кроме того, удобство работы операторов достигается средствами эргономики, к которым относятся опера-
ционные панели общего обзора, оборудование автоматизированных рабочих мест (АРМ) системами визуализа-
ции, предупредительной световой и звуковой сигнализации и т. п. Контроль и диспетчерское управление про-
цессом обеспечивается с помощью операторского интерфейса — 5СА£>А-систсм с динамизацией параметров
процесса, визуализацией мнемосхем, трендов, алармов и других компонентов системы.
Согласно ГОСТ 24.104-85 АСУТП должна удовлетворять требованиям технического задания и обеспечивать
повышение качества управления при соблюдении критериев управления и ограничений на управляющие воздей-
ствия. Критерии управления могут быть экономическими (например, минимум себестоимости продукции, мак-
симум производительности и т. п.) или технологическими (минимум отклонения технологических параметров от
заданных значений, минимум дисперсии, максимум быстродействия каналов управления и т. п.). Этот ГОСТ ре-
гламентирует также требования к функциям АСУ, техническому, программному, информационному, организаци-
онному, лингвистическому и правовому обеспечениям, а также требования к эксплутационной документации.
В состав организационного обеспечения нефтеперерабатывающих заводов входят различные инструкции
и нормативно-справочные документы.
Пример структуры организационного обеспечения нефтеперерабатывающего завода приведена на рис. 2.2.
2.2. Информационное обеспечение
Информационное обеспечение — это совокупность упорядоченной информации на носителях данных, а так-
же документов, предназначенных для непосредственного восприятия оператором, используемая при функцио-
нировании автоматизированной системы.
Информационное обеспечение призвано обеспечить персонал АСУТП необходимой информацией для функ-
ционирования автоматизированной системы (как в нормальном, так и в аварийном режимах). При этом обеспе-
чение персонала информацией включает ее получение (доставку), накопление, обработку и передачу информа-
ции персоналу или вне системы о состоянии технологического процесса.
"Газпромнефть Омский НПЗ"
Справочно-инфчры. .ционный
фонд
Инп.№ OX
ЖВМ1
Отдел АСУТП
Начальник отдела
Заместитель начальника отдела
Сектор РСУ №1 Начальник сектора Сектор РСУ № 2 Начальник сектора Сектор РСУ № 3 Начальник сектора Сектор РСУ № 4 Начальник сектора Сектор ИТ Начальник сектора
Группа №1 Группа №2 Группа №1 Г руппа №2 Группа №1 Г руппа №2 Группа №1 Группа №2 Группа №3 Группа №1 Группа №2 Г руппа №3
Руководитель группы Руководитель группы Руководитель группы Руководитель группы Руководитель группы Руководитель группы Руководитель группы Руководитель группы Руководитель группы Руководитель группы Руководитель группы Руководитель группы
Инженеры- электроники Инженеры - электроники Инженеры- электроники Инженеры- электроники Инженеры- электроники Инженеры- электроники Инженеры- электроники Инженеры- электроники Инженеры- электроники Инженер- электроник, инженер- технолог Инженеры- электроники Инженеры- электроники
Техническое обеспечение метрологии. Аттестации каналов всех АСУТП предприятия Объекты нефтеперера- батывающего завода, оснащенные АСУТП. НПФ «КРУГ», КРУГ-2000 Объекты нефтеперера- батывающего завода, оснащенные АСУТП. ф-Foxboro, l/A Series Объекты нефтеперера- батывающего завода, оснащенные АСУТП. ф-Valcom, TSS/Control Объекты нефтеперера- батывающего завода, оснащенные АСУТП. ф-Honeywell, Experion PKS Объекты нефтеперера- батывающего завода, оснащенные АСУТП, ф.Emerson, DeltaV Объекты нефтеперера- батывающего завода, оснащенные АСУТП. ф-Siemens, SIMATIC PCS7 Объекты нефтеперера- батывающего завода, оснащенные системой регулирования компрессоров и системой вибромонито- ринга насосно- юмпрессорного оборудования, вариаторы скорости Объекты нефтеперера- батывающего завода, оснащенные АСУТП. ф.ТозЫЬа, TOSDIC Системы усовершенст- вованного управления. Виртуальные датчики Режим горячего резервиро- вания серверов IAS, режим сохранения данных при отказе связи с сервером InSQL. Локальные вычисли- тельные сети верхнего уровня Програм- мное обеспечение руководи- телей предприятия, отдельных цехов и произ- водств
Рис. 2.2. Организационное обеспечение АСУТП нефтеперерабатывающего завода
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
2. Виды обеспечений АСУТП нефтеперерабатывающих заводов
19
Информацию в АСУТП принято делить на входную и выходную. Входная информация — это необходимая
для функционирования системы информация, поступающая в автоматизированную систему в виде сигналов,
данных, сообщений и документов. Выходная информация — это информация, полученная в результате функци-
онирования автоматизированной системы и передаваемая на объект, оператору или в другие системы.
Основные требования к информационному обеспечению включают полноту и достоверность информации,
а также оперативность ее доставки.
Информационное обеспечение делят на внемашинное (информация в виде сообщений и документов, полу-
чаемая оператором непосредственно без применения ЭВМ) и внутримашинное, предусматривающее накопле-
ние информации в массивах данных, ее обработку и предоставление оператору с использованием ЭВМ.
В теории управления обмен данными между оператором и ЭВМ принято называть человеко-машинным ин-
терфейсом (HMI, Human Machine Interface), под которым подразумевается взаимодействие оператора с автома-
тизированной системой, включая организацию рабочего места, удобство наблюдения за поступающей и храня-
щейся информацией, комфортность работы и другие эргономические аспекты.
Требования к информационному обеспечению в соответствии с ЕСС «Автоматизированные системы управ-
ления. Общие требования» ГОСТ 24.104-85 включают следующие требования:
• текущие значения технологических переменных, поступающие в систему с полевого уровня от первичных
преобразователей и исполнительных механизмов должны подвергаться операциям фильтрации, унификации,
масштабирования, сглаживания и пр.;
• информационное обеспечение должно быть совместимо на всех уровнях иерархии системы управления по
содержанию, системам кодирования, форматам данных и форме представления информации;
• программное обеспечение для обслуживания конкретного объекта должно быть построено на базе суще-
ствующих пакетов прикладных программ (ППП). Документация на ПО должна соответствовать ЕСПД;
• база данных и серверы баз данных должны быть открытыми;
• программируемые логические контроллеры (компактные, модульные, PC-совместимые и встраиваемые);
рабочие станции распределенных систем управления (диспетчерские, многофункциональные операторские, ин-
женерные, связные и др.) должны соответствовать международным стандартам
Представление информации на экране мониторов диспетчерской станции формируется с помощью SCADA-
систем. Общие принципы представления информации при этом заключаются в следующем.
• Структура и состав технологического оборудования на мнемосхемах должны содержать неизменяемую
часть (например, изображения реакторов, насосов, трубопроводов и других объектов управления, необходи-
мые тексты, таблицы, графики и т. д.) и динамически изменяемую часть (параметры процесса в цифровой или
символьной форме, изменение состояний и положений механизмов, потоков, объектов управления и пр ).
• Изменение параметров или состояния объекта управления может сопровождаться изменением цвета, ми-
ганием или включением световой и звуковой сигнализации.
• При выборе систем визуализации и управления процессом следует предусмотреть возможность быстрого
перехода оконных интерфейсов для отображения трендов, таблиц и другой необходимой оперативной инфор-
мации.
Изображения мнемосхем должны по возможности соответствовать реальному расположению, размерам
и форме оборудования и отражать те компоненты структуры системы, которые необходимы оператору для
управления процессом.
Информационное обеспечение АСУТП разделяют на оперативное и неоперативное. Под оперативным инфор-
мационным обеспечением понимается весь объем вводимой и выводимой в реальном времени технологической
информации во время ведения оперативным персоналом технологического процесса за текущие календарные сут-
ки, в том числе видеограммы, тренды, таблицы, текстовые сообщения, оперативные архивы и протоколы событий.
Для хранения оперативной технологической информации необходимо организовать следующие виды архивов:
• оперативные архивы нормальных событий, в которых регистрируется информация о любых технологиче-
ских событиях и действиях оператора с дискретностью, установленной при настройке программного обеспече-
ния (как правило, время дискретизации устанавливается порядка 5 минут);
• оперативные архивы тех событий, когда информация о них фиксируется с дискретностью до нескольких
микросекунд (в моменты возникновения неисправностей или аварий оборудования) со всеми сопутствующими
действиями дежурного персонала.
Неоперативное информационное обеспечение представляет собой главным образом долговременные архи-
вы событий, создаваемые на базе соответствующих оперативных архивов за длительный период времени (месяц,
квартал, год). Эти архивы предназначаются для последующего анализа работы технологического оборудования,
действий оперативного персонала, а также для подготовки различного рода отчетных документов, отражающих
работу технологического оборудования.
Вся текущая информация на предприятии распространяется по промышленным сетям, — полевым, контрол-
лерным и по сетям верхнего уровня иерархии АСУ ТП. В последние годы широкое применение в интегрирован-
ных системах управления технологическими процессами получили сети Ethernet и Industrial Ethernet.
20
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
На многих заводах и предприятиях на административном уровне создается единая база данных с центра-
лизованным управлением, координационно-информационный центр (КИЦ), объединяющий информационные
потоки, а также материальные и финансовые ресурсы предприятия. В структуры КИЦ могут быть включены от-
делы АСУ ТП, информационного обеспечения, оперативного планирования, планово-диспетчерский, производ-
ственно-технический и др.
Для доступа к данным из БД используется система управления базой данных (СУБД), к основным функци-
ям которой относятся управление данными во внешней памяти, управление буферной памятью ОЗУ, управле-
ние транзакциями, протоколирование и поддержка языков баз данных.
СУБД делятся на иерархические, сетевые, реляционные и объектно-ориентированные. В настоящее время
наибольшее применение находят реляционные и объектно-ориентированные СУБД. На рынке промышленной
автоматизации нашли широкое применение СУБД Oracle корпорации Oracle, DB2 фирмы IBM, Informix Dyna-
mic Sewer корпорации Informix Software, Inc., MS SQL Sewer корпорации Microsoft, iffistorian компании Intellu-
tion, Industrial SQL Server и Industrial Application Sewer корпорации Wonderware и др. Например, СУБД Industrial
Application Sewer представляет собой новый программный продукт корпорации Invensys, построенный на архи-
тектуре ArchestrA с использованием новейших программных технологий, который применяется на предприяти-
ях химической, нефтеперерабатывающей и других отраслей промышленности.
Пример структуры информационного обеспечения нефтеперерабатывающего завода приведена на рис. 2.3.
MES-система
Е/?Р-система
Планирование и управление производством Управление запасами сырья
Управление
энерго-
ресурсами
Управление
оборудованием
Оперативное
планирование
Управление
производствен-
ным процессом
Логистика (снабжение, сбыт) Оптимизация
Управление
качеством
Расчет
себестоимости
продукции
Анализ
производствен-
ного процесса
Управление
качеством
продукции
Расчет
загрузки
оборудоввния
Контроль
транспортных
потоков
Контроль
прохождения
заказов
Управление
производствен-
ным персоналом
Бухгалтерский
учет
Отчет по видем
деятельности
предприятия
Система СРМ Кадры
Сбор
технол огических
денных
Документо-
оборот
АСОДУ
L/MS-система
АСОДУЭ
ЕАМ-система
РСУ
Полевая автоматика ПЛК Диспетчерские рабочие станции
SCADA- система Операторские рабочие станции Промышленные сети
Активное сетевое оборудование Портативные и мобильные ПК ПО РСУ
ЭИМ ПИМ гим
Рис. 2.3. Структура информационного обеспечения нефтеперерабатывающего завода
3. Техническое обеспечение АСУТП
Техническое обеспечение современных АСУТП включает сложный комплекс технических средств автома-
тизации — первичные преобразователи технологических параметров процесса, нормирующие преобразователи,
программируемые логические контроллеры (ПЛК), системы распределенного ввода-вывода, рабочие станции
на базе промышленных персональных ЭВМ (ППЭВМ), в том числе диспетчерские и операторские станции, сер-
веры, локальные вычислительные сети (ЛВС) и активное оборудование ЛВС, щитовое оборудование и многое
другое. Весь комплекс оборудования для создания интегрированных систем управления технологическим про-
цессом, включая датчики, контроллеры, рабочие станции, программное обеспечение для всех уровней иерархии,
в том числе системы управления производством и экономикой предприятия поставляют такие фирмы, как Em-
erson Process Management, Honeywell, Siemens, Foxboro и др.
Среди требований, предъявляемых к техническому обеспечению АСУТП, можно отметить следующие.
• Повышенная надежность всех компонентов технического комплекса АСУТП с учетом безотказности, ре-
монтопригодности, сохраняемости и долговечности.
• Масштабируемость АСУТП, возможность расширения или локализации систем управления при проекти-
ровании или модернизации системы.
• Открытость всех компонентов системы, соответствие программно-технических средств международным
стандартам, а также ГОСТ Р.
• Выбор оптимальных с точки зрения эффективности, надежности, взаимозаменяемости и открытости
средств автоматизации (контроллеров, рабочих станций, интерфейсов связи, полевой автоматики и пр.), а так-
же шкафного оборудования, удовлетворяющего стандартам МЭК на конструктивы, по защите от воздействий
окружающей среды, электромагнитного излучения, коррозии и т. п.
• Выбор высоконадежных каналов связи при обмене технологической информацией на всех уровнях иерар-
хии АСУТП, совместимость по интерфейсам связи, а также обеспечение высокоэффективного человеко-машин-
ного интерфейса в системах визуализации различных АРМ.
• Высоконадежная диагностика и резервирование программно-аппаратных средств на всех уровнях иерар-
хии АСУТП.
• Заданные показатели точности и быстродействия систем контроля и управления.
К числу основных показателей безотказности изделий относятся средняя наработка на отказ, вероятность
безотказной работы, интенсивность отказов и т. п. Показатели ремонтопригодности изделий включают среднее
время восстановления работоспособного состояния и вероятность восстановления работоспособного состояния
за заданное время. Показатель сохраняемости изделий характеризуется средним сроком их сохраняемости, по
истечении которого изделие находится в работоспособном состоянии. Основной показатель долговечности из-
делий — это средний срок их службы (для большинства изделий — не менее 10 лет). Помимо вышеперечислен-
ных показателей надежности могут устанавливаться комплексные показатели надежности, определяющие го-
товность и коэффициент технического использования изделия.
Одним из важнейших требований к разрабатываемой или модернизируемой АСУТП является ее масшта-
бируемость, что позволяет наращивать программно-аппаратный ресурс системы за счет ввода новых средств
контроля и управления без кардинального изменения общей структуры, а также видоизменять структу-
ру системы управления при совершенствовании технологии за счет отказа от отдельных систем. При этом
в ходе создания или модернизации АСУТП наличие масштабируемости дает существенный экономический
эффект.
Одной из важных тенденций современной автоматизации является открытость технического и программ-
ного обеспечения систем. Соответствие программно-аппаратных средств и систем автоматизации международ-
ным стандартам делает их открытыми для различных производителей средств автоматизации. Стандарты МЭК
22
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
охватывают не только системы программирования, протоколы, интерфейсы, локальные сети, но и конструкти-
вы, способы защиты аппаратуры, условия эксплуатации и т. и.
Выбор аппаратных и программных средств осуществляется на стадии проектирования и определяется тре-
бованиями технического задания на разработку или модернизацию АСУТП. Методика выбора ПЛК и SCADA-
систем приведена в работах [24,25]. Выбор шкафов, напольных пультов, командных панелей и другого корпусного
оборудования осуществляется с учетом требований по взрывобезопасности (ГОСТ Р 50571.1, ГОСТ Р ЕН 1127,
ГОСТ Р ИСО 12100 и др.), защиты от воздействий окружающей среды (стандарт IEC 529), защиты от электро-
магнитного и теплового излучений (ГОСТ Р 50571.20-200/МЭК 60364-4-444-96, ГОСТ Р 51317.4.3-2006/МЭК
61000-4-3:2006, ГОСТ Р 50571.4—94/МЭК 364-4-42-80), а также с учетом эргономических требований к рабоче-
му месту оператора (ГОСТ 20.39.108-85).
Выбор каналов связи при обмене информацией (технологической, экономической, справочной и т. п.) опре-
деляется функциональным назначением приемо-передающих устройств в зависимости от различных уровнях
иерархии АСУТП. Обмен информацией на полевом уровне от датчиков к контроллерам и от контроллеров к ис-
полнительным устройствам осуществляется по сенсорным сетям или сетям низовой автоматики. К ним относят-
ся сети Modbus (форматы ASCII, RTU), Modbus Plus, Intetbus, DeoiceNet, AS-Interface, HART. На контроллерном
уровне для связи ПЛК со станциями сбора данных и управления, с диспетчерскими и другими рабочими стан-
циями используются контроллерные сети — Ethernet (Industrial Ethernet), Profibus DP/PA, Foundation Fieldbus, Bit-
bus, ControlNet и др. На верхнем уровне используются сети Token Ring, ArcNet, Foundation Fieldbus HSE, WorldFIP,
LON Works и др. К основным требованиям, предъявляемым к промышленным сетям, относятся высокая произ-
водительность, помехоустойчивость, возможность резервирования, доступность и простота организации физи-
ческих каналов передачи данных (коаксиальный кабель, витая пара, оптоволокно), минимальное время ожида-
ния в очереди и предсказуемость времени доставки информации и др.
Повышенная надежность АСУТП достигается также за счет современных методов и систем диагностирова-
ния аппаратного и программного обеспечения. Эффективность работы АСУТП повышают самодиагностика от-
дельных модулей и устройств в целом, самотестирование программного обеспечения, резервирование вычисли-
тельных сетей, процессоров, приборов и устройств. Непременным атрибутом современных АСУТП являются
системы противоаварийной защиты (ПАЗ) технологических процессов и оборудования.
Качество выпускаемой продукции на предприятиях зависит от точности и достоверности измерительной ин-
формации, поступающей от первичных преобразователей. Немаловажным фактором является и скорость обра-
ботки и преобразования информации, а также быстродействие алгоритмов управления. Все большее применение
в АСУТП находят интеллектуальные первичные преобразователи и исполнительные устройства со встроенным
микропроцессором и заложенными алгоритмами обработки и преобразования информации в цифровой вид.
3.1. Средства автоматизации полевого уровня
Оборудование нефтеперерабатывающих заводов включает реакторы непрерывного действия одно-, двух-
и трехфазного типа. [8,10, 16], а также:
• реакторы установок каталитического риформинга, реакторные блоки установок каталитического крекин-
га, реакторы установок гидроочистки и др.;
• трубчатые печи и печи дожига отходов производства (к трубчатым печам относятся вертикально-цилин-
дрические, коробчатые и секционные печи с подовым расположением горелок);
• ректификационные колонны (насадочные и тарельчатые);
• теплообменники (холодильники, конденсаторы и испарители);
• насосы (центробежные, плунжерные, винтовые и шестеренчатые);
• машинное оборудование — компрессоры (поршневые, центробежные, винтовые), вентиляторы, емкости,
резервуары.
К основным технологическим параметрам процессов нефтепереработки, подлежащим контролю и регули-
рованию, относятся температура, уровень, давление, перепад давлений, расход, анализ состава и свойств газов
и жидкостей. С учетом пожаро- и взрывоопасности ряда процессов нефтепереработки возрастает роль прибо-
ров и устройств, выполненных во взрывобезопасном исполнении, а также анализаторов предельно допусти-
мой концентрации (ПДК) горючих газов и жидкостей. Вопросы взрыво- и пожаробезопасности НПЗ рассма-
триваются в главе 6.
3.1.1. Измерение температуры
Диапазон измеряемых температур процессов нефтепереработки в основном составляет от 0 до 1300 °C.
Наибольшее применение находят первичные преобразователи температуры (термопары и термометры
3. Техническое обеспечение АСУТП
23
сопротивления) с унифицированным выходным сигналом, а также интеллектуальные преобразователи с ми-
кропроцессорным устройством обработки и преобразования аналогового выходного сигнала датчика в цифро-
вой. Такие первичные преобразователи, получившие в последние годы широкое распространение, можно легко
интегрировать в системы управления технологическим процессом.
Термоэлектрические термометры (термопары)
Измерение температуры с помощью термопар основано на открытом в 1821 г. немецким физиком Т. Зее-
беком эффекте, согласно которому в цепи, составленной из двух разнородных проводников А и В, места сое-
динений которых находятся при разных температурах t и t0, возникает электрический ток. Образующие тер-
мопару проводники называют термоэлектродами, а место их соединения, помещенное в среду с измеряемой
температурой t, — рабочим или горячим спаем, а спай с постоянной и известной температурой tfj — свободным
или холодным спаем.
Термоэлектродвижущая сила (т.э.д.с.) термопары, спаи которой находятся при температурах t и t0, рав-
на Елв (t, t0) = ew(f) - eAB(t0) и может быть рассчитана на основе эффектов Пельтье и Томпсона. Поддерживая
температуру свободного спая постоянной, то есть t0 = const, получим E/B (t, t0) = ew(t) - const. Таким образом,
Едв (t, t0) = f(t). При экспериментально найденной зависимости т.э.д.с. термопары от температуры измерение
неизвестной температуры сводится к измерению ее т.э.д.с. Зависимость т.э.д.с. термопары от температуры при
постоянно заданной температуре свободного спая термопары называют номинальной статической характери-
стикой (НСХ), которая определяется ГОСТом. Характеристики и типы термопар (при температуре свободных
концов О °C), определяет ГОСТ Р 8.585-2001 (табл. 3.1) [31].
Таблица 3.1. Характеристики термопар по ГОСТ Р 8.585-2001
Тип Обозначение термопреобразователя НСХ Материал термоэлектродов Диапазон измерения, °C T. э.д.с., мВ
Положительный Отрицательный
R ТПП Платина+13% родия / пла- тина ПП ПР-13 (87% Pt + +13% Rh) ПлТ (Pt) -50... 1768 -0,226... 21,101
S ТПП Платина+10% родия / пла- тина ПП ПР-10 (90% Pt+ +10% Rh) ПлТ (Pt) -50... 1768 -0,236... 18,693
В ТПР Платина + 30% родия / пла- тина + 6% родия ПР ПР-30 (70% Pt + + 30% Rh) ПР-6 (94% Pt+ + 6% Rh) 0...1820 0...13.820
J ТЖК [Железо/медь + никель (же- лезо/константан)] жк Fe 55%Cu + 45%Ni, Mn, Fe -210...1200 -8,095... 69,553
т тмк [Медь/медь + никель (медь/ константан)! мк Ml (Cu) 55%Cu + 45% Ni, Mn, Fe -270...400 -6,258... 20,872
Е ТХКн [Никель + хром / медь + ни- кель (хромель / константан)] хк THX 9.5 (90.5 Ni + + 9,5% Cr) 55% Cu+45%Ni. Mn, Fe -270...1000 -9,835... 76,373
К ТХА [Никель + хром / никель + алюминий (хромель / алю- мель)] ХА THX 9,5 (90,5 Ni + + 9,5% Cr) НМц AK2-2-1 94,5% Ni + + 5,5% Al, Si, Mn -270...1372 -6,458... 54,886
N ТНН [Никель + хром + кремний/ никель + кремний (нихро- си л / нисил)] НН 84,2% Ni + + 14,2% Cr + + 1,5% Si 95% Ni + + 4,5% Si -270...1300 -4,345... 47,513
L тхк Хромель/ медь + никель (хромель / копель) хк THX 9,5 (90,5 Ni+ + 9,5% Cr) МНМЦ 43-05 56% Cu +44% Ni -200...800 -9,488... 66,466
М тмк Медь / копель мк Ml (Cu) МНМЦ 43-05 56% Cu + 44% Ni -200... 100 -6,154... 4,722
А (А-1, А-2.А-3) TBP Вольфрам + рений / вольфрам + рений ВР BP-5 95% W + 5% Re BP-20-80% W + + 20% Re А-1: 0...2500; A-2:0...1800: A-3: 0...1800 0...33.015; 0...27.232; 0...26.773
По способу контакта с измеряемой средой термопары подразделяют на погружаемые и поверхностные. У по-
гружаемых термопар различают длину монтажной части (расстояние от рабочего конца защитной арматуры до
места возможной эксплуатации при максимальной температуре) и длину наружной части (расстояние от флан-
ца или штуцера до верхней части головки термопары). Еще одной характеристикой термопары является пока-
затель тепловой инерции, представляющий собой время, необходимое для того, чтобы при внесении термопары
в среду с постоянной температурой показанное термопарой значение температуры стало равным 73% от устано-
вившегося значения.
24
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
В конструкцию термопары входят термоэлектроды, изоляционные бусы и защитная арматура, в том числе
защитный чехол. Диаметр термоэлектродов из благородных металлов составляет от 0,07 до 0,5 мм, а из неблаго-
родных металлов — от 0,1 до 3,2 мм. Длина монтажной, погружаемой и наружной частей термопары выбирается
из ряда 10, 16, 20, 25, 32, 40, 50. 60. 80. 100. 120. 160, 200, 250, 320, 400, 500, 630, 800, 1000, 1250, 1600, 2000, 2500
и 3150 мм.
В зависимости от материала термоэлектродов термопары классифицируют по следующим группам:
• термопары из благородных металлов;
• термопары из неблагородных металлов;
• термопары из тугоплавких металлов.
Поскольку градуировочные таблицы термопар составлены с учетом температуры свободных концов тер-
мопары (0 °C), которая должна быть постоянной в течение всего цикла измерения, используют компен-
сационные провода, предназначенные для отнесения свободных концов термопары от рабочей зоны с вы-
сокой и меняющейся температурой. Компенсационные провода должны соответствовать ГОСТ 1790-77
и ГОСТ 10821-75.
Для термопар из неблагородных металлов в основном используются компенсационные провода из аналогич-
ных сплавов, а для термопар из благородных металлов — специальные, в основном из медно-никелевых сплавов.
Температура окружающей среды в местах присоединения к термопаре для различных компенсационных прово-
дов может варьироваться от -40 до 100 °C и более в зависимости от изоляции жилы и оболочки провода. Сече-
ние компенсационных проводов составляет 0.5.0.75.1.0.1.5 или 2.5 мм2. Технические характеристики компенса-
ционных проводов приведены в табл. 3.2.
Таблица 3.2. Характеристики компенсационных проводов
Тип термопары Марка компенсационных проводов Сечение провода, мм2 Материал токопроводящих жил Изоляция жилы
тмк птв-мк 1x0,75 + 1x1,0; 1x1,0 + 1x2,5 Медь- копель Поливиниловая
тмк птво-мк 1x1,0+ 1x2,5 Медь-копель Поливинилхлоридная
тхк птв-хк 2x0,5; 2x1,0; 2x1.5; 2x2,5 Хромель-копель Поливиниловая
тхк птво-хк 2x2,5 Хромель-копель Поливинилхлоридная
ТХА ПТВ-ХА 2x0,5; 2x1,0; 2x1,5; 2x2,5 Хромель-алюмель Поливиниловая
ТХА ПТВО-ХА 2x2,5 Хромель-алюмель Поливинилхлоридная
ТХА птв-м 1x0,75+1x1,0; 1x1,0 + 1x2,5; 2x2,5 Медь-константан Поливиниловая
ТХА птво-м 1x1,0 + 1x2,5; 2x2,5 Медь-константан Поливинилхлоридная
Для автоматической компенсации изменения температуры свободных концов термопары используют мосто-
вые схемы с терморезистором в одном из плеч моста. При отклонении температуры свободных концов от граду-
ировочного значения возникает разность потенциалов, численно равная по величине и обратная по знаку изме-
нению т.э.д.с. термопары при изменении температуры свободных концов.
В целях получения нормированного выходного аналогового или цифрового сигнала, повышения точности
и снижения габаритов используют измерительные (нормирующие) преобразователи, встраиваемые в клемм-
ную головку термопары. В качестве выходных сигналов используются токовые сигналы (0...5, 0...20, 4...20 мА
или 0...10 В), НАДГ-протокол, Profibus и др. В измерительных преобразователях сигнал термопары усилива-
ется каскадом усилителя и с помощью АЦП преобразуется в цифровой сигнал. Микропроцессор пересчи-
тывает цифровой сигнал (ставит в соответствие со значениями температуры по градуировочной таблице),
осуществляет функции компенсации температуры свободных концов термопары, линеаризации, демпфирова-
ния, контроля обрыва цепи и т. п., а затем через ЦАП преобразует его в аналоговый выходной сигнал в диапа-
зоне 0/4...20 мА или 0...10 В. При этом источник питания преобразователя находится во внешней цепи (в цепи
нагрузки).
Данные термопар с унифицированным выходным сигналом приведены в табл. 3.3. Напряжение питания преоб-
разователей 18...36 VDC. Питание преобразователей с маркировкой Ех осуществляется от барьеров искробезопас-
ности. Выходной сигнал термопреобразователей находится в линейной зависимости от температуры. На погреш-
ность измерения температуры влияют конструкция термопары, способ ее монтажа на объекте (в стакане, кармане,
с выступающей частью чехла и т. п.), теплопередача через защитный чехол, способ экранирования и другие фак-
торы.
3. Техническое обеспечение АСУТП
25
Таблица 3.3. Характеристики термопар с унифицированным выходным сигналом
Тип термопары НСХ Тип нормирующего преобразователя Выходной сигнал Диапазон измерения, °C Класс точности Изготовитель
ТХАУ Метран-271 к - 4...20 мА 0...600, 0...800, 0...900, 400...900, 0...1000 0,5; 1,0 ГК «Метран», г. Челябинск
ТХАУ Мстран- 271-Епо к - 4...20 мА 0...600,0...800 0,5:1.0
Метрам 281 к Электронный модуль HART -40...300, -40...1000 0.2:1,5
Метраи 281-Егш к
ТХКУ-205 L ПТ-205 4...20 мА 0. .400,0 ..500, 0...600 1,0; 1,5 НПП «Элемер», Московская обл.
ТХКУ-205 Exia L ПТ-205 4...20 мА 0...400, 0...500, 0...600 1,0; 1,5
ТХАУ-205 К ПТ 205 4...20 мА 0...600, 0...900 0.5; 1,0
ТХАУ-205 Exia к ПТ-205 4...20 мА 0...600, 0...900 0.5: 1 0
ТС-201,301, 401,501 в, Е,1, К, L, N, R,S, Т Т20.10 4...20 мА Диапазон и тип термо- пары программируется по цепи 4...20 мА с помо- щью специального ПО 0.5 WIKA, ФРГ
Т12.10 Ел 4...20 мА 0,25
Т32.10Ел- 4...20 мА, HART 0,12
Т42.10 Profibus РА 0,08
Термометры сопротивления
В термометрах сопротивления используется зависимость сопротивления металлов или полупроводников
от температуры измеряемой среды. При увеличении температуры сопротивление чистых металлов (платина,
медь, никель и др.) увеличивается, а полупроводников (окислы металлов) уменьшается и наоборот. Показате-
лем изменения сопротивления термометра от температуры служит температурный коэффициент сопротивле-
ния (ТКС) ос, который, как и удельное электросопротивление, должен быть возможно большим и постоянным.
ТКС принято определять в небольшом диапазоне температур 0...100 °C: а0.100= (7?100 - 7?0) / Ro х 100.
Для платины ocPl = 3,9 х 10“3 град *, для меди осСи = 4,26 х 103 град '. Зависимость сопротивления термометра
от температуры характеризуется номинальной статической характеристикой (НСХ). НСХ термометров сопро-
тивления представлены в ГОСТ 6651-94. Тип НСХ определяется двумя параметрами — 7?0 (сопротивление тер-
мометра при О °C) и отношением /?|00 / Д().
Термометры сопротивления платиновые (ТСП) характеризуются высокой точностью измерения и исполь-
зуются в диапазоне температур -200...+850 °C. Нелинейность статической характеристики ТСП в интервале
температур 0...500 °C не превышает 5%. Для ТСП определены следующие НСХ: 50П, 100П и Pt 100 (7?0 равно 50
и 100 Ом соответственно). Для диапазона температур -200...+850 °C известны также градуировки (НСХ) Pt50,
Pt200, Pt500 и PtlOOO. Изменение сопротивления платины в диапазоне температур 0...+650 °C выражается зави-
симостью: Rt = Ro (1+ At + Bi? ), где А = 3,9685 х 10“3 К1; В = -5,847 х 10~7 К ’.
Термометры сопротивления медные (ТСМ) используют в диапазоне температур от -50 до +180 °C. Для ТСМ
определены следующие НСХ 50М и 100М ( Рр равно 50 и 100 Ом соответственно). Зависимость сопротивления
от температуры у ТСМ линейная. Изменение сопротивления меди в диапазоне температур -50...+180 °C выра-
жается зависимостью: Rt = 7?0 (1+ At), где А = 4,26 х 10 3 К-1.
Для устранения влияния на точность измерения сопротивления подводящих проводов используется одна из
трех схем подключения термометра сопротивления — двух-, трех- или четырехпроводная. Двухпроводная схема
подключения термометра сопротивления не устраняет влияния подводящих проводов и используется в тех слу-
чаях, когда их сопротивлением по сравнению с сопротивлением термометра можно пренебречь. При колебаниях
окружающей температуры сопротивление соединительных проводов меняется, что вызывает дополнительные
погрешности. В этом случае применяют трехпроводную схему, при которой одна из вершин диагонали питания
моста переносится к клеммной колодке термометра сопротивления.
В термометрах с цифровым выходом сопротивление соединительных проводов параметрируется (измеря-
ется и компенсируется) с помощью программного обеспечения. Например, в измерительных преобразователях
ТК-Н и ТЗК РА фирмы Siemens таким программным обеспечением является Simatic PDM.
В трехпроводной схеме сопротивление подводящих проводов компенсируется, если их сопротивление оди-
наковое. Также одинаковой должна быть зависимость их сопротивления от температуры. В этом случае изме-
ренное напряжение будет равно [/|вм = Ut + URi + UR2 =Ut + 2U.
В четырехпроводной схеме подключения питание термометра стабилизированным током осуществляется
с помощью одной пары проводов, а измерение напряжения — с помощью другой. При измерении напряжения
высокоомной схемой влияние сопротивления всех проводов исключается, то есть С/|зм = Ut.
26
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Для существенного снижения погрешности из-за влияния соединительных проводов измерительная мо-
стовая схема размещается в непосредственной близости от чувствительного элемента термометра, а именно
в клеммной головке термометра сопротивления. Выходной сигнал измерительной схемы такого нормирующего
преобразователя, как правило, токовый (0...5 мА, 4...20 мА).
Технические характеристики термометров сопротивления с унифицированным выходным сигналом приве-
дены в табл. 3.4.
Таблица 3.4. Характеристики термометров сопротивления с унифицированным выходным сигналом
Тип термометра сопротивления НСХ Тип нормирующего преобразователя Выходной сигнал, мА Диапазон измеряемых температур, °C Класс точности Изготовитель
ТСМУ Метран-274 50М, 100М - 0...5,4... 20 -50...50, 0...50,0...100. 0...150.0...180 0,25; 0,5 ГК «Метран», г. Челябинск
ТСМУ Метран-274- Exia/Exd 50М, 100М - 4...20
ТОПУ Метран-276 100П - 0...5,4... 20 -50.„50,0...100, 0...200, 0...400,0...500
ТОПУ Метран-276- Exia/Exd 100П, PtlOO - 4...20
Метран-286 Метран-286-£эт'<7/Ег<7 PtlOO - 4...20. HART -50...500 0.4
ТСМУ-055 ТСМУ-205 ТСМУ-205-Ev 100м ПТ-205 4...20 -50...50. 0...50, 0...100, 0..150, 0...180 0,25; 0,5 НПП «Элс- мер», Москов- ская обл.
ТСПУ-055 ТСПУ-205 ТСПУ-205-Er won ПТ-205 0...5, 4...20 -50...50, 0...100, 0...200, 0...300,0...500
ИТ-1.1-Еи 50М, 100М НПТ-1Г-Е1- 4...20 -50...50, -50...150, -50... 200, 0...100, 0...200 0,5 НПП «Автома- тика», г. Вла- димир
ИТ-1.4-ЕГ 50П, 100П, PtlOO НПТ-1Г-ЕХ 4...20 -50...50,0...100,0...200, 0...400,0...500
ГЕ-201, ГЕ-301, ГЕ-401, ГЕ-501 PtlOO Т12.10 Т21.10 Т31.10 4...20 -200...850 0,5 W7KA, ФРГ
Т32.10 HART -200...850 0,1
Термопреобразователи ТСМУ-Er, ТСПУ-Ег выполнены в соответствии с требованиями на взрывозащищен-
ное электрооборудование группы II по ГОСТ Р 51330.0 -99 (МЭК 60079-0-98). Взрывозащищенные термопре-
образователи могут использоваться во взрывоопасных зонах, где возможно образование взрывоопасных смесей
категорий ПА, ПВ и ПС и групп взрывоопасности Т1...Т6 (в зависимости от температуры их воспламенения).
Погрешности измерения температуры термометрами сопротивления в основном определяются схемой под-
ключения, конструкцией термометра, изменением сопротивления линии от температуры окружающей среды,
соблюдением правил эксплуатации и рядом других факторов, зависящих от конкретных условий измерений.
На рис. 3.1 (а и б) показаны измерительные преобразователи Rosemount 248 и Rosemount 644 с унифицирован-
ным выходным сигналом постоянного тока 4...20 мА, с наложением цифрового сигнала по НАЕГ-протоколу или
с преобразованием в цифровой сигнал по протоколу FOUNDATION Fieldbus для преобразования сигналов от тер-
мометров сопротивления (НСХ Pt 100, Pt200. Pt500 и Pt 1000) и термопар (НСХ В, E,J, К, N, R, S, Т) ГК «Метран».
Рис. 3.1. Измерительные преобразователи: а — Rosemount 248; б — Rosemount 644
3. Техническое обеспечение АСУТП
27
На рис. 3.2 представлен интеллектуальный преобразователь температуры Метран-286 (НСХ PtlOO),
а на рис. 3.3 — термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ Метран-274 (НСХ 50М,
100М).
Рис. 3.2. Интеллектуальный преобразователь
температуры Метран-286
Рис. 3.3. Термопреобразователь с унифицированным
выходным сигналом ТСМУ Метран-274
3.1.2. Измерение давления
Согласно Международной системе единиц СИ для измерения давления в качестве производной единицы при-
нят Паскаль (Па), то есть давление силой 1 Н на площадь 1 м2 (1 Па = 1 Н/м2). На практике встречаются и внеси-
стемные единицы — кгс/см2, мм рт. ст., мм вод. ст, атм, бар и др. Соотношение этих величин приведено в табл. 3.5.
Таблица 3.5. Единицы измерения давления
кПа МПа кгс/см2 мм рт. ст. м вод. ст. бар
1 кПа 1 0,001 0,0102 7 501 0,102 0,01
1 МПа 1000 1 10,2 7501 102 10
1 кгс/см2 98,07 0,09807 1 735,6 10 0,9807
1 мм рт. ст. 0.13332 0.0001333 0,001359 1 0,01359 0,001333
1 м вод. ст. 9,807 0,009807 0,1 73,56 1 0,09807
1 бар 100 0,1 1,02 750,1 10,2 1
В приборах для измерения давления используют различные уровни давления — абсолютное (или полное),
избыточное (или относительное), атмосферное (или барометрическое) и остаточное (или вакуум). Избыточное
давление (Рп) равно разности абсолютного давления (Ра) и атмосферного давления (Ратм): Ри = Ра - Ратм. Если аб-
солютное давление ниже атмосферного, то есть Ра < Р , то имеет место вакуум.
Приборы для измерения давления классифицируют по виду измеряемого давления и по принципу действия.
По виду измеряемого давления приборы делят на следующие виды.
• Манометры (приборы для измерения избыточного и абсолютного давления).
• Барометры (приборы для измерения атмосферного давления).
• Вакуумметры (приборы для измерения разрежения или вакуума).
• Мановакуумметры (приборы для измерения избыточного давления и разрежения).
• Напоромеры (приборы для измерения малого избыточного давления).
• Тягомеры (приборы для измерения малого разрежения).
• Тягонапоромеры (приборы для измерения малых избыточного давления и разрежения).
• Дифференциальные манометры (приборы для измерения разности двух давлений).
По принципу действия приборы для измерения давления делят на следующие виды.
• Жидкостные (или гидравлические) — основанные на уравновешивании измеряемого давления давлением
столба жидкости.
• Пружинные (или деформационные) — основанные на уравновешивании измеряемого давления силой
упругой деформации чувствительного элемента.
28
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
• Грузопоршневые, в которых измеряемое давление уравновешивается силой, создаваемой массой поршня
и грузами, действующими на поршень, или создаваемым давлением жидкости; используются в качестве образ-
цовых при поверке и градуировке манометров (диапазон измерения от 0,1 до 250 МПа).
• Электрические манометры и вакуумметры, — основанные на преобразовании измеряемой величины
в электрическую величину (напряжение или ток) или в изменение сопротивления чувствительного элемента.
Электрические манометры, вакуумметры и мановакуумметры, характеризующиеся наличием выходного
сигнала, подразделяют на манометры (вакуумметры) сопротивления, термопарные манометры, пьезоэлектри-
ческие манометры (вакуумметры), ионизационные и радиоизотопные вакуумметры.
Теплопроводные (термопарные) манометры основаны на зависимости теплопроводности газов от давления
в области низких давлений. Изменение теплопроводности газов приводит к изменению температуры нагревате-
ля и изменению т.э.д.с. связанной с ним термопары (или сопротивления термометра сопротивления). Термопар-
ные манометры применяют для измерения давления (вакуума) в диапазоне от 0,0133 до 1333 Па.
Пьезоэлектрические манометры. Чувствительным элементом пьезоэлектрического манометра служат
кварцевые пластины. Изменение давления, передаваемого через мембрану на пластины, вызывает изменение
разности потенциалов на пластинах. Напряжение на входе усилителя преобразователя формирует унифици-
рованный выходной сигнал прибора. Пьезоэлектрические манометры применяют для измерения давлений
до 100 МПа.
Манометры (вакуумметры) с пъезорезистивными (тензорезистивными) преобразователями. Пьезорези-
стивный преобразователь представляет собой тонкую монокристаллическую пленку кремния, выращенную на
поверхности монокристаллической пластины (подложки) из искусственного сапфира. Измеряемое давление че-
рез кремнийорганпческую жидкость передается к мембране, вызывая изменение электрического сопротивле-
ния кремниевых пьезорезисторов, включенных в мостовую измерительную схему. Сигнал разбаланса мостовой
схемы поступает к усилителю и далее преобразуется в унифицированный выходной сигнал 4...20 мА. Достоин-
ствами пьезорезистивных преобразователей являются линейность сигнала, малая инерционность и небольшая
Рис. 3.4, а. Измерительный преобразователь Рис. 3.4, б. Интеллектуальный датчик давления
3051 CD ГК "Метран" Rosemount 3051 CD
погрешность. Устройство измерительного преобразователя (сенсора) на базе емкостной ячейки преобразовате-
ля 3051 CD ГК «Метран» приведено на рис. 3.4, а, а на рис. 3.4, б показан общий вид преобразователя давления
Rosemount 3051 CD.
В зависимости от измеряемого давления и конструкции преобразователи 3051 имеют следующие обозначе-
ния: С — конструкция на базе емкостного или пьезорезистивного сенсора; Т — штуцерная конструкция на базе
пьезорезистивного сенсора; D — для измерения перепада давлений; G — для измерения избыточного давления;
А — для измерения абсолютного давления; L — для измерения гидростатического давления (уровня); Н — для
измерения перепада давлений, избыточного и абсолютного давлений высокотемпературных процессов.
Преобразователи 3051 выпускаются во взрывозащищенном исполнении. Вид взрывозащиты — искробезопас-
ная электрическая цепь ExiaHCTA и ExiaIICT5, а также взрывонепроницаемая оболочка EExdACTo и ЕЕи/ПСТб.
Ионизационные вакуумметры используют эффект термоэлектронной эмиссии (испускание электронов на-
гретыми телами в вакууме) при ионизации газа под действием электрического поля. Такие приборы применяют
для измерения вакуума в диапазоне от 133,3-10-3 до 133,3-10-10 Па.
Технические характеристики преобразователей давления зарубежных и отечественных производителей при-
ведены в табл. 3.6.
Преобразователь Метран 55 показан на рис. 3.5, а Метран 150 CD/CG — на рис. 3.6.
3. Техническое обеспечение АСУТП
29
Таблица 3.6. Технические характеристики преобразователей давления
Тип (фирма) Принцип измерения (сенсор) Диапазон измерения Погрешность измерения, % Параметры рабочей среды,°C Выходной сигнал Индикатор
SITRANSP Серия МК II; Серия MS; Серия DSIII; Серия Z; Серия MPS «Siemens» Пьезорезистивный 0,23.. 160 бар 0,03...400 бар 0,01...400 бар 0...25 бар 0...20 мм вод. ст +0 25 ±0,25 ±0.1 ±0,5 ±0,3 -30...+110 40...+100 -40...+ 100 -25...+85 -10..+80 4...20 мА Аналоговый; ЖК-дисплей: ЖК-диснлей
Cerebar 5” PMC 731, PMC 635; T PMC 131; ГРМР131; MPMC 41/45 «Endress + Hauser GmbH» Емкостной Емкостной Емкостной Емкостной Пьезорезпстпвный 0...40 бар 0,16...6,0 бар 0,1...40 бар 1 .400 бар 0,01...400 бар ±0,1 ±0.2 ±0,5 ±0,5 ±0,2 -40...+100 -40...+100 -40...+ 100 -25...+70 -40...+ 125 4...20 мА 1 1 1
DMP 331/333» LMK 35/331 ; £0301 «ED Sensor» Тензорезистивный Емкостной Тензорезистивный 0.06...60 МПа 0.006...6 МПа 125Па...25МПа ±0,25 ±0,5 ±0,1 - 10...+125 -25...+125 -25...+125 0/4...20мА. 0...10В 4...20 мА, HART ЖК-дисплей
3051 C Емкостная ячейка Перепад давлений (CD) Избыточное (CG); Абсолютное ( СА) 0 025...27580 кПа ±0,04 -40...+150 4...20 мА, HART FF, Profibus РА ЖК-дисплей
3051 T Пьезорезистивный Избыточное (TG) Абсолютное (ТА) 2.07...68950 кПа -40...+120
3051 £ Гидростатическое дав- .! ние (уровень) 0.6 3070 кПа -40...+200
305177 Перекал давлений! 7/D) Избыточное (HG) Абсолютное (НА) 0.62-13800 кПа -40.. .т 190
3051 SC Емкостная ячейка Перепад давлений (CD) 1Гэбыточное ( CG) Абсолютное (СА ) 0.025...27.6 МПа ±0.04 -70...+200 4...20 мА/ HART, FF, беспровод- ный HART
3051 ST Избыточное (TG) Абсолютное (ТА) 2.07...68,95 МПа
3051 S-L ГК «Метрам» Перепад давлений (LD) Избыточное (LG) Абсолютное (LA) 0.124 кПа...27,6 МПа
Метрам - 150” (-TG, -ТА) Тензорезистивный 2.5...50 МПа 2,5...25 МПа ±0,1...0,2 -40...+80 0...5 мА 4...20 мА/ HART ЖК-дисплей
(-CD, CG) Емкостная ячейка 0,25...10 МПа
Метран - 100' (-ДИ, -ДА, -ДВ -ДИВ, -ДД. -ДГ) Пьезорезпстпвный ДИ: 0...100 МПа ДА: 2,5 кПа... 16 МПа ДВ 0,4...100кПА ДИВ: 0,0315...100 кПа (разрежение) 0,315 кПа...2,4 МПа (давление) ДД:0,04 кПа ...16 МПа ДГ: 25...250 кПа ±0,5 -40...+70 0...5 мА 4...20 мА/ HART 1 1 1
30
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Таблица 3.6,окончание
Тип(фирма) Принцип измерения (сенсор) Диапазон измерения Погрешность измерения, % Параметры рабочей среды, °C Выходной __ Индикатор сигнал
Метран 55 (-ДИ, -ДА, -ДВ, ДИВ, Ev-ДИ, Ек-ДА, Ех-ДВ, Ех-ДИВ) Тензорезпстивный Минимальный 0...0.06 МПа Максимальный 0...100 МПа ±0,15...0,5 -40...+70 (окружаю- щая) 4..20 мА 0...5 мА
Сапфир 22МТ (ЗАО «Манометр») Тензорезистивный Абсолютное: 4 кПа ..2,5 МПа Избыточное: 0,16кПа..100МПа Дифференциальное: 0,16кПа...16 МПа ±0,2 0/4..20 мА
11 Модели для измерения давления во взрывозащищенно.м исполнении.
2) Преобразователи для измерения избыточного, абсолютного и дифференциального давления.
Рис. 3.5. Преобразователь
Метран 55
Преобразователь Метран 55 отличается простотой конструкции, невысокой стоимостью, надежностью и ма-
лыми габаритами. Датчик состоит из корпуса, мембранного тензопреобразователя и электронного преобразова-
теля. Измеряемое давление подводится в рабочую полость и воздействует непосредственно на измерительную
мембрану тензопреобразователя. вызывая ее прогиб. Измерительная мембрана тензопреобразователя состоит из
металлической мембраны, на внешней поверхности которой жестко закреплен чувствительный элемент, пред-
ставляющий собой монокристаллическую сапфировую пластину с кремниевыми пленочными тензорезистора-
ми, образующими мостовую схему. Деформация измерительной мембраны вызывает изменение сопротивления
тензорезисторов и разбаланс мостовой схемы. Сигнал разбаланса мостовой схемы подается в электронный пре-
образователь, который преобразует этот сигнал в стандартный токовый выходной сигнал 0...5 или 4...20 мА.
В зависимости от измеряемого давления существуют модели 505 и 506 для
измерения абсолютного давления (ДА), модели 515, 516, 517, 518 — для избы-
точного давления (ДИ), модель 528 — для измерения вакуумметрического дав-
ления (ДВ) и модель 535 — для ДИВ:
Преобразователи давления Метран-100 предназначены для измерения из-
быточного и абсолютного давлений, разрежения, давления-разрежения, разно-
сти давлений и гидростатического давления нейтральных и агрессивных сред
и преобразования полученных значений в унифицированный токовый выход-
ной сигнал, а также в цифровой сигнал на базе НАДГ-протокола или цифровой
сигнал на базе интерфейса Д5-485.
В зависимости от исполнения преобразователи имеют код исполнения МП
и.МП1 (выходной сигнал 0...5/20 и 4...20 мА) или МП2 и МПЗ (выходной сиг-
нал 4...20 мА с наложением цифрового сигнала по НАДГ-протоколу).
Подключение преобразователя Метран 100 с выходным сигналом 4...20 мА
и ДАДГ-сигналом к системе управления показано на рис. 3.7.
Рис. 3.6. Преобразователь
Метран 150 CD/CG
4-20 мА,
Рис. 3.7. Схема подключения преобразователя Метран 100
К - коммуникатор
При включении и в процессе измерения давления преобразова-
тель Метран 100 выполняет диагностику своего состояния. Автомати-
чески проверяется состояние микропроцессора, наличие связи с пла-
той АЦП, наличие связи АЦП с тензопреобразователем, состояние
3. Техническое обеспечение АСУТП
31
энергонезависимой памяти платы АЦП и платы процессора. Самодиагностика выполняется при подготов-
ке процессора к работе в течение примерно 1,8 с после включения питания датчика. При этом выходной ток
устанавливается в соответствии с кодом исполнения преобразователя (0...5,4...20 мА для кода МП и МП1 или
4...20 мА — для кодов МП2 и МПЗ). После окончания запуска процессора при исправном состоянии на выхо-
де датчика устанавливается ток, соответствующий измеренному давлению. При обнаружении неисправности
(ток менее 3,7 мА для диапазона 4...20 мА или менее 0.1 мА для диапазона 0...5 мА) на выходе датчика сохра-
няется значение тока в соответствии с заданным.
Преобразователь давления Метран-150 состоит из сенсора и электронного преобразователя. Сенсор вклю-
чает измерительный блок и плату аналого-цифрового преобразователя (АЦП). Измеряемое давление преобра-
зуется в деформацию чувствительного элемента и изменение электрического сигнала, который преобразуется
электронным преобразователем в соответствующий выходной токовый
сигнал.
Общий вид датчика Rosemoumt 3051 модели 150CD представлен на
рис. 3 8.
Модель 150CD предназначена для измерения разности давлений,
a 150CG - для измерения избыточного давления.
В измерительных блоках моделей 150 TG/TGR/TA/TAR использу-
ется тензорезистивный модуль на кремниевой подложке. Измеряемое
давление передается через разделительные мембраны и разделитель-
ную жидкость к измерительной мембране, расположенной в центре
емкостной ячейки. Воздействие давления вызывает изменение поло-
жения измерительной мембраны и электрического сопротивления его
тензорезисторов, что приводит к разбалансу мостовой схемы. Сигнал
разбаланса преобразуется ХЦП в соответствующий выходной токо-
вый сигнал.
АЦП и блок памяти размещаются на плате АЦП, а остальные элемен-
ты схемы — в корпусе электронного преобразователя. Плата АЦП при-
нимает аналоговые сигналы измерительного блока, пропорциональные
измеряемому давлению, и преобразует их в цифровую форму. Энергоне-
зависимая память предназначена для хранения коэффициентов коррек-
Рис. 3.8. Принципиальная схема
датчика моделей 150CD
ции характеристик сенсора и других данных о сенсоре. Установленный на микропроцессорной плате микро-
контроллер принимает цифровые сигналы с платы АЦП и осуществляет коррекцию и линеаризацию сигнала,
вычисляет скорректированное значение выходного сигнала датчика и передает его в цифро-аналоговый преоб-
разователь (ЦАП), который преобразует поступающий с микроконтроллера цифровой сигнал в выходной ана-
логовый токовый сигнал 0.5 или 4 20 мА ЯАЯГ-модем. установленный на микропроцессорной плате, предна-
значен для выделения HART сигнала из токовой петли 4-20 мА и преобразования его в стандартный цифровой
сигнал.
Предусмотрены следующие режимы работы преобразователя: контроль измеряемого давления, контроль
и настройка параметров, калибровка датчика. Параметры и символы режимов настроек датчика отображают-
ся на дисплее индикатора. На дисплее индикатора имеется три строки — графическая, матричная и цифровая.
На дисплее индикатора преобразователя или /МЛТ-коммуникатора в режиме измерения давления отображает-
ся величина измеряемого давления в цифровом виде (в установленных при настройке единицах измерения или
в процентах от диапазона изменения выходного сигнала).
Диагностику своего состояния датчик выполняет при включении и периодически в процессе измерения дав-
ления. При включении питания в датчике автоматически проверяется состояние микропроцессора, наличие
связи с платой АЦП, состояние энергонезависимой памяти платы АЦП и платы процессора. Самодиагностика
выполняется во время подготовки процессора датчика к работе (примерно 2 с после включения питания датчи-
ка). В ходе самодиагностики устанавливается выходной ток в соответствии с заказной спецификацией и на ин-
дикаторе формируется сообщение «ТЕСТ», а на цифровом поле отображается число «0000». По окончании про-
цесса запуска процессора при исправном состоянии на выходе датчика устанавливается ток, соответствующий
измеренному давлению.
В процессе измерения давления программа датчика периодически (1 раз за 5 мин) проверяет наличие свя-
зи с АЦП и исправность сенсора.
Ручной коммуникатор HART представляет собой портативный контроллер, осуществляющий обмен дан-
ными с любым устройством, поддерживающим /МАТ-протокол, при подсоединении к любым клеммам цепи
4-20 мА (при условии, что сопротивление нагрузки между коммуникатором и источником питания составляет
не менее 250 Ом). Для передачи цифрового сигнала коммуникатор использует принцип частотной модуляции.
Эта технология заключается в наложении на стандартный токовый сигнал датчика 4-20 мА высокочастотного
цифрового коммуникационного сигнала.
32
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Для работы с агрессивными, коррозионными, вязкими и токсичными средами для защиты чувствитель-
ных элементов манометров применяются мембранные, трубчатые и язычковые устройства передачи давле-
ния. Наибольшее применение находят мембранные разделители.
Мембранные разделители
Мембранные разделители применяются для защиты чувствительных элементов приборов при измерении
давления загрязненных, вязких или химически агрессивных сред. Также применение мембранных разделителей
обосновано при наличии пульсаций давления или резких колебаниях температуры среды. Давление среды пере-
дается через мембрану на чувствительный элемент датчика через манометрическую жидкость (масло), заполня-
ющую пространство между мембраной и манометром.
С целью снижения погрешности измерения рекомендуется использовать манометрическую трубку (капил-
ляр) возможно меньшей длины и больший диаметр мембраны. Длина капилляра достигает 1 ..3 м, а допустимая
температура среды составляет от 90 до 400 °C.
Соединение разделителя с измерительным устройством осуществляется непосредственно или через соеди-
нительный рукав (длиной около 2,5 м и более), поставляемый по требованию заказчика. Давление среды может
достигать 160 МПа и более.
Трубчатые разделители используются преимущественно для измерения давления вязких сред. Трубчатое
устройство передачи давления крепится непосредственно в трубопроводе между двумя фланцами. Максималь-
ное давление при использовании трубчатых разделителей — до 40 МПа.
Язычковые устройства передачи давления применяются для измерения давления текучих, гетерогенных сред
и состоят из овальной трубки, закрытой с одной стороны и погруженной непосредственно в измеряемую среду,
и соединительной части. Максимальное измеряемое давление — до 160 МПа, а температура среды — до 400 С
К материалам деталей устройств для передачи давления, соприкасающихся с измеряемой средой, относятся
хромоникелевая сталь, никель, тантал, титан, тефлон и ряд других специальных материалов. Передача давления
к чувствительному элементу манометра осуществляется через наполнительную жидкость (силиконовые масла,
глицерин, растительное масло и т. п.).
Технические характеристики разделительных устройств приведены в табл. 3.7, а общий вид мембранного
разделителя Rosemount 1199 — на рис. 3.9.
Таблица 3.7. Характеристики разделительных устройств
Модель Тип устройства Диапазон давлений, МПа Температура среды, °C Контактируемый материал
РМ-5319, РМ-5320, РМ-5497 Мембранное 2,5 -30...60 36НХТЮ
РМ-5321, РМ-5322 СКВ
«Приборы и системы» 60 \
990.10 25 -30...70 Хромоникелевая сталь
990.27 40
981.10 Трубчатое 40
981.18 4
970.10 Язычковое 160
«WIKA»
Рис. 3.9. Общий вид мембранного разделителя Rosemount 1199
ГРУППА ПРЕДПРИЯТИЙ ЧЕЛЯБИНСК
Т Е П Л П Р И Б Р
Ill (, и
ЕДСТВА КОНТРОЛЯ,
7ЕРЕНИЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ
ДОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
। www.tpchel.ru
rivmi-l tiirin
РАЗРАБОТКА
производство
ПРОДАЖА
СЕРВИСНОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
60
лет
ЧИСТОТА и точность
Датчики температуры непрерывного действия
ТХА/ТХК/ТНН/ТЖК-0193-К
ТХА/ТХК/ТНН/ТЖК-1393-К
ТУ 311-00226253.026-2011
Ч Измеряемые среды
Газообразные и жидкие, химически неагрессивные и агрессивные
среды, не разрушающие материал защитной арматуры.
Ч Диапазон измерения
для ТХА-0193-К, ТХА-1393-К
для ТХА-0193-К-Т1, ТХА-1393-К-Т1
для ТХА-0193-К-Т4, ТХА-1393-К-Т4
для ТХК-0193-К, ТХК-1393-К
для ТНН-0193-К-Т1, ТНН-1393-К-Т1
для THH-0193-K-T3, THH-1393-K-T3
для ТЖК-0193-К, ТЖК-1393-К
-40...+ 800°С (t ном. = +600°С)
-40...+ 1000°С (t ном. = +800°С)
-40...+ 900°С (t ном. = +700°С)
-40...+ 600°С (t ном. = +450°С)
-40...+1000°С (t ном. = +800°q
-40...+1250°С (t ном. = +1000°С)
-4О...+75О°С (t ном. = +600°С)
Ч Номинальные статические характеристики
по ГОСТ Р 8.585
для ТХА-К
для TXK-L
для THH-N
для ТЖК-J
Ч Класс допуска
1, 2
Ч Устойчивость к внешним воздействиям
По устойчивости к механическим воздействиям:
вибропрочная группа F3 по ГОСТ Р52931.
По устойчивости к температуре и относительной влажности
окружающего воздуха:
- ДЗ по ГОСТ 52931 (для обыкновенного и экспортного
исполнения), нижнее значение температуры окружающего воздуха
минус 60°С, верхнее значение температуры окружающего воздуха
до 85°С.
Степень защиты от воздействия воды и пыли: IP55.
ТХА/ТХК/ТНН/ТЖК-0193-К - один ЧЭ
ТХА/ТХК/ТНН/ТЖК-1393-К - два ЧЭ.
тип и исполнение датчиков конструктивные особенности пок-ль тепловой инерции, с, не более d, мм длина монтажной части L мм масса, кг
ТХА-0193-К, ТХА-1393-К ТХК-0193-К, ТХК-1393-К ТЖК-0193-К, ТЖК-1393-К Материал головки — термостойкий пластик. Материал защитной арматуры - сталь 12Х18Н10Т, d6, d8, dlO мм. В качестве чувствительного элемента применен импортный термопарный кабель 1-го класса. Рабочий спай изолирован. 12 6 120, 160, 200, 250, 320, 400,
ТХА-0193-К-Т1, ТХА-1393-К-Т1 ТНН-0193-К-Т1, ТНН-1393-К-Т1 Материал защитной арматуры - сталь 10Х23Н18. 20 40 8 10 500, 630, 800, 1000, 1250, 1600, 0,52 — 1,03
ТХА-0193-К-Т4, ТХА-1393-К-Т4 Материал защитной арматуры - сталь 10Х17Н13М2Т. 2000, 2500, 3150
THH-0193-K-T3, THH-1393-K-T3 Материал защитной арматуры - сплав ХН45Ю.
Ч Пример оформления заказа
ТХА-0193-К 2000 d8 2 ДЗ ТУ 311-00226253.026-2011 2 шт
1 2 3 4 5 6 7
на правах рекламы
1 - Тип и исполнение датчика
2 - Длина монтажной части, L
3 - Диаметр арматуры, d
4 - Класс допуска по ГОСТ Р 8.585
5 - Климатическое исполнение
6 - Обозначение технических условий
7 - Количество
ш>пип>Елпр>иш.^^^.«л»«о< г. Челябинск, ул. 2-яПавелецкая, 36 ., , _ ., . . , (АНАПА, Г1 I
ТЕП ЛС ПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59 e'malL sales@mail.tpchel.ru W WyV. LpCllcI . ГЦ
Датчики температуры непрерывного действия
ТХА/ТХК/ТНН/ТЖК-0193-01К
ТХА/ТХК/ТНН/ТЖК-1393-01К
ТУ 311-00226253.026-2011
Измеряемые среды
Газообразные и жидкие, химически неагрессивные и агрессивные
среды, не разрушающие материал защитной арматуры.
Диапазон измерения
для ТХА-0193-01К, ТХА-1393-01К
для ТХА-0193-01К-Т1, ТХА-1393-01К-Т1
для ТХА-0193-01К-Т4, ТХА-1393-01К-Т4
для ТХК-0193-01К, ТХК-1393-01К
для ТНН-0193-01К-Т1, ТНН-1393-01К-Т1
для THH-0193-01K-T3, THH-1393-01K-T3
ДЛЯ ТЖК-0193-01К, ТЖК-1393-01К
-40 ..+ 800°С (t ном. = +600°С)
-40 ..+ 1000°С (t ном. ~+800°С)
-40...+ 900°С (t ном. = +700°С)
-40 + 600°С (t ном. = +450°С)
-40...+1000°С (t ном. = +800°С)
-40 ,.+1250°С (t ном. = +1000°С)
-40...+750°С (t ном. = +600°С)
Номинальные статические характеристики
по ГОСТ Р 8.585
для ТХА-К
для TXK-L
для THH-N
для ТЖК-1
1 Класс допуска
1, 2
Устойчивость к внешним воздействиям
По устойчивости к механическим воздействиям:
вибропрочная группа F3 по ГОСТ Р52931.
По устойчивости к температуре и относительной влажности
окружающего воздуха:
- ДЗ по ГОСТ 52931 (для обыкновенного и экспортного
исполнения), нижнее значение температуры окружающего воздуха
минус 60'С, верхнее значение температуры окружающего воздуха
До85Х-
С пень за _иты от воздействия воды и пыли: IP55.
СТА-<К,~- - “"ХХ-0193-01К - один ЧЭ
'-ХХ-1393-01К - два ЧЭ
“КА--.393-О1К
- • : • -хк-1393-oiK
-«-1393-01К
ТЧА-1393-01К-Т1
“---„-3-СТ<--1, —1393-01К-Т1
~*А-СТхЗ-СТ*-Т4 ТХА-1393-01К-Т4
. .=з-::<-~з THH-1393-01K-T3
Материал головки — термостойкий пластик. Материал
затдитной арматуры - сталь 12Х18Н10Т, d6, d8, did мм.
В качестве чувствительного элемента применен
импортный термопарный кабель 1-го класса Рабочий
спай изолирован
Материал защитной арматуры - сталь 10Х23Н18
Материал защитной арматуры - сталь 10Х17Н13М2Т
Материал защитной арматуры - сплав ХН45Ю
псж-ль тепловой инерции, с, не более d, мм длина монтажной части Цмм масса, кг
12 6 60, 80, 100, 120, 160, 200, 250,
20 8 320, 400, 0,52-
40 10 500, 630, 800, 1000, 1250, 1600, 2000, 2500, 3150 1,03
Пример оформления заказа
“ХА-0193-01К 2000 d8 2 дз ТУ 311-00226253.026-2011 2 шт
1 2 3 4 5 6 7
1 - ~ип и исполнение датчика
2 - Длина монтажной части, L
3 - Диаметр арматуры, d
4 - Класс допуска по ОСТ Р 8.585
5 - Климатическое исполнение
5 - Обозначение технических условий
7 - Количество
-дтгг
ЖМЯА ПРЕДПРИЯТИЙ ЧЕЛЯБИНСК
ТЕПЛОПРИБОР
г. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
на правах рекламы
Датчики температуры непрерывного действия
ТХА/ТХК/ТНН/ТЖК-1193-01К
ТХА/ТХК/ТНН/ТЖК-1393-04К
ТУ 311-00226253.026-2011
Ч Измеряемые среды
Газообразные и жидкие, химически неагрессивные и агрессивные
среды, не разрушающие материал защитной арматуры.
Диапазон измерения
для ТХА-1193-01К, ТХА-1393-04К
для ТХА-1193-01К-Т1, ТХА-1393-04К-Т1
для ТХА-1193-01К-Т4, ТХА-1393-04К-Т4
для ТХК-1193-01К, ТХК-1393-04К
для ТНН-1193-01К-Т1, ТНН-1393-04К-Т1
для THH-1193-01K-T3, THH-1393-04K-T3
для ТЖК-1193-01К, ТЖК-1393-04К
-40...+ 800°С (t ном. = +600°С)
-40...+ 1000°С (t ном. =+800°С)
-40...+ 900°С (t ном. = +700°С)
-40...+ 600°С (t ном. = +450°Q
-4О...+1ООО°С (t ном. = +800°С)
-4О...+125О°С (t ном.=+1000°С)
-40...+750°С (t ном. = +600°С)
ТХА,ТХК,ТЖК,ТНН
Номинальные статические характеристики
по ГОСТ Р 8.585
для ТХА-К
для TXK-L
для THH-N
для ТЖК-1
Ч Класс допуска
1, 2
Ч Устойчивость к внешним воздействиям
По устойчивости к механическим воздействиям:
вибропрочная группа F3 по ГОСТ Р52931.
По устойчивости к температуре и относительной влажности
окружающего воздуха:
- ДЗ по ГОСТ 52931 (для обыкновенного и экспортного
исполнения), нижнее значение температуры окружающего воздуха
минус 60°С, верхнее значение температуры окружающего воздуха
до 85°С.
Степень защиты от воздействия воды и пыли: IP66.
ТХА/ТХК/ТНН/ТЖК-1193-01К - один ЧЭ
ТХА/ТХК/ТНН/ТЖК-1393-04К - два ЧЭ.
тип и исполнение
датчиков
конструктивные
особенности
ТХА-1193-01К, ТХА-1393-04К
ТХК-1193-01К, ТХК-1393-04К
ТЖК-1193-01К, ТЖК-1393-04К
ТХА-1193-01К-Т1, ТХА-1393-04К-Т1
ТНН-1193-01К-Т1, ТНН-1393-04К-Т1
ТХА-1193-01К-Т4, ТХА-1393-04К-Т4
THH-1193-01K-T3, THH-1393-04K-T3
Материал головки — алюминиевый сплав. Материал
защитной арматуры - сталь 12Х18Н10Т, d6, d8, dlO мм.
В качестве чувствительного элемента применен
импортный термопарный кабель 1-го класса. Рабочий
спай изолирован.
Материал защитной арматуры - сталь 10Х23Н18
Материал защитной арматуры - сталь 10Х17Н13М2Т
Материал защитной арматуры - сплав ХН45Ю
пок-ль тепловой инерции, с, не более d, мм длина монтажной части 1_,мм масса, кг
12 6 60, 80, 100, 120, 160, 200, 250,
20 8 320, 400, 0,52-
40 10 500, 630, 800, 1000, 1250, 1600, 2000, 2500, 3150 1,03
Ч Пример оформления заказа
ТХА-1193-01К 2000 d8 2 ДЗ ТУ 311-00226253.026-2011 2 шт
1 2 3 4 5 6 7
на правах рекламы
1 - Тип и исполнение датчика
2 - Длина монтажной части, L
3 - Диаметр арматуры, d
4 - Класс допуска по ГОСТ р 8.585
5 - Климатическое исполнение
6 - Обозначение технических условий
7 - Количество
г_ Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
ТЕПЛС ПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
Датчики температуры непрерывного действия
F
ТХА-0292-01Т, -02Т, -03Т, 04Т, 05Т, 06Т
ТУ 311-00226253.026-2011
Ч Измеряемые среды
Чистый воздух и инертные газы, а также другие среды, не
взаимодействующие с материалом термозлектродов и не
разрушающие материал изоляции термопреобразователя
Диапазон измерения
для ТХК
для ТХА-01Т, 02Т
для ТХА-03Т.. -06Т
-40...+ 600°С
-40...+ 800°С (t ном. =+600°С)
-40. .+ 1000°С (t ном. = +800°С)
Класс допуска
Чувствительного элемента -1 или 2
(по ГОСТ 6616).
На каждую токопроводящую жилу нанесена изоляция из керамической
термосаженной нити с содержанием в составе SO2 не менее 99%-и на
две токопроводящие жилы в изоляции нанесена дополнительная
изоляция из керамической нити, класс плетения 16.
Используется в качестве термопарного или компенсационного кабеля
на замену термопарам с керамическими изоляторами или собственного
производства в асбестовой изоляции.
Поставляется в индивидуальной упаковке или в бухтах.
Возможна пропитка высокотемпературным лаком
тип и исполнение
датчиков
конструктивные
особенности
ТХА/ТХК-0292-01Т
ТХА/ТХК-0292-02Т
TXA/TXK-0292-03T
ТХА/ТХК-0292-04Т
ТХД/ТХК-0292-05Т
ТХА/ТХК-0292-06Т
Бескорпусные, без головки, материал изоляции-керамическая нить.
Термоэлектроды 0 0,3 мм. Рабочий спай не изолирован.
Не герметичны к измеряемой среде.
То же, что ТХА-0292-01Т, но термоэлектроды 0 0,5 мм.
То же, что ТХА-0292-01Т, но термозлектроды 01,0 мм.
(импортная высокостабильная проволока).
То же, что ТХА-0292-01Т, но термоэлектроды 0 0,81 мм.
(импортная высокостабильная проволока).
То же, что ТХА-0292-01Т, но термозлектроды 01,6 мм.
(импортная высокостабильная проволока).
То же, что ТХА-0292-01Т, но термозлектроды 03,2 мм.
(импортная высокостабильная проволока).
пок-ль тепловой инерции, с, не более длина монтажной части L (длина |), мм масса, кг
2 от 250 до 500 000 мм 0,02-45,0
от 250 до 3000 мм
V Пример оформления заказа
ТХА-0292-01Т 250 С4 ТУ 311-00226253.026-2011 2 шт
1 2 3 4 5
1 - Тип и исполнение датчика
2 - Монтажная длина, L
3 - Климатическое исполнение
4 - Обозначение технических условий
5 - Количество
п.уппапрщприят>«^^ чБл«шна г. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая. 36 _ ... . , \Л/\Л1\Л1 trif'hd 1*1 I
ТЕПЛОПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59 e'mal1 sales@mail.tpchel.ru WWW. СрСПс! ГЦ
на правах рекламы
Датчики температуры непрерывного действия
ТХА/ТХК-0595
ТУ 311-00226253.053-96
Измеряемые среды
Газообразные и жидкие среды во взрывоопасных зонах или
помещениях, где могут содержаться аммиак, азотоводородная смесь,
природный газ и продукты его сгорания, углекислый газ,
конвертированный газ и его компоненты, моноэтаноламиновый
раствор с агрессивными примесями сероводорода и сернистого
ангидрида в допустимых пределах по ГОСТ 12.1.005. Кратковременно
(до 4 часов) допускается эксплуатация при концентрации примеси
сероводорода до 100 мг/м3 или сернистого ангидрида до 200 мг/м3
(область применения - нефтяная, нефтехимическая, газовая
промышленность и другое)
Диапазон измерения
Номинальные статические характеристики
дляТХА-К,
для ТХК - L (по ГОСТ Р 8.585).
Ч Класс допуска
Чувствительного элемента - 2 (по ГОСТ 6616).
Устойчивость к внешним воздействиям
По устойчивости к механическим воздействиям:
Вибропрочная группа N4 по ГОСТ Р 52931-2008.
По устойчивости к температуре и относительной влажности
окружающего воздуха:
D3 по ГОСТ Р 52931-2008 (для обыкновенного и экспертного исполнения),
ТЗ по ГОСТ 15150 (для тропического исполнения).
Для защиты монтажной части могут использоваться
гильзы защитные 6.236.003-00.1...-29.1 или 8.236.001-00.1...-04.1.
для ТХК от 0 до +600°С (t ном.=+450°С),
для ТХА от 0 до +800°С (t ном.=+600°С).
Ч Габаритные размеры, чертеж
* размер указан с учётом кабельного ввода
тип и исполнение
датчиков
конструктивные
особенности
пок-ль тепловой
инерции, с,
не более
длина монтажной
части L
(длина |), мм
масса,
кг
ТХАТХК-0595
Взрывозащищенное исполнение. Вид защиты "взрывонепроницаемая
оболочка". Маркировка взрывозащиты - "lExdllCT5X" по ГОСТ 12.2.020.
Защитная арматура - без штуцера, материал - сталь 10Х17Н13М2Т или
12Х18Н10Т 8 мм, материал головки - алюминиевый сплав. Один или два
чувствительных элемента. Термоэлектроды 0 0,5 мм. Рабочий спай
изолирован. Условное давление измеряемой среды Ру=1 МПа
200, 250,
320, 400, 500,
1250, 2000
1,81-2,42
Примечание: для монтажа датчика на объекте применяются монтажные комплекты для бронированного кабеля и для трубного монтажа
электрической соединительной линии. Тип этих комплектов (номер кабельного ввода) необходимо указывать в заказе.
Монтажные комплекты на стр. 102
Ч Пример оформления заказа
ТХА-0595 200 2ЧЭ 12Х18Н10Т D3 6 115.023-00 ТУ 311-00226253.053-96 2 шт
1 2 3 4 5 6 7 8
на правах рекламы
1 - Тип и исполнение датчика
2 - Монтажная длина, L
3 - Количество чувствительных элементов 1 или 2
4 - Материал металлической части защитной арматуры
5 - Климатическое исполнение
6 - Обозначение монтажного комплекта
7 - Обозначение технических условий
8 - Количество
«Л1»«о< з Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
Т >ПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
e-maii: sales@maii.tpchel.ru
www.tpchel.ru
Датчики температуры непрерывного действия
Ч Номинальные статические характеристики
для ТХА-К,
для ТХК - L (по ГОСТ р 8.585).
Ч Класс допуска
Чувствительного элемента - 2 (по ГОСТ 6616).
Устойчивость к внешним воздействиям
По устойчивости к механическим воздействиям
Вибропрочная группа N4 по ГОСТ Р 52931 2008
По устойчивости к температуре и относительной влажности
окружающего воздуха:
D3 по ГОСТ Р 52931-2008 (для обыкновенного и экспертного исполнения)
ТЗ по ГОСТ 15150 (для тропического исполнения).
Для защиты монтажной части могут использоваться
гильзы защитные 6.236.003-00.1...-29.1 или 8.236.001-00.1...-04.1
ТХА/ТХК-0595-02
ТУ 311-00226253.053-2005
Измеряемые среды
Газообразные и жидкие среды во взрывоопасных зонах или
помещениях, где могут содержать-ся аммиак, азотоводородная смесь,
природный газ и продукты его сгорания, углекислый газ,
конвертированный газ и его компоненты, моноэтаноламиновый
раствор с агрессивными примесями сероводорода и сернистого
ангидрида в допустимых пределах по ГОСТ 12.1 005. Кратковременно
(до 4 часов) допускается эксплуатация при концентрации примеси
сероводорода до 100 мг/м3 или сернистого ангидрида до 200 мг/м3
(область применения - нефтяная, нефтехимическая, газовая
промышленность и другое)
Диапазон измерения
для ТХК 0...+600°С (t ном.=+450°С),
для ТХА 0,..+800°С (t ном.=+600°С).
тип и исполнение датчиков конструктивные особенности пок-ль тепловой инерции, с, не более длина монтажной части L (длина |), мм масса, кг
ТХАТХК-0595-02 Взрывозащищенное исполнение. Вид защиты - ’'взрывонепроницаемая оболочка". Маркировка взрывозащиты - "lExdllCT5X" по ГОСГ12.2.020. Защитная арматура без штуцера, с фланцем 52 мм и с утонением арматуры в зоне измерения до 6 мм на длине 10 мм, материал - сталь 10Х17Н13М2Т или 12Х18Н10Т 10 мм, материал головки - алюминиевый сплав. Один чувствительный элемент. Термозлектроды 0 0,5 мм. Рабочий спай изолирован Условное давление измеряемой среды Ру=2,5 МПа. 20 50, 60, 80, 100, 120, 160, 200, 250, 320 2,09-2,15
Примечание: для монтажа датчика на объекте применяются монтажные комплекты для бронированного кабеля и для трубного монтажа
электрической соединительной линии. Тип этих комплектов (номер кабельного ввода) необходимо указывать в заказе.
Монтажные комплекты на стр. 102
Ч Пример оформления заказа
ТХА-0595-02 200 2ЧЭ 12Х18Н10Т D3 6.115 023-00 ТУ 311-00226253.053-2005 2 шт
1 2 3 4 5 6 7 8
1 - Тип и исполнение датчика
2 - Монтажная длина, L
3 - Количество чувствительных элементов 1 или 2
4 - Материал металлической части защитной арматуры
5 - Климатическое исполнение
6 - Обозначение монтажного комплекта
7 - Обозначение технических условий
8 - Количество
на правах рекламы
групплпрщпри.г^ гв~ челижск г Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36 , \KI\KI\K1 brif'Kd HI
ТЕПЛ ПРИБОР Тел (351)725-75-00, факс (351)725-89-59 e'mal1- sates@ma//tpchel'.ru WWW. 1рСПс1. ГЦ
Датчики температуры непрерывного действия
МОНТАЖНЫЕ КОМПЛЕКТЫ ДЛЯ ТЕРМОПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ
ТХА/ТХК-0595, -0595-01,0595-02
□бсз-ачение -г-важного «оплекта 5 115.023-00 рис. 1 D, мм 15 d, мм (*) 9,6 11,6 12,6
= 115.023-01 2
z 115.023-02 10,5 9,6
S, мм D1, ДЮЙМ диаметр уплотнительного кабеля
- 8-13
69 G 3/4"
G Уг" 8-10
на правах рекламы
— г Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36 e-mail: sales@mail.tpchel.ru www.tpchel.ru
ПРИБОР Тел (351)725-75-00, факс. (351) 725-89-59 -------------•=
Датчики температуры непрерывного действия
>1
Общее
1 Гарантийные обязательства
Гарантийный срок эксплуатации:
в течение 18 месяцев с момента ввода
в эксплуатацию (но в пределах ресурса).
Гарангийный срок хранения:
не более 6 месяцев со дня изготовления.
По отдельному заказу возможна поставка монтажной арматуры в
соответствии с разделом каталога "Узлы и детали к датчикам
температуры": защитных гильз, передвижных штуцерных соединений,
шайб, термометрических вставок, а для датчиков ТСП/ТСМ-0595 -
монтажных комплектов.
Внимание!
Возможно изготовление термопреобразователей сопротивления
ТСПЯСМ всех типов с НСХ гр.21 - для ТСП (R„=46 Ом) и
гр.23 - для тем (R,=53 Ом) по СПЕЦЗАКАЗУ.
ТСМ, ТСП
на правах рекламы
1 Устойчивость к внешним воздействиям
По устойчивости к механическим воздействиям:
по ГОСТ Р 52931-2008 для ТСП/ТСМ-1193
(воздействие синусоидальной вибрации в диапазоне
10...500Гц с амплитудой смещения до 0.15мм);
по ГОСТР 52931-2008 для ТСП/ТСМ-1193-01, ТСП-0397,
ТСП/ТСМ-0193-01,ТСМ/ТСП-0193-02,1193-02, ТСП/ТСМ-0193-03
(воздействие синусоидальной вибрации в диапазоне
10...500 Гц при ускорении до 49 м/с2 с амплитудой
смещения до 0.35 мм);
по ГОСТ Р52931-2008 для ТСП/ТСМ-0595
(воздействие синусоидальной вибрации в диапазоне
5...80 Гц при ускорении до 19.6 м/с2 с амплитудой
смещения до 0.15 мм);
по ГОСТ Р52931-2008 для всех остальных
термопреобразоввтвлей раздела (воздействие
синусоидальной вибрации в диапазоне 5—80 Гц при
ускорении до 9.8 м/с2 с амплитудой смещения до 0.075мм).
Степень защиты от воздействия пыли и воды (ГОСТ 14254):
По устойчивости к температуре и относительной влажности
окружающего воздуха:
по ГОСТ Р52931-2008 (для обыкновенного и экспортного
исполнения);
по ГОСТ 15150 но при t от +5 до +50“С и относительной
влажности до 98% при +35°С и более низких температурах
с конденсацией влаги (для тропического исполнения).
для ТСМ/ТСП-0595, но t до +100сС (для
обыкновенного и экспортного исполнения).
1 Поверка и калибровка
Поверка ТС, поставляемых на экспорт (в страны СНГ), производится
по ГОСТ 8,461-82 ГСИ . Термопреобразователи сопротивления.
Межповерочный интервал:
3 года - для всех термометров сопротивления типа ТСМ и для
термометров ТСП с диапазоном измерений от минус 50 до +260°С и
с классом допуска А, В, С.
2 года - для остальных термометров сопротивления типа ТСП.
Методика поверки по ГОСТ Р 8.624-2006
F2
F3
N4
D3
Диапазон измерений, °C
Класс допуска Допуск, Д, “С ТСП, 4Э
ТСМ, 4Э
проволочные пленочные
AAW0.1 F0.1 + (0,1+0,0017/V) от -50 до +250 от -50 до +250 —
A W 0.15 F 0.15 + (0,15+0,0021/V) от -100 до +450 от -50 до +450 от -50 до +120
В W 0.3 F 0.3 + (0,3+0,005/t/) от -196 до +660 от -50 до +600 от -50 до +200
С W 0.6 F 0.6 + (0,6+0,01/t/) от -196 до +660 от -50 до +600 от -180 до +200
У? В + (0,15+0,002/t/) от -450 до +500 — —
Примечание: /V - абсолютное значение, “С, без учета знака.
™ппл-и~ челяикк е. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
ТЕП ПОПРИБОР Тел (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpehel.t
Датчики температуры непрерывного действия
тип и исполнение датчиков измеряемые среды, диапазон измерения температуры конструктивные особенности вид
ТСМ/ТСП-0193 Газообразные и жидкие неагрессивные и агрессивные среды, не разрушающие материал защитной арматуры. Защитная арматура 0 10мм - без штуцера, материал - сталь 12Х18Н10Т или 08X13. Материал головки - термостойкая пластмасса. Условное давление измеряемой среды Ру=0,4 МПа 85 с
0 рис.1 10
ТСМ/ТСП-0193-01 То же, что ТСП/ТСМ-0193, но защитная арматура со штуцером М20Х1,5. Условное давление измеряемой среды Ру=10 МПа. /с 85
22
с
S22 L J с 1 г>
рис.2 *IZUX±,b г
0 10
ТСМ/ТСП-0193-02 То же, что ТСП/ТСМ-0193-01, но защитная арматура с утонением до 0 8мм (малоинерционные). Условное давление измеряемой среды Ру=6,3 МПа. 85
S22
о
S2 М20х1, 0 8 рис.З л О
'll
ТСМ/ТСП-1393 То же, что ТСП/ТСМ-0193, -0193-01, -0193-02 соответственно, но 2 чувствительных элемента. рис.1
ТСМ/ТСП-1393-01 рис.2
ТСМ/ТСП-1393-02 рис.З
ТСП-1393-03 То же, что ТСП-1393, -1393-01, -1393-02 соответствен- но, но в качестве чувствительных элементов исполь- зуются платиновые напыленные чувствительные элементы lPtl00-PCA1.2010.1S рис.1
ТСП-1393-04 рис.2
ТСП-1393-05 рис.З
епт
ГРУППА ПРЕДПРИЯТИЙ ЧЕЛЯБИНСК
ТЕПЛС ПРИБОР
г. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
на правах рекламы
Датчики температуры непрерывного действия
на правах рекламы
тип и исполнение датчиков измеряемые среды, диапазон измерение температуры конструктивные особенности вид
ТСМ/ТСП-1293 Газообразные и жидкие неагрессивные и агрессивные среды, не разрушающие материал защитной арматуры. Конструкция разборная со сменной термометрической вставкой. Защитная арматура 0 10мм - без штуцера, материал-сталь 12Х18Н1ОТ или 08X13. Материал головки - алюминиевый сплав. Условное давление измеряемой среды Ру=0,4 МПа. S 1 —1 ♦ 02 Ж 1 0 10
ТСМ/ТСП-1293-01 То же, что ТСМ/ТСП-1293, но защитная арматура со штуцером М20Х1,5. Условное давление измеряемой среды Ру=6,3 МПа (для ТСП) и Ру=10 МПа (для ТСМ). 102
а / S “ и j lJ
° г-Д _j S22 . _ M20xl,5 0 10
ТСМ/ТСП-0196 ТСП-0196-05 Без головки, с кабельным выводом 1=2,5 м. Защитная арматура 0 6мм. - со штуцером приваренным М20х1,5. Материал-сталь 12Х18Н10Т или 08X13. Условное давление измеряемой среды Ру=0,4 МПа. __ L . 2532 , 1 S22 M20xl,5 _ _d_
ТСМ/ТСП-0196Б ТСП-0196-05Б То же, что ТСМ/ТСП-0196, но защитная арматура 0 8 мм.
ТСМ/ТСП-0196-01 ТСП-0196-06 То же, что ТСМ/ТСП-0196, но штуцер М16Х1,5 передвижной. L - , 2500 . у Hl 1 — j 4 1 S22 5 S22 J L M16xl,5 _ 06
ТСМ/ТСП-0196-01Б ТСП-0196-06Б То же, что ТСМ/ТСП-0196, но защитная арматура 0 8 мм, штуцер М20Х1,5 передвижной.
—
e-mail: sales@mail.tpchel.ru www.tpchel.ru
n.mru. .чц.ияг. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
ПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
Датчики температуры непрерывного действия
тип и исполнение
датчиков
измеряемые среды,
диапазон измерения
температуры
конструктивные особенности
вид
ТСМ/ТСП-0196-02
ТСП-0196-07
То же, что ТСМ/ТСП-0196, но с головкой из
алюминиевого сплава.
ТСМ/ТСП-0196-02Б
ТСП-0196-07Б
ТСМ/ТСП-0196-03
ТСП-0196-08
Газообразные и
жидкие
неагрессивные и
агрессивные
среды,
не разрушающие
материал
защитной
арматуры.
То же, что ТСМ/ТСП-0196-02, но защитная
арматура 0 8 мм.
То же, что ТСМ/ТСП-0196-02, но штуцер передвижной
М16Х1,5.
ТСМ/ТСП-0196-03Б
ТСП-0196-08Б
То же, что ТСМ/ТСП-0196-02, но защитная
арматура 0 8 мм., штуцер передвижной М20Х1,5.
ТСМ/ТСП-0196-04Б
ТСП-0196-09Б
Газообразные и
жидкие
неагрессивные и
агрессивные среды,
не разрушающие
материал защитной
арматуры.
То же, что ТСМ/ТСП-0196-04, но защитная
арматура 0 8 мм, штуцер М20Х1,5 приваренный.
М2ох1,5
- 1
522^ col
—л J L
ТСП-0196-10
ТСП-0196-11
ТСП-0196-12
ТСП-0196-12-1
Поверхности
твердых
тел и подшипников,
газообразные и
жидкие
неагрессивные и
агрессивные среды,
не разрушающие
материал
защитной
арматуры.
Защитная арматура 0 6 мм со штуцером
передвижным и с утонением монтажной части
до 0 4 мм. на длине 20 мм. материал - сталь
12Х18Н10Т. Материал головки-алиминиевый
сплав. В качестве чувствительного элемента
используются платиновые напыленные чувствительные
элементы lPtl00-PCA1.2010.1L Условное давление
измеряемой среды Ру=0,6 МПа. Могут
иметь 1 или 2 чувствительных элемента.
То же, что ТСП-0196-10, но защитная арматура
0 6 мм. с утонением монтажной части
до 0 5 мм. на длине 20 мм.
То же, что ТСП-0196-10, но защитная
арматура 0 6 мм.
То же, что ТСП-0196-12, но в качестве
чувствительного элемента используются платиновые
напыленные чувствительные элементы
фирмы "JUMO" (Германия)
с Wim=Rlm/Ro= 1,385; lPtl00-PCA1.2010.1S
комплект
КТСП-0193-01
комплект
КТСМ-0193-01
Измерение
разности
температур прямой
и обратной воды
в составе
теплосчетчиков
водяных систем
теплоснабжения
Два термопреобразователя сопротивления
соответствующего типа скомплектованны в пару с
отклонениями значений начального
сопротивления R„ не более 0,01% и коэффициента
Wim не более 0,0001.
на правах рекламы
п.хлги.пршприягий-^^^.чи.винек г. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36 . \лплпл/ ri
ТЕПЛС ПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс. (351) 725-89-59 ^@^P^el.ru WWW.ipCnei ГЦ
Датчики температуры непрерывного действия
на правах рекламы
тип и исполнение датчиков комплект КТСП-0196-02 комплект КТСП-0196-02Б измеряемые среды, диапазон измерения темпе рат/ры Измерение разности температур прямой и обратной воды в составе теплосчетчиков водяных систем теплоснабжения конструктивные особенности Два термопреобразователя сопротивления соответствующего типа скомплектованны в пару с отклонениями значений начального сопротивления R„ не более 0,01% и коэффициента Wlm не более 0,0001. вид 55
М2С о 1Л
-szLm xl.5
пиг.4 d . I
комплект КТСП-0196-03 комплект КТСП-0196-03Б Два термопреобразователя сопротивления соответствующего типа скомплектованны в пару с отклонениями значений начального сопротивления не более 0,01% и коэффициента Wloa не более 0,0001. рис.5 55
о
\ $22 d -J
комплект КТСП-0196-07 комплект КТСП-0196-07Б Измерение разности температур прямой и обратной воды в составе теплосчетчиков водяных систем теплоснабжения Два термопреобразователя сопротивления соответствующего типа скомплектованны в пару с отклонениями значений начального сопротивления R„ не более 0,01% и коэффициента Wim не более 0,0001. рис.4
комплект КТСП-0196-08 комплект КТСП-0196-08Б рис.5
комплект КТСП-0196-08 комплект КТСП-0196-08Б Измерение разности температур прямой и обратной воды в составе теплосчетчиков водяных систем теплоснабжения Два термопреобразователя сопротивления соответствующего типа скомплектованны в пару с отклонениями значений начального сопротивления R„ не более 0,01% и коэффициента Wim не более 0,0001. рис.5
комплект КТСМ-0196-02 комплект КТСМ-0196-02Б рис.4
комплект КТСМ-0196-03 комплект КТСМ-0196-03Б рис.5
ТСМ/ТСП-1193 Измерение температуры малогабаритных подшипников и поверхности твердых тел в условиях повышенной вибрации производственных агрегатов. Без головки, малоинерционные. Защитная арматура 0 5 мм. - с накладной гайкой М8Х1, материал - латунь Л63 или Л96. Длина монтажной части L=25 мм. Условное давление окружающей среды Ру=0,1 МПа.
1 "j я г!
, М8х1
о г-1 I
1
05 „
ТСМ/ТСП-1193-01 То же, что ТСП/ТСМ-1193, но защитная арматура 0 8 мм. с накидной гайкой М12Х1,5, L= 30 мм. рис.б 1 М12x1,5
пип
08 4— 1 1
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
n.mru. г Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
ТЕПЛС‘ПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
сертификат: RU.C.34.004.A №25329
Номер Госреестра 32772-06
ЭКОГРАФ-Т
1 Область применения
Безбумажные видеографические регистраторы ЭКОГРАФ применяются
для измерения и регистрации параметров техпроцессов (температуры,
влажности, давления, расхода, уровня и т.д.) во всех отраслях
промышленности.
Достоинства
Универсальный: до 6 универсальных входов с записью всех
сигналов измерения.
Простой: цветное отображение, цифровой дисплей, барграф и
отображение кривых.
Компактный: малая установочная глубина, вес 0,7кг.
Безопасный: архивирование данных во внутреннюю память
и flash-карту. Сохранение данных даже в случае пропадания
питания.
Доступный: он-лайн слежение, используя простой Web-browser
встроенная возможность работы с разными языками и он-лайн
-омощь.
Встраивание в систему: сетевая интеграция и удаленная передача
данных через Ethernet, RS232/RS485 (модем) и USB.
Отображение результатов измерения: на специально
разработанном для промышленного применения цветном дисплее
(разноцветные аналоговые кривые, цифровые показания,
столбчатая диаграмма, история в форме кривых, результаты
измерений, дата, время).
Интерфейс данных связи, коммуникации:
- Интерфейс Ethernet (опция) Ethernet 10/100 BaseT, тип штепселя
RJ45, связь через экранированный кабель, распределение IP
адресов через меню настройки в приборе. Прибор может
использоваться в сети как Web-сервер.
- USB порт (стандартно): может использоваться как для передачи
программы, так и для конфигурации устройства
- RS232/485 (опция): передача данных/программы или
подключение модема. Поддерживаются скорости обмена 1200,
2400, 4800, 9600, 19200, 38400, 57600,115200. Максимальная
длина линии с экранированным кабелем 6 м (RS232) или 1000 м
(RS485). Оба интерфейса гальванически изолированы от системы.
Надежность: входы гальванически изолированы от системы.
'ибкость: прямой доступ к архивированным данным посредством MS
Excel или ReadWin 2000 (входит в комплект поставки).
В прибор встроена электронная инструкция по эксплуатации,
что позволяет использовать его во многих сферах применения
практически без Руководства по эксплуатации. Прибор выдает
пояснения прямо на экран!!!
Срок службы не менее 10 лет.
нкциональные возможности
Краткое описание
коммуникация через
ПК/Модем/Сеть:
- USB
- RS232/485
- Ethernet 10 BaseT
. 15/242 В AC, 50/60 Гц < ►
функция
Web-Browser
внутренняя
память 2 Мб
4реле :
-1 переключа-
емый контакт
- зсечя
- сметчик
- СЧнКЦИЯ
- 3 HP контакта
16 уставок
внутренняя
регистрация
Compact Flash
1 х 24 В,
250 мА
Количество каналов:
- 3 или 6 аналоговых
- 3 цифровых
Время измерения:
100 мс параллельно по всем каналам
Цикл записи:
любое значение из ряда 0,1,2,3,4,5,10,15,20,30с.,
1,2,3,4,5,10,ЗОмин, 1ч.
Сигнал изация(регулирование):
- уставок -1 или 16
- 4 реле - 3 реле с замыкающими контактами одно выходное реле
с переключающими контактами, коммутирующие нагрузку 250В, ЗА
переменного тока(50В, ЗООмА постоянного тока)
Встроенный источник питания датчиков: 24В; 250 мА
нестабилизированный
Питание:
- напряжение 115/242В переменным током, частотой 50/бОГц
- напряжение 20/28В постоянного тока, частотой 50/60Гц
Потребляемая мощность: не более 25ВА
запираемая крышка
режимы дисплея:
-барграф
тренд
- цифровой
выход питания
преобразова-
теля
Условия эксплуатации:
- температура 0...+50“С
- влажность до 80%, при +35°С
Защита корпуса:
- с фронтальной части IP54
- с оборотной стороны IP20
ТЕПЛОПРИБОР
г. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая. 36
Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
на правах рекламы
Датчики температуры непрерывного действия
тип и исполнение
датчиков
измеряемые среды,
диапазон измерения
температуры
конструктивные особенности
ТСМ/ТСП-0595-01 Газообразные и жидкие среды во взрывоопасных зонах или помещениях, где могут содержаться аммиак, азотоводородная смесь, природный газ и продукты его сгорания, То же, что ТСМ/ТСП-0595, но защитная арматура со штуцером М20Х1,5. Условное давление измеряемой среды Ру=16 МПа.
углекислый газ, конвертированный газ и его компоненты, агрессивные
примеси
сероводорода и сернистого ангидрида в допустимых пределах по ГОСТ 12 1.005 То же, что ТСМ/ТСП-0595-01, но защитная арматура с
ТСМ/ТСП-0595-02 утонением монтажной части до 0 6 мм. на длине 45 мм. (малоинерционные). Ру=32 МПа.
ТСП-1195
ТСП-1195-01
Измерение
температуры
металла
рабочей зоны
термопласт-
автоматов
типа "KuASY".
Без головки. Защитная арматура 0 6,6 мм., материал -
сталь 12Х18Н10Т.
вид
185 max
на правах рекламы
грм1лапрвдлрияти1-^^^-«лш«сх г. Челябинск, ул. 2-я Паеелецкая, 36 .. . — 1А/1А/1А/ Г1 I
ТЕПЛОПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59 e'maiL sales@mail.tpchel.ru WWW. 1.рСПс1. ГЦ
I'
Датчики температуры непрерывного действия
тип и исполнение датчиков измеряемые среды, диапазон измерения температуры
ТСП-0397 Контроль температуры при пастеризации молока.
конструктивные особенности
Без головки. С кабельным выводом длиной 1,5м.
и разъемом 2РТТ. Защитная арматура 0 3 мм.
Материал - сталь 12Х18Н10Т.
вид
ТСМ/ТСП-0196-13,
ТСМ/ТСП-0196-14
Без головки. С кабельным выводом длиной 2,5м.
Кабель МГТФ 0,12. Наружная оболочка кабеля из
фторопластовой трубки Ф-4Д 3X0,4. Защитная
арматура из стали 12Х18Н10Т с герметичным
передвижным штуцером. Условное давление
измеряемой среды Ру=0,6 МПа.
ТСМ/ТСП-0196-15,
ТСМ/ТСП-0196-16
То же, что ТСП-0196-13, -14, соответственно, но
наружная оболочка кабеля из кремнийорганической
трубки 203 ТКР 2,5.
Поверхности
ТСМ/ТСП-0196-17, ТСМ/ТСП-0196-18 твердых тел и подшипников, газообразные и жидкие неагрессивные и агрессивные среды, не разрушающие материал защитной арматуры.
ТСМ/ТСП-0196-19, ТСМ/ТСП-0196-20
То же, что ТСП-0196-13, -14, соответственно, но
защитная арматура с термоусаживающейся
трубкой для защиты от
перегибов в месте соединения с кабелем.
То же, что ТСП-0196-15, -16, соответственно, но
защитная арматура с термоусаживающейся
трубкой для защиты от
перегибов в месте соединения с кабелем.
ТСМ/ТСП-0196-21
Без головки, с кабельным выводом (провод МГТФ).
Наружная оболочка кабеля из гибкой
кремнийорганической трубки. Кабель герметичен к
окружающей среде, выдерживает рабочую
температуру 200°С. Защитная арматура - сталь
12Х18Н10Т. Дополнительная защита места
соединения арматуры и трубки ТКР фторопластовой
трубкой.
В качестве чувствительного элемента используются
платиновые напыленные чувствительные элементы
IPtlOO с Wim= R1B/R0= 1,385
Измерение
комплект разности температур прямой и обратной воды
КТСП-0196-13... 16 в открытых и
закрытых системах теплоснабжения
Два термопреобразователя соответствующего типа
скомплектованы в пару с отклонениями значений
начального сопротивления R„ не более 0,01% и
коэффициента Wim не более 0,0001..
на правах рекламы
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
группа пгеапиотий^^^^ьчелшинск г. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
ТЕПЛС ПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
Датчики температуры непрерывного действия
со
со
\о
о
ш
I
1 Программирование трансмиттеров
Для удобства эксплуатации предусмотрено
конфигурирование (программирование) измерительных
преобразователей по следующим параметрам:
1. Тип входного сигнала
2. Вид подключения
3. Единицы измерения
4. Диапазон измерения
5. Контроль неисправностей (верхний или нижний предел)
6. Выходной сигнал (4-20мА или 20-4мА)
7. Цифровой демпфер (до 8 секунд)
8. Поправка для выходного сигнала (-9,9...+9,9°С)
9. Симуляция выходного сигнала (3,8...20,5мА)
Примечание.
Конфигурация измерительного преобразователя (трансмиттера)
может быть определена потребителем при оформлении заказа.
1 Конкурентные преимущества
Степень пылевлагозащищенносги IP66
Возможность работы с любыми видами термопар и термопреобразова-
телей сопротивления
Программирование и перепрограммирование диапазона
преобразования
Контроль и сигнализация в случае нарушения целостности
соединения преобразователя и датчика, ("разрыв" и "короткое
замыкание" для термопреобразователей сопротивления, "разрыв"
для термопар)
Фильтрация (демпфирование) выходного сигнала преобразователя от
Одо 8 секунд
Повышенная точность измерений
Наличие гальванической развязки
Возможность использования с разными источниками питания в
диапазоне от 10 до 36 вольт
За счет увеличенного IP головки и антикор-розийного покрытия
контактов возможна работа в среде с высокой влажностью
Высокая помехозащищенность (магнитные наводки отэл. двигателей,
УКВ помехи от радиостанций, сварочных аппаратов, транс-
форматоров и т.п.)
Т ермопреобразователи
ТСМУ-Л, ТСМУ-Л-Ех, ТСПУ-Л,
ТСПУ-Л-Ех, ТХАУ-Л, ТХАУ-Л-Ех
ТУ 4211-062-00226253-2007
Назначение
Предназначены для непрерывного измерения температуры
жидкостей, пара, газа на объектах различных отраслей
промышленности, преобразования полученных значений в
унифицированный токовый выходной сигнал 4-20 мА или 20-4 мА и
его дистанционной передачи.
Датчики ТСМУ-Л-Ех, ТСПУ-Л-Ех, ТХАУ-Л-Ех имеют
взрывозащищенное исполнение (Сертификат соответствия №
POCCRU.rB06.B00597 от 27.02.2009 г.) и имеют маркировку по
взрывозащите:
а) для датчиков с видом взрывозащиты «Искробезопасная цепь»
-OExiaIICTl...T6X,
-1Ех|Ы1СТ1...Т6Х
б)«Взрывонепроницаемая оболочка»
-lExdIICT5X
соответствуют требованиям ГОСТ Р 51330.0, ГОСТ Р 51330.1, ГОСТ Р
51330.10 и предназначены для установки во взрывоопасных зонах
помещений и наружных установок согласно главе 7.3 «Правила
устройства электроустановок» (ПУЭ) и другим нормативным
документам, регламентирующим применение электрооборудования
во взрывоопасных условиях.
Датчики ТСМУ-Л-Exd, ТСПУ-Л-Exd, ТХАУ-Л-Exd могут включаться в
искробезопасные цепи устройств, имеющих маркировку
взрывозащиты ExiallA, ExibllA, ExiallB, ExibllB, ExiallC, ExibllC,
допустимые параметры искробезопасных цепей которых
(индуктивность и емкость) не менее суммарной индуктивности и
емкости соединительной линии датчика.
Датчики ТСМУ-Л-Exd, ТСПУ-Л-Exd, ТХАУ-Л-Exd предназначены для
измерения температуры жидких и газообразных сред во
взрывоопасных зонах или помещениях, в которых могут содержаться
аммиак, азотоводородная смесь, углекислый газ, природный или
конвертированный газ и его компоненты, а также агрессивные
примеси сероводорода и сернистого ангидрида в допустимых
пределах по ГОСТ 12.1.005. Кратковременно, до 4 ч., допускается
эксплуатация при концентрации примеси сероводорода до 100
мг/куб.м или сернистого ангидрида до 200 мг/куб.м. Датчики могут
использоваться во взрывоопасных зонах, в которых возможно
образование взрывоопасных смесей газов, паров горючих жидкостей
с воздухом категории ПА, ПВ и ПС по ГОСТ Р 51330.11 группы Т1...Т6
по ГОСТ Р 51330.5.
1 Особенности конструктивного исполнения
Термопреобразователь состоит из чувствительного элемента,
алюминиевой головки и измерительного преобразователя
размещенного внутри головки.
Конструктивно состоит из жезла со встроенной кабельной вставкой:
термопарный кабель с минеральной изоляцией для преобразователей
термоэлектрических или кабель RTD с минеральной изоляцией для
термопреобразователей сопротивления. При этом чувствительный
элемент (проволочный или напыленный) герметично расположен
внутри кабеля. Измерительный преобразователь (производства
"Endress+Hauser") размещен в головке из алюминиевого сплава.
Конструктивные исполнения приведены на рис. В1...В15. Допускается
изготовление термозонда традиционной конструкции
на правах рекламы
п»пплпреллри>1>«<^^ь>.чел1»>«о< г. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36 , 1А/1АЛА/ ЬгтЛ'ri I
ТЕПЛС ПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59 e’ma"; ^les^ail.tpchel.ru WWW.фСПе! . ГЦ
F '>4
Датчики температуры непрерывного действия
I Маркировка по взрывозащите
«0ExiaIICT6» (при работе в комплекте с блоками БПД-40-2к-Ех,
барьером РИФ-2А с блоком БПД-40)
«1Ех1Ы1СТ6»( при работе в комплекте с барьерами СПАРК, УТЕС-2,
БИЗ-Д, БИЗ-ЭПП).
1 Питание датчиков
ТСМУ-Л, ТСПУ-Л, ТХАУ-Л - напряжение постоянного тока 36 В
(допускаемое питание от источников от 10 до 36 В);
ТСМУ-Л-Ех, ТСПУ-Л-Ex, ТХАУ-Л-Ех-от источника питания 24 В в
искробезопасном исполнении или через барьер искрозащиты.
Потребляемая мощность не более 0,6 Вт.
1 Технические характеристики
Исполнения датчиков:
- По виброустойчивости (устойчивости к механическим воздействиям)-
группа N3 по ГОСТ Р 52931;
- По степени защиты от воды и пыли-группа IP66 по ГОСТ 14254;
-Климатическое исполнение по ГОСТ 15150: УХЛ3.1 (температура
окружающей среды -40...+85° С, атмосферное давление 84 ..106.7
кПа-группа исполнения Р1 по ГОСГ12997, относительная влажность
до 95% при +35°
- По степени помехозащищенности соответствуют п. 2.8.19 ГОСТ
13384-93.
Напряжение питания:
Рабочая температура окружающего воздуха:
Потребляемая мощность:
от 10 до 36 В
от -40 до 80°С
0,75 Вт
по виду зависимости выходного сигнала от измеряемой температуры датчики подразделяются в соответствии с таблицей 1;
1 Термопреобразователи с унифицированными выходными сигналами
Таблица 1
условное обозначе- ние датчика выходной синал, мА предел допускаемой основной погрешности, у, ± % НСХ чув- ствитель- ного элемента зависимость выходного сигнала от температуры диапазоны измерений,°C min диапазон, 'С длина погружаемой части в зону измерения
ТСМУ-Л 4-20 од 100М -40...+180
ТСМУ-Л-Ех ТСПУ-Л 20-4 4-20 100П PtlOO линейная 10 От 80 до 2000 мм
0,1* -200...+650
ТСПУ-Л-Ех 20-4
ТХАУ-Л ТХАУ-Л-Ех 4-20 20-4 0,25 К линеаризованная -40.. .+1000 50 От 120 до 2000 мм
* Предел основной погрешности ±0,1% может быть обеспечен в диапазоне температур
от -200 до +400°С.
* Предел допустимой погрешности может быть обеспечен при разности верхнего и нижнего значений диапазона
измерений не менее 200°С
г. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая. 36 _ ... . . 1Л/1Л/1А/ Г1 I
ТЕПЛОПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59 6 та^' sales@maH-fpchel.ru WWWi tpC—CS U
на правах рекламы
Датчики температуры непрерывного действия
1 Схема внешних соединений датчиков
выходной сигнал 4-20 или 20-4 мА
R„=R1+R2 Rl= (100±0,01) Ом
R„< 500 Ом G-источник питания (10-36) В
V Корпус
1 Конструктивное исполнение термозонда
на правах рекламы
г. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36 „ .... . , 1ЛЛЛ/1Л/ I'll
ТЕПЛОПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59 e'mal1- sales@mail.tpchel.ru WWW. 1рСПс1. ГЦ
Датчики температуры непрерывного действия
Расшифровка обозначения исполнения датчиков
ТСМУ-Л-ABCDE, ТСМУ-Л-ABCDE-Exi
4 I В, | С | ,Р | Е
Предел допускаемой основной погрешности Выходной сигнал
2 4-20 мА
3 20-4 мА
5 ±0,1%
2 ±0,25%
3 ±0,5%
Конструктивное исполнение головки
3 Кабельный Ввод-сальник Рис. А
4 Кабельный Ввод-разъем Рис. Б
Конструктивное исполнение термозонда
1 В1 Установка в гнездо
2 В2 С передвижным штуцером
3 ВЗ С передвижным штуцером и утонением
4 В4 С приваренным штуцером
5 В5 Диаметр 6 мм
Трансмиттер (ПИ)
1 TMT180L
2 TMT181L
3 TMT181L- Ех
Расшифровка обозначения исполнения датчиков
ТСПУ-Л- ABCDE, ТСПУ-Л-ABCDE-Exi
А | В| । С I D It'
Предел допускаемой основной погрешности
5 ±0,1%
2 ±0,25%
3 ±0,5%
Выходной сигнал
2 4-20 мА
3 20-4 мА
Конструктивное исполнение головки
3 Кабельный Ввод-сальник Рис. А
4 Кабельный Ввод-разъем Рис. Б
Конструктивное исполнение термозонда
1 В1 Установка в гнездо
2 В2 С передвижным штуцером
3 ВЗ С передвижным штуцером и утонением
4 В4 С приваренным штуцером
5 В5 Диаметр 6 мм
Трансмиттер (ПИ)
1 TMT180L
2 TMT181L
3 TMT181L- Ех
Расшифровка обозначения исполнения датчиков
ТХАУ-Л-ABCDE, ТХАУ-Л-ABCDE-Exi
Предел допускаемой основной погрешности
2 ±0,25%
3 ±0,5%
4 ±1%
Выходной
сигнал_______
2 4-20 мА
3 20-4 мА
Конструктивное исполнение головки
3 Кабельный Ввод-сальник Рис. А
Конструктивное исполнение термозонда
1 В1 Установка в гнездо
2 В2 С передвижным штуцером
3 ВЗ С передвижным штуцером и утонением
4 В4 С приваренным штуцером
5 В5 Диаметр б мм
Трансмиттер (ПИ))
2 TMT181L
3 TMT181L- Ех
на правах рекламы
г. Челябинск, уЛ. 2-Я ПаввЛвЦКаЯ, 36 _ ... . , \KI\M\M bnphd И I
ТЕПЛ С ПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59 в та'^' sa^s@ma^tPc^e и у« W---*^Р —— !—У.
Датчики температуры непрерывного действия
Расшифровка обозначения исполнения датчиков
ТСМУ-Л-ABCDE-Exd
А | В | С | D | Е
Предел допускаемой основной погрешности Выходной сигнал
2 4-20 мА
5 ±0,1% 3 20-4 мА
2 ±0,25%
Конструктивное исполнение головки
1 Кабельный ввод муфта
2 Кабельный ввод G3/4"
3 Кабельный ввод G1/2"
Конструктивное исполнение термозонда
1 В7 Установка в гнездо
2 В8 С приваренным штуцером
б В12 С подвижным штуцером
Трансмиттер (ПИ)
1 TMT180L
2 TMT181L
Расшифровка обозначения исполнения датчиков
ТСПУ-Л-ABCDE-Exd
А | В | С | D | Е
Предел допускаемой основной погрешности
5 ±0,1%
2 ±0,25%
3 ±0,5%
Конструктивное исполнение головки
1 Кабельный ввод муфта
2 Кабельный ввод G3/4"
3 Кабельный ввод G1/2"
Конструктивное исполнение термозонда
1 В7 Установка в гнездо
2 В8 Со штуцером
4 В10 Штуцер с конической резьбой
5 В11 Со штуцером и утонением
б В12 С подвижным штуцером
Трансмиттер (ПИ)
1 TMT180L
2 TMT181L
Расшифровка обозначения исполнения датчиков
ТХАУ-Л-ABCDE-Exd
I В I С I ,D I Е
Предел допускаемой основной погрешности Выходной сигнал
2 4-20 мА
2 ±0,25% 3 20-4 мА
3 ±0,5%
4 ±1%
Конструктивное исполнение головки
1 Кабельный ввод муфта
2 Кабельный ввод Gift"
3 Кабельный ввод G1/2"
Конструктивное исполнение термозонда
1 В7 Установка в гнездо
2 В8 Со штуцером
3 В9 Фланцевое крепление
4 ВЮ Штуцер с конической резьбой
б В12 С подвижным штуцером
Трансмиттер (™)
2 TMT181L
на правах рекламы
™т*1^Ри>т*^»ь.чЕл»инс« г. Челябинск, ул 2-я Павелецкая, 36 , 1А/1А/1А/ И I
ТЕПЛС ПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс.-(351) 725-89-59 ^«1: sales@maH.tpchel.nj WWW.ipCnel ГЦ
Датчики температуры непрерывного действия
' I 'z
X X
пок-ль тепловой
j и исполнение датчиков рис. конструктивные особенности инерции, с, не более длина монтажной части L** мм £
320, 400, 500, 630, 800, 1000, 1—
КТХА/КТХК-0299 Термопарный кабель в минеральной изоляции с оболочкой из стали 12Х18Н10Т
1 (AISI 321) с плоской контактной пластиной 20x30 мм толщиной 3 мм из стали 1250, 1600, X
«ГХА/КТХК-0299- 12Х18Н10Т. Рабочий спай не изолирован. 2000, 2500, 3150, 3550, 4000, 4500, £
2 То же, что и КТХА/КТХК-0299, но контактная пластина выгнута по R16 для 5000, 5600, 1—
““ХА/КТХК/КТЖК /КТНН-0299-02 Термопарный кабель в минеральной изоляции с оболочкой из стали 12Х18Н10Т (AISI 321) Рабочий спай изолирован. Для КТНН-0299-02 оболочка Nicrobel для d3-2. 6300, 7100, Л
3 для d4-3. 8000, 9000, 10000, 11200, 12500, 14000, 16000,18000, 20000, 30000,
“"ХА/КТХК/КТЖК Термопарный кабель в минеральной изоляции с оболочкой из стали 12Х18Н10Т для d6-5
КТНН-0299-03 4 (AISI 321) с удлинительным кабелем. Рабочий спай изолирован. Для КТНН-0299-03 оболочка кабеля - Nicrobel.
<"ХА/КТХК/КТЖК 'КТНН-0299-06 5 С термопарным разъемом. Для КТНН-0299-06 оболочка Nicrobel. 40000, 60000
<"ХА/КТЖК- С299-02-Т5 3 То же, что и КТХА/КТЖК-0299-02, но оболочка кабеля — сплав Inconel 600 1_1=2000 мм, иная -
i ХА/КI ЖК- С299-03-Т5 4 То же, что и КТХД/КТЖК-0299-03, но оболочка кабеля — сплав Inconel 600. оговаривается
КТХА/КТЖК- То же, что и КТХА/КТЖК-0299-06, но оболочка кабеля — сплав Inconel 600. при заказе.
::99-0б-Т5
* D- выбирается из ряда: 1,5 мм; 2 мм; 3 мм; 4 мм; 4,5 мм; 6 мм указывается при заказе. Серийно D=3mm
**-любая длина в указанном диапазоне
По заказу возможно изготовление открытого
изолированного спая по рис. 6, например в
термопарах для измерения температуры
плиты кристаллизатора.
По заказу возможна дополнительная установка любого компонента или компонентов (позиции или позиций) по рис.7.
“ст! - Упорный фланец
_сз.2 - “ружина
“сз.3 - Монтажный штуцер
4 - *- кидная гайка (в том числе для байонетного соединения)
’сз.5 - Разъем
Пример оформления заказа
ХА-0299-03 20000 2000 D 4,5 - ДЗ ТУ 311-00226253.026-2011 2 шт
1 2 3 4 5 6 7 8
- V и исполнение датчика
- Д.----а монтажной части, L
_ - 4,'ина кабеля, L1
- 2 етр кабеля D*
S - Количество ЧЭ (1 ЧЭ не указывается)
- - - “атическое исполнение
~ - Эбсзчачение технических условий
• - Количество
—г Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
ТЕПЛОПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс (351) 725-89-59
на правах рекламы
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
Датчики температуры непрерывного действия
КТХА/КТХК/КТНН/КТЖК-0299
ТУ 311-00226253.026-2011
Q Измеряемые среды
Поверхности твёрдых тел (промышленных агрегатов), газообразные
и жидкие химические неагрессивные среды.
1 Диапазон измерения
КТХА-0299-00, -01, -02, -03, -06 -40...+ 800°С (t ном.= +600°С)
КТХА-0299-02-Т5, КТХА-0299-03-Т5, КТХА-0299-06-Т5
для кабеля <11,5; <12; d3 -40..+ 1000°С (t ном. = +750°С)
для кабеля <14; d4,5 и d6 -40..+ 1100°С (t ном. = +850°С)
КТХК-0299-00, -01, -02, -03, -06 -40...+600°С (t ном. = +450°С)
КТНН- 0299-00, -01, 02, -03, -06 -40...+ 1250°С (t ном. = +1000°С)
КТЖК- 0299-02, -03, -06 -40...+ 750°С (t ном. = +600°С)
Устойчивость к внешним воздействиям
По устойчивости к механическим воздействиям:
Вибропрочная группа F3 по ГОСТ Р 52931.
По устойчивости к температуре и относительной влажности
окружающего воздуха:
- ДЗ по ГОСТ Р 52931 (для обыкновенного и экспортного
исполнения), нижнее значение температуры окружающего воздуха -
60°С, верхнее значение температуры окружающего воздуха до 85 °C;
Степень защиты от воздействия воды и пыли IP55.
1 Номинальные статические характеристики
ПО ГОСТ Р 8.585
для КТХА-К
для KTXK-L
для KTHH-N
для КТЖК-1
1 Класс допуска
— 1 или 2
на правах рекламы
т
g. Челябинск, ул. 2-я Паеелецкая, 36
ТЕПЛС ПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
e-mail: sales@mail.tpchel.ru www.tpchel.ru
сертификат: RU.C.34.004.A №25329
Номер Госреестра 32772-06
ЭКОГРАФ-Т
1 Область применения
Безбумажные видеографические регистраторы ЭКОГРАФ применяются
для измерения и регистрации параметров техпроцессов (температуры,
влажности, давления, расхода, уровня и т.д.) во всех отраслях
промышленности.
Достоинства
Универсальный: до 6 универсальных входов с записью всех
сигналов измерения.
Простой: цветное отображение, цифровой дисплей, барграф и
отображение кривых.
Компактный: малая установочная глубина, вес 0,7кг.
Безопасный: архивирование данных во внутреннюю память
и flash-карту. Сохранение данных даже в случае пропадания
питания.
Доступный: он-лайн слежение, используя простой Web-browser
встроенная возможность работы с разными языками и он-лайн
-о мощь.
Встраивание в систему: сетевая интеграция и удаленная передача
данных через Ethernet, RS232/RS485 (модем) и USB.
Отображение результатов измерения: на специально
разработанном для промышленного применения цветном дисплее
(разноцветные аналоговые кривые, цифровые показания,
столбчатая диаграмма, история в форме кривых, результаты
измерений, дата, время).
Интерфейс данных связи, коммуникации:
- интерфейс Ethernet (опция) Ethernet 10/100 BaseT, тип штепселя
RJ45, связь через экранированный кабель, распределение IP
адресов через меню настройки в приборе. Прибор может
использоваться в сети как Web-сервер.
- USB порт (стандартно): может использоваться как для передачи
программы, так и для конфигурации устройства
- RS232/485 (опция): передача данных/программы или
подключение модема. Поддерживаются скорости обмена 1200,
2400, 4800, 9600, 19200, 38400, 57600,115200. Максимальная
длина линии с экранированным кабелем 6 м (RS232) или 1000 м
(RS485). Оба интерфейса гальванически изолированы от системы.
Надежность: входы гальванически изолированы от системы.
'ибкость: прямой доступ к архивированным данным посредством MS
Excel или ReadWin 2000 (входит в комплект поставки).
В прибор встроена электронная инструкция по эксплуатации,
что позволяет использовать его во многих сферах применения
практически без Руководства по эксплуатации. Прибор выдает
пояснения прямо на экран!!!
Срок службы не менее 10 лет.
нкциональные возможности
Краткое описание
коммуникация через
ПК/Модем/Сеть:
- USB
- RS232/485
- Ethernet 10 BaseT
.15/242 В AC, 50/60 Гц < ►
функция
Web-Browser
внутренняя
память 2 Мб
4реле :
-1 переключа-
емый контакт
3 цифровых входа
- событие _______»
-эсечя
- счетчик
- СЕКЦИЯ
- 3 HP контакта
16 уставок
внутренняя
регистрация
Compact Flash
1 х 24 В,
250 мА
Количество каналов:
- 3 или 6 аналоговых
- 3 цифровых
Время измерения:
100 мс параллельно по всем каналам
Цикл записи:
любое значение из ряда 0,1,2,3,4,5,10,15,20,30с,
1,2,3,4,5,10,ЗОмин, 1ч.
Сигнализация(регулирование):
- уставок -1 или 16
- 4 реле - 3 реле с замыкающими контактами одно выходное реле
с переключающими контактами, коммутирующие нагрузку 250В, ЗА
переменного тока(50В, ЗООмА постоянного тока)
Встроенный источник питания датчиков: 24В; 250 мА
нестабилизированный
Питание:
- напряжение 115/242В переменным током, частотой 50/60Гц
- напряжение 20/28В постоянного тока, частотой 50/60Гц
Потребляемая мощность: не более 25ВА
запираемая крышка
режимы дисплея:
-барграф
тренд
- цифровой
выход питания
преобразова-
теля
Условия эксплуатации:
-температура О...+5О“С
- влажность до 80%, при +35°С
Защита корпуса:
- с фронтальной части IP54
- с оборотной стороны IP20
ТЕППОПРИБОР
а Челябинск, ул. 2-я Павелецкая. 36
Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
на правах рекламы
Схемы подключения
на правах рекламы
Токовые сигналы
Сигналы напряжения
Термопары
wvwv.tpchel.ru
-и-4 «ия г. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36 ... . .
ТЕПЛС ПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59 e'mail' sales@mail.tpchel.ru
I Комплектность поставки
прибор 1шт.
паспорт 1экз.
руководство по эксплуатации 13K3.
зажим монтажный 4шт.
защелка 1шт.
кабель для USB 1шт.
компакт - флэш карта (по заказу) шт.
программное обеспечение ПК ReadWin® 1экз.
блоки клемм для подключения напряжения питания и входных / выходных сигналов (установлены на приборе) * шт.
* - количество в зависимости от исполнения прибора
Габаритные размеры, чертеж
1 Габаритные размеры. Монтаж
Габаритные размеры:
- 144x144x150 мм
Вес прибора: 0,7 кг
Монтаж:
- щитовой (вырез 138+1x138+1 мм)
Толщина приборной панели от 30 до 34 мм
пример заказа:
- интерфейс USB на передней панели;
- источник питания 24 В, 250 мА, нестабилизированный.
ЭКОГРАФ-Т А 1 В 3 В D А 1
на правах рекламы
ч„„.инск г. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36 _____.. \Л/\Л/\Л/ 1"ПгНр| Г1 I
ТЕПЛО ПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59 e'ma'L sales@mail.tpchel.ru WWW.ipCI ICl.l U
сертификат: RU.C.34.059.A №26035
Номер Госреестра: 23909-06
Достоинства
J Высокая четкость изображения:
7-дюймовый TFT-дисплей с оптимальным изображением.
Q Быстрота:
скорость измерения от 100 мс для первых 8-ми каналов,
высокая скорость сохранения 100 мс.
Ц Безопасность:
Специальный пакет для обеспечения безопасности с
индивидуальными правами доступа и электронной подписью
(FDA21CFR11).
Ц Модульность:
простое расширение до 20 универсальных и 14 цифровых
входов и 12 реле.
Ц Гибкость:
свободный выбор вида изображения Новинка: аналоговое
изображение и изображение в виде дисковой диаграммы,
мнемосхемы.
Q Универсальность:
поддерживаются интегрированный веб-сервер, полевая шина
(Profibus, Modbus), распространенные стандартные протоколы
и интерфейсы USB, TCP/IP, ОРС, Ethernet.
Ц Информативность:
поиск событий, автоматическая оценка сигнала.
Ц Удобство в применении:
глубина встраивания 158 мм, передняя панель из пластмассы
IP65
J Наглядность:
управление сообщениями о сбоях со всеми активными,
подтвержденными и имевшими место ранее сбоями.
В прибор встроена электронная инструкция по эксплуатации,
что позволяет использовать его во многих сферах применения
практически без Руководства по эксплуатации. Прибор выдает
пояснения прямо на экран!!!
МЕМОГРАФ М
1 Область применения
Экранный самописец Мемограф М предназначен для измерения,
контроля, сигнализации и сохранения информацию обо всех параметрах
технологического процесса.
Сохранение данных происходит во внутренней памяти размером 256 МВ
и дополнительно на SD-карте или USB накопителе. Мемограф М
отличается своей модульной конструкцией, интуитивным интерфейсом и
широкими возможностями защиты. Входящий в стандартную
конфигурацию пакет компьютерного ПО ReadWin® 2000 служит для
настройки, визуализации и архивирования собранных данных.
Основные отрасли применения:
Предприятия энергетики
Предприятия черной и цветной металлургии
Горнодобывающая
Нефтедобывающая, нефтеперерабатывающая и химическая
Машино- и приборостроение
Пищевая и фармацевтическая промышленность
1 Краткое описание
Питающие напряжения:
-115/ 242 В переменного тока, 50/60 Гц
- 20/28 В постоянного тока, 50/60 Гц
Потребляемая мощность:
-115 / 230 В: макс. 40 ВА
-24 В. макс. 40 ВА
Параметры окружающей среды:
Температура окружающей среды от -10 до 50°С
Влажность окружающей среды до 80% при 35 °C
Вид защиты:
с передней стороны IP65
с задней стороны IP20
Функциональные возможности
коммуникация-
Ethernet
(опция)
хранение: считывание данных на:
SD Card, USB Flash
* csv
*.dat
внутренняя память 256 MB
0...20 универсальных
входов.
-ТС; -ТП; - мА; -мВ,В;
-частотные; - импульсные
PSTN-/GSM-Modem
-Profibus DP Slave
-Modbus RTU
-Modbus TCP/IP
опционально:
8 математических каналов
6... 14 цифровых входов
выходы:
2 аналоговых выхода
- токовый
- импульсный
на правах рекламы
интерфейсы RS232/RS485
(опция)
Ф
ReadWin2000”PC
Software
питание
встроенный источник
питания датчиков
24 В, 200 мА
115/230 V АС
24V AC/DC
6-12 реле:
-1 с переключающимися контактами
-5... 11 НЗ/НР контактами
□ □ гИ 100 уставок
7Г (свободнопрограммируемых)
г»г>..тлпри>.и.Лаа^^>,т»^си г. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая. 36 . , 1А/1Л/1Л/ Г1 I
ТЕПЛОПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59 e'malL sales@mail.tpchel.ru УУУуУУЛрСПс1 ГЦ
Другие приборы
Схемы подключения
RS 485
! 1-----RxD/TxDf+J
I------- RxP/TxD(-)
Цифровые входы (D)
Di
Модем:25-ти
контактный Sub-
D разъём
модем:9-ти
контактный Sub-
D разъём
ПК: Кабель с 25-
ти контактным
Sub-D штекером
Пк:Кабель с 9-
ти контактным
Sub-D штекером
RxD-3
TxD - 2
GND-5
Питание прибора
---- N-
115/230 VAC 24VAC/DC
РЕ 50/eOHz 50/60 Hz
g S 2 э 2 a S ssaSai
в • S'
Реле макс 250 V, 3 А
1ZV-24VDC
>5 mA
112V-24VDC
Источник питания датчиков
24 В, макс. 200 мА
Карта питания (стандартная)
RS 232
Карта 3 Аналоговые входы 9-12 (опционально)
Карта 2 Аналоговые входы 5-8 (опционально)
Карта 1 Аналоговые входы 1-4 (опционально)
Карта интерфейсов (опционально)
Аналоговые входы
Термосопротивления
Токовые сигналы
Сигналы напряжения
Термопары
max. 13 kHz
max. 2.5 В
max. 50 мА
PtSO, PtlOO,
PtSOO, PtlOOO,
CuSO, CulOO
Импульсный/
Частотный
Карта 5 Аналоговые входы 17-20
И цифровые вход/выход
Карта 4 Аналоговые входы 13-16 (опционально)
а) 0...5В, 0...10В, +/- 10В, +/- зов
b) 0...1В, +/- 150мВ, +/- 1В
LOW = 0...7НА
HIGH = 13...20 мА
л"• о
Ethernet USB RS 232 /RS 485
0...20 мА, 4...20 мА, 0...5МА
(Падение напряжения S IV, Ri S 50 Ohm)
J,K,TN,t,O,C,B,S,R
на правах рекламы
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
хстпллкдпвиятий челж*«ск з. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
ТЕПЛС ПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
Мемограф-М в корпусе IP54
Габаритные размеры, чертеж
Исполнение регистратора в дополнительном защитном корпусе
позволяет:
- увеличить пылевлагозащиту задней панели прибора с IP 20 до IP 54;
- устанавливать приборы в помещениях с повышенным содержанием
влаги и пыли;
- габариты прибора позволят легко произвести замену в щите
бумажных регистраторов, таких как: РП 160, Технограф-160, в пользу
современных и более функциональных приборов Мемограф-М.
1 Габаритные размеры. Монтаж
Габаритные размеры:
- 144x190x158мм
Монтаж:
- глубина установки: около 134 мм
(включая соединительные зажимы и крепежные хомуты)
- вырез в приборной панели: 138+1 х 138+1 мм
- толщина приборной панели: от 20 до 24 мм
Вес прибора: не более 3 кг
Настольное исполнение Мемограф - М
Переносное исполнение для
использования в лаборатории и
сервисных работ.
Полевое исполнение Мемограф - М.
Мемограф-М в специальном корпусе
(IP65), для использования в полевых
условиях и для монтажа на стене
Я Диапазоны измерений, погрешности
на правах рекламы
измеряемая величина диапазон измерений отклонение измерения от диапазона измерений (от ДИ) сопротивление на входе
сила тока 0-20 мА 0-5 мА 4-20 мА диапазон превышения: до 22 мА ± 0,10 % полное сопротивление: < 50 Ом
напряжение (U)>1 В 0-10 В 0-5 В ± 10 в ± 30 в ± 0,10 % < 1 мОм
напряжение (U)<1 В 0-1 в ± 1 в ± 150 мВ ± 0,10 % < 2,5 мОм
термометры сопротивления PtlOO: -200 - 850°С (-328 - 1562°F) Pt500: -200 - 850сС (-328 - 1562Т) PtlOOO: -200 - 600°С (-328 - 1112‘F) CulOO: -200 - 200°С (-328 - 392Т) Cu50: -200 - 200°С (-328 - 392°F) Pt50: -200 - 850°С (-328 - 1562Т) 4-проводной:± 0,10 % 3-пров-ой:(± 0,10 % от ДИ +0,8К) 2-пров-ой:(± 0,10 % от ДИ +1,5К) 4-проводной:± 0,20 % 3-пров-ой:(± 0,20 % от ДИ +0,8К) 2-пров-ой:(± 0,20 % от ДИ +1,5К)
j термопары тип J (Fe-CuNi):-210 - 999,9 °C тип К (NiCr-Ni):-210 - 1372 °C тип Т (Cu-CuNi):-270 - 400 °C тип N (NiCrSi-NiSi):-270 - 1300 °C тип L (Fe-CuNi):-200 - 900 °C ± 0,10 > 1 мОм
тип D (W3Re-W25Re):0 - 2315 °C тип С (W5Re-W26Re):0 - 2315 °C тип В (Pt30Rh-Pt6Rh):0 - 1820 °C тип S (PtlORh-Pt): 0 - 1768 °C тип R (Ptl3Rh-Pt):-50 - 1768 °C ± 0,15 > 1 мОм
импульсный вход мин. длина импульса 30 рс, макс. 13 кГц
частотный вход 0-10 кГц, диапазон превышения: до 12,5 кГц ± 0,01 полное сопротивление: < 50 Ом
<ПТ
ГРУППА ПРЕДПРИЯТЬЕ ЧЕЛЯБЬЕСК
ТЕПЛС ПРИБОР
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
г. Челябинск, ул. 2-я Паеелецкая, 36
Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
1 Примеры оформления заказа
Стандартное исполнение:
7-дюймовый цветной графический TFT-дисплей, 800 х 480 пикселей 256 МВ внутренней памяти
Пакет безопасности: индивидуальные права доступа и электронная подпись (FDA 21 CFR 11)
Понятное диалоговое управление с помощью навигатора и 4 кнопок управления
Вспомогательное выходное напряжение 24 В;100 предельных значений
Интеграция, обработка сигналов; Разъем для цифровой SD-карты памяти
карта заказа:
МЕМОГРАФ М ХХХХХХХХХ
1 Количество аналоговых каналов
А Нет аналоговых входов
В Четыре канала
С Восемь каналов
D Двенадцать каналов
Е Шестнадцать каналов
F Двадцать каналов **
2 Цифровые входы/выходы
1 6 входов (25 Гц), 6 реле
2 14 входов (25 Гц),12 реле. 2 аналоговых выхода (не для 20-ти канальных приборов)
3 Напряжение питания
1 ~ 115 - 242 В, 50 - 60 Гц
2 (20-28) В переменного и постоянного тока***
4 Коммуникации
1 Не выбрано
2 Profibus DP Slave, 40 аналоговых, 14 цифровых
3 Modbus RTU, 40 аналоговых, 14 цифровых
4 Modbus TCP, 40 аналоговых, 14 цифровых
5 Внешняя пвмять
1 Нет
2 Есть
6 Конструкция
1 Щитовая, 138x138, IP20
2 Настольная*
3 Щитовая, 212x231, IP54
5 Полевая*
7 Программное обеспечение
1 Стандартное
2 Расширенное
8 Наличие поверки ЦСМ
0 Без поверки
1 С поверкой
9 Атомное исполнение
0 Нет
АС да***
пример заказа: МЕМОГРАФ МВ11311100 Зшт.
Примечания
1 - Исполнения «*» поставляются по спецзаказу;
2 - Нет исполнений с двумя модулями «***»
на правах рекламы
ттлпгедлгиягии "^5^ -«л«4«ск г Челябинск, ул. 2-я Павелецкая. 36 ... . , \Л/\АЛА/ bHT'Kdl Г1 I
ТЕПЛОПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59 е'та/Л sales@mail.tpchel.ru WWW,ТрСПс1. ГЦ
Блок размножения сигналов
2000РС
на правах рекламы
-гальваническая развязка питание/вход/выход и выходов между собой
-удобство монтажа и подключения
-миниатюрные размеры
-экономичность и компактность
-не создают индустриальных помех
Схема подключения
2000РС
Цепь Конт
Сеть 22
23
17 + 1вх
18 - 1вх + Rh/1 2
-Rh/1 1
+ Rh/2 13
20 -24 В - Rh/2 12
19 +24 В
+ Rh/3 6
- Rh/3 5
+ Rh/4 9
- Rh/4 8
-220 В
Rh 1
Rh 2
Rh= не более 500 Ом, для 1вых= 4-20мА;
Rh= не более 2 кОм, для 1вых=0-5 мА
1 Габаритные размеры, чертеж
Габаритные размеры:
-72x78x111,5 мм
Монтаж:
- на DIN-рейку ( 35 мм)
или стену с помощью
специального крепления
Вес прибора:
не более 0,6 кг
пример заказа:
1 Краткое описание
Количество входов:
- 1 вход
Входные сигналы:
- унифицированный токовый сигнал 0-5,4-20 мА
Основная погрешность передачи и преобразования:
- не более ±0,2% от нормирующего значения
Выходные сигналы:
- 2, 4 унифицированных токовых сигнала 0-5, 4-20 мА
Параметры окружающей среды:
- температура -10...+50 / влажность до 80% при 25°С (УХЛ 3)
Защита корпуса:
- пылевлагозащищенность - исполнение IP20
- виброустойчивосгь - NZ
Питание:
- переменный ток 220 В, частота 50 Гц
Потребляемая мощность:
- не более 7 В-А
Встроенный источник питания датчиков 24 В, 25 мА
Срок службы 12 лет
Межповерочный интервал 1 год
в Область применения
Блоки 2000РС предназначены для передачи или преобразования
входного сигнала 0-5 или 4-20мА в два или четыре унифицированных
электрических сигнала постоянного тока в системах управления
техпроцессами в химической, пищевой и других отраслях
промышленности. 2000РС-АС-21 для атомных электростанций
Обозначене исполнения Встроенный источник питания Диапазоны изменения сигнала, мА
входного выходного для каналов
1и2 3 и 4
2000PC 201 нет 0-5 ИЛИ 4-20 0-5
2000PC 20 4-20
2000PC 211 2000PC 21 есть 0-5 4-20 отсуто вуют
2000PC 40 нет 0-5 или 4-20 4-20
2000PC 41 есть 4-20
V Примеры оформления заказа
карта заказа:
1 Количество выходов
2 2 выхода
4 4 выхода
2 Наличие источника питан.
0 Нет
1 Есть
3 Диапазон изменения выходного сигнала
0 от 4 до 20 мА
1 от 0 до 5 мА
4 Наличие поверки ЦСМ
0 Без поверки
1 С поверкой
5 исполнение
0 Общепромышленное
АС Атомное
1 2 3 4 5
Блок размножения сигналов 2000РС 211вх =(4 - 20) мА с поверкой/без поверки 4UCM ТУ 311-00226253-096-2001
<ТТ)
п.уггиг»и"-и>т»л^^ь. «л»жск е. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
ТЕПЛС ПРИБОР Тел (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
Активные
1 Краткое описание. Сводная таблица по активным барьерам РИФ.
РИФ-ArZ-DIN РИФ-АГ4-О1К РИФ-А1 РИФ-А2
ТИПЫ датчиков токовая а втоматика токовая автоматика токовая автоматика
входные сигналы 4 - 20 МА 0 - 5 мА 4 - 20 мА 4 - 20 мА 4-20 мА
выходной сигнал 0 - 5 МА 4 - 20 мА 4 - 20 мА 4 - 20 мА, 0-5 мА, 0-20 мА 4 - 20 мА, 0 - 5 мА 4 - 20 мА, 0-5 мА, 0-20 мА
кол-во каналов L 1
маркировка по взрывозащите [Ех1а]|]С [Exia]||B [Exib]||C [Exib]||B [Exia]||C [Exia]||B
питание 18...42 В DC 24 В DC 36 В DC 24 В DC 36 В DC
максимальное входное напряжение, Um 250 В 250 В 250 В
максимальное выходное напряжение, Uo 25,2 В 25,2 В 25,2 В
максимальный выходной ток, 10 100 мА 100 мА 100 мА
максимальная выходная мощность, Ро 0,63 Вт 0,63 Вт 0,63 Вт 0,63 Вт
внешняя емкость, Q 0,08 мкФ [Exia] | |С - 0,08 мкФ [Exia] | |В - 0,8 мкФ [Exia]||C-0,08 мкФ [Exia]||B - 0,8 мкФ [Exia]||C - 0,08 мкФ [Exia]||B - 0,8 мкФ
внешняя индуктивность, Ц 0,5 мГн [Exia] ||С-1,7 мГн [Exia]||B - 9 мГн [Exia] ||С-1,7 мГн [Exia]||В - 9 мГн [Exia]||C-l,7 мГн [Exia]||B - 9 мГн
потребляемый ток (мощность) 2,5 БА 2 ВА 50 мА 50 мА
погрешность передачи токового сигнала: температура влажность 0,25% с корнеизвлечением 0,3% -20.. 80% п| 0,25% 60“С эи 35°С 0,1%/0,2% 0,1%/0,2% -2О...6О°С 80% при 35°С 0,1%/0,2% -2О...6О“С 80% при 35ОС
защита корпуса IP 30 N2 IP N 30 2 IP 30 N2
габаритные размеры 20,5x77x113 мм 20x77x107 ММ 20,5x77x122 мм 20x74x107 мм
монтаж - DIN-рейка - шина заземления - DIN-рейка - шина заземления
масса 0,135 кг 0,135 кг 0,135 кг 0,135 кг
особенности - гальваническая развязка - корнеизвлечение - индикация включения питания - индикация выхода сигнала за границу диапазона универсальные бар с датчиками, под к проводи предназначен сигналов из взрь преобразование унифицированной )ьеры, работающие лючаемыми по 2-х ой схеме для получения 3|воопасной зоны одного уровня сигнала в другой преобразование одного уровня унифицированного сигнала в другой
Межповерочный интервал для всех РИФ-А и РИФ-АГ 2 года
на правах рекламы
гругтипредприятийЧелябинск г. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36 _ ., х , . 1АЛА/1А/ Г1 I
ТЕПЛС ПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59 e'malL sales@mail.tpchel.ru VVVVWi 1рСПС1. ГЦ
Пассивные
РИФ-П2142 РИФ-П 2192 РИФ-П2292 РИФ-П1116 РИФ-П1196
ТИПЫ датчиков дополнительное применение Namur 4 - 20 МА заземленные то же, что П 1192, только уровень ib также датчики с сухими контактами питание заземленных датчиков эпп вихретоковые датчики АР 2000 замена БИ-Т тензомосты универсальный для всех термодатчиков подключается до 6-ти ТП, 4-х ТС по 3-х про- водной схеме, 3-х ТС по 4-х проводной схеме 4 - 20 МА незаземленные то же, что и П1192, только 6 каналов
параметры । 0 - 20 мА 0 - 20 МА 0 - 20 мА 0 - 2 мА 0 - 20 мА
входных сигналов 0- 12 В 0-24 В 0 - 24 В 0 - 0,7 В 0-24 В
кол-во каналов 2 2 2 6 6
маркировка по взрывозащите погрешность [Exib]||C [ExibJUB [Exib]||C [Exib]||B [Exib]||A [Exia]||C [Exia]||B [Exia]||C [Exia]||B
передачи сигнале - тока, - напряжение проходное 0,05% 0,05% 0,05% 0,05% 0,05%
сопротивление ветви максимальное 118 0м 330 Ом 122 Ом 16,5 Ом 170 Ом
входное напряжение, Um максимальное 250 В 250 В 250 В 250 В 250 В
выходное напряжение, Uo 14 В 28 В 28 В 4,5 В 28 В
максимальный выходной ток, 10 максимальная 170 мА 93 мА 270 мА 590 мА 93 мА
выходная мощность, Рс 0,60 Вт 0,65 Вт 1,89 Вт 0,66 Вт 0,66 Вт
внешняя емкость, Q, [Exia]| |С - 0,45 мкФ [Exia]||B - 4 мкФ [Exib]||C - 0,07 мкФ [Exib]| |В - 0,7 мкФ [Exib] | |А - 3 мкФ [Exia]||C - 20 мкФ [Exia]||B ВО мкФ [Exia]||C - 0,07 мкФ [Exia]||B 0,7 мкФ
внешняя индуктивность, Ц температура влажность [Exia]||C- 1,2 мГн [Exia] | |В - 6,5 мГн -50...60 °C [Exib]||C- 2,0 мГн [Exib]| IB -11 мГн -50. 60 "С [Exib]| | А - 1 мГн -50 ..60 "С [Exia]||C - 0,17 мГн [Exia]||В - 0,75 мГн -50...60 °C [Exia]||C - 2,0 мГн [Exia]| |В - 11 мГн -50...60 °C
98% при 35 “С 98% при 35 °C 98% при 35 “С 98% при 35 °C 98% при 35 °C
степень защиты корпуса IP 30 N2, ТЗ IP 30 N2, ТЗ IP 30 N2, ТЗ IP 30 N2 IP 30 N2
габаритные размеры - DIN-рейка - шина заземления 12,5x99x114,5 мм 20 х 77 х 107 мм DIN-рейка или шина 12,5x99x114,5 мм 20 х 77 х 107 мм DIN-рейка или шина 12,5 х 99 х 114,5 мм 20 X 77 х 107 ММ DIN-рейка или шина 72x78x131,5 мм 72x78x131,5 мм
монтаж заземления по выбору заземления по выбору заземления по выбору DIN-рейка DIN-рейка
масса особенности 135 гр. для DIN-исполне- ния клеммы подключения- разъемные 135 гр. для DIN-исполне- ния клеммы подключения- разъемные 135 гр. для DIN-исполне- ния клеммы подключения- разъемные 200 гр. 280 гр.
Межповерочный интервал всех РИФ-П 2 года
на правах рекламы
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
.чай» челяжск g Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
ТЕПЛСПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
Teplopribor Evolution
ТР/ ТП01, ТР/ ТП02, ТР/ТП03,
ТР/ТП05, ТР/ТП06
Модуль
преобразования
и передачи
сигнала
Корпус
4...20 mA 4...20mA/HART
Profibus,
керамическая
клеммная колодка,
свободные проводники,
спец, исполнение
без
взрывозащиты
♦дисплей),
без
взрывозащиты
с щелевой с щелевой
взрывозащитой взрывозащитой
♦дисплей
Элемент
чувствительный
(ЭЧ]
в зависимости от способа применения термопары/термометра
сопротивления, вставки изготавливаются с различными диаметрами,
классами допуска, материалами оболочек, типами ЭЧ.
Шейка
в зависимости от способа применения термопары/термометра
сопротивления, применяются различные по виду, длине и диаметру
‘‘шейка".
Присоединение
к процессу
фланец
резьба
фитинг
Защитная
арматура
I!
I
труба
I
труба
с утонением
труба
с конусом
на нравах рекламы
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
ш Челябинск г. Челябинск. ул. 2-я Павелецкая, 36
ГЕПЛОПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
на правах рекламы
НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ
ПРИМЕНЕНИЯ
Предназначены для непрерывного изме-
рения температуры жидких, газообразных и
сыпучих сред, технологических процессов во
всех областях промышленности.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Промышленные датчики ТР01, ТР02,
ТРОЗ, ТР05, ТР06 - термометры сопротив-
ления (RTD) с кабельной вставкой с НХС типа
PtlOO; ТП01, ТП02, ТПОЗ, ТП05, ТП06 -
термопары с кабельной вставкой с НХС типа
К (хромель-алюмель).
Измерение температуры в датчиках ТР01,
ТР02, ТРОЗ, ТР05, ТР06 линейно преобра-
зуется в пропорциональное изменение
омического сопротивления терморезистора.
Измерение температуры для датчиков
ТП01, ТП02, ТПОЗ, ТП05, ТП06 основано на
явлении возникновения в цепи термопреоб-
разователя термоэлектродвижущей силы
при разности температур между его рабо-
чими и свободными концами и зависимости
величины ТЭДС от этой разницы температур.
Датчики, имеющие взрывозащищенное
исполнение, имеют следующую маркировку:
а) с видом взрывозащиты
«Искробезопасная цепь» OExiallCT 1...Тб X,
б) с видом взрывозащиты
«Взрывонепроницаемая оболочка» 1 ExdllCT6 X.
Взрывозащищенность датчиков исполне-
ния, имеющих вид взрывозащиты «взрывоне-
проницаемая оболочка» достигается
заключением его электрических цепей во
взрывонепроницаемую оболочку, выполнен-
ную в соответствии с ГОСТ Р 51330.1.
Оболочка выдерживает давление взрыва
внутри и исключает его передачу в
окружающую взрывоопасную среду. Оболоч-
ка датчиков должна выдерживать испытание
на взрывоустойчивость внутренним избыточ-
ным давлением 1,5 МПа. Взрывонепрони-
цаемость оболочки обеспечивается приме-
нением щелевой взрывозащиты.
По специальным свойствам и конструктив-
ным исполнениям датчики подразделяются
следующим образом:
- ТР01/ТП01 - датчики с трубной
защитной арматурой;
- ТР02/ТП02 - датчики для вкручивания в
существующую термогильзу;
- ТР03/ТП03 - датчики с трубной
термогильзой;
- ТР05/ТП05 - датчики без термогильзы с
прямым контактом со средой;
- ТР06/ТП06 - датчики с литой
термогильзой.
ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
И ПРЕИМУЩЕСТВА
- Многообразие выходных сигналов (Pti 00,
К, 4-20mA, 4-20mA+ HART, Profibus-PA);
- цифровая индикация для PROFIBUS-
протокола (жидкокристаллический экран
TID10);
- высокая точность трансмиттеров серии
ТМТ - + 0,08% от разности верхнего и нижнего
значений диапазона измерений;
- алюминиевый корпус электронного блока
по уровню пылевлагозащиты от IP66 до IP68;
- блочно-модульная конструкция изделий;
- различные типы подсоединения к
процессу (резьбы, фланцы, компессионные
фитинги);
- различные материалы термогильз;
- различная глубина погружения (в том
числе и настраиваемая);
- сменная кабельная вставка (термопар-
ная или RTD);
- повышенная точность чувствительного
элемента (Pt 100 класса А и 1 /ЗВ, К класс 1);
- различные конструкции чувствительного
элемента (PtlOO проволочного - типа WW -
200...+600 °C, тонкопленочного - типа TF -
50...+400 °C) одинарного и двойного испол-
нения;
- имеется возможность конфигурирования
(перепрограммирования и калибровки)
выходного сигнала, типа чувствительного
элемента, диапазона измерений в произ-
водственных условиях при помощи
специальных технических средств и ПК.
Конфигурация измерительного преобразо-
вателя может быть определена потребите-
лем при оформлении заказа;
- Перепрограммирование и калибровка
датчиков может выполняться как на
предприятии-изготовителе, так и непосред-
ственно на объекте применения;
- Диапазоны измерения температур: для
термометров сопротивления -200...+600 °C,
для термопар -40.. .+1100 °C;
-Датчики соответствуют климатическому
исполнению УХЛ3.1 по ГОСТ 15150, но для
работы при температуре окружающей среды
от минус 40 до 80 °C, с верхним значении
относительной влажности 80% при 25°С и
более низких температурах без конденсации
влаги.
e-mail: sales@mail.tpchel.ru www.tpcnei.ru
g. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
ТЕПЛОПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
ТИП ПРИСОЕДИНЕНИЯ К ПРОЦЕССУ
Датчик
с трубной защитной
арматурой
А /
ТР-02/ТП-02
Датчик для
вкручивания
в существующую
термогильзу
РЕЗЬБА
ФИТИНГ
ФЛАНЕЦ
ТИП ПРИСОЕДИНЕНИЯ К ПРОЦЕССУ
на правах рекламы
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
ти пидлр«ятий L Челябинск g. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
ТЕПЛОПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
ТР-ОЗ/ТП-ОЗ
Датчик с трубной
термогильзой
ТИП ПРИСОЕДИНЕНИЯ К ПРОЦЕССУ
//" ТР-05/ТП-05
Датчик без термогильзы
с прямым контактом
со средой
ТИП ПРИСОЕДИНЕНИЯ К ПРОЦЕССУ
ФИТИНГ
(7 тр-об/тп-об
ТИП ПРИСОЕДИНЕНИЯ К ПРОЦЕССУ
па правах рекламы
Датчик с литой
\\ термогильзой /
ФЛАНЕЦ
<пг
е. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
ТЕПЛОПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
ВИБРОТАЧ
VibroTouch
Вибрационный сигнализатор уровня
НАЗНАЧЕНИЕ ВИБРАЦИОННОГО СИГНАЛИЗАТОРА
УРОВНЯ:
И Сигнализация изменения (уменьшения или увеличения)
уровня жидкости в емкостях, трубопроводах и т.д. относительно
заданного значения
И Сигнализация достижения заданного значения уровнем раздела
двух жидкостей (нефть, вода)
ф Защита насосов от «сухого» запуска
ПРИНЦИП РАБОТЫ:
ф Изменение частоты вибрации сенсора при изменении среды
ДОСТОИНСТВА ВИБРАЦИОННОГО СИГНАЛИЗАТОРА УРОВНЯ
Работоспособность при наличии пены, пузырьков, взвешенных частиц
в измеряемой среде;
ф Широкий диапазон напряжений питания с защитой от отключения;
Устойчивость к отключению напряжения питающей сети в течение
не более 60 мс.;
ф Монтаж датчика в процесс: верхнее, боковое, нижнее положение;
ф Высокая надежность датчика, включая самодиагностику электроники,
вилки и реле;
Ф Сигнализатор может применяться на объектах в зонах класса 1 и 2
по ГОСТ Р 52350.10-2005, где возможно образование смесей горючих
газов и паров с воздухом категории ИС ГОСТ Р 51330.11-99
температурной группы Т5 включительно по ГОСТ Р 51330.0-99.
Ф Вибротач отвечвет параметрам ЭМС по ГОСТ Р 50746-2000 для III группы
исполнения с критерием качества функционирования “А"
СХЕМЫ ВНЕШНИХ ПОДКЛЮЧЕНИЙ
Схема внешних подключений
сигнализатора с токовым выходом
сигпалиинора
Схама внешних подключений
сигнализатора с релейным выходом
Схема внешних подключений
сигнализаторе с токовым выходом
Схема внешних подключений
сигнализатора с релейным выходом
ХАРАКТЕРИСТИКИ ВИБРОТАЧ:
Электронный модуль:
- двухпроводное подключение цепи переменного тока
- универсальная версия с перекидным реле
Напряжение питвния-
- от 19 до 253 В переменного тока, частотой от 50 до 60 Гц
- от 19 до 55 В постоянного тока, любой полярности
Параметры контролируемой среды:
- тип среды: жидкость, сыпучие
диапазон температур: - 45 до +150 °C
- рабочее давление:1бвр . 64 бар
- плотность: 0,5.. 2,5 г/см3
- вязкость: до 10 000 мм3 /с
Параметры окружающей среды:
- диапазон температур: - 45 до + 80 °C
Длина измерительной части(труба 023 мм):
- стандартная из ряда: 100, 250, 500, 1000, 2000, 4000 мм
- произвольная по заказу: от 100 до 4000 мм
Технологические соединители:
жесткое резьбовое соединение
- скользящая резьбовая муфта
- фланцевые соединения по заказу потребителя
Маркировка по взрывозащите: Exd!lC-T5
Класс пылевлагозащиты: IP65
на правах рекламы
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
взятия «миини г. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
ТЕПЛОПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
Подключение к процессу
Резьба «D»
G3/4", M27x2-6g, Gl", М33х2-6д, NPT 1"
Длина измерительной части L, мм
72, 100, 250, 500, 1000, 2000, 4000
Кабельные вводы
1 * 1П1 Тип A2F
Категория защиты по АТЕХ АТЕХ II 2/3 GD Ex d ПС, Ex е II, Ex nR II, Ex tD А21 IP66, - Equipment Zone 1, Zone 2, Zone 21, & Zone22 - Gas Groups IIA, IIB, ПС, АТЕХ IM2, Ex d I, Ex e I
Категория защиты по 1ЕСЕх Ex d lie, Ex e II, Ex nR II, Ex tD A21IP66, Ex d I, Ex el
Маркировка взрывозащиты Exdl X/ Exel/ ExdllC X/ Exell X,DIP A21
Температура эксплуатации - 60°C до +130°C
Защита от внешних воздействий IP66, IP67, IP68
Тип кабеля Небронированный, с сетчатой оплеткой
Таблица выбора кабельных вводов
Размер ввода Диаметр кабеля «А»
Min Max
20S/16 3,2 8,7
20S 6,1 11,7
20 6,5 14,0
на правах рекламы
<ПТ
попллпРЕдппом-^^^ь-шшмск г. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
ТЕПЛС ПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
Тип A2F-FC
Категория защиты по IECEX Ex d ПС, Ex е II ,Ех nR II.Ex tD А21IP66
Маркировка взрывозащиты ExdllC X/ ЕхеП X,DIP А21
*| i ' Температура эксплуатации - 60°С до +130°С
Защита от внешних воздействий IP66
Тип кабеля Небронированным, круглого сечения
Таблица выбора кабельных вводов
Размер ввода Диаметр кабеля «А» Тип и размер металлорукава
Min Мах РЗ-ЦХ МРПИ
20S/16 3,2 8,1 10 10
205 6,1 11,7 - 15
20 6,5 13,1 15 -
Все размеры указаны в миллиметрах. Аналоги металлорукава МРПИ: РЗ-Ц-ПВХ, МПГ. Опционально тип резьбы НРТ
Тип A2FRC
ГЗЙНВ—j Категория защиты по IECEX Ex d ПС, Ex е II ,Ех nR II,Ex tD А21 IP66
Категория защиты по INMETRO BR-Ex d ПС/ BR Ех е II/ IP66W
Маркировка взрывозащиты ExdllC X/ Exell X,DIP A21
ев вв * Температура эксплуатации - 60°C до +130°C
1 1^ Защита от внешних воздействий IP66
Тип кабеля Небронированный, с сетчатой оплеткой
Таблица выбора кабельных вводов
Размер ввода Диаметр внешней оболочки «А» Стандартное подключение трубы «В»
Min мах
20S/16 ЗД 8,7 1/ 2”
20S 6,1 11,7 1/ 2"
20 6,5 14,0 1/ 2’’
Тип T3CDS (Triton CDS)
Категория защиты по IECEX Ex d ПС/ Ex e II /Ex nR II/ Ex tD A21IP66
я । 4,1111 _ — fMBk*-’-- Маркировка взрывозащиты Exdl X/ Exel/ ExdllC X/ Exell X,D№ A21
Температура эксплуатации - 60°C до +130°C
Защита от внешних воздействий IP66, IP67, IP68
.1111 .
Тип кабеля Все типы бронированного кабеля: однорядной
* — " проволочной броней (SWA, AWA), с гибким
«mJ ж г— проволочным армированием (PWA), ленточной
броней (STA), а так же экранированный кабель
(ASA, CY/ SY)
Таблица выбора кабельных вводов
Размер ввода Диаметр кабеля «А» Диаметр внешней оболочки «В»
Min Мах Min Мах
20S/16 3,1 8,7 6,1 11,5
20S 6,1 И,7 9,5 15,9
20 6,5 14,0 12,5 20,9
на правах рекламы
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
n*yin* предприятий Челябинск г. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
ТЕПЛОПРИБОР Тел. (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
Карта заказа 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
ВИБРОТАЧ
Аппаратное исполнение 1--------
1 Контролируемая среда
Жидкость *-
Сыпучие S
2 Выходные устройства
Двухпроводные АС 51
Релейный аыход 54
3 Подключение к процессу
Неподвижный штуцер N
Подвижный штуцер(накидная гайка) S
Подвижный штуцер Y
Фланец 1 20 10 (12Х1ВН10Т) F
Флвнец по звказу потребителя Z
4 Резьба на штуцере
G3/4 А
G1 В
М27 С
МЗЗ D
NPT1 Е
По заказу потребителя Z
5 Длина измерительной части . мм
72 (только для неподвижного штуцврв) А
100 (только для неподвижного штуцера) В
250 С
500 D
1000 Е
2000 F
4000 G
По заказу потребителя Z
Программное обеспечение
6 Функция сигнализатора
Сигнализация уровня А
Сигнализация раздела сред В
Только для выходных реле 54
7 Функции дублирующего реле
Сигнализация уровня раздела сред) А
Функция А+контроль работоспособности В
8 Наличие теста рале
Есть тест реле А
Тест реле отсутствует В
Аксесуары
Кабельные вводы
Кабельные вводы не заказаны 00 -
Для неазрывоопасных зон
Для кабелей без брони A2F NI
(0 кабеля от 3,2 до 8,7) 20S/16 А1
(0 кабеля от 6,1 до 11,7) 20S А2
0 кабеля от 6,5 до 14) 20 АЗ
Для кабелей в металлорукаве A2F-FC NI
(0 кабеля от 3,2 до 8,1) 20S/16 В1
(0 кабеля от 6,1 до 11,7) 20S В2
(0 кабеля от 6,5 до 13,1) 20 ВЗ
Для взрывоопасных зон
Для кабелей в трубе с резьбой 1/2"NPT A2F-RC NI
I (0 кабеля от 3,1 до 8,7) 20S/16 С1
0 кабеля от 6,1 до 11,6) 20S С2
(0 кабеля от 6,5 до 13,9) 20 СЗ
I Для кабелей со всеми видами брони T3C-DS NI
(0 кабеля от 3,1 до 8,7) 20S/16 D1
(0 кабеля от 6,1 до 11,7) 20S D2
. (0 кабеля от 6,5 до 14) 20 D3
на правах рекламы
e-mail: sales@mail.tpchel.ru
www.tpchel.ru
пттАПрщприкпяа^^^-ииьнск g. Челябинск, ул. 2-я Павелецкая, 36
ТЕПЛОПРИБОР Тел (351) 725-75-00, факс: (351) 725-89-59
3. Техническое обеспечение АСУТП
33
3.1.3. Измерение расхода
Измерение расхода и коммерческий учет жидких и газообразных сред в процессах нефтепереработки —
вопросы очень актуальные. В последние годы наибольшее применение в промышленности находят массовые
расходомеры, учитывающие температуру и плотность измеряемой среды, а при измерении расхода газа — его
плотность и влагосодержание. Измерение массового расхода представляется более предпочтительным, чем объ-
емного, поскольку на точность измерения массового расхода не влияют свойства измеряемой среды (температу-
ра, давление, удельный вес).
В нефтеперерабатывающей промышленности измерение расхода требуется в процессах гидроочистки, при
крекинге нефтепродуктов, в процессах каталитического риформинга, ректификации при измерении кубовых
остатков и т. п.
Расходом вещества принято называть его количество, прошедшее через определенное сечение (трубопровод)
за единицу времени. Объемный расход измеряют в м3/с (м3/ч, л/ч), а массовый — в кг/с (кг/ч). Приборы, изме-
ряющие расход, называются расходомерами.
По существующей классификации расходомеры подразделяют на электромагнитные, кориолисовые, ультра-
звуковые, вихревые, переменного перепада давления, постоянного перепада давлений (ротаметры), скоростного
напора и тепловые. Методы и приборы для измерения расхода жидких и газообразных сред описаны в работах
[32-34]. В настоящее время наибольшее применение в процессах нефтепереработки находят электромагнитные,
кориолисовые, вихревые и расходомеры переменного перепада давлений.
Электромагнитные (магнитно-индукционные)
расходомеры
Электромагнитный расходомер (рис. 3.10) основан на использовании
закона электромагнитной индукции Фарадея, согласно которому в про-
воднике, движущемся в магнитном поле, наводится ЭД С (Е), пропорцио-
нальная скорости потока.
£ = Кх Bxvxd = 4 • В 0^ / п • d,
где К — коэффициент пропорциональности (постоянная сенсора); В — маг-
нитная индукция между полюсами катушек, Тл; v — скорость потока жид-
кости, м/с; d — внутренний диаметр трубопровода, м; — объемный рас-
ход, м3/с.
Роль проводника в данном случае играет электропроводящая жидкость
с электропроводностью более 1...50 мкСм/см. Конструктивно расходомер Рис- 3.10. Общий вид электромагнит-
состоит из специальных катушек (индукторов), расположенных с разных ного расходомера Метран-370
сторон измерительного участка трубы, и минимум двух электродов, уста-
новленных внутри или вне измерительного участка трубы. Напряжение, наводимое движущейся в магнитном
поле электропроводящей жидкостью, воспринимается измерительными электродами и преобразуется электрон-
ной схемой с большим входным сопротивлением в выходной токовый или цифровой сигнал для отображения
значения объемного расхода на дисплее и/или передачи к контроллеру (компьютеру).
Внутренняя поверхность трубы (или специальная вставка) выполняется из непроводящего материала, в ка-
честве которого используют фторопласт, керамику или полиуретан. Измерительные электроды изготавливают
из нержавеющей стали, титана, тантала или платины.
Электромагнитные расходомеры применяют для измерения объемных расходов воды, кислот, щелочей, су-
спензий и сточных вод с электропроводностью более 1 мкСм/см. Погрешность измерения электромагнитных
расходомеров составляет от ±0,5 до ±1%.
К преимуществам электромагнитных расходомеров относятся:
• работа в широком диапазоне температур, вязкости, плотности, давления и электропроводимости;
• отсутствие контакта с измеряемой средой без потери давления;
• возможность измерения без помех расхода жидкости со взвешенными частицами или пузырьками газов;
• большой диапазон диаметров трубопроводов (2...2600 мм);
• большой динамический диапазон измерений и линейность показаний;
• высокая точность, надежность и простота эксплуатации.
Характеристики электромагнитных расходомеров представлены в табл. 3.8.
Расходомеры Rosemount серии 7500 состоят из датчика расхода 8705, 8707, 8711 или 8721 и измерительного
преобразователя 8712С, 8712D, 8712Н, 8712U, 8732С или 8742С.
34
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Преобразователь 8732С имеет вид взрывозащиты: «взрывонепроницаемая оболочка» по ГОСТ Р 51330 -
1£гЛ1ВТ6 X. Преобразователь 8742 С имеет следующие виды взрывозащиты: «взрывонепроницаемая оболоч-
ка» (защита вида «с/») по ГОСТ Р 51330.1, защита вида «е» по ГОСТ Р 51330.8, защиту вида «искробезопасная
электрическая цепь» уровня «?й» по ГОСТ Р 51330.10 (1£гб1е[гй]ПВТ6Хили 1£1т/еПВТ6 X).
Преобразователи 8712С, 8712D, 8712Н, 8712U изготавливаются в общепромышленном исполнении.
Датчики 8705 и 8711 имеют маркировку взрывозащиты 2£гегйПСТЗТ6 X, а датчики 8707 и 8721 изготавли-
ваются в общепромышленном исполнении.
Преобразователи 8732Е и 8742С имеют двустрочный дисплей на 16 знакомест в каждой строке и 4 опти-
ческие кнопки для настройки и конфигурирования расходомера в опасных зонах без снятия крышки. Расши-
ренные функции самодиагностики преобразователей 8732Е включают проверку параметров проточной части
и электронного блока, индикацию повышенного уровня зашумленности сигналов, определение пустой или не
полностью заполненной трубы при наличии расхода, неисправности в заземлении и внешних подключениях,
а также в катушке и преобразователе.
Преобразователь 8712D совместим со всеми датчиками расхода серии 8700, а преобразователь 8712Н — толь-
ко с датчиком расхода 8707 и применяется для измерения расхода жидкостей в условиях повышенного уровня
зашумленности сигнала.
Таблица 3.8. Технические характеристики электромагнитных расходомеров
Тип Исполнение Ду, мм Расход, м3/ч Минимальная проводимость среды, мкСм/см Давление среды, МПа Темпера- тура среды, °C Выход
Rosemount 8700 Датчики: 8705 15...900 0,215-20 000 5:50 0,7-15 -20...70 4...20 мА/ HART, (FF), 0...1000 Гц
8707 80...900 15,7-20 000
8711 4...200 0,036-1062
8721 15...100 0,215-270,3
Метран 370 (ГК «Метран» и Emerson Process Management) — 15...200 Скорость потока 0,3-10 м/с 5 0,05-4 4...20 мА/ HART, 0...1000 Гц
Proline Promag (Endress + Elauser GmbFF) Датчики: Promag 1Г Promag U Promag H Promag S 25...2000 15...600 2...100 15...600 0,005-113 000 0,005-10 200 0,005-2000 0,005-10200 5 5; 50 5; 50 1 4 4 4; 1,6 4 80 180 180 130
Преобразователи: Promag 10 Promag 23 Promag 355 Promag 50/53 -20...+60 4...20 мА/ HART, Profibus PA/DP, ГГЖК- дисплей
ADMAG ( Yokogawa) ADMAG -CA -AXE 15—100 2,5...400 Скорость потока до 10 м/с 0,01 > 1,0 4 -40-180 4...20 мА/ HART
Sitrans FM (Siemens) Датчики: MAG1100 MAG3100 MAG5100W 6...100 15...2000 25...1200 Скорость потока 0.1... 12 м/с >5 3 (постоянное поле) 0,01 (переменное поле) 4.0; 100; 4,0 -20...200 -40...80 -10...95
Преобразователь: MAG5000 M4G6000 — — — — 4...20 мА/ HART, СК, Profibus РА 0...10 кГц
Кориолисовые расходомеры
Кориолисовые расходомеры относятся к расходомерам массового расхода (с одновременным измерением
объемного расхода, плотности и температуры). Основным преимуществом массовых расходомеров по сравне-
нию с объемными является то, что на точность измерений не оказывают влияние свойства измеряемой среды.
3. Техническое обеспечение АСУТП
35
скорости катушка
Рис. 3.11. Общий вид кориолисового расходоме-
Принцип действия расходомера основан на измерении силы
Кориолиса, возникающей при движении измеряемой среды
> трубках первичного преобразователя, колеблющихся в проти-
офазе с резонансной частотой, пропорциональной массе и ско-
рости потока. Частота колебаний трубки первичного преобра-
зователя зависит от формы, материала и массы трубки, которая
кладывается из массы самой трубки и массы вещества, рас-
од которого измеряется. Масса вещества равна произведению
'ъема трубки на плотность вещества. При постоянстве объема
-РУ бкн частота колебаний определяется плотностью вещества
с учетом его температуры. К краям одной трубки расходомера
сгрикреплены катушки-соленоиды, а к краям другой — постоян-
ные магниты. За счет колебании трубок относительно друг дру-
га в противоположных направлениях под действием задающей
тушки, в катушках-соленоидах (движущихся в магнитном
поле) генерируются синусоидальные колебания (рис. 3.11).
При отсутствии расхода вещества сигналы от двух катушек-
оленоидов совпадают по фазе, а при наличии расхода в резуль-
е эффекта Кориолиса различные участки трубки изгибаются
юсительно друг друга, что приводит к фазовому сдвигу коле-
шп по длине трубки. Временной промежуток фазового сдви-
измеряемый микросекундами, прямо пропорционален массо-
* >му расходу. Сенсор преобразует этот сигнал в аналоговый или
ос отно-импульсный выходной сигнал. ра МетРан 360
Измерение плотности в кориолисовом расходомере проводится на основании соотношения массы и частоты
голебаний трубки. При увеличении массы трубок с измеряемой средой собственная частота колебаний трубок
уменьшается и наоборот. Измеряя период колебаний, который обратно пропорционален частоте, судят о плот-
гги вещества.
Погрешность измерения расхода с помощью кориолисовых расходомеров составляет ±1,0%. В процессах не-
гтепереработки расходомеры применяют для измерения расхода сырой нефти, мазута, кубовых остатков, отхо-
i । каталитического крекинга, при гидроочистке, крекинге нефтепродуктов, в процессах риформинга, для из-
мерения расхода водорода и т. д.
Технические характеристики кориолисовых расходомеров представлены в табл. 3.9.
’аблица 3.9. Технические характеристики кориолисовых расходомеров
Тип Модель Ду, мм Расход жидкости, т/ч Давление среды, МПа Температура среды, °C Выход
1 dine Promass ‘ . 83 (Endress+ . user GmbH) Датчики: Promass F Promass M Promass I Promass H Promass E Promass A Преобразователи: Promass 80 Promass 83 8,15,25,40,50, 80, 100,150, 250 8,15, 25,40, 50, 80 8, 15, 25,40,50; 8,15, 25,40,50; 8,15, 25.40, 50: 1,2,4 0...2200 0...180 0...70 0...70 0...70 0...0.45 10 10 10 4 10 40 -50...200 -50...150 -50...150 -50...200 -40...125 -50...200 4...20 мА/ HART, Profibus РА, FF;
'PTIMASS 7000 1XROHNE) Преобразователь: MFC 300 6...80 0.95...430 4; 6,3; 10 40...150 4...20 мА/ HART, Modbus, Profibus DP/PA
ран-360 rson Pro- Management «Метран») 1700 2700 1FT9703 15 25 50 Кг/ч: 3...1360 8...2450 33...16 325 33...11 161 87...43 550 87...31 980 30 -40...150 4...20 мА 4...20 мА 4...20 мА/ HART
36
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Таблица 3.9,окончание
Тип Модель Ду, мм Расход жидкости, т/ч Давление среды, МПа Температура среды, °C Выход
Micro Motion {Emerson Process Датчик: ELITE (CMF) 15...300 0.1...3265 15 -40...200 Мод. 2000: 2х(4...2О мА)
Management, F 15...100 2,7...272 10 -50 „180 HART, ОК,
США) H 6. .75 2,07. 272 10 -50.180 Л5485, Profi-
T DL 15...50 25; 50 0,68...87 6,8...95,3 10 -50...150 bus, ЕЕ Мод. 1000:
DT 15...40 8.2.38.1 15; 40 -40...200 2х(4...2О мА)
Преобразователь: 2000 1000 3000 60 -50...420 HART, RS485 Мод. 3000: 2х(4...2О мА) HART, RS485, OK
Ультразвуковые расходомеры
Принцип действия ультразвукового расходомера основан на зависимости разности времени прохождения
сигналов ультразвуковой частоты (20 кГц и более), направленных одновременно (или попеременно) в направ-
лении потока и против него, от скорости потока, то есть от объемного расхода. Скорость распространения уль-
тразвуковых колебаний в измеряемой среде (V) связана со скоростью измеряемого потока (&.р) равенством
V= Со + где Св - скорость звука в данной среде (для жидкости Со s 800...2000 м/с, для газа и пара — от 150
до 1000 м/с, а для твердых тел — от 2000 до 6000 м/с).
Время прохождения колебаний по потоку (t) и против потока (£2) равны соответственно:
£,=£/(Сй + цр),
£2 = £/(С0-гр),
где L — длина участка между датчиком и приемником ультразвуковых колебаний.
Приравняв скорость звука в этих уравнениях, найдем скорость потока гср, которая составляет:
Иср = £х<А “ ^)/2fiх
Датчики расходомера могут быть накладными или врезными, устанавливаемыми относительно оси трубо-
провода по диаметру или хорде, в контакте или без контакта с измеряемой средой. У расходомера может быть
одна пара датчиков, устанавливаемых под углом, или две пары, устанавливаемых одна по направлению пото-
ка, а другая — против потока. Измерительный участок расходомера представляет собой врезку, монтируемую на
трубопроводе или устанавливаемую на байпасе. Измерительный преобразователь может находиться на рассто-
янии от 30 до 250 м от датчика (в зависимости от типа расходомера) В качестве материала датчиков (пьезоэле-
ментов) используется титанат бария.
К достоинствам ультразвуковых расходомеров относятся:
• неконтактность измерения сред, в том числе агрессивных или находящихся под высоким давлением;
• независимость результатов измерения от температуры, давления, вязкости, электропроводимости;
• большой диапазон диаметров трубопроводов (от 15 до 4000 мм и более);
• надежность, точность и минимальные затраты на техобслуживание и ремонт.
Технические характеристики ультразвуковых расходомеров приведены в табл. 3.10.
Таблица 3.10. Характеристики ультразвуковых расходомеров
Тип Исполнение Число каналов измерения Ду, мм Скорость потока, м/с, или расход, м3/ч Давление среды, МПа Температура среды, °C Выход
UFM 3030 (KROHNE) Преобразо- ватель UFC 30 2 25...2000 0...20 м/с 6...40 -25... 140/180/220 4...20 мА/ HART, Profibus РА, ЖКИ
Altosonic III (KROHNE) Преобразо- ватель UFC III 10 -20...+180 4...20 мА/ HART, ЖКИ
3. Техническое обеспечение АСУТП
37
Таблица 3.10,окончание
Тип Исполнение Число каналов измерения Ду, мм Скорость потока, м/с, или расход, м3/ч Давление среды, МПа Температура среды, °C Выход
Proline Prosonic Prosonic Flow м/с — 4...20 мА/
Flow (Endress + W 1 50...4000 0...15 1,6 -20...80 HART, частот-
Hauser GmbH) P 1 50...4000 0...15 — -40...170 нып ЖКИ
U 1 15...100 0.. 10 — -20...80
C 1 300 2000 0...10 1,6 -20...60
SITRANSFUS — 4... 20 мА/
। Siemens') 1 25 17 4 -20...65 HART; Profibus-
50 70 РА; ОК*; СК**,
80 180 ЖКИ
100 300
1злет-МР УРСВ-510 1 10 5000 0,1...20 м/с 2.5 -30...160 4 .20 мА,
XO «Взлет») -520 2 10 5000 0,1.. 20 R5232/K5-485,
-530 3 10...5000 ОД...20 СК**, ЖКИ
-540 4 10...5000 0Д...20
-110 1 10...4200 ОД...12
EV 005 ПП14 1 15...40 2... 15 м3/ч 1,6; 2,5 5... 150 4...20 мА,
i «Староруспри- ПП15 50...200 35...560 AS2.32, А5-485,
р») ПП18М 40.. 100 12...150 ЖКИ
ппюи 50...200 36...600
• ОК — транзисторный выход («открытый коллектор»).
•* СК — релейный выход («сухой» контакт).
Общий вид ультразвукового расходомера UFM 3030 компании KROHNE показан на рис. 3.12, а расходомера
Ahasonic III той же фирмы — на рис. 3.13.
Рис. 3.12. Общий вид расходомера UFM 3030
Рис. 3.13. Общий вид расходомера Altasonic III
Вихревые расходомеры
Вихревые расходомеры применяют для измерения объемного расхода водных растворов вязкостью
- 10 м2/с, расхода газа, пара и жидкостей, в том числе подтоварных пластовых вод.
пнцпп действия вихревого расходомера (рис. 3.14) основан на измерении параметров вихревой дорожки
мана, образующейся в виде завихрений потока при обтекании средой вихревого тела (призмы трапецеидаль-
•:йформы или др. типа).
[а гранях вихревого тела обтекания чередующиеся вихри создают перепады давления на его поверхности.
Чжло перепадов давления в единицу времени и частота завихрений Г прямо пропорциональны скорости пото-
с то есть объемному расходу, и ширине барьера d; F=K v/d, где К — постоянная.
Частота импульсов преобразуется в выходной сигнал емкостным или ультразвуковым преобразователем,
гм наличии температурного датчика измеряется также массовый расход. Измерительная система (рис. 3.14, б)
нт из проточной камеры и электронного блока. В корпусе проточной части расположены тело обтекания 1
а трапецеидального сечения), пьезоизлучатель ПИ (2), пьезоприемник ПП (3) и термодатчик (7). Элек-
—• ди блок включает в себя генератор (4), фазовый детектор (5), микропроцессорный адаптивный фильтр
е&эоком формирования выходных сигналов (б).
38
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Рис. 3.14. Общий вид (а) и принцип действия (б) вихревого расходомера
Однолучевой
преобразователь
Ду 25-200 мм
При обтекании тела потоком жидкости за ним образуется вихревая дорожка, частота следования вихрей
в которой с высокой точностью пропорциональна скорости потока, а следовательно, и расходу. За телом обтека-
ния в корпусе проточной части диаметрально противоположно друг другу установлены ультразвуковой пьезо-
излучатель и пьезоприемник. В зависимости от типа преобразователи бывают в двух конструктивных исполне-
ниях: однолучевые (для Ду 25-200 мм) с одной парой ПИ п ПП и двухлучевые с двумя парами ПИ и ПП (для
Ду 250 и 300 мм).
От генератора на ПИ подается переменное напряжение, которое преобразуется в ультразвуковые колеба-
ния. При прохождении через поток в результате взаимодействия с вихрями ультразвуковые колебания моду-
лируются по фазе. На ПП модулированные ультразвуковые колебания вновь преобразуются в напряжение, ко-
торое подается на фазовый детектор, в котором определяется разность фаз между сигналами от ПП и опорного
генератора (для однолучевых преобразователей) или сигналами от ПП первой и второй пары пьезоэлементов
(для двухлучевых преобразователей).
Основные технические характеристики вихревых расходомеров приведены в табл. 3.11.
Таблица 3.11. Характеристики вихревых расходомеров.
Тип Ду, мм Расход, м3/ч Давление среды, МПа Температура среды, °C Погреш- ность, % Выход
Воздух Пар Вода
8800 (ГК «Метран» и Emerson Process Management 15 25 40 50 80 100 150 200 От 1,4...769 до 39.4...8853 кг/ч: от 6,7...4О94 до 54,6... 157453 От 0,41...27 до 5.38...885 25 -40...+232 Для жид- костей: ±0,65; для пара и газа: -±1,35 4...20 мА/ HART, 0...10 кГц
Метран- 300ПР (ГК «Ме- тран» и Emerson Process Management 25 32 50 80 100 150 200 250 300 0,18...9 0,25-20 0,4-50 1...120 1.5...200 5...400 6...700 12...1400 18...2000 1,6 0...150 ±1,0 4...20 мА/ HART, RS-485, СК, ЖКИ дисплей
Proline Prowirl (Endress + Hauser GmbEl) Prowirl F 15...300; Prowirl IK 15...150; Prowirl Fl 15...150 До 75 м/с До 75 м/с До 9 м/с 25 -120...400 Для жидко- стей: ±0.75; для пара и газа: —±1,0 4...20 мА/ HART, Pro- fibus РА
Напряжение на выходе фазового детектора по частоте и амплитуде соответствует частоте и интенсивности
следования вихрей, которая из-за пропорциональности скорости потока является мерой расхода. Проточная
3. Техническое обеспечение АСУТП
39
часть преобразователя изготовлена из нержавеющей стали, что препятствует образованию отложений и улуч-
шает метрологические характеристики. Электронный блок размещен в отдельном корпусе, соединенном
с проточной частью трубчатым кронштейном. Преобразователи в базовом исполнении имеют импульсные
выходные сигналы.
Для улучшения метрологических характеристик для Ду 50-300 мм применяются струевыпрямители, состо-
ящие из трубок с внутренним диаметром 18-26 мм.
К основным достоинствам вихревых расходомеров можно отнести:
• возможность измерения расхода жидкостей, пара и газов;
• независимость измерений от колебаний температуры, давления и вязкости среды;
• возможность измерений при высоких температурах среды (до 150 °C);
• самоочищение проточной части и наличие самодиагностики;
• высокая надежность, в том числе при вибрациях.
Расходомеры на принципе перепада давлений
Расходомеры данного типа основаны на зависимости перепада давлений до и по-
еле сужающего устройства, установленного в трубопроводе от расхода. Общий вид
расходомера на принципе перепада давлений Rosemount 3095 мод. 405 представлен
а рис. 3.15.
Согласно уравнению Бернулли энергия движущейся среды включает статиче-
кую энергию (давление) и кинетическую (энергию движения). При сужении тру-
провода скорость потока увеличивается, а статическое давление в суженном по-
токе уменьшается. Мерой расхода является перепад давлений (высокого до сужения
низкого после).
Из сужающих устройств наиболее широко применяются диафрагмы и сопла.
Стандартная диафрагма представляет собой тонкий металлический диск с кониче-
ски.м отверстием, острая кромка которого направлена навстречу потоку (для измере-
на расхода потоков с разных сторон трубопровода используются диафрагмы с ци-
индрическим отверстием). Диафрагмы применяются для диаметров трубопроводов
D > 50 мм при 0,05 < m С 0,7, где т — модуль сужающего устройства, равный отно-
шению площади поперечного сечения отверстия диафрагмы с диаметром отверстия d
площади поперечного сечения трубопровода с диаметром D (т = d2 / D2) при числе
ейнольдса 40 Re 20-105. Толщина диафрагмы b относительно внутреннего диаме-
Рис. 3.15. Общий вид
расходомера Rose-
mount 3095 мод. 405
трубопровода D должна быть не более 0,1 D. По конструкции диафрагмы бывают камерными и бескамер-
мп. Камерные диафрагмы позволяют повысить точность измерения перепада давлений и несколько сокра-
длину прямых участков трубопровода до и после диафрагмы.
Камерные диафрагмы применяют для трубопроводов диаметром до 400...500 мм, а бескамерные —
: 700...1000 мм. Материал диафрагмы должен быть химически износостойким. На практике в этих целях ис-
। льзуют нержавеющую сталь марки 12Х18Н9Т и др. К достоинствам диафрагм относятся их малые габариты,
простота замены и низкую стоимость, а к недостаткам — потери давления, изнашиваемость и засоряемость. При
лиьших числах Рейнольдса рекомендуется использовать сопло «четверть круга».
Сопло используют для трубопроводов с О 50 для газов и с D 30 для жидкостей при 0,05 т С 0,65 и числе
г йнольдса 320 / Re / 20-104 Сопло со стороны входа имеет профильное конусообразное отверстие, переходящее
ка выходе в цилиндрическую форму с острой выходной кромкой. Чаще всего нормальное сопло применяю! при
мерении расхода газов и пара при диаметрах трубопровода примерно до 200 мм. К достоинствам сопла относят
шеньшую потерю напора и меньшую засоряемость по сравнению с диафрагмой, а к недостаткам — сложность изго-
я пения, ограничение диаметров трубопровода и более высокую стоимость.
Труба Вентури представляет собой устройство, в котором поперечное сечение сопла постепенно сужается,
затем плавно увеличивается до первоначального диаметра. Угол конусности трубы Вентури а должен быть
lv < а <30°. Трубу Вентури применяют для трубопроводов с диаметром 100.800 мм и 0,2 т / 0,5 в целях изме-
рения расхода агрессивных жидкостей и суспензий, например, пульпы (смеси воды с песком). К достоинствам
грубы Вентури относят малые потери давления и износ, а также достаточно высокую точность, а к недостат-
болыпие размеры, трудоемкость монтажа и более высокую стоимость.
Перепад давлений на сужающем устройстве с помощью измерительных преобразователей различного типа
- /разуется в унифицированный выходной сигнал. В качестве чувствительных элементов преобразователей
г пользуют мембрану или сильфон. В последние годы наибольшее применение получили тензорезистивпые
I состные чувствительные элементы (сенсоры), обеспечивающие более высокую точность.
[ринцип действия тензорезистивного (пьезорезистивного) сенсора заключается в том, что под действи-
« разности давлений происходит микроизгиб пластинки (мембраны) с пьезорезисторами, включенными
40
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
в мостовую схему. В результате тензорезистивного эффекта изменяется сопротивление пьезорезисторов, и это
изменение сопротивления, пропорциональное перепаду давления, преобразуется электронной схемой в выход-
ной токовый сигнал 4...20 мА или в цифровой сигнал {HART, RS485).
Принцип действия емкостного датчика состоит в том, что давление от разделительных мембран, установлен-
ных со стороны высокого и низкого давлений, передается через разделительную жидкость на мембрану, откло-
нение которой вызывает изменение емкостного сопротивления сенсора.
Технические характеристики преобразователей перепада давлений приведены в табл. 3.12.
Таблица 3.12. Характеристики преобразователей перепада давлений.
Тип Модель Диапазон перепада давлений, кПа, или диапазон расхода Р, МПа Температура среды, °C Погреш- ность, % Выход
Rosemount 3051 (ГК «Метран») SFC/MFC Жидк.: 0,03-800 м3/ч Газ: 0,063—805 Ст. см-’/мин Пар: 0,0243—130 т/ч 10 -40...230 ±0,7 4...20 мА/ HART, ЖКИ
Метран-350 (ГК «Метран») MFA/SFA Жидк.: 0,08-49137 м3/ч Газ: 4,2—20853600 м3/ч 25 - 40...400 ±1...3 4...20 мА/ HART
Метран-150 ДД (ГК «Метран») 150CD- 0 -1 -2 -3 -4 -5 0.025—0,63 кПа 0,25-6,3 1,25-63 5...250 32...1600 200-10000 0...68 - 40...150 ±0,075 0 ...9, 4...20 мА/ HART, ЖКИ
SITRANSP, серия DSIII (Siemens) 7MF4433 0,0145-0,29 0,0145-0,87 0,036-3,63 0,087-8,7 0,23-23,2 0,73-72,5 4,35-435 3,2 16 16 16 16 16 16 -40...+100 ±0,2 HART, Profibus РА, ЖКИ
Действие расходомеров Rosemount 3051 основано на измерении объемного расхода жидкости, пара или газа
методом перепада давлений на базе диафрагм. Расходомеры Rosemount 350 MFA/MNF с многопараметрическим
преобразователем Rosemount 3095Л/Vизмеряют массовый расход. Действие расходомера основано на измерении
перепада давления до и после осредняющей напорной трубки (ОНТ), установленной в трубопроводе по всей его
высоте. Расходомеры Rosemount 350 MFA/MNF используют для измерения массового расхода жидкости, пара
или газа в трубопроводах диаметром от 50 до 2400 мм.
3.1.4. Измерение уровня
Измерение уровня необходимо для контроля количества или объема вещества в бункерах или реакторах,
а также для измерения расхода (изменения количества вещества во времени). Приборы для измерения уровня
называются уровнемерами, а для сигнализации предельных значений уровня (минимального или максималь-
ного) — сигнализаторами уровня.
В зависимости от метода преобразования значений уровня в измеряемый электрический или пневматиче-
ский сигналы уровнемеры делят на следующие группы [30,35, 36]:
• поплавковые и буйковые;
• гидростатические;
• ультразвуковые;
• радарные;
• емкостные;
• радиоизотопные.
Сигнализаторы уровня подразделяют на ультразвуковые, емкостные, вибрационные, радиоизотопные
и электромеханические.
Поплавковые и буйковые уровнемеры
Принцип действия поплавкового уровнемера основан на перемещении находящегося на поверхности жид-
кости поплавка и преобразовании этого перемещения в нормированный электрический или пневматический
3. Техническое обеспечение АСУТП
41
выходной сигнал. В качестве преобразователей перемещения поплавка применяют дифференциально-транс-
форматорную или ферродинамическую системы, потенциометрическое устройство или (для преобразования
в пневматический выходной сигнал) элемент «сопло-заслонка».
Буйковый уровнемер имеет поплавок в виде длинного цилиндра (буйка), частично погруженного в жидкость.
Вес поплавка уравновешивается пружиной, и таким образом буйковый уровнемер имеет поплавок переменного
погружения. Перемещение буйка пропорционально уровню и обратно пропорционально силе, создаваемой пру-
жиной. Перемещение буйка преобразуется в выходной сигнал так же, как и в поплавковых уровнемерах. В каче-
стве выходного сигнала в современных буйковых уровнемерах используется /МВТ’-протокол или токовый сиг-
нал 4...20 мА.
Буйковый уровнемер A1V25 компании KROHNE показан на рис. 3.16.
Технические характеристики некоторых поплавковых и буйковых уровнемеров приведены в табл 3.13.
Таблица 3.13. Технические характеристики буйковых уровнемеров и поплавкового реле
Тип Диапазон измерения (верхний предел), м Темпе- ратура среды, °C Давление среды, МПа Погреш- ность измерения, % Выходной сигнал
ВА/25 (буйковый) (KROHNE) 0.3...6 200...400 4 ±1,5 0/4...20 мА/ HART, Profibus, СК
Fisher 249 (буйко- вый) (Emerson Process Management) -30...590 40 ±0,25 4...20 мА/ HART
Серия Masoneilan 12300 (ЦДУ01) (Dresser, Masoneilan) 0,35; 0,8; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,4; 3 -20...450 1,6...4О ±0,5 4...20 мА/ HART
Поплавковое реле ровня Mobrey M Emerson) — -100-400 20 — СК
Буйковый уровнемер BA R («KOBOLD») Р = 40 МПа Раб. темп-ра -40...300 4 ±5 мм 4...20 мА/ HART, Profibus РА, СК
Рис. 3.16. Буйковый
уровнемер BW25
компании KROHNE
Гидростатические уровнемеры
Рис. 3.17. Общий вцц ги-
дростатического уровне-
мера Rosemount 3051 L
Принцип действия гидростатического уровнемера основан на зависимости уровня жидкости постоянной
плотности от давления столба жидкости. Измерение давления жидкости в нижней части резервуара может осу-
.ествляться через разделительную мембрану с помощью измерительного преобразователя, шкала которого про-
градуирована в единицах уровня. В качестве чувствительного элемента (сенсора) преобразователя используется
измерительная ячейка с пьезорезисторами (тензорезисторами), включенными в мостовую схему. Давление столба
жидкости через разделительную мембрану и кремнийорганическую жидкость передается на пластину с тензорези-
орами, вызывая разбаланс мостовой схемы. Выходное напряжение мостовой схемы, пропорциональное уровню,
преобразуется в токовый выходной сигнал.
Разновидностью гидростатического уровнемера является погружной зонд, используемый для измерения уров-
ня в резервуарах, колодцах, скважинах, глубоководных каналах и т. п. Давление столба жидкости, пропорциональное
глубине погружения, воздействует через разделительную мембрану на тензорезистивный датчик. Это давление срав-
ивается с атмосферным давлением, которое передается через вентиляционную трубку,
ходящуюся в соединительном кабеле. Выходной сигнал мостовой схемы датчика пре-
образуется в токовый сигнал.
При использовании дифманометров для измерения давления столба жидкости
дна полость чувствительного элемента дифманометра соединяется с уравнитель-
м сосудом, заполненным жидкостью той же плотности, что и жидкость, уровень
которой измеряется. Другая часть дифманометра воспринимает переменное давле-
столба жидкости в зависимости от ее уровня. Измеренный перепад давлений
s дифманометре является функцией уровня.
Отдельную группу представляют пьезометрические уровнемеры, принцип дей-
~вня которых основан на продувании воздуха или газа через слой жидкости и изме-
даш давления, являющегося функцией уровня. Обязательным условием при этом
«ляется равенство давления воздуха (газа) и давления столба жидкости, что харак-
t изуется видимым выходом отдельных пузырьков воздуха из трубки в жидкость.
Общий вид гидростатического уровнемера Rosemount 3051 L показан на рис. 3.17.
42
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Технические характеристики гидростатических уровнемеров приведены в табл. 3.14.
Таблица 3.14. Характеристики гидростатических уровнемеров
Тип Диапазон измерения (верхний предел), м Температура среды, °C Давление среды, МПа Погрешность измерения, % Выходной сигнал
Зонд Метран-55- ЛМП-307 (ГК «Метран») 0...2.5 МПа (0...250 м в. с.) -10.. 70 — ±0,25 0...20 мА, 4...20 мА, 0...10В
Sitrans Р (серия DS III) 7MF4633 {Siemens) 0,36...72,5 Па 40...100 40 ±0,15 4...20 мА, ЖКИ
Зонд 7MF1570 {Siemens) 0...2 0...4 0...6 0...10 0...20 -10 80 0 14 0,14 0,3 0,3 0,6 ±0,3 4 20 мА
Зонд LMP 307 {BD Sensor) 0,6...160 -10...70 - ±0 25 4...20 мА, 0...10В
Deltapilot FMX160 {Endress + Hauser) 0...250 (тросовый, жидкость) -10...100 0,2 ±0.1 4...20 мА. HART, Profibus РА, СК
Ультразвуковые уровнемеры
Принцип действия ультразвукового уровнемера основан на зависимости времени прохождения ультразву-
ковых колебаний (40 .70 кГц) от границы раздела двух сред с различной плотностью или диэлектрической про-
ницаемостью.
К группе ультразвуковых уровнемеров относят приборы, основанные на принципе отражения колебаний
со стороны жидкости (датчик устанавливается в днище резервуара на предельной глубине). В случае распро-
странения ультразвуковых колебаний в воздухе до границы раздела с жидкостью или твердым веществом уров-
немер относят к группе акустических уровнемеров
Ультразвуковой уровнемер состоит из ультразвукового излучателя (сенсора) и преобразователя, включаю-
щего генератор ультразвуковых колебаний, усилитель, фазовый детектор и микропроцессор. Уровень жидкости
определяется по временному интервалу Af исходя из соотношения высоты столба жидкости h и скорости рас-
пространения звука в среде с: At = 2h/c, где At — интервал времени, определяемый разностью фаз передающего
и приемного сигналов При нахождении излучателя над поверхностью раздела фаз на высоте Н интервал време-
ни Дг = 2(Н-1г)/с. Мощность излучателя и частота ультразвуковых колебаний выбираются в зависимости от ди-
апазона измерений. Чем он больше, тем больше должна быть мощность излучателя (большая излучающая по-
верхность мембраны) и тем ниже частота излучений.
На точность ультразвукового уровнемера оказывают влияние ряд факторов, в том числе степень поглоще-
ния колебаний в жидкой (твердой) среде, плотность и температура воздушного (газового) слоя, наличие пыли,
дыма и т. п.
Для снижения дополнительной погрешности от изменения температуры среды в сенсоре устанавливается
датчик температуры. Кроме того, в акустических уровнемерах на точность измерения оказывает влияние форма
поверхности (конусность при измерении уровня твердого или сыпучего вещества) или наличие пены и волни-
стости поверхности (для жидких сред).
По местонахождению сенсоров они бывают контактными и бесконтактными. Контактный сенсор пред-
ставляет собой погружной элемент (трос или штырь), вдоль которого распространяются ультразвуковые ко-
лебания. К достоинствам контактного уровнемера относятся большой диапазон измерения, независимость от
состояния поверхности (наличия пены или волнения поверхности), а также возможность измерения уровня
сред с малой диэлектрической проницаемостью, а к недостаткам — механическое воздействие на контактный
сенсор (особенно твердой фазы), коррозия, налипание на поверхности сенсора и т. п. Бесконтактный сенсор
обладает рядом преимуществ, к которым относятся высокая надежность измерения (в том числе агрессивных
сред), а также простота эксплуатации и ремонта. Технические характеристики ультразвуковых уровнемеров
приведены в табл. 3.15.
3. Техническое обеспечение АСУТП
43
Таблица 3.15. Характеристики ультразвуковых уровнемеров
Тип (фирма) Диапазон измерения (верхний предел), м Температура среды,°C Давление среды, МПа Погрешность измерения, % Выходной сигнал
PROBE (Siemens) 0,25...8 -40...60 0,1 ±0,25 4.. 20 мА, СК
ST-H (Siemens Milltronics') 0,3... 10 -20...60 0,1 ±0,25 43 кГц
Echomax XRS-5 Echomax XLS/XLT (Siemens Milltronics) 0,3-8 0,9-30/1,8-60 -20...60 -40... 150 о,1 ±0.25 43 кГц 13/22 кГц
Prosonic T (FMU/FTU) Prosonic (FDU) (Endress +Hauser) 0,25—5; 0,4-8; 0.6... 15 0,3...2; 0.5...5; 0.8...10; 1...15; 0.8...45; 1,6...70 (сыпучие) 0,3 5; 0,5... 10; 0,8—20; 1 .25(жидк.) -40...80 0,3 ±2 4...20 мА, HART, СК, Profibus
Prosonic M (FMU 40, FMU 41) (Endress + Hauser) 0,25...5 (жпдк.); 0,25...2 (сыпуч.); 0,4...8 (жпдк.); 0,4. .3,5 (сыпуч.) -40...80 0,3 ±2 4...20 мА, HART, FF, Profibus РА
ЭХО-5 («Старорусприбор») 0,4-10 (АП31); О...ЗО(АП41) 0...30 (АП61В) -40...120 — ±1.5 0...5 мА. 0/4...20 мА, СК
ВЗЛЕТ УР-211/221 (ЗАО «Взлет») 0...15 -20...50 — ±0,04 0...5 мА, 0/4...20 мА, СК, /?5’232/Д5-485
Радарные (микроволновые) уровнемеры
В радарных уровнемерах используются микроволновые импульсы высокой частоты (от 6 до 26 ГГц), посту-
пающие через стержневую (штыревую), рупорную или волноводную антенну в измеряемую среду. Диапазон
измерения уровня — до 20 м и более, погрешность — ±0,15%. На показания уровнемера не оказывают влияния
состав, температура и давление среды, а в отдельных случаях и диэлектрическая проницаемость материала. Ди-
апазон измерений зависит от частоты колебаний, размеров антенны, состояния поверхности и диэлектрической
□стоянкой среды е (чем она выше, тем больше величина отраженного импульса).
Поскольку при высокой частоте скорость распространения электромагнитных колебаний в различных газах
воздухе отличается незначительно, точность измерений уровня радарным уровнемером не зависит от содержа-
ия пара или дыма. Кроме того, за счет малой длины волны излучения радарные уровнемеры характеризуются бо-
лее высокой разрешающей способностью измерения, а уровнемеры с рупорной антенной — малыми габаритами.
При сравнении радарных уровнемеров с частотой излучения 6 и 24 ГГц следует учитывать, что низкочастот-
ные радары имеют большие габариты, но они менее чувствительны к наличию на поверхности пены или волни-
стости поверхности, а также наличию конденсата на антенне.
Метод частотно-модулированного непрерывного излучения, используемый в радарных уровнемерах, полу-
ил название FMCW (Frequency Modulated Continuous Wave).
К числу контактных радарных уровнемеров с частотой излучения 0,2...1,5 ГГц относят уровнемеры, у кото-
рых излучатель крепится на конце удлинителя (троса), что позволяет при установке сенсора вблизи дна резерву-
ара измерять уровень независимо от состояния поверхности. В таких уровнемерах помимо
тросовой антенны можно использовать штыревую или коаксиальную антенны.
В последние годы появилась новая серия радарных уровнемеров, а именно радар-
ше волноводные, относящиеся к классу контактных уровнемеров. Принцип измерения
ровня у них основан на том, что импульсы микроволновой частоты малой мощности на-
бавляются по зонду-волноводу погруженному на всю глубину измеряемого слоя. При
достижении импульсом среды с другим коэффициентом диэлектрической проницаемо-
I (например, раздела фаз «газ-жидкость») происходит отражение сигнала. Интервал
I] мени между передачей зондирующего сигнала и приемом отраженного пропорцпона-
вен расстоянию от излучателя до поверхности среды. Поскольку импульсы направляют-
строго по зонду-волноводу, то можно измерять уровень и в узких резервуарах. Кроме
того, такие уровнемеры используются для контроля уровня раздела жидкостей с различ-
ен диэлектрической проницаемостью (например, уровня раздела воды и нефти). Из-
мерение уровня волноводным уровнемером осуществляется по технологии рефлектоме-
трии с временным разрешением (TDR, Time Domain Reflectometry).
Рис. 3.18. Общий
вид радарного уров-
немера OPTIWAVE
Общий вид радарного уровнемера OPTIWAVE компании KROHNE показан на рис. 3.18. компании KROHNE
44
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Все радарные уровнемеры имеют преобразователи сигнала, укрепленные в головке сенсора. Электронный
и дисплейный модули для замены (ремонта) могут быть сняты без демонтажа антенны.
Технические характеристики радарных уровнемеров приведены в табл. 3.16.
Таблица 3.16. Характеристики радарных уровнемеров
Тип Диапазон измерения (верхний предел), м Темпера- тура среды, °C Дав- ление среды, МПа Погрешность измерения Выходной сигнал
Радарные бесконтактные уровнемеры
Sitrans LR400 (Siemens) 0...45 -40... 140 4 ±0,1% 4...20 mA/HART, Profibus РА
VEGAPULS 62 (VEGA) 0...75 - 40...450 16 ±3 мм 4...20 мА/HART, Profibus РА, FF
Rosemount-5400 (Fisher Rosemount) 0,4-35 -40...80 1,6 ±3 мм; ±10 мм 4...20 мА/HART. Profibus FF/ Modbus, ЖКИ
Rosemount-5000 (Fisher Rosemount) 0...50 - 40...400 5,5 ±5 мм 4...20 мА/HART, FF, Modbus, ЖКИ
BM70A, BM70P, BM700, BM702 (KROHNE) 0,5-35 0,5-20 -40...250 -30...130 40 6,4 ±5...1О мм ±10 мм 4...20 мА/HART, FF, RS-485, ЖКИ
Micropilot M: FMR 230 FMR 231 FMR 240 FMR 250 (сыпучие) Micropilot S: FMR 530 FMR 533 (Endress+Hauser) 0...20 (рупорн.) 0...20 (стержн.) 0...20 (рупорн.) 0...70 (рупорн.) 0...25 (рупорн.) 0...40 (парабол.) -60...400 -40... 150 -40...150 -40...200 -40...200 -40...200 16 4 4 1,6 4 1,6 ±10 мм (6 ГГп) ±10 мм (6 ГГц) ±3 мм (26 ГГц) ±15 мм (26 ГГц) ±1 мм ±1 мм 4...20 mA/HART Profibus PA, FF, RS-485, ЖКИ
Радарные контактные уровнемеры
Levelflex M FMP40 (Endress+Hauser) 0,3... 4 (стержневой); 1...35 (тросовый) -40...150 4 ±3 мм (до 10 м), ±0,03% (более 10 м) 4...20 мА/HART Profibus PA, FF, ЖКИ
Серия 3300 (Fisher Rosemount) 0,1...23 (тросовый) -40...150 4 ±0,1% 4...20 мА/HART, Modbus, RS- 485. ЖКИ
Емкостные уровнемеры
Принцип действия емкостного уровнемера основан на зависимости емкостного со-
противления датчика, включенного в одно из плеч моста переменного тока, от уровня.
Емкостной преобразователь представляет собой конденсатор с пластинами, пространство
между которыми заполнено жидкостью, уровень которой необходимо измерять. Таким
образом, емкость преобразователя С равна сумме двух емкостей, одна из которых пред-
ставляет конденсатор, погруженный в жидкость с диэлектрической проницаемостью еж
(например, е = 80), а другая находится над уровнем в среде с диэлектрической прони-
цаемостью еср (например. едпдn = 1). Конструкция датчика может быть трубчатой (концен-
трично расположенные труба в трубе) или пластинчатой (параллельно расположенные
пластины).
Для пластинчатого датчика емкость преобразователя равна С = b/l(E.xxhx + ео хА), где
b — ширина пластины; / — расстояние между пластинами (обкладками конденсатора); Аж —
высота столба жидкости (уровень); — высота пластины над измеряемым уровнем.
Чаще используют емкостные датчики круглого сечения различной длины и диаметра.
Конструктивно емкостной уровнемер представляет емкостной датчик уровня и электрон-
ный преобразователь. Микропроцессор преобразователя воспринимает пропорциональ-
ный уровню аналоговый или частотный сигнал и преобразует его в унифицированный
токовый сигнал.
Общий вид емкостного уровнемера VEGACAP 62 компании VEGA показан на рис. 3.19,
а технические характеристики емкостных уровнемеров приведены в табл. 3.17.
Рис. 3.19. Общий вид
емкостного уровнеме-
ра VEGACAL63 компа-
нии VEGA
3. Техническое обеспечение АСУТП
45
Таблица 3.17. Характеристики емкостных уровнемеров
Тип (фирма) Диапазон измерения (верхний предел), м Температура среды, °C Давление среды, МПа Погрешность измерения Выходной сигнал
MTRANSLC300 (Siemens) 0.3...5 (стержневой) 0,5...25 (кабель) -40...200 3,5 ±0.25% 4.. 20 мА
SITRANSLC500 (Siemens) О...З,5 (стержневой) 0...35 (кабель) -200...200 (400) 20; 50 ±0,25% 4...20 мА/ HART
IEGACAL63 ( VEGA) 0...6 (стержневой) Промежуточный преобр.; VEGAMET, VEGATOR. VEGASCAN -50...200 6,4 ±0,5 мм 4. .20 мА/ HART, Pro- fibus РА, FF
.Multicap DC11 Multicap DC2i (Endress+Hausef) 0...4 0,1. 4 -80...200 20...400 10 5 ±1% 4 ..20 мА
ДУЕ-1 (« Староруспрпбор») 0,2; 0,4; 0,6; 1; 1,6; 2,5; 4;6; 10; 16; 20: 25 Первичный преобр.: КНД, ТНТ, ПСФ, ПТФ, ПОФ, СФ Преобразователь измерительный: ПИ-6 -60... 100; 5 .250 2.5; 10 ±0,5% ±1% ±1,5% 0...5 мА, 0/4 20 мА, СК, Д5232/ Д5-485
POC-101 (ОАО «Теплопрнбор») 0,1; 0,25; 0,6; 1; 1.6; 2;3:4...2О (через 0 5 м) -100...250 2,5 ±1,5% СК
Радиоизотопные уровнемеры
Принцип действия радиоизотопного уровнемера основан на зависимости степени поглощения у-излучения
от уровня при прохождении через слой жидкости или твердого вещества. Интенсивность у-излучения после
прохождения через слой вещества выражается зависимостью I = 10 х е мВ, где / — интенсивность у-излучения по-
сле прохождения слоя вещества толщиной В; 10 — начальная интенсивность излучения; р — коэффициент осла-
бления у-излучения для конкретного материала.
В качестве источников у-излучения применяются изотопы Со6() и Cs137, мощность которых рассчитывается
соответствии с конкретными условиями (параметры контролируемого вещества, материал стенок, изоляции
и т. п.). В качестве приемников у-излучения используют ионизационные камеры, газоразрядные и сцинтилляци-
онные счетчики, а также полупроводниковые детекторы. В детекторах энергия ионизирующего излучения пре-
образуется в электрический сигнал, причем ионизационные камеры выдают сигнал аналоговой формы, а осталь-
ые типы детекторов — дискретной. Усиленный детектором сигнал поступает в электронно-релейный блок,
формирующий выходной сигнал.
Для непрерывного измерения уровня применяют протяженные детекторы либо протяженные источники
излучения, охватывающие весь диапазон измерения уровня. Радиоизотопные уровнемеры делят на следящие
(за уровнем) и дискретные (гамма-реле). Следящий уровнемер представляет собой станину с расположенны-
ми по обе стороны объекта (резервуара) источником и приемником излучения, которая перемещается вслед за
уровнем жидкости или сыпучего вещества. Величина этого перемещения пропорциональна изменению уровня.
Среди следящих уровнемеров можно отметить уровнемеры РАУС-1, НСУ-2 и др.
Гамма-реле конструктивно представляет собой толстостенный контейнер или блок источника с находя-
имся внутри источником у-излучения (рис. 3.20). Источник у-излучения помещен в дюралевый колпачок,
который навинчен на торец штока регулировочного механизма 1, служащего
тля быстрой и надежной установки источника в рабочее или нерабочее поло-
енпе. Регулировочный механизм защищен стальным колпачком 10, навинчи-
вающимся на втулку 3. Чугунная оболочка 5, залитая свинцом 7, обеспечивает
надежную биологическую защиту персонала. Эта оболочка снабжена трубкой 8,
внутри которой передвигается шток регулировочного механизма с источником
излучения. Перпендикулярно оси передвижения штока расположено коллима-
юнное отверстие для выхода потока у-излучения. В период транспортировки
ли хранения это отверстие закрыто свинцовой пробкой 6. Специальная заслон-
ка переводит прибор в положения «луч закрыт» или «луч открыт». Электронная
хема приемника у-излучения, находящегося на противоположной стороне слоя
щества, формирует два выходных сигнала — «уровень больше» или «уровень
меньше».
К основным преимуществам радиоизотопных сигнализаторов уровня отно-
высокую надежность, возможность работы в условиях запыленности, высокой
мпературы, давления и вязкости и др. Технические характеристики радиоизо-
пных уровнемеров приведены в табл. 3.18.
Рис. 3.20. Принцип действия
источника у-излучения. Пояс-
нения в тексте
46
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Таблица 3.18. Технические характеристики радиоизотопных уровнемеров
Тип Температура среды, °C Погрешность, % Выходной сигнал Напряжение питания Наличие ЖКИ
Texas Nuclear Level Рю (Thermo Electron Corp.) - 40...60 ±0,5 0...20 мА, /«2.32/ /«’485, СК 220 VAC 2 строки, 16 символов
Kay-Ray 4790 (Thermo Electron Corp.) -25...60 ±1,0 4...20 мА 220 VAC, 24 VDC 4 строки, 20 символов
Gammapilot M FMG-60 (Endress+Hauser) -40...50 ±1,0 4...20 mA/HART, FF, Profibus РА 220 VAC, 24 VDC -
LB 440 (Berthold Group) -10...140 ±1,0 0/4...20 мА, /«’232, /«’485, СК 220 VAC -
Сигнализаторы уровня
Рис. 3.21. Общий вид вибрационных
датчиков серии 2100 компании
Rosemount
Сигнализаторы уровня основаны на различных физических свойствах газов и жидкостей — плотности, ди-
электрической проницаемости, теплопроводности и т. п. В зависимости от них применяются емкостные, ультра-
звуковые, вибрационные, радиоизотопные и электромеханические сигнализаторы уровня.
При достижении уровнем одного из предельных значений (максимального или минимального) сигнализа-
тор формирует аналоговые или дискретные выходные сигналы (типа «сухой контакт» — СК или «открытый
коллектор» — ОК). Погрешность срабатывания устройства сигнализации выражается в абсолютных единицах
и составляет от ±1 до ±5 мм.
Емкостные сигнализаторы уровня применяются для контроля уровня жидких и сыпучих веществ в широком
диапазоне температур и давлений. Их можно устанавливать как на боковой стенке резервуара, так и на верхней
крышке. Устойчивые к химическому воздействию защитные чехлы (из тефлона и других материалов) позволя-
ют использовать такие сигнализаторы в агрессивной среде.
Ультразвуковые сигнализаторы уровня осуществляют бесконтактный контроль предельных значений уров-
ня жидкостей, взвесей и твердых веществ без образования отложений и конденсата на сенсоре. Ультразвуко-
вые сигнализаторы довольно просты в монтаже и обслуживании, но их ос-
новной недостаток — это погрешности при контроле предельного уровня
жидкости с пузырьками газов или пеной.
Вибрационные сигнализаторы уровня обладают рядом достоинств,
к числу которых относятся высокая механическая прочность, наличие
функции самоочищения лопаток резонатора, работоспособность в ши-
роком диапазоне температур, давлений, электропроводности и вязкости
среды, а также длительный срок службы. Принцип действия вибрацион-
ного датчика основан на зависимости частоты колебаний механического
резонатора (камертона) от изменения плотности окружающей резонатор
среды. Конструктивно вибрационный датчик включает две симметрич-
ные пластины камертона, закрепленные на жесткой мембране, от которой
к пластинам в противофазе передаются колебания на резонансной частоте
0,4... 15 кГц. Резонансная частота колебаний связана с плотностью измеря-
емой среды. Вибрационные датчики применяют и для определения грани-
цы раздела двух жидкостей, например воды и бензина. Общий вид вибра-
ционных датчиков серии 2100 компании Rosemount показан на рис. 3.21.
Радиоизотопный сигнализатор уровня (гамма-реле). Принцип дей-
ствия основан на зависимости степени поглощения у-излучения при про-
хождении через слой жидкости или твердого вещества от уровня. В ка-
честве приемников у-излучения чаще используют сцинтилляционные
детекторы различной длины. Энергия ионизирующего излучения в детек-
торах преобразуется в электрический сигнал. Усиленный детектором сиг-
нал поступает в электронно-релейный блок, формирующий выходной сиг-
нал типа «луч открыт» или «луч закрыт».
Электромеханические сигнализаторы уровня — это электроконтактные
сигнализаторы и сигнализаторы с поворотной лопастью. Принцип дей-
ствия электроконтактных сигнализаторов заключается в том, что чувстви-
тельный элемент (поплавок) при достижении предельного (максималь-
ного или минимального) уровня замыкает группу контактов, с помощью
которых выдается выходной сигнал. Принцип действия сигнализаторов
с поворотной лопастью («лопастной сигнализатор») заключается в том,
Рис. 3.22. Общий вид сигнализа-
тора с поворотной лопастью типа
SITRANS LPS200/Pointek PLS 200
3 Техническое обеспечение АСУТП
47
что лопасть приводится во вращение синхронным двигателем с редуктором и приостанавливается при сопри-
косновении с контролируемым веществом, что приводит в действие релейную схему прибора. При освобожде-
нии от нагрузки вращение возобновляется и реле приходит в исходное состояние. Такие сигнализаторы приме-
няются при контроле предельных уровней жидких и сыпучих материалов.
Общий вид сигнализатора с поворотной лопастью типа SITRANSLPS200/Pointek PLS 200 показан на рис. 3.22.
Сигнализатор оборудован складной лопастью и позволяет контролировать уровень материалов с низкой плот-
ностью.
Технология с использованием вращающейся лопасти позволяет определять состояния «полный», «пустой»
или другой заданный уровень в емкостях с такими материалами, как цемент, полимеры в гранулах и др. Лопаст-
ной сигнализатор SITRANS LPS200 применяется как для сыпучих веществ с небольшой плотностью 35 г/л (с ис-
пользованием дополнительной шарнирной лопасти), так и для веществ с плотностью 100 г/л (с использованием
стандартной измерительной лопасти). Чувствительность лопасти может настраиваться на различные характе-
ристики материала (например, для исключения влияния образования отложений материала).
Рис. 3.23. Магнитострикционный метод измере-
ния уровня раздела фаз. Пояснения в тексте
Измерение уровня раздела фаз
Для измерения уровня раздела фаз (разделительного слоя) жидких сред и твердых веществ используют раз-
личные методы измерения — ультразвуковой, емкостной, гидростатический и др. Измерение границы разде-
та двух жидких сред с различной плотностью применяется при
контроле разделительного слоя нефтепродуктов, сжиженных
газов, водных растворов в химической, нефтеперерабатываю-
щей, горной промышленности, при переработке минерально-
го сырья, в обработке сточных вод (контроль уровня отстойни-
ков) и is других отраслях [35].
При контроле разделительного слоя двух жидких сред по
разности их плотностей необходимо, чтобы она составляла не
менее 10%. Так, в системе многоканального измерения уровня
и раздела жидких сред РУПТ-МН-РС64 [30] диапазон плот-
ности измеряемой жидкости составляет 0,5...1,1 г/см3, а раз-
ность плотностей верхней и нижней фаз должна быть не менее
0.1 г/см3.
При контроле разделительного слоя по разности диэлек-
трической проницаемости (электропроводности) двух жидких
сред эта разность должна быть не меньше порога чувствитель-
ности прибора и не менее 10%.
Магнитострикционный метод высокоточного измерения
уровня и уровня раздела фаз основан на магнитострикцион-
ном эффекте [31]. Поплавок, положение которого зависит от разности плотностей жидких сред, перемеща-
ется по трубке, внутри которой натянут провод 1 из магнитострикционного материала (рис. 3.23) Внутри
поплавка находится магнит, так что при перемещении поплавка с магнитом вокруг провода создается магнит-
ное поле 3. С помощью короткого импульса по всей длине провода генерируется кратковременное магнитное
поле. Магнитное поле провода 4 взаимодействует с проводом, в результате чего на конце провода образуется
механическая волна 5, которая преобразуется пьезоэлектрическим преобразователем 2 в электрический сиг-
нал. Положение поплавка (уровень раздела фаз) определяется временем пробега волны. Разность плотностей
двух фаз должна быть не менее 50 кг/м3, а плотность — 400 кг/м3 и более.
Детектор раздела фаз ID-201 компании AGAR Corp. (рис. 3.24) состоит из датчика, антенны и преобразовате-
ля сигналов. Путем измерения поглощения генерируемого сигнала этот детектор измеряет концентрацию воды
эмульсии в данной точке независимо от плотности, вязкости или температуры жидкости.
Выходной сигнал может быть дискретным и/или аналоговым сигналом 4...20 мА, пропорциональным концен-
трации воды в углеводороде. Детекторы могут быть установлены в любой ориентации, однако установка в гори-
зонтальном положении позволяет наиболее точно фиксировать уровень раздела фаз и отбирать пробы непосред-
ственно из этой зоны.
Применение запатентованного герметизирующего патрубка позволяет вводить и извлекать датчики серии
/0-200 из работающей установки под давлением без разгерметизации резервуара. Все датчики имеют напряже-
ние питания 220/115 VAC или 12/24 VDC.
Датчик /0-201 в комплекте с блоком питания Р5-201 может использоваться во взрывоопасных зонах. Де-
текторная система раздела фаз /0-201 с блоком питания PS-201 всех модификаций имеет сертификат ГОСТ
на взрывобезопасность. Маркировка взрывозащиты детектора — 0£rzIIB7’4X, а блока питания — lExdialIBT4X
пи £naIIBX.
48
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Рис. 3.24. Детек-
тор раздела фаз
/0-201 компании
AGAR Corp.
Рис. 3.25. Радар-
ный уровнемер
типа Vegaflex 67
компании VEGA
Диапазон измерения концентрации эмульсии — 0-100% об. угле-
водород/вода. Рабочая температура — 0...232 °C, давление среды —
до 2,1 МПа.
Для измерения уровня раздела фаз жидкостей (например, неф-
ти и воды или растворителей и воды) можно использовать радарный
уровнемер (с направленными микроволнами) типа Vegaflex 67 компа-
нии VEGA. (рис. 3.25). Высокочастотные микроволновые импульсы
направляются вдоль стержня или троса, частично отражаются от по-
верхности верхнего продукта, частично проникают через его слой и от-
ражаются от поверхности раздела фаз, которые должны иметь разные
значения диэлектрической постоянной. Прибор обрабатывает значе-
ния времени прохождения сигнала до обеих фазовых поверхностей
Для отображения двух уровней используется прибор Vegamet 625. Дан-
ный принцип измерения не зависит от плотности продукта, нечувстви-
телен к пыли и конденсату и не требует использования движущихся де-
талей, что гарантирует надежную работу прибора.
Радарный метод измерения уровня раздела фаз используется в вол-
новодных радарных приборах Rosemount 3300 и Rosemount 5302. Прин-
цип действия уровнемера Rosemount 5302 основан на технологии реф-
лектометрии с временным разрешением (TDR). При одновременном
измерении этим уровнемером уровня верхнего слоя и уровня границы
раздела двух сред (например, уровня границы раздела нефти и воды)
диэлектрическая проницаемость верхнего слоя (нефти) должна быть меньше диэлектрической проницаемо-
сти нижнего слоя (воды), а их разность должна быть больше 6. Для измерения уровня верхнего слоя и уров-
ня границы раздела двух сред используются опорный (базовый) импульс, отраженный импульс от верхнего
слоя и отраженный от границы раздела двух сред. Разность времени между моментом передачи опорного им-
пульса и моментами приема отраженных эхо-сигналов позволяют рассчитать уровень и уровень границы раз-
дела двух сред.
Технические характеристики приборов для измерения разделительного слоя жидких сред приведены
в табл. 3.19.
Таблица 3.19. Характеристики приборов для измерения разделительного слоя
Тип Метод измерения Диапазон измерения Температура и давление среды Выходной „ Питание сигнал Область применения
Pointek CLS 300 {Siemens) Емкостной 1 м (стержень), 25 м (кабель) -40... 185 °C, 3,5 МПа СК, р-п-р 220 VAC Нефтехимия, прово- дящие материалы
Sitrans LC 500 {Siemens) Емкостной 5,5 м (стержень) 35 м(кабель) -40...400 °C, 52 МПа 4...20 мА, р-п-р 24 VDC Нефтехимия, газо- вая помышленность, петрохимия
KSR {KSR KU EBLER) Магнито- стрикцион- ный 3 и 6 м -40...200 °C, 10 МПа 4...20 мА 10...30 VDC Нефтехимия, газо- вая помышленность. энергетика
Vegaflex 67 {VEGA) Радарный 32/60 м(трос) 4/6 м (стержень) -40...400 °C, 16; 40 МПа 4...20 мА / HART 10...30 VDC Profibus РА, FF Нефтепереработка, нефтехимия
Rosemount 3302 {Emerson Pro- cess Manage- ment) Радарный 0,4...6 м (коакс. кабель) 0,4...23,5 м (гибкий зонд) 0,4...3 м (жесткий зонд) -40...150 °C, до 4 МПа 4...20мА/HART, 24..A2VDC Modbus Нефтепереработка, нефтехимия
Rosemount 5302 {Emerson Pro- cess Manage- ment) Радарный 0,4...6 м (коакс. кабель) 1...50 м (гибкий зонд) 0,4...3 м (жесткий зонд) -40...400 °C, 34,5 МПа 4...20 мА / HART, 16...30 VDC FF Нефтепереработка, нефтехимия
3. Техническое обеспечение АСУТП
49
3.2. Измерение физико-химических свойств нефти
Измерение физико-химических свойств нефтепродуктов осуществляется как с помощью лабораторных ана-
лизаторов, так и с помощью автоматических и полуавтоматических поточных анализаторов.
Поточные анализаторы качества нефтепродуктов по сравнению с лабораторными анализаторами обладают
рядом преимуществ, а именно:
• непрерывность измерения в режиме on-line основных показателей качества нефтепродуктов (плотность, вяз-
кость, температура вспышки, давление насыщенных паров, фракционного состава, температуры застывания и др );
• высокая точность измерения с выдачей результатов измерения в виде нормированных аналоговых и циф-
ровых сигналов;
• автоматизация измерений, исключающая временные задержки и ошибки персонала, в том числе в услови-
ях непредвиденных (аварийных) ситуаций;
• визуализация результатов измерения в виде оконного (операторского) интерфейса, трендов и алармов;
возможность архивирования, создания отчетов и передачи данных по промышленным сетям;
• возможность автоматической самодиагностики анализаторов, обработки результатов измерений с целью
повышения надежности измерений.
При анализе и выборе поточного анализатора следует руководствоваться следующими основными требова-
ниями, предъявляемыми к поточным анализаторам.
• Возможность автоматического пробоотбора и пробоподготовки анализируемого продукта.
• Возможность работы поточного анализатора в агрессивной среде, а при необходимости — в пожаро- и
взрывоопасных средах.
• Минимальный по времени автоматический цикл анализа продукта.
• Автоматизация обработки с формированием выходного сигнала для связи с компьютерной системой
управления или контроля; наличие программного обеспечения, интерфейсов связи и пр.
• Высокие показатели надежности, простота обслуживания и экономичность.
Ниже рассматриваются поточные анализаторы ряда физико-химических свойств нефти и нефтепродуктов —
плотности, вязкости, температуры вспышки, фракционного состава, давления насыщенных паров, а также ана-
лизаторы содержания в нефти соли, воды, серы и парафина.
Для сравнения приведены также технические характеристики некоторых лабораторных анализаторов каче-
ства нефтепродуктов.
3.2.1. Измерение плотности нефтепродуктов
Плотность — важнейший показатель качества нефти. Плотность нефти характеризуют относительной плот-
ностью, определяемой отношением массы нефти или нефтепродукта при определенной температуре (Г ) к мас-
се воды при стандартной температуре (t т). При £опр= 20 °C и tcr= 4 °C относительная плотность обозначается р420.
При других температурах относительная плотность определяется зависимостью рг2 = prl- y(t2 - tt), где и t2 —
температуры начала и конца времени измерения плотности; р(| и pf2—плотности при температурах соответствен-
но tt и t2; у— температурная поправка изменения плотности на 1 °C.
В среднем относительная плотность разных типов нефти варьируется в диапазоне 0,78...0,9. Согласно
ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» по плотности нефть
делят на 5 типов:
0 — особо легкая (р < 0,83);
1 — легкая (р = 0,83...0,85);
2 — средняя (р = 0.85...0.87);
3 — тяжелая (р = 0,87...0,895);
4 — битумная (р > 0,895).
Для измерения плотности нефтепродуктов используют плотномеры, осно-
ванные на различных принципах измерения: истечения и падающего шарика
(в основном лабораторного типа), ротационные и вибрационные. В нефтепере-
аботке наибольшее применение получили последние. Рассмотрим для приме-
ра вибрационный анализатор плотности проточного типа Micro Motion модели
7835 (Solartron 7835) компании Emerson Process Management (рис. 3.26).
Действие плотномера основано на вибрационном принципе — исходная ре-
зонансная частота колебаний вибрирующего элемента (для моделей проточно-
го типа — трубки, а для модели погружного типа — камертонной вилки) изменя- Рис. 3.26. Поточный плотномер
ется в зависимости от плотности проходящей через преобразователь жидкости. модели Solartron 7835
50
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
В процессе измерений колебания поддерживаются постоянными, а значение частоты колебаний является функ-
цией плотности. Плотномер Solartron 7835 в промышленном исполнении используется для измерения плотно-
сти нефтепродуктов и сырой нефти, а также коррозионно-неагрессивных технологических жидкостей. Макси-
мальное значение расхода — 15 000 л/ч (при большем расходе прибор монтируют на байпасе). Отличительными
характеристиками прибора являются повторяемость измерений в условиях эксплуатации трубопровода, а также
высокая точность измерений и низкая зависимость от изменения температуры благодаря материалу вибрирую-
щего элемента из специального сплава№-5рцц-С. Основная погрешность измерения плотности — до 0,0001 г/см3
в диапазоне 0,6-1,6 г/см3. Прибор нечувствителен к способу установки, промышленной вибрации, скорости по-
тока и давлению. Выходные сигналы — 4...20 мА/HART, интерфейс Д5-485. Защита от воздействия окружающей
среды по классу IP65. Прибор имеет искробезопасное исполнение (£EricIICT4) и не нуждается в техническом
обслуживании
Рис. 3.27. Поточный плотномер FD900
компании SocTrade Process Engineering
Выходной сигнал анализатора плотности модели 7835 — ток
4...20 мА. Одновременно с измерением массового расхода прибором
Micro Motion серии F может быть измерена плотность в диапазоне
до 5 г/см3 с точностью до ±0,001 г/см3.
Другим примером анализатора плотности нефти служит поточ-
ный плотномер FD900 компании SocTrade Process Engineering (Шве-
ция). Чувствительный элемент прибора состоит из двух параллель-
ных трубок, заполненных измеряемой жидкостью. Трубки с помощью
магнитопривода колеблются с резонансной частотой. Период колеба-
ний пропорционален массе трубок с измеряемой жидкостью и, сле-
довательно, плотности жидкости. Диапазон измерения плотности —
от 700 до 1500 кг/м3 с точностью до ±0,1 кг/м3. При горизонтальной
установке диапазон расхода составляет 5...300 л/мин. Постоянная
времени прибора равна 0,02 с при скорости потока 500 л/мин. Вы-
ходной сигнал — частотный, 4...20 мА. Общий вид анализатора при-
веден на рис. 3.27.
3.2.2. Измерение вязкости нефтепродуктов
Вязкость характеризует эксплуатационные свойства нефтепродуктов. Различают динамическую, кинемати-
ческую и условную вязкость. Динамическая вязкость (р, Па-с) учитывает сопротивление сдвигу при перемеще-
нии двух слоев жидкости относительно друг друга. На практике чаще используют значение кинематической вяз-
кости (в, м2/с), равное отношению динамической вязкости жидкости к ее плотности, то есть о = р/р.
Для определения вязкости нефтепродуктов используют также понятие условной вязкости (ВУ), за которую при-
нимают отношение времени истечения 200 мл нефтепродукта через калиброванное отверстие вискозиметра ко вре-
мени истечения 200 мл дистиллированной воды при температуре 20 °C. Условная вязкость является безразмерной ве-
личиной, выражается числом условных градусов и применяется для характеристики высоковязких нефтепродуктов.
Вязкость нефтепродуктов существенно зависит от температуры, понижаясь при ее повышении и на-
оборот. Эта зависимость носит криволинейный характер и может быть описана уравнением Вальтера:
Lg[Ig(Dr+0,8)] = А - В IgZ', где tj( —кинематическая вязкость; Т— температура, К; А и В — константы.
Вязкость нефтепродукта при любой температуре определяется с использованием логарифмической шкалы
по номограмме (если известна его вязкость при двух других температурах). Вязкость нефтепродуктов также за-
висит от давления и при его увеличении повышается.
Для оценки вязкости используется индекс вязкости (ИВ) — отношение кинематической вязкости нефтепро-
дукта при температурах 50 и 100 °C. Значения ИВ от -40 до 120 лежат в диапазоне вязкостей от 6 до 60 мм2/с [4].
При пониженных температурах в результате кристаллизации нефть может образовывать дисперсные систе-
мы. Вязкость таких систем называется структурной вязкостью.
Измерение вязкости нефтепродуктов проводят на капиллярных, ротационных и вибрационных вискозиме-
трах по ГОСТ 6258-85 и ГОСТ 1929-87. Кроме того, лабораторное измерение вязкости проводят по методу па-
дающего шарика (для жидкостей с вязкостью от 0,6 до 68 Па-с).
Аппарат для определения условной вязкости типа ВУН-20 обеспечивает точность поддержания температу-
ры ±0,25 °C в диапазоне температур 20...100 °C и оснащен выходным интерфейсом RS'232. Для определения ки-
нематической вязкости применяют также капиллярные вискозиметры ВПЖ, Кэннон-Фенске, Убеллоде и др.
Поточный капиллярный вискозиметр Г7Ж-4 компании BARTEC-BENKE (рис. 3.28) используется для
определения кинематической вязкости по стандарту ASTM D445. Диапазон измерения — 0...300 сСт. Темпе-
ратура измеряемой среды от 20 до 60 °C. Прибор имеет взрывозащищенное исполнение с видом взрывозащи-
ты 2Expxde\ia\ ПСТЗ/Т4. Выходной сигнал прибора 4...20 мА, интерфейс Д5-485/422, Modbus. Напряжение
3. Техническое обеспечение АСУТП
51
питания 220/240 VAC, потребляемая мощность 500 Вт. Класс защиты по
стандарту МЭК 529 IP54. Габаритные размеры 1190x1930x710 мм. В со-
став прибора входит встроенный ПК с ОС Windows ХР и ПО В4С5.
Поточный вибрационный вискозиметр XL-7 компании Hydramotion
(Великобритания) измеряет динамическую вязкость нефтепродуктов,-
сырой нефти, мазута, масла и моторных топлив. Кинематическая вяз-
кость рассчитывается с учетом плотности нефтепродукта. Диапазон из-
мерения 0...1-106 Па с, погрешность измерения ±1%. Температура пробы
от -400С до +1500 °C, давление пробы до 1 МПа. Выходной сигнал при-
бора 4. .20 мА. Напряжение питания 24 VDC, степень защиты IP 68. Га-
баритные размеры 150x483 мм. В состав прибора входит встроенный ПК
с ОС Windows ХР и программным обеспечением (ПО) PACS.
Вискозиметры для определения кинематической вязкости по стан-
дарту ASTM D445 и ГОСТ 33-2000 выпускает компания ShenKai (КНР).
В приборе SYP1003-ГХ используются капиллярные вискозиметры Убел-
тоде. Диапазон температур анализируемой среды от 20 до 100 °C с по-
грешностью ±0,1 °C.
Ротационные вискозиметры состоят из двух соосных цилиндров, между
которыми находится испытуемая жидкость. Один из цилиндров приводит-
ся во вращение электродвигателем. При этом жидкость оказывает вязкое
сопротивление его вращению, передавая движущую силу второму цилин-
дру. Угол поворота второго цилиндра определяет величину вязкости. Если
Рис. 3.28. Поточный капиллярный виско-
зиметр VISK-4 компании BARTEC-BENKE
один из цилиндров неподвижен, то динамическая вязкость р определяется по величине крутящего момента электро-
двигателя по формуле: р = К-М/оз, где М — крутящий момент, со — угловая скорость, а К — постоят iная прибора.
Примером ротационного вискозиметра может служить вискозиметр РВ-7 с неподвижным цилиндром. Этот
прибор используется для измерения вязкости масел при температуре +10...-60 °C, дизельного топлива при тем-
пературах ниже -30 °C и битумов при температурах 20...160 °C. Диапазон измерения — 0.5...1- 10й Па с.
Вибрационные вискозиметры основаны на зависимости поглощения ультразвуковых колебаний при их про-
хождении через измеряемую среду от ее вязкости. Интенсивность электромагнитных колебаний Jпри прохож-
дении расстояния I убывает по экспоненциальному закону J = J^eP, где а — коэффициент поглощения, зави-
сящий от вязкости среды. О вязкости среды судят по измерениям интенсивности колебаний J. Вибрационные
вискозиметры обычно используют для измерения вязкости ньютоновских (маловязких) жидкостей.
3.2.3. Измерение температуры вспышки
Температура вспышки — это минимальная температура, при которой
пары нефтепродукта при соприкосновении с источником воспламенения
(пламя, электрическая искра и т. п.) образуют горючую смесь с воздухом.
Температура вспышки связана с температурой кипения фракции зависи-
мостью Т = 0,736 Т , где Т — температура вспышки, К, а Г — темпе-
ратура кипения, К.
Температура вспышки определяется в приборах (тиглях) закрытого
и открытого типов. Определение температуры вспышки в открытом ти-
ле проводится по ГОСТ 4333-87, в закрытом — по ГОСТ 6356-75.
В зависимости от концентрации паров горючей смеси различают
верхний и нижний концентрационный предел распространения пла-
мени. Верхний предел характеризуется максимальной концентрацией
паров горючей смеси в воздухе, когда воспламенение и горение невоз-
можно из-за недостатка кислорода в смеси При концентрации паров
меньше нижнего предела количество выделившейся теплоты недоста-
очно для воспламенения.
Температурой воспламенения называется минимальная температура,
лрп которой пары смеси при их воспламенении от внешнего источника
'фазуют устойчивое пламя. Температура воспламенения выше темпера-
сры вспышки на несколько десятков градусов и определяется на том же
приборе (открытый тигель), что и температура вспышки.
Для горючих веществ важна также температура самовоспламе-
ения (минимальная температура, при которой пары нефтепродукта
Рис. 3.29. Поточный анализатор тем-
пературы вспышки FPA-4 компании
BARTEC-BENKE
52
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
в смеси с воздухом воспламеняются без соприкосновения с внешним источником). Температура самовоспла-
менения выше температуры вспышки на сотни градусов (температура самовоспламенения бензина составляет
400...450 °C, мазута — 280...300 °C, дизельного топлива — 320...380 °C).
Общий вид поточного анализатора температуры вспышки FPA-4 компании BARTEC-BENKE показан
на рис. 3.29. Принцип измерения основан на каталитическом окислении пробы (дизтопливо, масла). Предва-
рительно анализатор калибруется по пробе с известной температурой вспышки. При измерении проба нагре-
вается до тех пор, пока уровень сигнала датчика не достигнет значения, зарегистрированного при калибровке
прибора. Затем в ячейке измеряется температура пробы как температура вспышки. Излишки пробы удаляют-
ся через дренажную систему, а испарения пробы — через вентиляцию в атмосферу. Диапазон измерения от 30
до 120 °C или от 60 до 180 °C. Взрывозащита — ££хр<Д1ВТ4. Давление пробы — 0,15...0,3 МПа, расход пробы —
2...3 л/ч. Выходной сигнал 4...20 мА, интерфейс £5-422/485, Modbus. Класс защиты IP54. Габаритные размеры
1140x1930x710 мм. В состав прибора входит встроенный ПК с ОС WindowsХР и ПО PACS.
Среди автоматических анализаторов вспышки отметим анализаторы Seta MultiFlash с различными модулями
определения температуры вспышки:
• в закрытом тигле по Пенски-Мартенсу; диапазон температуры среды от 20 до 400 °C;
• в открытом тигле по Кливленду; диапазон рабочих температур от 20 до 400 °C;
• в открытом тигле по Тагу; диапазон рабочих температур от 20 до 93 °C.
Анализатор температуры вспышки и воспламенения в открытом тигле по стандарту ASTM D1267
и ГОСТ Р 50994 типа SYP 1001Z-I выпускает компания ShenKai (КНР). Температура анализируемой среды —
80...380 °C, выходной интерфейс — £5232. Известны и другие анализаторы температуры вспышки, например,
С200 компании Sans Kay LLC, SYP 1002Z-II компании ShenKai, анализаторы ATG-7, АРМ-7, АСО-7, АТВ-20,
АТВО-20, ТВО, ТВЗ-ЛАБ-11 и др.
Рис. 3.30. Анализатор со-
держания солей в нефти типа
44561 группы компаний РАС
3.2.4. Определение содержания солей в нефти
Содержание солей в нефти, поступаю] цей на нефтеперерабатывающие заво-
ды, обычно составляет 500 мг/л, а на переработку допускается нефть с содержа-
нием солей не более 20 мг/л. Определение солесодержания солей в нефти про-
водится с помощью солемеров нефти. Среди отечественных приборов можно
отметить автоматический солемер САН-Л, солемер АУМ 101 и др., а среди зару-
бежных — анализатор содержания солей Herzog SC 960, анализатор 44561 груп-
пы компаний РАС и др.
Анализатор солей в нефти типа 44561 группы компаний РАС (рис. 3.30) имеет
диапазоны измерений 0...15, 0...100, 0...400 РТВ. Температура пробы — 15...50 °C,
давление пробы — до 1,4 МПа, расход пробы — не менее 4,6 л/мин. Маркиров-
ка взрывозащиты анализатора EExdYi.BT3, выходной сигнал — 4...20 мА, £5-485.
Автоматический солемер САН-Л основан на кондуктометрическом принципе
измерения. Датчик солемера конструктивно выполнен в виде трех плоскопарал-
лельных электродов, заливаемых анализируемым раствором. Для компенсации изменения показаний солемера
от температуры анализируемой среды в датчике предусмотрен полупроводниковый термометр сопротивления.
Диапазон определения массовой концентрации хлористых солей составляет 0...2000 мг/дм3.
Солемер АУМ 101М основан на кондуктометрическом методе анализа и состоит из первичного преобразова-
теля или ячейки для преобразования информации о концентрации солей в пробе нефти в электрический сигнал,
пропорциональный электрической проводимости пробы, и измерительного блока. Результаты измерения выда-
ются в цифровой форме Диапазон измерений — 0...2000 мг/л с погрешностью ±4%. Температура контролируе-
мой среды от 10 до 35 °C, плотность среды — 750...950 кг/м3.
Анализатор содержания солей в сырой нефти Herzog 5С960 фирмы Walter Herzog GmbH автоматически опре-
деляет содержание хлористых солей в сырой нефти по стандарту ASTM D3230. Принцип измерения основан
на измерении электропроводности раствора сырой нефти методом бесконтактной низкочастотной кондукто-
метрии. Прибор обеспечивает цифровое отображение содержания соли в единицах, указанных пользовате-
лем. Минимальная пороговая измеряемая концентрация — 0,57 г/м3. Выходной аналоговый сигнал прибора —
0...2.5 VDC, выходной интерфейс — £5232.
3.2.5. Определение содержания воды в нефти
Содержание воды в нефти для ее последующей переработки не должно превышать 3...5 мг/л. Соглас-
но ASTM D95 и ГОСТ 2477-65 определение содержания воды в нефти заключается в нагревании пробы воды
3. Техническое обеспечение АСУТП
53
с нерастворимым в воде растворителем и измерении объема сконденси-
рованной воды. В качестве безводных растворителей используют толуол,
ксилол, изооктан технический, нефтяной дистиллят с пределами кипе-
ния от 100 до 200 °C или от 100 до 140 °C. Для нагрева применяют газо-
вую горелку или электрическое нагревательное устройство.
Анализатор воды в нефти типа OW 302 (рис. 3.31) компании AGAR
Corp. Ltd имеет диапазон измерения 0,1... 100 %масс. с погрешно-
стью ±1,0%. Температура пробы —0... 100 °C, давление пробы — до 10 МПа,
выходной сигнал 4...20 мА, Д5-485/Д5422, маркировка взрывозащиты —
EExd[ia] IICT4.
Поточный влагомер товарной нефти ВТН-1 (Россия), основанный на
СВЧ-методе измерения влажности, предназначен для установки как на
Рис. 3.31. Общий вид влагомера типа
OIV302 компании AGAR Corp Ltd
узлах коммерческого учета нефти, так и для контроля влажности на тех-
нологических установках подготовки нефти. Диапазон измерения влаго-
содержания составляет 0...3,0% объемной доли с погрешностью ±0,06%.
Результаты измерения представляются в цифровом виде, выходной сигнал - 4...20 мА. Расстояние между пер-
вичным преобразователем с условным проходом 50 мм и блоком обработки сигнала составляет 500 м. Ско-
рость потока через первичный преобразователь должна быть не менее 1,0 м/с, допустимая температура среды —
от 0 до 65 °C, давление среды — не более 6,4 МПа. Режим работы непрерывный.
Среди лабораторных измерителей содержания воды в нефти отметим влагомеры ВЭН-ЗМ и ВАД-40, ос
нованные на диэлькометрическом методе измерения влажности Влагомер ВЭН-ЗМ имеет диапазоны изме-
рения влажности 0...3, 0...15 и 0...60% Приведенная относительная погрешность — ±4%. Влагомер ВАД-40
с датчиком наливного типа имеет приведенную относительную погрешность измерения ±2,5%.
Содержание воды в нефти определяют также методом титрования. Измерение содержания воды в нефти
и нефтепродуктах методом титрования по Карлу Фишеру приводится прибором типа GR5-2000-9500.
3.2.6. Определение содержания серы в нефти
Содержание серы в нефтепродуктах различается в зависимости от технологии. Так, содержание серы в ма-
зуте может достигать 1,8 %масс., в коксе — от 2 до 4,5 %масс., в керосине до очистки — до 1 %масс , а в газойле —
до 0,5 %масс. После процессов гидроочистки содержание серы в сырье снижается до 0,1...0,3 %масс., а после ги-
дрокрекинга — до 0,02...0,05 %масс.
Для контроля содержания серы в нефтепродуктах необходимо использо-
вать приборы повышенного класса точности. Современные анализаторы спо-
собны определять содержание серы в сырой нефти, бензине, керосине, газойле,
смазочном масле, гудроне, асфальте и т. п. По исполнению анализаторы под-
разделяют на лабораторные (с ручным или автоматическим пробоотбором)
и промышленные (встраиваемые в заводскую систему производства и управ-
ления). Промышленные анализаторы имеют взрывозащищенное исполнение.
Основными методами анализа являются УФ-флуоресцентный, рентгено-
флуоресцентный и хроматографический анализы, а также метод объемного ти-
трования продуктов сгорания образцов нефтепродуктов (по ГОСТ 1437 75).
УФ-флуоресцентный метод соответствует стандарту ASTM D5453, рентгено-
флуоресцентный — стандарту ASTM D4294 и ГОСТ 51947 2002, а хроматогра-
фический - ГОСТ Р 52714-2007 и ГОСТ Р 50802-95.
Поточный анализатор серы и азота модели 6200 компании ANTEK Instru-
ments (рис. 3.32) состоит из проточной кюветы (стальной трубы диаметром
два дюйма) с двумя расположенными друг против друга окнами, пропускаю-
щими рентгеновское излучение от источника к детектору (газонаполненный
счетчик высокого разрешения). Прибор выполнен во взрывозащищенном ис-
полнении. Диапазон измерений модели 682T-L7? (бензин, керосин, газойль)
составляет 0,001...1 %масс. при объемном расходе не менее 1 л/мин Для мо-
дели 682-ЯР (сырая нефть, асфальт, гудрон) диапазон измерений составляет
0.1...5,0 %масс. при объемном расходе не менее 100 л/мин. Выходные сигна-
лы 4...20 мА, PS232, Я5-485, сухие контакты.
Лабораторный анализатор серы типа АСЭ-2, основанный на рентгено-флу-
оресцентном методе измерения, предназначен для определения массовой доли
серы в нефти, бензинах, дизельном топливе и других продуктах переработки
Рис. 3.32. Анализатор содержа-
ния серы модели 6200 компании
ANTEK Instruments
54
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
нефти (светлых и темных) и соответствует стандартам ASTM D 4294-98, ASTM D 6445-99 и ГОСТ Р 51947-
2002. Диапазон измерения концентрации серы — от 0,002 до 5 %масс., основная погрешность — ±0,2%.
Компания Horiba выпускает анализаторы серы и азота в нефти и нефтепродуктах серии SLFA —
УФ-флуоресцентные анализаторы серы модели SLFA UV-21A и SLFA UV-21ANS, рентгено-флуоресцентные ана-
лизаторы серы SLFA 2100/2800, рентгено-флуоресцентный анализатор серы SLFA 20.
Краткие технические характеристики анализаторов серы компании Horiba приведены в табл. 3.20.
Таблица 3.20. Характеристики анализаторов серы компании Horiba
Характеристики 51.714-2100/2800 SLFA-20 5Z754-UV21
Принцип измерения Рентгено-флуоресцентный Сжигание и флуорес-
центный анализ
Диапазон измерения, % 0...9.999 0...5 0...1
Точность измерения, мг/кг ±5 ±15 +0,5
Предел обнаружения < 5 мг/кг < 20 мг/кг 30 мг/кг
Температура сре- ды, °C 5...40
Рис. 3.33. Анализатор содержания
серы в нефти SLFA-28OO
компании Horiba
Общий вид анализатора SLFA-2800 представлен на рис. 3.33. Рентгеновская флуоресценция регистриру-
ется с помощью детектора, представляющего собой пропорциональный счетчик фотонов. Прибор имеет ЖК-
дисплей, встроенный принтер и интерфейс RS232.
Хроматографический метод анализа осуществляется на хроматографах «Кристалл-2000», «Кристалл-5000»,
«Хроматэк-Кристалл-7000», «Хроматэк-Кристалл-9000» и др. Промышленный газовый хроматограф «Хрома-
тэк-Кристалл-7000» во взрывозащищенном исполнении (вид взрывозащиты 1£хЛ1СТ4) имеет модульную кон-
струкцию. Система пробоподготовки, включающая регуляторы давления, фильтры, клапаны и вентили, а также
электроподогреваемые подводящие линии, расположена в обогреваемом герметичном шкафу.
В качестве детекторов используются ДТП (детектор по теплопроводности) с пределом обнаруже-
ния 3-10 9 г/мл (3 шт.) и ПИД (пламенно-ионизационный детектор) с пределом обнаружения 3-10 12 г/с
по н-углеводородам (1 шт.). Газ-носитель — азот, аргон или гелий с расходом 20 л/мин, давление до 0,6 МПа.
Для детального углеводородного анализа бензина используют хроматограф «Хроматэк-Кристалл 9000» по
ГОСТ Р 52714-2007. Этот прибор отличается возможностью установки до 4-х детекторов различного типа: ДТП
с пределом обнаружения 2-10 9 г/мл, ПИД с пределом обнаружения 2-1012 г/с, ТИД (термоионный детектор)
с пределом обнаружения 1-10 13 г/с, ЭЗД (электронно-захватный детектор) с пределом обнаружения 2-10~м г/с,
ПФД (пламенно-фотометрический детектор) с пределом обнаружения 1-10-12 г/с, ФИД (фотоионизационный
детектор) с пределом обнаружения 2,5-10 13 г/мл, ТХД (термохимический детектор) с пределом обнаружения
8-10 10 г/мл, а также МСД (квадрапульный масс-спектрометр). Термостатирование детекторов осуществляется
при температуре до 450 °C.
Для измерения содержания серы в жидкой фазе (от сырой нефти до дизельного топлива) используют хрома-
тограф PGC 2007 компании АВВ. Детектор — пламенно-фотометрический (ПФД). Температура в зоне измере-
ния 0...50 °C, степень защиты IP52. Этот хроматограф используют во взрывоопасных зонах 1 и 2.
3.2.7. Определение содержания парафина в нефти
Парафин представляет собой смесь предельных углеводородов (алканов) состава от C)5H3g до С35Н72 с тем-
пературой плавления 45...65 °C. Парафин используется в качестве химического сырья в производстве бумаги,
для пропитки древесины и т. п. При окислении парафина образуются жирные кислоты, применяемые в произ-
водстве смазок и моющих средств. Плотность парафина составляет от 0,88 до 0,915 г/см3. Парафин выделяется
из нефти в виде кристаллов.
В зависимости от температуры плавления парафины подразделяют на жидкие (Г < 27 °C), твердые
(Гп1 28...70 °C) и микрокристаллические (Г|п > 60...80 °C). По степени очистки парафины подразделяют на гачи
(петралатумы), содержащие до 30 %масс. масел, неочищенные парафины (церезины) с содержанием масел
до 6 %масс. и очищенные парафины.
По содержанию парафина нефть делят на 3 группы: беспарафинистую с содержанием парафина в нефти до
1 %масс., слабопарафинистую с содержанием парафина 1-2 %масс. и парафинистые с содержанием парафина
более 2 %масс.
3. Техническое обеспечение АСУТП
55
ГОСТ 11851-85 «Нефть. Метод определения парафина» (поел. изм. 19.07.2010) устанавливает два метода
(А и Б) определения массовой доли парафина в нефти. Метод А заключается в предварительном удалении ас-
фальто-смолистых веществ из нефти, их экстракции и адсорбции с последующим выделением парафина смесью
ацетона и толуола при температуре минус 20 °C. Анализ содержания парафина по методу А требует наличия ап-
парата для фильтрования, мембранного вакуумного насоса, охлаждающего термостата, адсорбционной колонки,
масляной бани, водяного термостата, электроплитки и вытяжного шкафа.
Метод Б заключается в предварительном удалении асфальто-смолистых веществ из нефти вакуумной пере-
гонкой с отбором фракций 250...550 °C и выделением парафина растворителем (смесью спирта и эфира при тем-
пературе минус 20 °C). Как и метод А, метод Б требует наличия соответствующего лабораторного оборудования.
Массовая доля парафина по методам А и Б определяется формулой X = (ти1-77г2/т1-7И3)-100%, где X - масса
парафина, выделенного из обессмоленной нефти, г; т, — масса парафина, взятая для обессмоливания, г; ?т?2 —
по методу А это масса обессмоленной нефти, г, а по методу Б — масса обессмоленной фракции нефти, выкипаю-
щей при температуре > 250 °C; тт?3 — масса обессмоленной нефти, взятой для определения парафина.
Следует отметить, что на растворимость парафинов помимо температуры влияют давление, состав нефти,
а также количество и состав растворенного газа. Одной из характеристик нефти является температура насыще-
ния ее парафинами, которую определяют рефрактометрическим, ультразвуковым и другими методами.
Для удаления из масляных фракций парафина (твердых углеводородов) в целях получения масел с низкой
температурой застывания используют процесс депарафинизации с применением селективных растворителей
(смеси ацетона и толуола и т. п.).
3.2.8. Определение фракционного состава нефти
Важнейшим показателем качества нефти является ее фракционный состав, который определяют путем пе-
регонки нефти и нефтепродуктов при атмосферном давлении и под вакуумом. Фракции, получаемые при раз-
ных температурах, различаются разными пределами выкипания, плотностью, вязкостью и другими физико-хи-
мическими свойствами. При температурах выкипания до 350 °C получают светлые дистилляты (бензиновые,
керосиновые и дизельные фракции), при температурах 330...360 °C — мазут, из которого под вакуумом при тем-
пературах 300 ..550 °C получают вакуумный газойль, при температурах 350...500 С — масляные фракции, а при
температурах более 500 °C — гудрон.
Фракционный состав нефтепродуктов приведен в табл. 3.21.
Таблица 3.21. Фракционный состав нефтепродуктов
Фракции Предел выкипания, °C Назначение
Бензиновые фракции'. Узкие фракции при вто- 28 62 Сырье для вторичной ректификации
ричной перегонке 62...85 (бензольная) 85...115(120) (толуольная) 115...140 (ксилольная) 85...140 85... 180 Сырье для процессов изомеризации и каталитического рифор- минга Сырье для получения высокооктанового компонента бензина
Керосиновые фракции 120...240 150...280 (315) 140 200 Реактивное топливо Осветительный керосин (из малосернистой нефти) Растворитель (уайт-спирит) для лакокрасочной промышленности
Дизельные фракции 180...350 200...320 200...350 Дизельное топливо зимнее (180...240 °C) и летнее (240...350 °C) Сырье для получения жидкого парафина (из высокопарафини- стых нефтей)
Мазут <330 >360 Котельное топливо Сырье для переработки на масляные фракции
Масляная фракция широ- кая (вакуумный газойль) 300...500 350...550 Сырье для каталитического крекинга и гидрокрекинга
.Масляные фракции узкие (вакуумные) 350...400 400...450 450...500 Сырье для производства минеральных масел (смазочных масел)
Гудрон >500 Сырье для производства битума
56
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводог
Рис. 3.34. Поточный анализатор
фракционного состава DPA-4 1 ком-
пании BARTEC-BENKE
Анализ фракционного состава осуществляется как лабораторными ме-
тодами путем перегонки в паровую фазу с последующей конденсацией
в измерительной емкости (по ГОСТ 2177 99 и ASTM 086), так и другим!
методами — абсорбционными (газовая и жидкостная хроматография), спек
тральными (ИК- и УФ-спектрометрия, масс-спектрометрия), а также мето
дамп химического анализа.
Сущность метода по ГОСТ 2177-99 заключается в перегонке 100 см3 ис-
пытуемого образца и контроле температуры и объема конденсата при выпа-
ривании. При этом используются колба для перегонки, термометр, мерный
цилиндр, горелка или электрический нагреватель. Диапазон измерения тем-
пературы —0...300 °C (400 °C).
Для определения фракционного состава применяются различные аппа-
раты, среди которых можно отметить автоматический аппарат определения
фракционного состава (NDI 440 и NDI 1440), автоматические анализаторы
фракционного состава при атмосферном давлении (NDA 627 и NDA 628), ав
тематический анализатор фракционного состава при пониженном давлении
(NDV 632), автоматический аппарат разгонки нефти при атмосферном давле-
нии и под вакуумом (AutoMaxx 9100), аппарат для определения фракционно-
го состава при атмосферном давлении (51P2001-V), а также автоматические
аппараты для разгонки нефтепродуктов АРН-Лаб-02, АРНС-20, АФСА и др.
Широкое применение находят хроматографические методы анали-
за фракционного состава нефти. Среди анализаторов фракционного соста-
ва хроматографическим методом можно выделить аппаратно-программный
комплекс на базе хроматографа «Хроматэк-Кристалл 5000» (Россия) и по
точный газовый хроматограф PGC 2002 компании АВВ.
На рис. 3.34 представлен общий вид поточного анализатора фракционного состава DB4-4.1 компании
BARTEC-BENKE. Измеряемые параметры — фракционный состав, температура начала и конца кипения, про-
цент или температура отгона. В качестве пробы используется бензин, дизельное топливо, авиационное и реак-
тивное топливо, масла, промежуточные нефтепродукты, сырье на переработку (нафта). Диапазон измерения —
0... 100% / 0...400 °C. Температура пробы — 0...40 °C (вязкость < 50 сСт), давление пробы 0,1...0,3 МПа. Расход
пробы 10...40 л/ч. Выходной сигнал 4...20 мА, интерфейс 05-422/485, Modbus. Степень защиты прибора /Р54.
В состав прибора входит встроенный ПК с ОС Windows ХР и ПО PACS.
3.2.9. Измерение упругости паров нефтепродуктов
Рис. 3.35. Поточный анализатор дав-
ления насыщенных паров Я1/Р-4
Упругость пара — это давление, при котором устанавливается равнове-
сие между жидкостью и паром или между твердым телом и газом при неиз-
менной заданной температуре в замкнутом объеме. Упругость пара опреде-
ляется для нефти, моторных топлив, газового конденсата и т. п. для оценки
их испаряемости и учета потерь при хранении и транспортировке.
Ниже приведено описание анализаторов упругости паров нефтепро-
дуктов по Рейду. Давление пара по Рейду — это абсолютное давление пара
при температуре 37,8 °C (100 °F), выраженное в кПа. Определение давле
ния насыщенных паров методом Рейда для бензина, низкокипящей сырой
нефти и других легких нефтепродуктов осуществляется в соответствии
с Международным стандартом ASTM D326-06, а также ГОСТ 1756-2000.
Сущность метода: жидкостную камеру аппарата с охлажденным образцом
(контейнер) подсоединяют к воздушной камере, находящейся в нагретой
до температуры 37,8 °C бане. Собранный аппарат погружают в баню и для
достижения равновесия между жидкостью и паром непрерывно встряхива-
ют до достижения постоянного давления, измеряемого высокоточным ма-
нометром.
Общий вид поточного анализатора давления насыщенных паров RVP-4
компании BARTEC-BENKE представлен на рис. 3.35. В качестве пробы ис-
пользуется бензин, дизельное топливо, сырая нефть. Диапазон измерения —
0... 160 кПа, температура измерения 37,8 °C (опция до 60 °C). Время цикла из-
мерения — 7...10 мин. Температура пробы — 0...40 °C, давление 0,2...0,8 МПа
расход — 5... 10 л/ч. Выходной сигнал 4...20 мА, интерфейс 05-422/485
3. Техническое обеспечение АСУТП
57
Modbus. Вид взрывозащиты — 1Ех/ш/е[га]ПСТ4, степень защиты IP54. Габаритные размеры — 1190x1930x710 мм.
В состав прибора входит встроенный ПК с ОС Windows ХР и ПО PACS.
Ниже приведены краткие сведения по др. приборам для анализа давления насыщенных паров.
Анализатор упругости паров по Рейду AVP-30D (Япония): диапазон измерения давления: 0...196 кПа, неболь-
шой объем пробы с автоматическим непрерывным встряхиванием, жидкокристаллический дисплей с размером
экрана 8", габаритные размеры 400x600x720 мм.
• Setavap II (Великобритания) — это анализатор давления насыщенных паров бензина, растворителей
и других аналогичных веществ методом расширения в камере в соответствии со стандартами ASTM D323, ASTM
£>5191, ГОСТ 1756-2000. Диапазон измерения давления — 0...200 кПа, объем образца 3 мл, объем камеры 15 мл,
фиксированная температура 37,8 °C ± 0,1°С; интерфейс /’S232, габаритные размеры: 370x130x200 мм.
• Setavap 80000-0 (Великобритания) — это анализатор давления насыщенных паров нефтепродуктов в диа-
пазоне давлений 0 ..600 кПа. Температурный диапазон 25... 100 °C ± 0,1 °C, объем камеры 15 мл, интерфейс RS232,
габаритные размеры 350x450x370 мм.
• РРА 4100 RVP(CIIIA) — анализатор упругости паров нефтепродуктов в соответствии со стандартами ASTM
D323, ASTM D1267 и ГОСТ 1756. Диапазоны измерения давления — 0...137, 0...206, 0...619, 0...1548 кПа.
• Minivap VPS/VPSH (Австрия) — экспресс-анализатор давления насыщенных паров в соответствии со стан-
дартами ASTM D6377, ASTM D323 и ГОСТ 1756. Диапазоны измеряемого давления — 0. .800 кПа (VPS) или
0...1000 кПа (VPSET). Диапазон температур от 20 до 100 °C (VPS) или 0...100 °C (VPSET). Интерфейс — ALS’232, га-
баритные размеры 196x315x175 мм.
• ADP-02 (Япония) — это анализатор давления насыщенных паров нефтепродуктов в соответствии со стан-
дартом ASTM D323 и ГОСТ 1756-2000. Диапазон измерения давления — 0...180 кПа, температура 37,8±0,1 °C.
Отображение результатов — на четырехразрядном цифровом индикаторе, 3 канала измерения. Габаритные раз-
меры — 840x430x320 мм.
• £70-24776 (ФРГ) — это аппарат для определения давления насыщенных паров по Рейду в соответствии
с ГОСТ 1756. Диапазон измерения давления — 0...180 кПа ± 0,1 кПа, диапазон рабочих температур от 5 до 100 °C.
Функция программирования включают 5 программ и 155 сегментов. Точность поддержания температуры состав-
ляет ±0,05 °C, мощность нагревателя — 2,6 кВт, интерфейс USB. габаритные размеры — 850x450x450 мм.
3.2.10. Измерение октанового и цетанового чисел, давления насыщенных паров
и других физико-химических свойств с помощью НИР-анализатора
Спектрофотометрический ИК-анализатор физико-химических свойств не-
фтепродуктов М412 (рис. 3.36) представляет собой многопараметрический
многоканальный анализатор физико-химических свойств бензина и дизельно-
го топлива одновременно на 12-ти потоках. Диапазон измерения МОЧ (MON)
от 74 до 96,14O4(RON) от 86 до 110, доля ароматики 0...60%. Время цикла из-
мерений - 15 секунд. Температура пробы 0...80 °C. В качестве пробоотборника
используются проточная ячейка и односторонний пробник.
Проточная ячейка устанавливается в байпасную линию и обычно использу-
ется с пробоотборной системой, включающей ротаметр, фильтры для удаления
механических загрязнений и воды. Односторонний пробник (SST) устанавли-
вается непосредственно в трубу с нефтепродуктом. Температурный диапазон
-20...300 °C, рабочее давление 0...13.8 МПа. Выходной сигнал — 4...20 мА, ин-
терфейс /25-422/485. Вид взрывозащиты — 2ErpzJIIBT3, габаритные размеры:
950x760x440 мм. В состав прибора входит встроенный ПК с ОС Windows ХР
ПО CLASS-PA, SpectrOn и/или Scanner.
3.2.11. Измерение температуры застывания
Рис. 3.36. Спектрофотометриче-
ский НИР-анализатор модели 412
Поточный анализатор температуры застывания РРА-4 компании BARTEC-BENKEпредставлен на рис. 3.37.
Принцип работы анализатора заключается в нижеследующем. После заполнения измерительной ячейки ана-
тизируемым продуктом (дизельное топливо, газойль, масла) осуществляется охлаждение продукта в течение
запрограммированного времени, необходимого для охлаждения. В процессе охлаждения измерительная ячей-
наклоняется и фиксируется температура продукта. При обнаружении ПК-датчиком движения на поверх-
ости продукта измерительная ячейка возвращается назад в вертикальное положение. Если при этом не будет
обнаружено никакого движения, то измерительная ячейка выдерживается в этом положении 5 секунд и при
58
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Рис. 3.37. Поточный анализатор
температуры застывания РРА-4
отсутствии какого-либо движения продукта температура, определенная при
предыдущем наклоне, принимается за температуру застывания. Затем изме-
рительная ячейка нагревается, промывается и запускается следующий цикл
измерения.
Диапазон измерения прибора от -30 до 33 °C. Время цикла составля-
ет 15...90 мин. Температура пробы — 30...50 °C, давление — 0,1...0,3 МПа. Вы-
ходной сигнал 4...20 мА, интерфейс R5-422/485, Modbus. Вид взрывозащиты —
EExdpe[ia] IIBT4. Габаритные размеры — 1140 х 1900 х 710 мм. В состав прибора
входит встроенный ПК с ОС WindowsХР и ПО РАСЕ.
В процессах нефтепереработки получили также применение поточные ана-
лизаторы помутнения и кристаллизации, температуры предельной фильтру-
емости, цветности нефтепродуктов и ряд других. Компания SocTmde Process
Engineering разрабатывает и производит интегрированные анализаторные ком-
плексы, общая структура которых представлена на рис. 3.38.
Воздух
КИП Азот
/ / Баллоны с газом
Рис. 3.38. Структура интегрированного анализаторного комплекса (с анализатором РРА-4)'. 1,2-пробоотборные устрой-
ства; 3-система подачи пробы; 4 - блок предварительной подготовки пробы; 5- блок формирования пробы; 6- поточный
анализатор РРА-4 (или любой другой, например DPA-4, RVP-4, FRA-4); 7- калибровочная емкость; 8 - система возврата про-
бы; 9 - система воздушного охлаждения; 10 — система вентиляции и кондиционирования; 11 - баллоны с технологическими
газами (азот, воздух, кислород, водород); 12 - термостат-циркулятор; 13- переключатель потоков; 14 - освещение распре-
делительного шкафа; 15 - обогреватель шкафа; 76-система вентиляции шкафа; 77-панель сигнализации
3.2.10. Измерение pH растворов
В процессах нефтепереработки необходимо измерять значение pH кислых вод с помощью автоматических
pH-метров. Для измерения кислотных или щелочных свойств раствора используют потенциометрический ме-
тод измерения разности потенциалов двух электродов, помещенных в анализируемый раствор. Активность
3. Техническое обеспечение АСУТП
59
водородных ионов для нейтральных водных растворов при температуре 22 °C, pH -1g (10 7) = 7, для кислот-
ных — < 7, а для щелочных — > 7. С увеличением температуры раствора значение pH уменьшается и наоборот.
Электродный потенциал образуется в цепи «измерительный электрод - раствор - вспомогательный элек-
трод (электрод сравнения)». Потенциал последнего должен быть постоянным. В качестве измерительного
электрода используется стеклянный или пластиковый электрод, не подверженный окислению или коррозии.
Сопротивление измерительного электрода может достигать до 1000 МОм, что требует применения высокоом-
ных усилителей.
Датчики промышленных pH-метров подразделяют на проточные (магистральные) и погружные. Проточные
датчики используются для измерения pH растворов, протекающих по трубопроводам, а погружные — для из-
мерения pH в емкостях, отстойниках и резервуарах. Помимо датчика в комплект pH-метра входит измеритель-
ный преобразователь ЭДС измерительной ячейки в выходной сигнал, выполненный по компенсационной схеме.
Для компенсации влияния температуры раствора на электродной системы pH-метра применяется схема ав-
томатической температурной компенсации. В последние годы широкое применение нашел комбинированный
электрод со встроенным датчиком температуры, соединенный кабелем с измерительным преобразователем
(С помощью разъема, степень защиты IP68).
Автоматические pH-метры выпускаются многими зарубежными и отечественными фирмами, в том числе
Endress+Hauser, Siemens, Yokogawa, JUMO и др. Компания Endress+Hauser цля измерения pH в процессах не-
епереработки рекомендует использовать электроды типа Ceraliquid CPS 41, представляющие собой совме-
щенные в одном корпусе измерительный электрод, электрод сравнения и термометр сопротивления с НСХ
PtlOO. Диапазон измерения значения pH — 0... 14, температура рабочей среды — 0...130 °C, давление среды —
до 0,08 МПа. Кроме того, для измерения pH в нефтехимической промышленности применяют полимерные
твердотельные pH-электроды с использованием ионоселективного полевого транзистора ISFET (Ion Selective
Field Transistor), проводимость которого с увеличением pH среды возрастает. Этот электрод заключен в проч-
ный корпус из устойчивого полимера РЕЕК. К числу таких электродов относится и электрод Tophit CPS 441
• диапазон измерения значения pH — 0...14, температура рабочей среды -15...135 °C, давление — до 0,1 МПа,
НСХ термометра сопротивления PtlOOO). pH-электроды CPS 41 и Tophit CPS 441 характеризуются высокой
точностью, малой инерционностью и могут работать во взрывоопасных зонах (Er-исполнение). Для измере-
вия pH в закрытых резервуарах компания Endress+Hauser рекомендует погружную арматуру для крепления
ектродов типа Dipfit CPA И1, а для измерения pH в трубопроводах — проточную, типа Flowfit CPA 240.
Новые pH-электроды, изготавливаемые по технологии Menosens, имеют встроенный преобразователь элек-
тродного потенциала в цифровой сигнал. В качестве измерительного преобразователя используется Мусот S
РМ 153, имеющий встроенный ПИД-регулятор, два токовых выхода, цифровой дисплей и Ег-псполнение.
Для повышения надежности и достоверности измерений pH растворов применяют различные способы руч-
- и и автоматической очистки электродов (промывка датчика в промывной ячейке очищающей жидкостью),
также другие способы очистки — ультразвуковой, очистку струей сжатого воздуха (пневматический), механи-
кий и др. Возможна очистка электродов без остановки процесса измерений. Фирмой Endress+Hauser выпу-
. аются датчики с самоочисткой серий СРС 20, СРС 20Z, СРС 200/210. CYR 10/10Z.
3.2.11. Анализ содержания газов
Приборы, предназначенные для анализа состава веществ, называют анализаторами. Бывают анализаторы
в и анализаторы жидкостей. Методы анализа газов и жидкостей определены ГОСТами и для газов подраз-
тяются в зависимости от типа измерения — прямого или с предварительным преобразованием пробы на две
группы. В приборах первой группы (анализаторы прямого измерения) применяются абсорбционно-оптические,
гермокондуктометрические, термомагнитные и пневматические методы, в приборах второй группы — элек-
химические, термохимические, фотоколориметрические, пламенно-ионизационные, хроматографические
масс-спектрометрические методы.
Для контроля процентного содержания различных газов, в том числе токсичных и взрывоопасных (СО2, СО,
SO... Cl2, NH3, H2S, Н2, СН4, C3Hg, О2), существует большое число газоанализаторов.
Для токсичных и взрывоопасных газов введено понятие предельно допустимой концентрации (ПДК) в рабо-
- I зоне. Выпускаются сигнализаторы довзрывных концентраций (ДВК). Сигнализаторы ДВК и газоанализа-
ы ПДК при содержании горючих паров 5...50% от нижнего предела воспламенения (НПВ) должны включать
овую и звуковую сигнализацию для оповещения персонала о наличии опасных концентраций взрыво-
эсных и вредных веществ. Одной из основных технических характеристик газоанализатора или сигнализато-
является диапазон измерения по поверочному компоненту в процентах от концентраций, соответствующих
-лему концентрационному пределу распространения пламени (%НКПР). Поверочным компонентом может
тяться, например, метан. В качестве единиц измерения концентрации газа используют г/м3, мг/м3, % об. Фи-
о-химические свойства некоторых газов приведены в табл. 3.22.
60
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Таблица 3.22. Физико-химические свойства некоторых газов
Газ Молярная масса, г/моль Плотность, кг/м3 ПДК рабочей зоны, мг/м3
Кислород, О2 32 1.429 -
Углекислый газ, СО2 44 1,97 0,44 об.%
Угарный газ, СО 28 0.97 20
Сероводород, H,S 34 1,539 10
Хлор, С1, 71 0,317 1
Аммиак, NH3 17 0,596 20
Окись азота, NO 30 1,34 5
Двуокись азота, NO, 46 1,49 2
Сернистый газ, SO2 64 2,22 5
Водород, Н2 2 0,09 -
Метан, СН. 16 0,554 300
Озон, О, 48 2,14 0,1
Хлористый водород, НС1 36,5 1,63 5
Основные горючие газы и пары нефтепродуктов приведены в табл. 3.23. В процессах нефтепереработки опре-
деляют концентрации многих газов, в том числе О2, СО, СО2, H2S, SO2, Н2 и др.
Таблица 3.23. Основные горючие газы и пары нефтепродуктов
Ацетилен с2н2 Гексан с6н14 Пропан С3Н8
Бензин с6н14 Гептан С7Нн Стирол с7н6
Бензол с6н6 Ксилол С8Н18 Толуол с7н8
Бутан с4н1П Метан сн. 4 Этан с2н6
Бутадиен И-СН2 Метанол сн3он Этилен с2н4
Бутилен с,н8 4 0 Октан С8Н18
Перечень газоанализаторов, основанных на электрохимическом, термокаталитическом, термохимическом,
фотоионизационном, термомагнитном, термокондуктометрическом, оптико-абсорбционном, пламенно-иониза-
ционном и оптико-акустическом методах измерения приведен в работе [30].
Для измерения содержания кислорода в дымовых газах печей П-201 (П-202) можно использовать газоана-
лизаторы, основанные на термокондуктометрическом, электрохимическом, термомагнитном и оптико-абсорб-
ционном методах измерения. В качестве детектора используется сенсор на основе оксида циркония. Для этих
целей можно рекомендовать газоанализаторы АНКАТ 7631, Оптима 3, ЭССА, Гамма-10, Ultramat 23, Oxymat 6,
Oxymitter 4000 и ряд других.
Рис. 3.39. Газоанализатор Oxymitter4000
компании Emerson (Rosemount Analytical)
В качестве примера рассмотрим газоанализатор для из-
мерения содержания кислорода в дымовых газах печи П-201
(202) с сигнализацией минимального значения типа Oxymit-
ter 4000 компании Emerson {Rosemount Analytical) во взрыво-
защищенном исполнении (рис. 3.39). Маркировка взрыво-
защиты: ££х<Д1В+Н2 Т2/Т6. Диапазон измерений —от 0...10
до 0...40% об. О2. Погрешность измерения ±0,75%. Выход-
ной сигнал 4...20мА, /М£Т-протокол. Рабочая температура —
до 700 °C. Длина зонда, устанавливаемого в дымоходе печи —
от 450 мм до 3,6 м. Программное обеспечение — AMS (Asset
Management Solution). В комплект газоанализатора входят два
баллона объемом 10 л с поверочными газовыми смесями —
0,4% об. О2 в N2 и 8% об. О2 в N2. Степень защиты корпуса газо-
анализатора — IP66.
Техническое обеспечение АСУТП
61
Газоанализатор лля измерения содержания кислорода в инертном газе низкого давления с снгнализаци-
I и блокировкой максимального значения типа ££-6010 Magnos 106 компании ЛВВ имеет взрывозащиту
G EExdellCTA. Класс защиты корпуса IP54. Диапазон измерений 0...1,0%, выходной сигнал 4...20 мА. Пол-
ян комплект в собранном виде устанавливается на монтажной панели. Место отбора импульса — трубопро-
>д на установку. В комплект входят система подготовки пробы, состоящая из запорной арматуры, фильтра
тетки, регулятора давления с манометром и предохранительного клапана и трубки из нержавеющей стали,
[есто установки — необогреваемый шкаф (поставляется в комплекте и размещается непосредственно у про-
эотборннка).
Анализаторный узел кислорода парамагнитный, с жестко подключенными соединительными кабелями для
лтания (24 В постоянного тока) и для передачи данных. Место установки — помещение анализаторной. Блок
травления типа ££-6010 СИ (££jtr/eIICT4). Питание 220 В, 50 Гц, выходной сигнал 4...20 мА. Подключается
системе ПАЗ.
Анализатор содержания кислорода в газах типа А02000 (Advance Optima 2000) компании ABB модульной
энструкции включает аналитические модули — фотометрический Eras 26, лазерный £525, кислородный Mag-
js 206, теплопроводности Caldos 2Ъ/П, пламенно-ионизационный (ПИД) Multi FID и др. Интерфейсы — Ether-
?£ TCP/IP, Profibus DP/PA, Modbus. Этот анализатор используется во взрывоопасных зонах 1 и 2.
Газоанализатор ££ 3060 компании АВВ включает 3 типа детекторов — инфракрасный фотометр Uras 26 для
змерения содержания СО, СО2, SO2 и NO, парамагнитный анализатор кислорода Magnos 206, анализатор те-
лопроводности Caldos 25/27 для измерения содержания Н2 и SO2 в азотной среде и воздухе, а также СН1 в во-
эродной среде. Взрывозащита — ££rJeIICT4. Интерфейсы — Modbus, Profibus DP/РА.
Концентрацию газа в смеси можно определять и с помощью хроматографического метода, основанного
а разделении анализируемой смеси на составляющие ее компоненты за счет адсорбции компонентов при
вижении смеси вдоль слоя сорбента. Поглощение веществ из потока жидкости или газа, перемещающего-
я по слою сорбента (неподвижная фаза в виде твердых или жидких поглотителей), происходит с различной
коростью. Величина сигнала детектора (мВхсм3/мг) пропорциональна содержанию анализируемого компо-
ента. При наличии в смеси нескольких компонентов входной сигнал детектора представляет собой хромато-
эамму, каждый пик которой определяет компоненту анализируемой смеси, а площадь пика — объемное со-
ержание этого компонента в смеси, %.
В зависимости от фазового состояния анализируемой смеси хроматографы разделяют на газовые и жидкост-
ые. Газовые хроматографы применяются для качественного и количественного анализа веществ в широком
нтервале температур (до 400 °C) и давлений (до 60 МПа). Проба анализируемого газа (объемом 0 1...10 мл)
водится в хроматографическую колонку в поток газа-носителя с помощью дозатора. В качестве газа-носителя
спользуют азот, гелий, аргон, воздух или водород, а в качестве сорбента — твердое порошкообразное вещество
твердый адсорбент). В качестве адсорбентов применяются угли, пористые полимеры, окись алюминия и другие
[атериалы, стойкие к воздействию высоких температур.
Хроматографическая колонка представляет собой трубку из стекла или металла прямой, U-образной или
пиральной формы. Длина колонки может составлять от нескольких сантиме-
ров до нескольких метров и более, внутренний диаметр трубки — 0,5...3 мм.
1ем длиннее трубка, тем более четко разделяются компоненты смеси. Для под-
ержания постоянства температуры сорбента, влияющей на качественные ха-
актеристики анализа, хроматографическую колонку устанавливают в термо-
тат.
В процессах нефтепереработки хорошо себя зарекомендовал промышлен-
ый хроматограф во взрывозащищенном исполнении Интерхром-2003-2, ис-
гальзуемый для определения содержания водорода в водородосодержащем
азе (рис. 3.40). Маркировка взрывозащиты ££гЛ1СТЗ. Тип детектора —
{ТП (детектор по теплопроводности), пределы обнаружения 2-10 7 г/см3
по пропану), диапазон измерений 0...100% об., погрешность ±0,75%. Темпе-
>атура термостатирования колонок 50... 160 °C. В качестве газа-носителя ис-
юльзуется высокочистый азот. Объем дозатора газовых проб — 0,125...4 см3.
1 комплекте с прибором поставляется шкаф с системой пробоподготовки
запорной арматурой, фильтром, манометром и редуктором. Выходной ин-
ерфейс прибора — £5-485.
Хроматографы модели 2003-1 анализируют потоки, химические соеди-
[ения в которых находятся в жидкой фазе, тогда как хроматографы моделей
!003-2 и 2003-3 предназначены для анализа соединений в газовой или паро-
ой фазах.
Для многокомпонентного и многопоточного анализа газовых смесей в не-
Рис. 3.40. Поточный хро-
матограф Интерхром 2003
ООО «Интерпромприбор)
ртехимической промышленности применяется промышленный газовый
62
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
хроматограф PGC 2000 Е2 компании АВВ. В нем используются детектор по теплопроводности (ДТП), пламен-
но-ионизационный детектор (ПИД) и пламенно-фотометрический (ПФД). Температура в зоне измерения —
0...50 °C, интерфейс — Ethernet. Этот хроматограф используется во взрывоопасных зонах 1 и 2.
Общий вид хроматографа «Хроматэк-Кристалл 7000» представлен на рис. 3.41, промышленного хроматогра-
фа MAXUMмод. II — на рис. 3.42.
Рис. 3.41. Поточный хроматограф
«Хроматэк-Кристалл 7000»
Рис. 3.42. Промышленный
хроматограф MAXUM мод. II
3.3. Рабочие станции, контроллеры и вычислительные сети РСУ
3.3.1. Рабочие станции систем управления
Рабочая станция (PC или Workstation) представляет собой размещенные в едином конструктиве компью-
тер, ЖК-монитор, клавиатуру и мышь (TbuchPad). Таким образом, рабочая станция — это устройство типа
«all-in-one». Специальное исполнение рабочей станции обеспечивает повышенную надежность при работе
в жестких условиях промышленной эксплуатации (повышенные температура и влажность, наличие вибраций
и ударов, запыленность и задымленность помещений, наличие электропроводящих частиц и др.). Архитекту-
ра рабочей станции отличается от архитектуры офисных компьютеров наличием сторожевого таймера, энер-
гонезависимой памяти, дополнительными интерфейсами и конструктивным исполнением. Общий вид рабо-
чей станции AWS’-8248 V компании Advantech показан на рис. 3.43.
Современные PC способны работать в диапазоне температур от 0 до 50 °C, а отдельные PC от -20 до 60 °C
(нижний предел обусловлен качеством изображения ЖК-мониторов, а верхний — допустимой рабочей темпе-
ратурой процессоров). Предельная влажность окружающей среды составляет 95%. Для предотвращения пере-
грева PC оснащены вентиляторами и сигнализатором температуры в зоне процессоров.
Защита от воздействий окружающей среды согласно международному стандарту IEC 529 указывается в па-
спорте на PC. Как правило, степень защиты по лицевой панели для операторских PC соответствует IP65 (пол-
ная защита от пыли и струй воды, выбрасываемых с произвольного направления). Такая защита обеспечивает-
ся пленочным исполнением клавиатуры передней панели, наличием сенсорного экрана и герметизацией стыков
с помощью резиновых уплотнений. При необходимости защиты не толь-
ко передней панели, но и всего корпуса PC последний должен устанавли-
ваться в герметичному шкафу управления с системой терморегулирова-
ния (например, PC фирм Schroff, Rittal и др.)
Существуют полностью герметичные PC (без вентиляторов и венти-
ляционных отверстий в корпусе) с малым энергопотреблением и есте-
ственным охлаждением (с отводом тепла в окружающую среду через кор-
пус). Защита от электромагнитных помех и низкий уровень излучения
обеспечивается выбором материала корпуса (специальных сортов стали)
и лицевой панели (алюминий). Применение ЖК-мониторов снижает из-
лучение.
Способность PC противостоять вибрационным и ударным нагрузкам
обеспечивается рядом конструктивных решений, а именно:
Рис. 3.43. Общий вид рабочей • многоточечным креплением сменных плат;
станции Z1I/I/S 82481/ • амортизирующим (антивибрационным) креплением жесткого диска;
3. Техническое обеспечение АСУТП
63
• твердотельными накопителями (флэш-дисков) и процессоров с низким энергопотреблением, не нуждаю-
щимися в охлаждении вентиляторами.
Высокая надежность PC обеспечивается надежностью отдельных элементов, а также их резервировани-
ем. Так, в PC используются резервированные блоки питания с возможностью «горячей замены» (без выклю-
чения ПК), резервированные накопители на жестких дисках с ДДЮ-массивами (хранение информации одно-
временно на нескольких носителях), пылеулавливающие фильтры и т. п. Корпус PC дополнительно усилен
ребрами жесткости и оснащен запирающейся передней крышкой, закрывающей доступ к отсекам накопите-
лей, тумблерам, кнопкам, портам USB и т. п., что способствует повышению надежности работы PC. Взрывоза-
щищенные PC имеют взрывозащищенные ЖК-дисплеи, клавиатуру и мышь, соединенные волоконно-опти-
ческими кабелями.
Рабочие станции выпускают в различных формфакторах (PICM G {PCI + ISA) PCI, ISA, AT и др.) полного или
половинного размера с поддержкой различных системных шин (ISA, PCI, CompactPCI, MicroPCI).
Современные рабочие станции имеют, как правило, следующие характеристики:
• встроенные ЖК-дисплей, клавиатуру и манипулятор TouchPad',
• предустановленная ОС Windows 98/2000/NT/XP;
• оперативная память от 2 Гбайт, НЖМД от 300 Гб;
• контроллер Ethernet 10/100 Base-T. порты ввода-вывода 725-232/422/485, USB 2.0, LPT, PS/2-,
• встроенный CD-ROM (CD-RW или DVD-ROM по заказу);
• возможность монтажа в 19-дюймовую стойку (высота в стойке 4U пли 8U).
В зависимости от функционального назначения и конструктивного исполнения PC делят на следующие классы:
• PC, устанавливаемые в 19-дюймовые стойки или панели;
• панельные PC, устанавливаемые на фасаде щитов и пультов;
• переносные PC.
Рабочие станции для монтажав 19" стойки оснащают цветным ЖК-монитором размером 10,4", 12,1"или 15",
встроенной клавиатурой и отсеками для накопителей CD-ROM и FDD. В корпусе размещены многослотовые объ-
единительные платы (до 14 слотов ISA, PCI), жесткие диски, источники питания, вентиляторы, порты ввода/вы-
вода Ethernet Ю/ЮО-Вохе-Г, СОМ-порты, USB, VGA и др. Некоторые модели рабочих станций имеют отсеки для
сменных накопителей для создания ДАЮ-массива.
Панельные PC устанавливают на фасаде щитов и пультов управле-
ния или на стене. Они отличаются отсутствием клавиатуры и мыши.
Панельная PC по сути представляет собой промышленный ПК с малой
глубиной корпуса, доходящей в отдельных моделях до 40 мм и менее.
Еще одной особенностью панельных PC является наличие встроенной
аккумуляторной батареи, обеспечивающей возможность автономной
работы станции в течение часа.
Переносные PC (рис. 3.44) представляют собой портативную ра-
бочую станцию со встроенным ТЕГ ЖК-дисплеем с изменяющимся
углом наклона и размером по диагонали 12,1" или 14,1” (разрешение
1024x768 точек). Объем ОЗУ от 2 до 8 Гбайт, НЖМД до 320 Гбайт.
Предназначены для работы в полевых условиях, на удаленных объек-
тах и т. п., где невозможно или затруднено применение обычных PC.
Рис. 3.44. Общий вид переносной PC
3.3.2. Программируемые логические контроллеры
В современных системах управления программируемые логические контроллеры (ПЛК) являются основ-
ным компонентом системы управления и представляют собой многоканальные программируемые цифровые
регуляторы. Контроллеры можно классифицировать по различным признакам — функциональным, конструк
тивным, объему вычислительных ресурсов и т. д. Все контроллеры делят на моноблочные (компактные), мо-
дульные, PC-совместимые, встраиваемые и мезонинные.
Моноблочный контроллер представляет собой микропроцессорное устройство, в едином конструктиве кото-
рого располагаются источник питания (не обязательно), центральный процессор (сопроцессоры), память, в том
числе память программ и память переменных (как правило, энергонезависимая), встроенный(е) порт(ы) для вы-
хода в сеть, фиксированное число встроенных каналов аналогового и/или дискретного ввода/вывода, встроен-
ный ППД-регулятор с автонастройкой (не обязательно), слот расширения для подключения дополнительных
модулей, ЖК-дисплей (не обязательно), а также индикаторы состояния контроллера. Увеличение вычислитель-
ной мощности моноблочных контроллеров достигается с помощью блоков расширения, объединенных цифровы-
ми линиями связи, и мезонинных модулей. Общий вид моноблочного ПЛК Simatic 57-200 показан на рис. 3.45, Si-
matic S7-300 — на рис. 3.46, a Simatic S7-1200 — на рис. 3.47.
64
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих зэводое
Рис. 3.45. Общий вид nJlKS/maf/cS7-200
Рис. 3.46. Общий вид nJlKS/mat/cS7-300
Рис. 3.47. Общий вид ПЛК
Simatic S7-1200
Модульные контроллеры представляют собой крейт (корзину) с моду-
лем питания, процессорным модулем и различным числом модулей ввода/
вывода, а также коммуникационных и специальных модулей. Число моду-
лей в корзине бывает более 16 и может быть увеличено за счет плат расши-
рения и добавления новых корзин. При выборе коммуникационных моду-
лей промышленных сетей следует учитывать скорость и дальность передач!
данных в сети, число узловых станций, наличие питания по шине и тополо-
гию сети. Выпускаются модульные контроллеры с модулями, устанавливае-
мыми на О/У-рейке, а также объединенные друг с другом системной шиной
в виде ленточного кабеля или шлейфа. Общий вид модульного ПЛК Simatic
57-400 приведен на рис. 3.48.
РС-/;о5'е<7-контроллсры характеризуются наличием встроенной РС-
совместимой операционной системы (Windows 9х/2000/NT/ХР/СЕ, QNX, MS DOS, Linux, MiniOSl, OSA
и др.), использованием стандартных системных шин (PC-104, VME, АТ96 и др.), возможностью использо-
вания стандартного программного обеспечения, а также баз данных, коммуникационных стандартов, нали-
чием ОРС-сервера и др. Таким образом, подобные контроллеры могут использовать богатое программное
обеспечение независимых производителей, имеют больший объ-
ем памяти, чем традиционные ПЛК, возможности расширения
Рис. 3.48. Общий вид ПЛК Simatic S7-400
Рис. 3.49. Общий вид ПЛКADAM 5550
и модернизации, а также лучшие возможности диагностирова-
ния. РС-йахее/-контроллеры на базе промышленных ПК (ППК)
позволяют сосредоточить функции управления и визуализации
в одном месте с помощью встраиваемых систем — платы УСО
памяти, коммуникационных модулей и др., а 5СЛОЛ-системы
требующие больших объемов памяти и труднодоступные ПЛК
легко реализуются на ППК. PC-based-контроллсры выпускают-
ся рядом фирм (Advantech, TREI GmbH, Fisher Rosemount, ГК «Те-
кон» и т. д.) и удовлетворяют самым жестким условиям эксплуа-
тации — степень защиты лицевой панели IP65, диапазон рабочих
температур — 0...50 °C. Стандартные операционные системы по-
зволяют использовать инструментальные средства разработки
прикладного ПО различных фирм. PC-based-ПЛК ADAM 555С
показан на рис. 3.49.
Встраиваемые ПЛК (Embedded Controllers) представляют со-
бой полнофункциональные системы в форматах PCI, CompactP-
CI, ISA, PC/lQi, MicroPC и ряде других, устанавливаемые в слот
компьютера или объединительной платы, входящей в состав обо-
рудования. При этом встраиваемый ПЛК использует внешнее
питание, степень защиты базовой системы, имеет малые габа-
риты, легко заменяем и обладает ряд других преимуществ. Сре-
ди производителей встраиваемых систем можно выделить фир-
мы Advantech, Fastwel, Octagon Systems и др. Новым направлением
встраиваемых систем является применение 5ОМ-модулей, пред-
ставляющих собой компактные высокоинтегрированные ком-
пьютеры, монтируемые на базовую плату.
3. Техническое обеспечение АСУТП
65
Программирование контроллеров осуществляется в зависимости от задачи и типа контроллера на различ-
ных языках программирования по стандарту IEC 61131-3 — на Ladder Diagram (LD), Instruction List (IL), Struc-
tured Text (ST), Sequential Function Chart (SFC), Functional Block Diagrams (FBD). Широко применяются интегри-
рованные программные пакеты STEP!, ISaGRAF, Unity Pro, CoDeSys и др.
Как правило, контроллеры устанавливаются на О/Д-рсйку, а соединения с другими модулями (например, пи-
тания, аналогового ввода и т. п.) осуществляются с помощью разъемов, жгутов или проводников с наконечника-
ми «под винт».
В последние годы получили развитие станции распределенного ввода/вывода и управления, включаю-
щие модули УСО, процессорный модуль обработки входных сигналов, блок питания и коммуникационный
модуль для связи с базовым контроллером. При этом станции ввода/вывода располагаются вблизи объ-
екта управления и обмениваются по сети данными с контроллером, находящимся в операторском поме-
щении (в шкафу или универсальной стойке). Тем самым до-
стигается существенная экономия кабельных трасс, а базовый
контроллер освобождается от функций обработки сигналов
(фильтрация, масштабирование, усреднение и т. п.). Станции
управления представляют собой каркас со встроенными моду-
лями (устройства I/O) или отдельные модули, объединенные
цифровым каналом приема и передачи данных и устанавлива-
емые, как правило, на D/Д-рейке. Модули могут быть терри-
ториально распределены или располагаться в непосредствен-
ной близости друг от друга на общей D/У-рейке. Общий вид
станции ввода-вывода ЕТ 200S компании Siemens представлен
на рис. 3.50, а станции ввода-вывода Тег minator I/О компании
Koyo Electronics — на рис. 3.51.
Рис. 3.50. Общий вид станции ввода-вывода
Simatic ЕТ200S
Рис. 3.51. Общий вид станции ввода-вывода Terminator I/O
3.3.3. Промышленные сети РСУ
Важнейшим компонентом распределенных систем управления являются промышленные сети, поскольку
они связывают территориально распределенные микропроцессорные устройства сбора, обработки и хранения
информации. Промышленные сети базируются на наборе стандартных протоколов обмена данными, связываю-
щих воедино оборудование различных производителей, а также обеспечивающих взаимодействие всех уровней
иерархии системы управления предприятием.
К основным требованиям, предъявляемым к промышленной сети, относятся высокая производительность
и помехоустойчивость, предсказл емость времени доставки информации, простота организации физического кана-
ла, минимальная стоимость сетевого оборудования, возможность резервирования сети и сетевых устройств и т. п.
Описание протоколов, стандартов и интерфейсов промышленных сетей приведено в работах [37-41]. Стан-
дартный сетевой протокол должен отвечать следующим требованиям:
• возможность подключения нескольких приборов к одной полевой шине;
• возможность совместного функционирования приборов разных производителей;
• равноправная связь между интеллектуальными приборами, подключенными к полевой шине;
• расширение возможностей передачи данных по сравнению с аналоговой связью (увеличение производи-
тельности и скорости передачи).
В 1994 г. организацией Fieldbus Foundation, объединяющей более 125 фирм, введен стандарт Fieldbus
(IEC 61158-2), включающий восемь подстандартов на сети Foundation Fieldbus, Control Net, Profibus, Р-Net, Inter-
bus и др.
66
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Сети с информационными потоками между контроллерами, датчиками сигналов и исполнительными меха-
низмами, объединяются под общим названием «промышленные сети» (Fieldbus или «полевая» шина). В настоя-
щее время существует более 300 типов сетей различного назначения.
Международной организацией по стандартизации (ISO) в целях решения проблемы взаимодействия сете-
вых систем с различными водами вычислительного оборудования и разными стандартами протоколов разра-
ботана эталонная «Модель взаимодействия открытых систем» (Open System Interconnection, OST) или открытая
семиуровневая модель. В литературе ее зачастую называют «модель ВОС», то есть «модель взаимодействия от-
крытых систем». Уровни и функции модели OSI представлены в табл. 3.24.
Таблица 3.24. Уровни и функции модели OSI
Уровень Наименование Функции
7 Прикладной (Application) Обеспечивает связь программ пользователя с объектами сети
6 Представление данных (Presentation) Определяет синтаксис данных, управляет их отображением на вирту- альном терминале
5 Сеансовый (Session) Управляет ведением диалога между объектами сети
4 Транспортный (Transport) Обеспечивает прозрачность передачи данных между абонентами сети
3 Сетевой (Network) Определяет маршрутизацию пакетов и связь между сетями
2 Канальный (Data Link) Передача данных («кадров») по каналу, контроль ошибок, синхрониза- ция данных
1 Физический (Physical) Установление и поддержка физического соединения
Большинство промышленных сетей поддерживают первый, второй и седьмой уровни 057-модели (физиче-
ский, канальный и прикладной). Несколько подробнее функции каналов модели OSI представлены ниже.
• Физический уровень обеспечивает необходимые механические, функциональные и электрические харак-
теристики для установления, поддержания и размыкания физического соединения (стандарт Х.21 ICCTT, Меж-
дународный консультативный комитет по телефонии и телеграфии).
• Канальный уровень обеспечивает передачу данных между устройствами и управляет не только сетевым до-
ступом, но и механизмами защиты и восстановления данных в случае ошибок при передаче (стандарт HDLC ISO).
• Сетевой уровень определяет функции маршрутизации пакета по нескольким логическим каналам одной
или нескольких сетей. Принадлежностью пакета является сетевой адрес (стандарт X 25ICCTT).
• Транспортный уровень решает задачи прокладки маршрута в сети и продвижения по нему пакета дан-
ных. При этом используется механизм «окна» с подтверждением получения данных от отправителя (стандарт
ЕСМА-72, Европейская организация производителей ЭВМ).
• Сеансовый уровень определяет синхронизацию информационного взаимодействия прикладных процес-
сов обмена данными, то есть поддержание диалога между процессами определенного типа (стандарт ЕСМА-75).
• Уровень представления данных обеспечивает представление данных в требуемом формате. Хранение и об-
работка данных осуществляется СУБД (стандарты ЕСМА-84, 86,88).
• Прикладной уровень обеспечивает поддержку прикладных процессов и программ конечного пользовате-
ля и осуществляет управление взаимодействием этих программ с различными объектами сети передачи данных.
Первому и второму уровням модели OSI соответствуют стандарты IEEE 802.x. В стандарте IEEE 802.2 уро-
вень 2 разделен на два подуровня — подуровень управления доступом к среде (MAC, Medium Access Control) и по-
дуровень управления логическим каналом (LLC, Logical Link Control). К стандартам, описывающим первый (фи-
зический) уровень и ЛД4С-подуровень, относятся:
• стандарт IEEE 802.3, представляющий собой стандарт сети Ethernet, основанный на множественном досту-
пе с прослушиванием несущей и обнаружением коллизий (CSMA/CD), а также Fast Ethernet (стандарт 802.Зи)
и Gigabit Ethernet (стандарты 802.3s и 802.3а/; — Gigabit Ethernet на витой паре категории 5);
• стандарт IEEE 802.4 (на физическом уровне — маркерная шина);
• стандарт IEEE 802.5 (на физическом уровне — маркерное кольцо, Token Ring).
Топология промышленных сетей и методы организации доступа
Сетевая топология описывает способ (тип) сетевого соединения различных устройств. Существует не-
сколько видов топологий, отличающихся друг от друга по трем основным критериям: режиму доступа к сети,
средствам контроля передачи и восстановления данных и возможностью изменения числа узлов сети. Основ-
ными сетевыми топологиями являются звезда, кольцо и шина. Известны также древовидная/иерархическая
(tree/hierarchical) топология, ячеистая (mesh) и смешанная (mixed) топологии.
’ехническое обеспечение АСУТП
67
Структура «звезда»
В данной топологии, называемой иногда также радиальной структурой, вся информация передается через
ц гтральнып узел. Каждое устройство имеет свою собственную среду соединения.
Все периферийные станции могут обмениваться данными друг с другом только через центральный узел. Преи-
wy шестно такой структуры состоит в том, что никто не может влиять на среду передачи. С другой стороны, централь-
| узел должен быть исключительно надежным устройством как в смысле логического построения сети (отслежи-
вав . «е конфликтных ситуаций и сбоев), так и физического, поскольку каждое периферийное устройство имеет свой
Ок "четкий канал связи и, следовательно, все они должны обеспечивать одинаковые возможности доступа.
Структура «кольцо»
ьцевой структуре информация передается от узла к узлу по физическому кольцу. Приемник копирует
ые и регенерирует их со своей квитанцией подтверждения следующему устройству в сети. Когда начальный
ктеллтчик получает собственную квитанцию, то это означает, что его информация была корректно получена
. >м. В кольце не существует определенного централизованного контроля — каждое устройство получает
ргнгции управляющего у стройства на строго определенный промежуток времени. Отказ в работе хотя бы одно-
иводит к нарушению работы всего кольца и, следовательно, к остановке передачи. Для устранения сбо-
ж;*г няется структура «двойное кольцо», в котором одна ветвь является рабочей, а другая резервной. В слу-
К [ествляется реконфигурация сети с обходом поврежденной станции или ветви.
С- лпура «шина»
структуре все устройства подсоединены к общей среде передачи данных или к шине. В отличие
I уктуры адресат в этом случае получает свой информационный пакет без посредников. Процесс
• 1.. ггельных узлов к шине не требует аппаратных доработок со стороны уже работающих уз-
- « то в случае «звезды», однако шинная топология требует жесткой регламентации до-
< т;ч к cprjt ае>е_ . и. Таку структуру называют также «общей шиной» и «магистралью». К магистральным
1 1СПС f—мкжт _я структура и структура типа «петля».
МвЯП——» *гпш к л 4 связи — это набор правил, позволяющий пользователям работать с локаль-
« • w «ш т -V Tia реализуется на физическом уровне. Если несколько устройств соеди-
; - • связи (шину), то должен быть определен ясный и понятный протокол до-
—пи г—. кет аут -иного доступа — централизованный и децентрализованный. В случае
• .лги— ttikili узел с правами Мастера (MASTER). который назначает и отслеживает
П——ИМ—гп—к шиве л и всех дт.-уих участников (52_41Е-узлы). Метод MASTER 5L4EE находит свое при-
—анх сетях кж — —«роллерном уровне (field level), так и на уровне датчиков и исполнитель-
«s с—вот actuator ietei). Пр—о —шипгргнигг циклы чтения записи на шине имеет только MASTER-
—в..—рМафкугт каждого из пасся—ых участников ( 51.41 Е-узлы) и обменивается с ними данными. В рамках
—ж—— р——а такие задачи, как за—па дыпгых. обгаружение ошибок при передаче, восстановление данных.
с да г ередачи Если на Мастер-узлс
I—е». о останавливаются и пикты обмена по шине. I Еменно поэтому’ наибольшее распространение по-
р—— иррт wiminn тп контроль с переходящими функциями мастера от одного участника (узла сети) к другому.
Ш—аапыиэованного доступа существуют две модели — модель CSMA/CD (Ethernet, стандарт/ЕЕЕ802.3)
маркера Token Passing Model (стандарт IEEE 802.4). Модель CSMA/CD для шинной тополо-
м множественного доступа с контролем несущей и обнаружением конфликтов (CSMA/CD,
~ de Access tcith Collision Detect). Наиболее известная реализация этого метода — специфика-
— Все станции на шине имеют право передачи данных, причем каждая из них постоянно прослуши-
• - . шина свободна, то любая из станций сети может занять шину под свой цикл передач. Если же
временно претендуют несколько станций, то это приводит к так называемому конфликту (колли-
—BL тггда станции снимают свою заявку на случайный промежуток времени, задаваемый случайным генера-
. через удвоенный промежуток времени вновь выходят в сеть. Одним из реальных способов опре-
вав сичия коллизий при передаче (например, по коаксиальному кабелю) является способ определения
— — и по повышенному' уровню постоянной составляющей сигнала. Детектор коллизий определяет превы-
а уровнем сигналов определенного порога (около 1,5 В). Это означает, что на кабель работает более одного
г-э . гка. Метод CSMA/ CD получил широкое распространение и наиболее эффективен в условиях относи-
ю низкой обшей загрузки канала (менее 30%). В условиях большей загрузки канала выгоднее использовать
естж. реализующие модель с передачей маркера.
V деть с передачей маркера (Token Passing Model, стандарт IEEE 802.4) относится к детерминированным се-
ти предсказанием времени передачи. Наиболее известными подобными сетями являются Token Ring и FDDI
R -Distributed Data Interface). Право на доступ к шине в этом случае передается в цикле от устройства к устрой-
|тт‘ а порядок передачи зависит от прикладной задачи и определяется на стадии планирования системы. Этот
wtr I предлагает каждому участнику сети «справедливое» разделение шинных ресурсов в соответствии с их за-
_ами. Принцип передачи маркера используется в системах, где реакция на возникающие в распределенной
ме события должна проявляться за определенное время.
68
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
3.3.4. Физические каналы передачи данных
Основными достоинствами промышленных сетей являются недорогие линии и надежность передачи данных.
Данные передаются последовательно бит за битом и, как правило, по одному физическому каналу Такой режим пе-
редачи не только экономит кабельное оборудование, но и позволяет решать задачи по надежной передаче данных
на большие расстояния. Время передачи, однако, увеличивается пропорционально длине битовой строки.
Асинхронный режим передачи данных осуществляется через СОМ-порт (Communication Port, коммуникаци-
онный порт) ПК по стандарту RS-232C. Компьютер может иметь до четырех СОМ-портов с поддержкой на уров-
не BIOS. Если необходимо большее число COM-портов, то устанавливают специальный адаптер-мультиплек-
сор на 4, 8, 12, 16 и более COM-портов. Если порты на системной плате конфигурируются через BIOS Setup, то
порты на плате расширения — с помощью джамперов. Базовые адреса С0М1-С0М4 — 3F8h, 2F8h, 3E8h и 2E8h.
К COM-порту компьютера можно подключать коммуникационные и другие внешние устройства с последова-
тельным интерфейсом. Асинхронный режим передачи является байт-ориентированным.
В промышленности для организации сетевого обмена используются следующие физические каналы: коакси-
альный кабель, витая пара, оптоволокно, радиоканал п ИК-канал.
Коаксиальный кабель
Первые сети Ethernet были построены на протоколе \QbaseS, использующей в качестве электрической сре-
ды передачи данных «толстый» коаксиальный кабель ThickNet марок RG-8 и RG-11 (волновое сопротивление
500 Ом, диаметр кабеля 12 мм, диаметр внутреннего проводника 2,17 мм). Использовать его оказалось не слиш-
ком удобно, и практически сразу появился более простой и дешевый вариант 10/;ase2, использующий «тон-
кий» коаксиальный кабель ThinNet марок RG-58/U, RG-58A/U и RG-58C/U. Кабель RG-58/U— многожильный,
а у остальных имеется сплошной гибкий проводник диаметром 0,89 мм (волновое сопротивление — 50 Ом).
К преимуществам коаксиального кабеля следует отнести сравнительно большое расстояние передачи информа-
ции (до 10 км), а к недостаткам — сложность монтажа и высокую стоимость.
Витая пара
В настоящее время витая пара является наиболее популярной физической средой для построения современ-
ных сетей. Это недорогой и универсальный кабель для создания локальных коммуникаций практически любого
уровня сложности. Витая пара — это изолированные проводники, попарно свитые между собой некоторое чис-
ло раз на определенном отрезке длины, что требуется для уменьшения перекрестных наводок между проводни-
ками. Как правило, в одной оболочке кабеля имеется 4 пары. Реже встречаются двухпарные варианты, которые
можно использовать при ограниченном числе сетевых протоколов. Проводники изготовлены из медной прово-
локи толщиной 0,5-0,65 мм. Материал изоляции — поливинилхлорид (ПВХ), для более качественных образцов
пятой категории используют полипропилен (ПП) или полиэтилен (ПЭ). Особо высококлассные кабели имеют
изоляцию из вспененного (ячеистого) полиэтилена, обеспечивающего низкие диэлектрические потери, или из
тефлона, работающего в широком диапазоне температур. Внешняя оболочка кабеля имеет толщину 0,5-0,6 мм
и обычно бывает изготовлена из ПВХ.
По наличию или отсутствию экрана различают следующие типы кабелей:
• UTP ( Upscreen Turn Pair, незащищенная витая пара) — кабель, витые пары которого не имеют индивидуаль-
ного экранирования;
• FTP (Foil Turn Pair, фольгированная витая пара) — кабель имеет общий экран из фольги, однако индивиду-
альная защита каждой пары отсутствует;
• STP (Screen Turn Pair, защищенная витая пара) — экранирована каждая пара;
• ScTP (Screen Turn Pair, экранированный кабель) — кабель с защитой отдельных пар или без нее.
Оптоволоконный кабель
К преимуществам волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) относятся нечувствительность к внешним маг-
нитным полям, колебаниям температуры и влажности, высокая пропускная способность (> 30 Гбит/с), малое за-
тухание в полосе частот (до 0,2 дБ/км), отсутствие коротких замыканий, малые габариты и масса. К недостаткам
следует отнести более высокую стоимость волоконно-оптического кабеля (ВОК) и различной коммутационной
аппаратуры (оптических коннекторов, соединительных розеток, аттенюаторов, адаптеров, разветвителей и т. п.).
Формирование светового потока на передающем конце ВОК осуществляется полупроводниковым лазером
(для больших расстояний) или светодиодом, а на приемном конце — фотоприемником. При эффективной дли-
не волны X = 0,8-0,9 мкм используют кремниевые фотодиоды, а при X = 1,3-1,5 мкм — германиевые. Основой
ическое обеспечение АСУТП
69
световода является оболочка из плавленого кремнезема (SiO2) и сердцевина из кварцевого стекла, легированно-
сидами (SiCl4, GeCl4, РОС13).
В зависимости от распределения показателя преломления и диаметра световода различают 3 типа волокон-
ш [световодов:
• многомодовый световод со ступенчатым изменением показателя преломления;
• многомодовый световод с плавным изменением показателя преломления;
• дномодовый световод.
многомодовых световодах (MMF, Multi Mode Fiber) стандарт определяет два типа кабелей — с диаметром
гр. ;евины 62,5 и 50 мкм и диаметром оболочки 125 мкм. Полоса пропускания многомодовых световодов — от
•1 МГц км п более, а одномодовых — до десятков и сотен ГГц/км.
Основная характеристика световода — это показатель степени затухания (логарифм отношения интенсив-
dcth сигналов на входе и выходе) в дБ. Современные технологии производства ВОЛ С переходят с длины вол-
= 85 п 1,3 мкм на длину волны X = 1,55 мкм. Основные характеристики волоконных световодов приведе-
• абл. 3.25.
б ца 3.25. Характеристики световодов
Т волокна Диаметр сердцевины/ Длина волны, Полоса пропускания, Потери (затухание), оболочки, мкм мкм МГц/км дБ/км
• аовый 9,5/125 1,3 - 0,35 9,5/125 1,55 >10 ГГц/км 0,25 50/125 0,85 400 2,7
М* * одовый 50/125 1,3 400 0,75 62,5/125 0,85 160 2,7 62,5/125 1,3 500 0,75
ВОК включает от 2 до 36 и более волокон, помещенных в резиновую и свинцовую оболочки и прокладыва-
S в бах или траншеях. Для повышения механической прочности в центре ВОК имеется силовой элемент
В. .шческпй трос и другие элементы).
В ередачи и приема сигналов по оптическому кабелю применяются различные волоконно-оптические со-
• - - ные изделия — коннекторы, соединительные и переходные розетки, адаптеры, аттенюаторы, разветви-
Коннекторы различаются способом фиксации оптического кабеля в аппаратуре, условиями эксплуа-
шкость к вибрации и ударам, диапазоном температур и т. д). Стандарты коннекторов — ST (байонетное
•в»-ie), SC и LC (соединение защелкой) или FC (резьбовое соединение). Соединительные розетки при-
дя обеспечения надежного физического контакта соединяемых коннекторов. Многомодовые розетки
вг бронзовый высокоточный центратор, а одномодовые — керамический. Переходные адаптеры используют
да от коннекторов одного стандарта к коннекторам другого, а аттенюаторы — для снижения мощно-
итмческого сигнала. Затухание сигнала достигается за счет калиброванного воздушного зазора между сты-
| >ннекторами или промежуточного световода с заданным коэффициентом затухания.
3 3.5. Активное оборудование промышленных сетей
crrz активные устройства осуществляют формирование, преобразование, коммутацию, а также прием сиг-
•• с тьзованием внешнего источника энергии. С некоторой долей условности активные устройства мож-
в^воослигь на рабочие станции (источники и приемники сигнала), повторители, концентраторы, коммутато-
| вал и маршрутизаторы. Рабочими станциями в промышленной сети могут быть ПЭВМ, ПЛК и другие
«дуальные устройства.
эители и концентраторы
• ч в основных задач, стоящих перед любой технологией транспортировки данных, является возмож-
ен дачи на максимально большое расстояние. Физическая среда накладывает на этот процесс свое
- — уровень сигнала падает и прием становится невозможным. Поскольку для распознавания сигна-
ошение «сигнал/шум», применяют не усиление, а повторение (регенерацию) сигнала. При этом
)\оде принимает и восстанавливает сигнал (его мощность, амплитуду, фронты), а затем генериру-
Вшк _е его точное подобие.
70
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Первоначально в сетях использовали коаксиальный кабель с топологией «шина», и нужно было соединять
между собой всего несколько протяженных сегментов. Для этого в сети использовали повторители {repeaters)
с двумя портами при расстоянии между повторителями до 185 м. Многопортовые сетевые устройства принято
называть концентраторами {concentrators). В физическом отношении это то же, что и повторителя, но восстанов-
ленный сигнал транслируется на все активные порты кроме того, с которого поступил сигнал (исключение со-
ставляет концентратор сети Token Ring, который повторяет сигнал только на том порту, к которому подключена
следующая в кольце станция). С появлением протокола lObaseT (витой пары) многопортовые повторители для
витой пары стали называть хабами {hubs), а для коаксиального кабеля — репитерами. Все порты концентратора
равноправны, логической обработке сигнал не подвергается, не буферизируется, и коллизии не обрабатываются
(на индикаторах некоторых типов фиксируется лишь их наличие).
Мосты и коммутаторы
Если два (или более) сегмента сети слишком велики для объединения их в один коллизионный домен и к
тому же территориально удалены друг от друга, то применяют мост {bridge). Как и повторители, мосты принима-
ют данные на входящий порт и передают их на исходящий порт с восстановленными уровнем и формой сигнала.
Мост принимает входящий пакет данных в свой буфер, определяет его целостность и Л<МС-адрес отпра-
вителя и получателя. При этом каждая половина моста, анализируя поле адреса отправителя, ведет таблицу
адресов узлов, находящихся на своей стороне. На другую сторону моста передаются только пакеты широкове-
щательной рассылки {broadcast) и пакеты, не имеющие получателя на своей стороне. Таким образом, в отли-
чие от повторителей коллизии не транслируются. Буферизация данных перед их отправкой {store and forward)
приводит к возникновению большей по сравнению с концентраторами задержки, что несколько снижает ско-
рость работы сети. С другой стороны, снижается количество устройств, а реальная скорость передачи данных
возрастает Первые мосты подобно повторителям были двухпортовыми, но с появлением технологии IQbaseT,
построенной на многопортовых хабах, получили применение многопортовые мосты, представляющие собой
коммутатор {switch).
Коммутаторы выполняют те же функции, что и мосты, но используются как средство уменьшения числа уз-
лов в доменах коллизий. Коммутаторы имеют до 24...30 портов, а модульные коммутаторы — до сотни. Пере-
ход от концентраторов (хабов) к коммутаторам и от полудуплексных каналов связи к дуплексным решил во-
прос о возможности блокировки обмена по сетевому каналу из-за наличия коллизий и информационных кадров
в сети Ethernet.
Тем не менее, из сетевого лексикона мосты не исчезли. Так называют устройства, предназначенные для свя-
зи ЛВС с другой физической средой (например, по радиоканалу, модемной связи или другими способами). При
этом с одной стороны моста пакеты преобразуются в какой-либо иной протокол канального уровня, а с другой
восстанавливаются обратно. Вместе с тем мосты не могут выполнять фрагментацию и повторную сборку паке-
тов более высокого (сетевого) уровня. В результате многие мосты имеют ограничение по размеру передаваемого
пакета данных (слишком большой пакет может быть отброшен как поврежденный).
Маршрутизаторы и шлюзы
Маршрутизатор (роутер, router) — это устройство, связывающее три нижних уровня и устанавливающее со-
единение на четвертом (транспортном) уровне. Задача маршрутизатора состоит в выборе маршрута передачи
данных. Если мосты для передачи кадров используют адреса физического уровня {МАС), то маршрутизаторы
обычно используют 7Р-адреса глобальной сети Интернет. Для этого им, как минимум, необходимо развернуть
пакет данных, извлечь из его поля данных дейтаграмму IP и по ее заголовку направить пакет. Вместе с тем боль-
шинство маршрутизаторов работает по еще более сложному алгоритму, используя для передачи данных прото-
колы следующих уровней модели OSI — TCP, UDP, Novell IPX, AppleTalk II и др. Подобно повторителям, марш-
рутизаторы используют буферизацию сигнала, затем восстанавливают уровень и форму передаваемого сигнала.
Как и мосты, маршрутизаторы не передают адресату коллизии или поврежденные кадры, и имеют задержку при
передаче из-за буферизации.
Маршрутизаторы могут соединять сети с различными протоколами доступа, например Ethernet и ArcNet.
В случае установления связи с помощью маршрутизатора верхние уровни модели OSI (5, 6 и 7) отправителя
и получателя должны быть одинаковыми.
Шлюз {gateway) — это устройство, служащее для объединения разнородных сетей, то есть сетей с различны-
ми протоколами. Шлюз выполняет протокольное преобразование для всех семи уровней модели OSI. Шлюзы
обычно используют для соединения локальных сетей, преобразования протоколов обмена и передачи пакетов
информации между двумя различными сетями. Кроме того, шлюз может выполнять функции маршрутизатора,
однако скорость обмена будет невысокой.
3. Техническое обеспечение АСУТП
71
3.3.6. Открытые промышленные сети
Открытые промышленные сети — это сети, на которые распространяются международные стандарты про-
шленных сетей. Интеграция изделий разных производителей в одну сеть может быть решена без особых про-
ем только при использовании принципов открытых систем Предпочтительность того или иного сетевого pe-
in как средства транспортировки данных можно оценить по следующим критериям:
• объем передаваемых данных;
• время передачи фиксированного объема данных;
• удовлетворение требованиям задач реального времени;
• максимальная длина шины;
• допустимое число узлов на шине;
• помехозащищенность;
• денежные затраты в расчете на узел.
В зависимости от выполняемых функций промышленные сети можно разделить на следующие классы:
• сенсорные сети {Sensor/actuator level) или сети низовой автоматики, решающие задачи опроса датчиков
I травления работой различных исполнительных механизмов — AS1 (Actuator/Sensor Interface); HART; Modbus;
- ;bus Plus; Interbus-S; Device Net;
• контроллерные сети {Field level), то есть промышленные сети, решающие задачи по управлению процессом
Mt зводства, сбором и обработкой данных на уровне промышленных контроллеров — PROFIBUS {Process Field
DP, -PA, -FMS; BITBUS; ControlNet; CAN (Controller Area Network);
• универсальные сети — Ethernet, LON {Local Operating Network); FIP {Factory Instrumentation Protocol) и др.
Сенсорные сети (сети низовой автоматики)
IXS-Interface {AST). Основная задача Л5-интерфейса нижнего уровня — связать устройства нижнего уров-
именно датчики и разнообразные исполнительные механизмы, с соответствующим сетевым интерфейсом
। мную информационную структуру. Назначение описываемой сети определяется ее названием — Actuators
>-v ”s Interface {AST), то есть интерфейс исполнительных устройств и датчиков.
Впервые .457-протокол появился в конце 1989 г. и в настоящее время поддерживается рядом известных фирм
Siemens, Pepperl+Fuchs, Allen-Bradley, Limberg) и др. Существует одноименная ассоциация по поддержке
о» сети — ASI. С помощью ASI можно строить системы, в которых датчики и контроллеры связаны одной се-
I пче.м ASI имеет шлюзы в другие промышленные сети —ModBus, PROFIBUS, Interbus, Device Net и др.
Каждый узел /157-сети должен иметь специальную интерфейсную микросхему с поддержкой ASI-протокола,
рфейс позволяет передавать к узлам сети по одной паре проводов как данные, так и питающую нагрузку.
Топологией .457-сети может быть шина, кольцо, дерево или звезда. Общая длина сегмента составляет не бо-
— . м. а с использованием репитеров — до 300 м. Максимальное время цикла составляет 5...10 мс. MASTER-
457-сети контролирует работу сети и организует обмен данными с ПЛК. Зачастую ASI-MASTER оформля-
1 виде отдельной платы контроллера или компьютера. Максимальное число ведомых устройств {SLAVE),
ко маемых к одному MASTER-узлу — до 62. В качестве физической среды передачи данных используется
г х:; -водной А57-кабель (питание и данные передаются по одному кабелю), в котором оба проводника упако-
_ специальную мягкую резиновую оболочку, делающие этот кабель гибким и устойчивым к многократным
ппет Скорость передачи ограничена до 156 кбит/с, дальность передачи — 300 м.
ЯТ-протокол {Highway Addressable Remote Transducer), разработанный фирмой Fisher Rosemount Inc
rp-лине 1980-х гг., реализует принцип частотной модуляции для организации цифровой передачи, ос-
вав I на технологии 4. .20 мА. На аналоговый сигнал 4.. 20 мА накладывается частотно модулирован-
t. фровой сигнал с амплитудой колебаний ± 0,5 мА. Логической единице соответствует частота 1200 Гц,
отеческому нулю — 2200 Гц. Т/АЯТ’-протокол позволяет осуществлять передачу данных со скоростью до
> с. В нем реализована схема отношений между узлами сети по принципу MASTER/SLAVE. В сети
к рисутствовать до двух MASTER-узлоъ (обычно один). Второй MASTER, как правило, освобожден
во _ержанпя циклов передачи и занят под связь с какой-либо системой контроля отображения данных,
тная топология организована по принципу «точка-точка» или «звезда». Для передачи данных по
М «с эльзуются два режима:
• :хеме «запрос-ответ», то есть асинхронный обмен данными (один цикл укладывается в 500 мс);
• все пассивные узлы непрерывно передают свои данные на MASTER-узел (время обновления данных
•Mt Е /?-узле 250-300 мс).
Kicsw жко построение топологии типа «шина» (до 15 узлов), когда несколько узлов подключены на одну ви-
тание осуществляется по шине. Наличие международной организации HART Communication Foun-
ляет активно продвигать эту промышленную сеть в среде пользователей.
72
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
MODBUS. Протокол сети разработан фирмой Modicon (в настоящее время входит в группу Schneider Electric,
Франция) для сбора данных контроллерами Modicon. Специальный физический интерфейс для него не опреде-
лен, и эта возможность предоставлена самому пользователю (RS-232C, -422, -485 или токовая петля 4...20 мА. Од-
нако чаще других используется интерфейс RS-485. Протокол MODBUS работает по принципу MASTER-SLAVE
или «ведущий-ведомый». Конфигурация на основе этого протокола предполагает наличие одного MASTER-y зла
и до 247 SLAVE-узлов. MASTER-узел инициирует циклы обмена данными. Существует два типа запросов:
• запрос/ответ (адресуется только один из SLAVE-узлов);
• широковещательная передача (broadcast message), при которой MASTER через выставление адреса 0 обра-
щается ко всем SLAVE-узлам сети одновременно без квитирования.
Протокол Modbus описывает фиксированный формат команд, последовательность полей в команде, обработ-
ку ошибок и исключительных состояний, коды функций.
Код функции представляет один байт значений в диапазоне 1...127 (значения 128...255 выделены для кодов
ошибок). Для кодирования передаваемых данных используются форматы ASCII (American Standard Code for In-
formation Interchange) и RTU (Remote Terminal Unit).
Помимо передачи по каналам 7?5232, Д5-422/485 протокол Modbus RTU и Modbus ASCII предусматривает
передачу сигналов по оптоволокну и радиоканалу. Для передачи данных по сетям Ethernet используется формат
Modbus TCP.
Каждый запрос со стороны ведущего узла включает адрес абонента (адрес 0 используется для широковеща-
тельной передачи), код команды ведомому устройству (чтение, запись и т. д.), размер поля данных (собствен-
но данные или буфер под данные) и контрольный СДС-код. Для фиксирования коллизий при приеме/передаче
данных реализована функция обслуживания тайм-аута.
В режиме ASCII информация передается в виде последовательности символов. Структура передаваемого
символа: 1 стартовый бит, 7 битов данных, 1 бит контроля четности, 1 столовый бит (при контроле четности)
или 2 стоповых бита (без контроля четности). Символы передаются с интервалом (паузой) до одной секунды.
В режиме RTU структура символа следующая: 1 стартовый бит, 8 битов данных, 1 бит контроля четности
(при отсутствии контроля четности бит отсутствует), 1 столовый бит (при контроле четности) или 2 стоповых
бита (без контроля четности). Сообщение представляет собой последовательность символов, передаваемых без
пауз, и включает адрес в диапазоне 1-247 (1 символ), код функции в диапазоне 1-255 (1 символ), данные (п сим-
волов) и контрольная сумма (2 символа). Максимальная скорость передачи в формате Modbus RTU составляет
9600 бит/с и19200 бит/с, размер пакета PDU (Protocol Data Unit) Modbus ASCII и Modbus RTU — 256 байт, Mod-
bus TCP — 260 байт.
В настоящее время протокол MODBUS среди других протоколов сетей низовой автоматики является наибо-
лее распространенным.
Modbus Plus. Спецификация Modbus Plus является модификацией протокола Modbus. Скорость передачи дан-
ных по сети Modbus Plus составляет до 2 Мбит/с. Сетевая шина использует одиночный или (для улучшения на-
дежности системы) двойной кабель. В качестве физической среды используется экранированная витая пара.
К кабелю сети длиной 450 м без повторителя может быть подключено до 32 узлов, а длиной до 1800 м с повтори-
телем — до 64 узлов. Сети соединяются между собой с помощью мостов, и в этом случае сообщения из узла од-
ной сети могут быть переданы узлу в другой сети.
В отличие от сети Modbus сеть Modbus Plus является одноранговой, то есть любое устройство может иници-
ировать транзакцию, являясь как ведущим, так и ведомым.
Передача данных внутри сети использует механизм передачи маркера. В каждый момент передачу запросов
осуществляет только один узел. Узел, получивший запрос, сразу отправляет подтверждение его получения. По-
сле завершения сеанса опроса узлов активный узел передает маркер следующему узлу с большим адресом и т. д.
Interbus. Сеть Interbus, разработанная фирмой Phoenix Contact в 1984 г., — одна из первых промышленных шин,
получивших широкое распространение. Она остается популярной благодаря дальности охвата, гибкости, быстро-
действию, диагностическим средствам и автоадресации. Физический уровень Interbus основан на стандарте 7?5-485
и напоминает обычную сеть с многоотводными соединениями, однако в действительности представляет собой по-
следовательное кольцо на базе сдвиговых регистров. Каждый подчиненный узел имеет два коннектора — через
один коннектор данные принимаются, а через другой передаются в следующий узел. Информация об адресе в про-
токоле отсутствует, данные в сети пересылаются по кругу, и главное устройство всегда способно определить, из ка-
кого узла считывается или в какой узел передается информация по положению этого узла в кольце.
Благодаря необычной сетевой топологии Interbus обладает двумя преимуществами. Во-первых, кольцевая
топология дает главному устройству возможность самому себя конфигурировать, причем в некоторых случа-
ях данный процесс не требует вмешательства со стороны пользователя. Во-вторых, точность сведений о сетевых
отказах и месте их возникновения значительно упрощает процесс их поиска и устранения. Максимальное число
узлов в сети — 512, длина соединения (расстояние между узлами) — до 400 м, протяженность сети — до 12,8 км,
скорость передачи — 500 кбит/с, размер сообщения — 512 байт данных на узел, число передаваемых блоков
не ограничено.
3. Техническое обеспечение АСУТП
73
DeviceNet. Протокол DeviceNet, разработанный фирмой Allen-Bradley (США) в 1994 г., имеет шинную топо-
логию и физический канал в виде четырехпроводного кабеля. Помимо функции чтения состояния дискретных
датчиков и управления пусковыми устройствами такая сеть позволяет передавать значение температуры и тока
нагрузки пусковых устройств, изменять скорость приводов и регулировать порог срабатывания датчиков. К сети
огут быть подключены 64 узла (всего до 2048 устройств — по 32 на узел). Для связи используется комбинация
ггветвителей и экранированной витой пары. Ответвители DevicePort — это пассивные, многопортовые устрой-
тва, которые поставляются с 4 или 8 герметичными микропортами быстрого отключения. Данные посылают-
j по необходимости короткими пакетами. Возможны три значения скорости передачи данных - 125, 250 или
00 кбпт/с, при этом длина магистрали (толстый кабель диаметром 12,2 мм) составляет соответственно 500, 250
100 м. Длина одиночных отводов — 6 м.
Контроллерные сети
Сеть BITBUS. Протокол BITBUS разработан фирмой Intel в 1984 г. для построения распределенных систем
. высокой скоростью передачи, детерминизмом и надежностью. За основу был взят широко известный прото-
I управления каналом передачи данных SDLC (Synchronous Data Link Control), разработанный фирмой IBM.
еть использует принцип MASTER-SLAVE. Физический интерфейс основан на стандарте Д5-485 и представля-
собой экранированную витую пару. Институтом инженеров по электротехнике и радиоэлектронике (IEEE)
ГГВ US-протоколу был присвоен статус стандарта (IEEE 1118).
Максимальная длина локальной сети BITBUS составляет 13,2 км, а общее число абонентов в сети может быть
. 240. Длина одного сегмента (гальванически изолированный участок сети) составляет 1,2 км. В одном сегмен-
находится 28 абонентов и ретрансляторов.
11нформационный обмен организован по принципу MASTER-SLAVE. Функции MASTER-узла могут концен-
трироваться в одном узле или распределяться по нескольким MASTER-узлам (в этом случае необходима орга-
зация механизма передачи телеграммы-маркера (права доступа к шине) от одного MASTER-узла к другому).
Протокол BITBUS определяет два режима передачи данных по шине.
• Синхронный режим используется при необходимости работы на большой скорости, но на ограниченных
: | стояниях. В этом случае топология сети включает до 28 узлов, а длина шины составляет до 30 м. Скорость
дачи — от 500 до 2400 кбит/с. Синхронный режим передачи предполагает использование двух дифференци-
ных сигнальных пар: одной — для данных, другой — для синхронизации.
• Режим с самосинхронизацией позволяет значительно удлинить шину. Стандартом определены две скоро-
передачи: 375 кбит/с (до 300 м) и 62,5 кбит/с (до 1200 м). С помощью шинных репитеров можно объединять
ь следовательно несколько шинных сегментов (до 28 узлов на сегмент) — в этом случае общее число узлов мо-
жт быть до 240, а длина общей шины 13,2 км. При этом режиме передачи используются две дифференциальные
эы: одна для данных и одна для управления репитером.
Сеть PROFIBUS. Протокол PROFIBUS (PROcess Field BUS) разработан группой немецких компаний (Sie-
- s, Bosch и Klockner-Moeller). Стандарт протокола описывает уровни 1,2 и 7 057-модели. В PROFIBUS исполь-
Iлея гибридный метод доступа в структуре MASTER-SLAVE и децентрализованная процедура передачи марке-
еть может состоять из 122 узлов, из которых 32 могут быть MASTER-узлами. Адрес 0 зарезервирован для
. 1ма широкого вещания. В среде MASTER-узлов по возрастающим номерам узлов передается маркер, кото-
предоставляет право ведения на шине циклов чтения/записи. Все циклы строго регламентированы по вре-
и. причем организована продуманная система тайм-аутов Этот протокол хорошо разрешает разнообразные
) [изии на шине. Настройка всех основных временных параметров определяется пользователем. Необходимо
гь в виду, что под общим названием PROFIBUS понимается совокупность трех различных, но совместимых
автокодов (PROFIBUS-DP, PROFIBUS-PA и PROFIBUS-FMS).
Сеть PROFIBUS-DP применяется на нижнем уровне для высокоскоростного обмена данными с оконечными
- <шствами. Протокол физического уровня базируется на стандарте 7?5-485. Длительность цикла опроса зави-
от числа узлов в сети и для скорости обмена 1,5 Мбит/с и 32 станций составляет не более 6 мс. Физическая
'•_да — витая пара (Д5-485) или оптоволоконный кабель. Скорость обмена — от 9,6 кбит/с (на длине 1200 м)
_ Мбит/с (на длине сегмента 100 м). На шине может быть до 124 ведомых устройств. Данный протокол пред-
лаяляет функциональное подмножество второго уровня протокола PROFIBUS-FMS. Уровень 7 в PROFIBUS-DP
шан. Стандарт — ДА 50170
Сеть PROFIBUS-PA используется в устройствах, работающих в опасных производствах, и позволяет под-
ать к одной шине датчики и преобразователи изолированно друг от друга. В основе протокола РА (Process
mation) лежит протокол ISP (Interoperable Systems Project). Физический уровень (уровень 1 057-модели)
схделяет стандарт IEC 61158-2 (с внутренней защитой данных), а уровень 2 — это функциональное подмно-
Жство стандарта DIN 19245. Структура протокола Profibus-PA сравнима с Profibus-DP (формат данных оди-
Шаг'вый). Сегмент PROFIBUS-PA имеет длину до 1900 м, длина ответвлений — 120 м, в одном сегменте может
^Включаться до 31 устройства (на опасных участках рекомендуется до 10). Скорость обмена между узлами
74
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
сети — 31,2 кбит/с. За счет идентичности коммуникационных протоколов возможно объединение сетей Profi-
bus-DP и Profibus-PA, для чего используется интерфейс DP/PA, позволяющий объединять до 5 шин Profibus-PA.
Протокол Profibus-FMS (Fieldbus Message Specification) разработан для связи контроллеров и интеллекту-
альных полевых устройств, а также контроллеров между собой. Метод доступа — MASTER-SLAVE (ведущий -
ведомый). Он описывает уровни 1, 2 и 7 модели OSI. Основное назначение сети — передача больших объемов
данных. Обмен информацией осуществляется по запросу прикладного процесса. Часть прикладного процесса
полевого устройства (VFD — виртуальное В'еИ-устройство) взаимодействует с реальными ПеИ-устройствами
с помощью интерфейса прикладного уровня ALI (Application Layer Interface). Реальные ГгеИ-устройства явля-
ются объектами коммуникации (OD, Object Dictionary) и введены в словарь объектов рабочей станции. Словарь
объектов содержит адрес (индекс) устройства, описание, структуру и тип данных. Протоколы Profibus FMS и DP
используют интерфейс Д5-485 и могут работать в одной сети, однако й4-устройства необходимо подключать
к PROFIBUS-PA через разделительные мосты.
Сеть ControlNet компании Allen-Bradley основана на топологии общей шины, однако ее можно сконфигури-
ровать как в виде звезды, так и в виде древовидной структуры. Сеть ControlNet — это управляющая сеть, удовлет-
воряющая требованиям приложений реального времени с высокой пропускной способностью. Она объединяет
функциональность сети ввода/вывода и сети обмена «точка-точка», обеспечивая высокую производительность
для обеих функций. Скорость передачи данных в сети составляет 5 Мбпт/с. В любом месте шины сегмента мож-
но через ответвитель установить до 99 адресуемых узлов.
Универсальные сети
Сеть WorldFIP. Протокол WorldFIP ( World Factory Instrumentation Protocol) был разработан на основе француз-
ского стандарта, известного как MFC46-600 или FIP (Fieldbus Internet Protocol). В состав его разработчиков входят
Honeywell, Cegelec, Baily Controls, Allen Bradley, Telemecanique и другие фирмы, производящие полевые устрой-
ства, в которых используется система сообщений. Протокол FIP нацелен на высокие скорости передачи и строго
определенные интервалы обновления данных. Он организован посредством централизованно-децентрализован-
ного доступа к шине. Для передачи данных используется режим широкого вещания (broadcast) путем отправки
broadcast-иакегов. При помощи широкополосного канала связи можно соединять до 256 станций, расположен-
ных на расстоянии до 2 км.
Контроль передачи осуществляется центральным узлом сети («арбитром»). Арбитр имеет три рабочих цик-
ла, продолжительность которых устанавливается самим пользователем.
1. Циклический трафик. Арбитр сети имеет таблицу циклического опроса, состоящую из поименованных пе-
ременных. В соответствии с этой таблицей устанавливается порядок опроса. Арбитр имеет доступ более чем к од-
ной таблице опроса, но только одна из них может иметь активный статус. В конце цикла эта таблица может быть
модифицирована. Такой трафик применяется в приложениях, ориентированных на пакетную обработку данных.
2. Периодический трафик (используется наиболее часто). Арбитр обращается к отдельным переменным из
каждого узла сети по запросу. Запросы на работу с переменными генерируются во время циклического трафика.
3. Обслуживание сообщений. Арбитр предоставляет право на передачу любому устройству сети, запросив-
шему эту функцию во время циклического графика. Получив это право, устройство может передать свое со-
общение (с подтверждением или без него) одному или всем подсоединенным к шине устройствам. Функции
управления процессом обмена данными могут быть распределены на шине между различными устройствами,
так как, с одной стороны, все «приемники» принимают одинаковые переменные одновременно, а с другой — вре-
мя обновления данных и их передача строго контролируются.
Основной поток данных организован как набор отдельных переменных, каждая из которых идентифициро-
вана своим именем. Любая переменная, обработанная в одном узле-передатчике, может быть прочитана всеми
узлами-приемниками одновременно. Режим широкого вещания избавляет от необходимости присвоения каж-
дому устройству уникального сетевого адреса. Результаты обработки каждой переменной узлом-передатчиком
доступны для чтения всеми входящими в состав сети узлами-приемниками.
Таким образом, WorldFIP — это система fieldbus, функционирующая как распределенная база данных реаль-
ного времени. Для построения сети полевых устройств на основе WorldFIP разработан спектр специализирован-
ных коммуникационных чипов:
• FULLFIP2 — для оконечных устройств и контроллеров;
• FIPIU2 — для организации сети на основе интеллектуальных устройств;
• FIPCO1 —для простых fieldbus-устройств.
Эти чипы поддерживают скорости передачи 31,25 Кбод, 1, 2,5 и 5 Мбод. Физическая среда WorldFIP — ви-
тая пара или оптоволоконный кабель по стандарту IEC 1158-2. Сеть WorldFIP используется в нефтехимической,
электротехнической, газовой, металлургической и ряде других отраслей промышленности.
Сеть CANbus. Протокол сети CANbus разработан фирмой BOSCH (ФРГ). Протокол CAN (Control Area
Network) получил статус международного стандарта ISO 11898-1. Он отвечает требованиям задач реального
ерническое обеспечение АСУТП
75
ени п способен обнаруживать и исправлять ошибочные сообщения с высокой степенью вероятности.
_1 сети CAN определены первый и второй уровни модели OSI. Многие разработки седьмого уровня для
.V оформлены как самостоятельные протоколы — SDS (фирма Honeywell), Deiice.NET (фирма Alien Brad-
CAL (ассоциация CiA) и т. п. CANbus — это последовательная шина, механизм работы которой описыва-
моделыо децентрализованного контроля за доступом к шине, так называемой моделью CSMA/CM (мо-
грнизированный вариант модели CSMA/CD). В CANbus каждый блок данных содержит дополнительный
ыовый идентификатор, который является, по сути, приоритетом данного сообщения. Каждый узел-
. мник в сети CANbus выбирает предназначенные для него сообщения. Возможные коллизии, связанные
современным запросом шины, разрешаются на основе приоритетности сообщений: право на работу с ши-
олучит тот узел, который передает сообщение с наивысшим приоритетом. В каждом сообщении может
-ть передано от 0 до 8 бит данных. Большие блоки можно передавать за счет использования принципа сег-
ции
цензионное право на выпуск микросхем для CANbus фирма BOSCH предоставила следующим компаниям:
Intennetall, Motorola, National Semiconductor, NEC, Philips, SGS-Thompson, Siemens, I AM о Inicore.
Сеть LON Works. Протокол LON был разработан компанией Echelon Corp. (США) для построения систем
I 6г. ыпим числом каналов данных, получаемых на основе коротких сообщений. Сеть LonWorks поддерживает
кл ународная организация The LonMark Interoperability Association, объединяющая свыше 100 компаний раз-
IВ' стран. В основе ZCW-технологии лежит использование специального интерфейсного Мег/гои-кристалла, раз-
ного и производимого фирмами Toshiba и Motorola (типы 3120 и 3150). Этот однокорпусный кристалл
•мержит три микропроцессора:
• \7ЛС-процессор поддерживает первый и второй уровни 057-модели;
• VET-процессор реализует функции с третьего по шестой уровень;
• -LPP-процессор обрабатывает функции прикладного уровня.
Тактовая частота микропроцессоров составляет 10 МГц. Скорость передачи данных в сети — от 4,88 Кбод
• 1 25 Мбод (чаще используются скорости 78 кбод и 1,25 Мбод). Интерфейсный кристалл 3120 содержит ROM,
fE ROM и RAM, кристалл 3150 содержит интерфейс внешней памяти.
LO.V-сеть может состоять из сегментов с различными физическими средами передачи: витой парой, коакси-
. -м и оптическим кабелями, радиочастотным и инфракрасным каналами. Для каждого типа физического ка-
* . существуют трансиверы, обеспечивающие работу сети на различных по длине каналах, скоростях передачи
ых топологиях. При разрешении коллизий используется предсказывающий алгоритм их предупрежде-
- I есть доступ к каналу упорядочивается на основе знания о предполагаемой нагрузке канала. Передающий
К лучает доступ к каналу со случайной задержкой из некоторого диапазона. Для предотвращения сниже-
на пропускной способности сети величина задержки представлена как функция числа незавершенных зада-
ft I backlog), стоящих в очереди на выполнение. Способность предсказывающего алгоритма, реализованного
-уровне, основана на оценке числа незавершенных заданий.
данные, передаваемые по ZOTV-сети, имеют стандартный сетевой тип (SNVT, Standard Network Variable
Отдельные узлы посылают свои 5ДДТ-переменные в центральный узел, который хранит у себя их место-
ение в сети.
од доступа к среде передачи данных — CSMA/CD). Максимальный размер LON-сети — 32 000 уз-
ж оединенных различными физическими средами в произвольной сетевой конфигурации (в основном
па>). Максимальное расстояние сети шинной топологии — 2000 м, при произвольной топологии —
Ь : «00 м.
2-”Ь Foundation Fieldbus Н-1 представляет собой один из самых молодых (появился в 1997 г.) и динамично
Ни щпхся стандартов промышленных сетей. Это открытый протокол, позволяющий использовать про-
и о-аппаратные средства различных производителей. Fieldbus Foundation является ассоциацией, образован-
• рез 'тьтате слияния североамериканских компаний ISP-Foundation (Fisher Rosemount, Yokogawa, Foxboro,
9^яе>.) и WorldFIP (Honeywell, Groupe Schneider, Allen-Bradley и др.).
ation Fieldbus представляет собой двухуровневый сетевой протокол, сочетающий черты мощной ин-
Нт''»- ионной магистрали для объединения компьютеров верхнего уровня и управляющей сети, объединяю-
I • нтроллеры, датчики и исполнительные механизмы. Стандарт определяет два уровня сети. На нижнем
(771) в качестве физической среды передачи данных за основу взята модифицированная версия стан-
усл!ЕС 61158-2. Уровень Hi предназначен для объединения устройств, функционирующих во взрывоопас-
i га эвых средах. Скорость передачи на уровне Hi составляет 31,25 кбит/с. На верхнем уровне (протокол 772)
е время используется Foundation Fieldbus HSE (High Speed Ethernet), основанный на сети Fast Ethernet
► ii> тью передачи 100 Мбит/с (стандарт IEC 61158)
* нностью стандарта Foundation Fieldbus является то, что в нем определен дополнительный пользова-
I уровень (UserLevel), позволяющий строить промышленные сети с распределенным интеллектом с по-
• пределенных функциональных блоков (например, аналоговый ввод или вывод, ПИД-регулятор и др.).
.лыюс число узлов составляет 240 на сегмент (поддерживается до 65 000 сегментов); длина соединения
76
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
до 1900 м (для Н1). Методы обмена сообщениями — «клиент/сервер» {Client/Sewer), «издатель/подписчик»
{Publisher/Subscriber), «уведомление о событиях» {Event Notification).
Сеть Foundation Fieldbus Н-1 можно использовать в качестве полной замены аналогового стандарта токовой
петли 4...20 А. Основная область применения этой сети — нижний уровень распределенной системы автомати-
зации с объединением устройств, работающих во взрывоопасных средах и использующих сеть как для информа-
ционного обмена, так и для питания датчиков.
Сеть Ethernet в силу ее широкого применения на разных уровнях иерархии систем управления можно от-
нести к универсальным сетям. Число сетей Ethernet (стандарт IEEE 802.3) в настоящее время превышает не-
сколько миллионов, а число пользователей — десятки и сотни миллионов и непрерывно увеличивается. Тех-
нологию Ethernet называют /9/Х-тсхнологисй по начальным буквам фирм-разработчиков {DEC, Intel и Xerox).
Спецификация Ethernet была опубликована в 1980 г. (стандарт IEEE 802.3). В 1995 г. был опубликован стандарт
IEEE 802.Зи {Fast Ethernet), в 1997 г. — IEEE802.3z {Gigabit Ethernet), а в 1999 г. — IEEE802.3ab {Gigabit Ethernet
на витой паре категории 5).
Протокол Ethernet — это открытый промышленный сетевой стандарт, который поддерживает неявный об-
мен сообщениями (обмен сообщениями ввода/вывода в реальном времени), явный обмен (обмен сообщения-
ми) и использует широко распространенные чипы связи Ethernet и физические носители. Поскольку техноло-
гия Ethernet используется с конца 1970-х гг. и широко распространена во всем мире, большое число поставщиков
оборудования для автоматизации поддерживают продукты Ethernet. Использование Ethernet обеспечивает до-
ступ ко всем устройствам уровня данных из Internet.
Сеть Ethernet использует двухуровневый протокол стандарта Ethernet TCP/IP {Transmission Control Protocol/
Internet Protocol, Протокол управления и передачи/протокол Интернета).
TP-протокол является базовым протоколом нижнего уровня стека TCP/IP. Напомним, что протоколом при-
нято называть формализованные правила, определяющие последовательность и формат сообщений, которы-
ми обмениваются сетевые компоненты, находящиеся на одном уровне, но в разных узлах (отправителя и по-
лучателя). Иерархически организованный набор протоколов взаимодействия узлов в сети называется стеком
коммуникационных протоколов, одним из которых является стек TCP/IP. Таким образом, /P-протокол — это
протокол сетевого уровня, который отвечает за передачу информации по сети, то есть за правильность достав-
ки сообщения {message) по указанному адресу. Информация передается блоками, которые называют дейта-
граммами.
При передаче дейтаграмм /P-протокол выполняет фрагментацию дейтаграмм на передающей стороне и их
сборку на приемной стороне, если размер кадров в сети отличается от размера исходных дейтаграмм. Дейтаграм-
ма состоит из заголовка и поля данных. Размер дейтаграммы, способной быть принятой устройствами в сети, со-
ставляет 576 байт — именно поэтому при большой длине дейтаграммы производится ее фрагментация, то есть
разделение на части. После передачи маршрутизатором фрагментов дейтаграммы они объединяются на прием-
ной стороне.
Протокол TCP является основным транспортным протоколом стека TCP/IP, обеспечивающим передачу па-
кета данных, и предоставляет возможность передачи непрерывного потока упакованных в сегменты октетов.
Данные перед отправкой поступают в буфер, откуда для передачи на сетевой уровень отбирается определен-
ная часть, называемая сегментом. Размер сегмента должен быть таким, чтобы при упаковке в IP-дейтаграмму
он мог поместиться полностью. На приемной стороне модуль протокола TCP помещает полученные данные
сегмента в буфер прикладной программы получателя. С модулем протокола TCP связан модуль протокола IP,
обеспечивающий передачу пакета по сети. Протокол TCP позволяет восстанавливать данные при их иска-
жении или потере, что достигается путем проверочного суммирования и присвоения последующего номера
каждому передаваемому октету данных, а также требования положительного подтверждения приема данных
от TCP получателя.
Для связи двух процессов их ГСР-протоколы должны установить соединение, то есть получить информацию
о состоянии сторон. Эта информация включает адреса сторон, последовательные номера передаваемых данных
и размер окна, определяющего диапазон разрешенных для передачи номеров.
Сеть Ethernet использует различные физические среды — витые пары, волоконно-оптический кабель и (реже)
коаксиальный кабель. Основная топология — звездообразная с центральным узлом {hub или switch). Допусти-
мые размеры сети Ethernet определяются ограничениями на длину кабельного сегмента, связанную с затухани-
ем и искажениями формы сигнала, а также на число узлов в домене коллизий. Стандарты сети Ethernet приведе-
ны в табл. 3.26.
Обычно сеть Ethernet использует топологию «активная звезда», в которой группы устройств связаны не-
посредственно с коммутатором. Преимущество такой топологии заключается в поддержке скоростей как
10 Мбит/с, так и 100 Мбит/с, при этом коммутаторы Ethernet согласуют скорость передачи данных. Сеть Ether-
net предназначена для работы с большими объемами данных (1518 байтов в пакете). В структуре сети использу-
ются концентраторы, коммутаторы, трансиверы, маршрутизаторы и повторители.
ехническое обеспечение АСУТП 77
Таблица 3.26. Стандарты сети Ethernet
Ethernet, IEEE 802.3 Fast Ethernet, IEEE 802. Зи Gigabit Ethernet, IEEE 802.3г
Тип среды Характеристики Тип среды Характеристики Тип среды Характеристики
Base2 | 802.3g) Сетевая среда с исполь- зованием тонкого КК, 10 Мбит/с, длина сегмента 185 м. Топология — шина lOOBaseTX (802.3iz) Сетевая среда с исполь- зованием неэкрани- рованной витой пары {UTP) и ЭВП {STP) 5-й категории, 100 Мбит/с, длина 100 м. Тополо- гия — звезда lOOOBase-SX (802.3z) 850 нм, лазерный ис- точник, многомо- довое оптоволок- но, длина до 300 м (62,5 мкм) и до 550 м (50 мкм)
Base5 2.3) Сетевая среда с исполь- зованием толстого КК, 10 Мбит/с, длина 500 м. Топология — шина
BaseT 2.3/) Сетевая среда с использова- нием неэкранпрованной ви- той пары, 10 Мбит/с, дли- на 100 м. Топология — звезда WOBaseFX (802.3г/) Сетевая среда с исполь- зованием многомодо- вого оптического ка- беля (ОК) (62,5 мкм). 100 Мбит/с, длина 2 км (многомод. ОК) и 32 км (одномодовый ОК). Топология — звезда 1000_Вг«е-£Х (802.3z) 1300 нм, лазерный источник, многомо- довый ОК (длина 500 м), одномодовый ОК (длина до 5000 м)
: BaseFL ' n.3j) Сетевая среда с использо- ванием ВОК (62,5 мкм), 10 Мбит/с, длина 2 км. То- пология — звезда 1000Base-T (802.3яй). Использу- ется вместо ЮООВяхеСХ ЭВП 5-й категории и выше, длина сег- мента до 100 м
Сеть Industrial Ethernet. Наметившаяся тенденция к интеграции систем управления на базе единой ши-
о распространенной сети Ethernet привела к необходимости разработки специального программного
а _шаратного обеспечения, способного работать в жестких условиях эксплуатации, характерных для ниж-
ровней иерархии систем управления. Сеть Industrial Ethernet работает по методу CSMA/CD (произ-
вх ный доступ с автоматическим определением коллизий). Пересылка данных в сети Industrial Ethernet ве-
3 ся кадрами.
Сеть Industrial Ethernet должна удовлетворять следующим требованиям:
• возможность работы в тяжелых промышленных условиях (температура от -40 до 75 °C, электромагнитные
ем хп, вибрация и т. п.) и соответствие международным стандартам по электромагнитной совместимости, по-
)ВЗ оустойчивости, взрывобезопасности и другим показателям;
• работа в сети в режиме жесткого реального времени;
• устойчивость к сбоям и возможность резервирования, в том числе «горячего» резервирования;
• низкие требования к обслуживанию сети и сетевого оборудования;
• возможность интеграции с другими используемыми на производстве промышленными сетями, а также
: с темами верхнего уровня иерархии.
industrial Ethernet появился на рынке промышленной автоматизации в 1985 г. и принят основными произво-
ди средств автоматизации {Siemens, Schneider Electric. Rockwell Automation и др). Для работы в режиме ре-
ого времени (технология RTPS, Real Time Publisher Subscriber) в жестких промышленных условиях разрабо-
•эе ы и предлагаются следующие сети Industrial Ethernet.
• EtherCAT компании Beckhoff {EtherCAT Technology Group)',
• PROFINET компании Siemens (PNO);
• EtherNet/IP {ODVA);
• Modbus TCP {Schneider Electric, Modbus-IDA User Group).
Сеть EtherCAT {Ether for Control Automation Technology) — это сеть стандарта Ethernet (топология сети —
шло. структура —«ведущий-ведомые»). Пакет с данными (фрейм) последовательно по кольцу обходит ве-
j стройства, которые дополняют пакет своими данными. Собранные от всех ведомых устройств данные
аются к ведущему контроллеру, связанному с компьютером, где осуществляется их обработка, архи-
С» »нпе и визуализация. За счет задержки всего в несколько наносекунд реализуется поддержка режима ре-
> времени. Некритичные ко времени данные передаются во временные промежутки передачи данных
^реальном времени.
Сеть PROFINET {Profibus + Ethernet) v2 и гЗ. разработанная на основе сетей Profibus и Interbus, представляет
Й промышленный вариант сети Ethernet lOGBaseTX. Физический канал — экранированная витая пара кате-
5 класса D (стандарт 7£££802.3яй), длина сети 100 м, скорость передачи — 100 Мбит/с. Используются так-
> распределенного ввода/вывода PROFINET IO и модульные системы управления PROFINET СВ А {Сот-
Based Automation).
Xet/IP {Industrial Ethernet Protocol) базируется на протоколах TCP, UDP, IP 3-го и 4-го уровней мо-
OSI. Протокол Ethemet/IP был разработан в 2000 г. группой ODVA {Open Devicenet Vendor Association)
78
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
и совместим с протоколом DeviceNet. Помимо ODV4 этот протокол поддерживают также организации IAONA
(Industrial Automation Open Network Alliance), IDA (Interface for Distributed Automation) и CI (Controlnet Inter-
national).
Повышение скорости передачи в сетях Industrial Ethernet достигается применением стандарта сетей Fast Eth-
ernet (100 Мбит/с). Общими для всех этих сетей являются формат данных, технология доступа к сети CSMA/CD
и возможность использования в сети повторителей.
В качестве пассивных сетевых компонентов сети Industrial Ethernet используются экранированные витые
пары, оптоволокно, штекеры и розетки, а в качестве активных — коммутаторы (управляемые, неуправляемые
и модульные). Производителями сетевого оборудования стандарта Industrial Ethernet на мировом рынке являют-
ся компании Hirschmann, Harting, Korenix и Siemens (ФРГ), Moxa Technologies Co Ltd (Тайвань), Westemo (Шве-
ция), Phoenix Contact (Япония), Cisco и др.
К основным отличительным особенностям оборудования Industrial Ethernet относятся:
• повышенная надежность благодаря отсутствию вентиляторов охлаждения (время наработки на отказ без-
вентиляторных устройств повышается до 15 лет);
• расширенный диапазон рабочих температур (от -40 до 60 °C);
• повышенная механическая прочность (установка в шкафах, крепление на MV-рейку, зажимы «под винт»,
отсутствие разъемов и др.);
• пониженное напряжение электропитания (в основном 24 VDC), применение резервированного питания
и источников бесперебойного питания (ИБП);
• резервирование сетей и оборудования (применение высокоскоростных технологий восстановления рабо-
тоспособности оборудования — сетей HIPER Ring, Super-Ring, протокола RSTR и др.).
Сети Industrial Ethernet используют топологии шина, звезда и кольцо (в том числе двойное кольцо с резерви-
рованием каналов). В последнее время получает развитие технология передачи сигнала и питания по одной ви-
той паре РоЕ (Power over Ethernet), что приводит к сокращению количества проводов и повышению надежности
канала связи.
Что касается характеристики оборудования Industrial Ethernet, то компания Siemens выпускает несколько ти-
пов коммутаторов:
• неуправляемые коммутаторы SCALANCE Х005/Х100 с числом портов от 4-х до 24-х (для сетей Ether-
net 10/100Bose-T);
• управляемые коммутаторы SCALANCEХ200/Х200IRTдля сетей Ethernet 10/100Base-Tс временем рекон-
фигурации сети до 0,3 с;
• управляемые коммутаторы SCALANCE Х300 для сетей Ethernet 10/100/1 (AM Base-Т,
• модульные коммутаторы SCALANCE Х400, в состав которых входят коммутаторы, конверторы и модули
расширения для сетей Ethernet 10/100/1000 Base-T.
Коммутаторы 5C4£KVC£X005/X100 применяются в линейных и звездообразных топологиях сетей, а осталь-
ные — и в кольцевых топологиях сети.
Беспроводная связь IWLAN (Industrial Wireless Local Area Network) обеспечивается с помощью точек досту-
па SCALANCE W780, Л1ЧА\-модулсй Ethernet, а также круговых и направленных антенн IWLAN различного на-
значения. Беспроводная связь базируется на международных стандартах IEEE 802Ala/b/g/h, GSM и GPRS, ско-
рость обмена данными — до 54 Мбит/с.
В целях повышения живучести сети и надежности передачи информации протокол Industrial Ethernet пред-
усматривает резервирование сетей Industrial Ethernet. Среди методов построения резервированных сетей Indus-
trial Ethernet известны следующие:
• быстрое связующее дерево (STP, Spanning Tree Protocol) — коммутаторы автоматически настраиваются на
дополнительные соединения; время реконфигурации — не более 5 с (стандарт IEEE 802.1 w), в основном для
офисных систем верхнего уровня;
• объединение звеньев («группообразование») — четыре физических звена и одно логическое звено с ис-
пользованием одного Л£4С-адреса (стандарт IEEE802.Id), время реконфигурации — не более 1 с;
• двойное подключение (избыточное звено) — основной и резервный порты коммутатора настраиваются не-
зависимо, время переключения — не более 1 с;
• отказоустойчивое дублирование — соединение двух сетей помимо основного звена осуществляется с по-
мощью добавочного (избыточного) звена, время реконфигурации — не более 1 с.
Беспроводные сети систем управления
Беспроводные сети в последние годы находят все большее применение в распределенных системах управ-
ления. Стандартизация сетей, унификация и большой выбор сетевого оборудования, высокое качество свя-
зи и высокая скорость передачи информации, надежная защита от несанкционированного доступа, широкий
диапазон охвата территории, интеграция с проводными промышленными сетями, простота обслуживания и,
3. Техническое обеспечение АСУТП
79
Рис. 3.52. Общий вид преобразователя
Rosemount 648
конечно, отказ от дорогостоящих кабельных сетей, — основные причины широкого использования беспровод-
ных технологий связи.
Беспроводные сети подразделяются в зависимости от признаков:
• по способу обработки информации — на аналоговые и цифровые;
• по местонахождению абонентов — на подвижные (мобильные) и неподвижные (стационарные);
• по ширине полосы передачи данных — на узко-, широко- и сверхширокополосные;
• по территориальной протяженности — на персональные, локальные, региональные (городские) и гло-
бальные;
• по виду передаваемой информации — на системы передачи голоса, видео и данных.
Беспроводные сети широко применяются для мониторинга и управления удаленными объектами, которые
арактеризуются следующими особенностями:
• удаленные объекты могут быть необслуживаемыми, т. е. на этих объектах отсутствует постоянный обслу-
живающий персонал;
• доступ этих объектов к кабельным трассам затруднен или отсутствует;
• объекты характеризуются жесткими условиями эксплуатации (повышенная влажность, большой диапа-
зон температур, сильные электромагнитные поля и т. п.);
• объекты могут быть мобильными.
Новой тенденцией применения беспроводных сетей является создание беспроводных приборов контроля
температуры, давления, расхода и других параметров. Беспроводные решения Smart Wireless, работающие в ди-
апазоне частот 2,4 ГГц (стандарт IEEE 802.15.4), от компании Em-
erson Process Management позволяют передавать значения параме-
тров от следующих беспроводных первичных преобразователей.
• Беспроводный преобразователь температуры Rosemount 248.
Входные каналы: термопары, термометры сопротивления с НСХ
Pt 100, Pt200, Р1500, PtlOOO, 50М, 100М (2-, 3- и 4-проводное под-
ключение), мВ, Ом. Выход: 2,4 ГГц WirelessHART. Относительная
погрешность измерения ±0,45%.
• Беспроводной преобразователь температуры Rosemount
648 (рис. 3.52). Входные каналы: термопары, термометры сопро-
тивления с НСХ50Р, 100Р, PtlOO, Pt500, PtlOOO, 50М 100М (2-,
3- и 4-проводное подключение), мВ, Ом. Выход: 2,4 ГГц Wire-
lessHART. Относительная погрешность измерения ±0,23%. Имеет
встроенный ЖК-индикатор.
• Беспроводной преобразователь температуры Rosemount
848'7'. Поддерживает 4 входных канала от термопар, термометров
сопротивления, мВ, Ом, 4...20 мА. Относительная погрешность ± 0,15%. Степень защиты IP 66.
• Беспроводной расходомер Rosemount 3051SFA на базе ОНТ (осредняющая напорная трубка) ANNUBAR
485 для установки в трубопроводы с Ду 50...2400 мм. Относительная погрешность измерения ± 0,8%. Имеет
встроенный или выносной ЖК-индикатор. Поддерживается протокол FOUNDATION Fieldbus.
• Беспроводной расходомер Rosemount 3051SFC на базе диафрагм Rosemount серии 405 для установки в тру-
бопроводы с Д 15...200 мм. Относительная погрешность измерения ± 0,75%. Имеет встроенный или выносной
ЖК-индикатор. Поддерживается протокол FOUNDATION Fieldbus.
• Беспроводный сигнализатор уровня Rosemount 2160. Имеет встроенный ЖК-дисплей. Выход: Wire-
lessHART (частота 2,4 ГГц, метод передачи DSSS). Параметры измеряемой среды: температура -70...+260 °C, дав-
ление до 10 МПа. Степень защиты IP 66.
• Беспроводный анализатор рП/ОА’Р модели Rosemount 6081. Рабочая частота 2,4 ГГц. Относительная по-
грешность ± 1 мВ при 25 °C (± 0,01 pH). Совместимость с беспроводным шлюзом Rosemount 1420 по протоколу
HARTv.l. Степень защиты IP 65.
Также компанией Emerson Process Management выпускаются преобразователь дискретного входного сиг-
нала в беспроводной {Rosemount 702) и преобразователь сигнала HART в беспроводной сигнал {Rosemount
мод. 775).
• Беспроводной преобразователь дискретного входного сигнала в беспроводной по протоколу WirelessHART
Rosemount 702. Преобразователь имеет встроенный ЖК-индикатор: время обновления данных 15 с.,.60 мин.
Маркировка взрывозащиты — EExiaUCTi (Т5), степень защиты прибора — IP 66.
• Преобразователь сигнала HART в беспроводной сигнал Rosemount мод. 775. Состоит из радиопередатчика,
приемника, микропроцессора и антенны. Позволяет проводить удаленную диагностику и настройку проводных
/УААТ-устройств. Время обновления показаний — 8 С...60 мин.
Данные от беспроводных приборов поступают к беспроводному шлюзу Rosemount 1420, который отвечает
за управление сетью и интеграцию в проводные каналы связи с использованием открытых стандартов Ethernet,
80
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Modbus и ОРС. Оптимальное расположение шлюза — в центре беспроводной сети (на коммуникационной мачте
с локальной антенной). В сети допускается до 100 приборов со временем обновления показаний 16 с. Электро-
питание осуществляется от модуля питания SmartPower, выполненного в искробезопасном исполнении. Срок
службы модуля питания — около 8 лет.
Конфигурирование, настройка и диагностирование беспроводных приборов осуществляется с помошью
программного обеспечения AMS Suite.
Помимо передачи сигналов на радиочастоте 2,4 ГГц в беспроводных сетях используются каналы передачи
по стандартам GSM, GPRS и др. Различные фирмы выпускают промышленные контроллеры со встроенными
САЛЕпортами для подключения GLSM-модсма или подключения коммуникационного модуля для передачи сиг-
налов на частотах 900 МГц или 2,4 ГГц.
К числу ПЛК со встроенными б5ЛГ-портами относятся: ADAM 5510/НС и ADAM 5510/HCG компании Ad-
vantech, Л/91, Vision 120/2хх/350/5б0/570/1040/1210 компании Unitronics, ТКМ410 (модем Telecom 100) группы
компаний ТЕКОН, МС8 ПТК КОНТАР (коммуникационный модуль WebLinker Modem) МЗТA, Alpha 2 и Mel-
sec System Q компании Mitsubishi Electric, FPO (модем FP-ISDN04k) компании Matsushita Electric Works, G-4500
(встроенный GPRS/GPS модем) компании ICP/DAS, SCAD A PackES и ряд других.
Для программирования контроллеров применяются различные пакеты ПО. например: GSM Control, GPRS/
WAP-Tool и GSM-Dial компании Klinkmann; Micro TRACE MODE GSM+ фирмы Ad Astra Research Group (преду-
становлено в контроллеры ТЕКОНИК и ADAM 5510/SLG); SMS RTD Mobile ToolKit для встраиваемого модема
COM 17035 формата PC/104 корпорации RTD (Real Time Devices); Empty Profile для модуля ММ-1188 (на основе
модуля /-7188) и модуля ММ-1188 Ethernet компании ICP DAS [6.20-6.23].
Для объединения различных устройств в мобильную сеть GSM предназначены САМ-модемы двух типов —
законченные (аппаратные) модемы с последовательным портом для связи с ПЛК или ПК (6’5Л/-модсмы Siemens
Ml, М20Ти ТС35Т) и модульные малогабаритные модемы на печатной плате (П5Л7-модуль Siemens ТС35 или Sie-
mens МС35 на плате формата A^C/l 04). Ряд фирм выпускает аппаратно-программные комплексы для построения
сетей GSM, на общей платформе (шасси) которых размещены базовая станция, контроллер, коммутатор, моде-
мы (например, комплекс WAVExpress компании inter WWE Communications Inc).
К организациям, участвующим в разработке стандартов беспроводных сетей, относятся Международный те-
лекоммуникационный союз (ITU, International Telecommunications Union), Международная организация по стан-
дартизации (ISO), созданная на базе Международной электротехнической комиссии (IEC, International Elec-
trotechnical Commission), Институт инженеров по электротехнике и электронике (IEEE, Institute of Electrical and
Electronics Engineers).
Стандарт GSM (Global System for Mobile communication, Глобальная система мобильной связи), введенный
в 1990 г., представляет собой стандарт сотовой связи на частотах 900, 1800 и 1900 МГц. Стандарт DCS 1800 для
частот 1800 МГц используется в Европе, а стандарт PCS 1900 для частот 1900 МГц — в США [6.18-6.19].
Беспроводные сети GSMотносятся к сетям второго поколения (2G) и используют принцип сотовой беспро-
водной связи, предложенный компанией Bell System.
Основные достоинства сотовой связи состоят в том, что а) радиопомехи не связаны с расстоянием между со-
тами, а определяются отношением расстояния между сотами с одной и той же частотой и радиуса соты; б) радиус
соты определяется мощностью передатчика и высотой антенны; в) используется принцип дробления соты (при
ослаблении сигнала большая сота может быть преобразована в соты меньшего радиуса).
Стандарт GSM основан на технологии множественного доступа с разделением по времени (TDMA, Time
Division Multiple Access). Диапазон рабочих частот передачи сигнала мобильным устройством составляет
890...915 МГц, а диапазон частот приема сигнала базовой станции — 935...960 МГц. В GSM 900 весь диапазон де-
лится на 124 канала (124 канала на передачу и 124 канала на прием данных с частотным интервалом между ка-
налом передачи и каналом приема данных 45 МГц).
Максимальное удаление мобильной станции от базовой для GSM 900 составляет порядка 35 км (для GSM
1800 — до 10 км). Радиус соты в 35 км ограничен временной задержкой распространения сигнала.
С помощью А5Л/-модсмой операторские станции могут обмениваться с контроллером, используя
5ЛГ5-сообщения или прямое соединение.
К преимуществам GAM-связи относятся:
• использование 5/М-карт для доступа к каналу связи с функциями идентификации пользователя;
• использование технологии SMS (Short Message Service, служба коротких сообщений) при обмене с ПЛК
и сотовыми телефонами буквенно-цифровыми и текстовыми сообщениями объемом до 160 символов;
• аутентификация абонента и идентификация абонентского оборудования и др.
Дальнейшим развитием стандарта и сети GSM стал стандарт GPRS (General Packet Radio Service, услуга па-
кетной передачи данных по радиоканалу) или сетевая служба 2,5 G. Оператор GPRS предоставляет пользова
телю услуги связи с расчетом исходя из объема переданных данных, а не в зависимости от времени связи, каг
в сети GSM. Скорость передачи данных по каналу GPRS достигает 40...115 кбит/с, тогда как по САЛГ-капалу -
только 10...16 кбит/с.
3. Техническое обеспечение АСУТП
81
GPRS-MoneMbi могут быть постоянно подключены к сети, благодаря чему не тратится время на набор но-
мера абонента и гарантируется передача и прием данных без задержек. Повышенная скорость передачи объ-
ясняется тем, что пакетная коммутация гарантирует быстрое установление соединения, и абонент занимает
канал только на момент передачи. При пакетной коммутации данные передаются в интервалы, свободные от
речевого трафика.
GPRS поддерживает все основные протоколы передачи данных, в том числе Интернет-протокол IP. Без до-
полнительных устройств GPRS позволяет реализовать соединение через интерфейсы TCP/IP или Х.25 с раз-
личными устройствами. Также GPRS позволяет осуществить многоточечную передачу данных между про-
ги дером сети и группой мобильных GPRS-абонентов. При совместимости с GPRS/WAP возможен доступ
с сотового телефона к серверу БД. Использование для доступа к данным сети Интернет позволяет полу-
чать данные и управлять удаленными объектами в любом месте и в любое время, благодаря чему реализует-
ся предлагаемая фирмой Intel концепция «обеспечения взаимодействия вычислительных и коммуникацион-
ных устройств в любом месте и в любое время между различными устройствами». Данная концепция также
“симулирует применение клиентских мобильных (карманных) ПК на базе архитектуры Intel Personal Internet
Client. \rchitecture {Intel PCA).
GPRS-yvnimu, как и GSAf-модсмы, выпускаются в виде законченных устройств и в виде встраиваемых мо-
дулей. Так, модемы Siemens ТС35 Terminal и А/С35 Terminal поддерживают все функции сотового телефона, но
с управлением не с помощью клавиатуры, а по интерфейсу Д5232. Модем может быть легко включен в любую
промышленную сеть с помощью соответствующих преобразователей.
Беспроводные системы связи 3-го поколения (3G)
Основные отличия систем 3G {Third Generation) от систем связи второго поколения заключаются в том, что
..меется возможность передачи больших объемов информации с высокой скоростью и доступа в беспроводной
Интернет. К другим достоинствам относятся полная унификация оборудования, предоставление полного набо-
ра услуг мультимедиа через стационарную, мобильную или спутниковую системы связи, а также глобальный ро-
минг, позволяющий абоненту пересекать границы государств, используя при обмене данными и речевыми со-
бщенпями один и тот же номер и одно и то же мобильное устройство.
Технология 3G базируется на методе доступа CDMA (множественный доступ с кодовым разделением кана-
ов). Основой архитектуры является технология IP с пакетной передачей данных и оплатой за объем переда-
аемой информации, а не за время связи. Системы связи 3G работают на частоте 2 ГГц со скоростью 2 Мбит/с.
ушсствуют два стандарта системы 3G: UMTS {Universal Mobile Telecommunication Systems, универсальная мо-
'ильная телекоммуникационная система) и CDMA 2000 {Code Division Multiple Access, мультидоступ с кодо-
м разделением каналов). Стандарт UMTS (или W-CDMA) распространен в основном в Европе, а стандарт
DMA 2000 — в США и Азии.
Технология WiFi (стандарты IEEE802.11a/b/g)
Стандарт IEEE 802.11 определяет сотовую архитектуру беспроводной сети передачи данных. Каждая сота
правляется базовой станцией, в зоне обслуживания которой находятся пользовательские станции. Базовые
станции связаны между собой, и при переходе мобильной станции пользователя из зоны обслуживания од-
ной базовой станции в другую распределительной системой гарантируется подсоединение этой мобильной
станции к сети. Механизм защиты данных предусматривает помимо кодирования данных также аутентифика-
цию станций передачи и приема данных. Дальнейшим развитием стандарта IEEE 802 11 являются стандарты
EEE 802.11а, IEEE802.11 b и IEEE 802.11g, которые принято относить к технологии WiFi {Wireless Fidelity) по
аналогии с HiFi {High Fidelity, высокая точность). Стандарт разработан консорциумом Wi-Fi Alliance в составе
0 компаний на базе стандарта 802.11. Связь обеспечивается в радиусе 80...300 м от точки доступа. При уве-
рении мощности приемо-передающих устройств и антенны расстояние может быть увеличено до несколь-
ких километров.
Стандарт IEEE 802.11а использует диапазон частот 5,15—5,825 ГГц с шириной канала 20 МГц. Формирова-
ше сигнала осуществляется в частотной области методом мультиплексирования по ортогональным частотам
OFDM, Orthogonal Frequency Division Multiplexing) В зависимости от скорости кодирования передача осущест-
ляется со скоростью 6...54 Мбит/с на расстоянии до 100 м.
Стандарт IEEE 802.11b использует диапазон 2,4 ГГц со скоростями передачи до 5,5 и 11 Мбит/с. Стандарт
IEEE 802.11g также использует диапазон 2,4 ГГц, но скорость передачи увеличена до 54 Мбит/с. Стандарт опре-
деляет метод передачи DSSS {Direct Sequence Spread Spectrum, расширение спектра методом прямой последова-
тельности) или формирование широкополосного сигнала во временной области.
Поскольку доступ к сети использует модель CSMA/CD, для предотвращения конфликтов стандартом IEEE
02.11 предусмотрен защитный механизм, предусматривающий перед началом работы в сети передачу «запроса
га передачу» {RTS, Request То Send) и получение подтверждения «можно передавать» {CTS, Clear То Send). Меха-
глзм RTS/CTS используется в сетях по стандартам IEEE 802.11b и IEEE 802.11g.
82
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Технология WiMAX (стандарт 802.16 d,e).
Стандарт 802.16 также определяет сотовую архитектуру сети с базовыми станциями. В отличие от техно
логии WiFi технология WiMAX предназначена для организации широкополосной связи вне помещений и для
больших сетей протяженностью 7... 10 км. Хотя базовая станция ограничивает число пользователей, при их пре-
вышении осуществляется автоматический перевод пользователей на другую базовую станцию. Если в техно-
логии WiFi имеет место соединение «точка-точка» (PtP, Point to Point), то по технологии WiMAX — топология
«точка-много точек» (PtMp, Point to Multipoint). Скорость передачи данных в сети WiMAX составляет от 20 до
100 Мбит/с (в среднем 70 Мбит/с) с возможностью увеличения до 1 Гбит/с. В перспективе следует ожидать
дальнейшего развития технологии WiMAX.
3.4. Исполнительные механизмы систем управления
3.4.1. Пневматические исполнительные механизмы
К пневматическим исполнительным механизмам относят регулирующие, запорно-регулирующие и отсеч-
ные клапаны, а также угловые, клеточные, трехходовые и другие.
Пневматические исполнительные механизмы наиболее эффективны в пожаро- и взрывоопасных зонах,
а также в условиях агрессивных сред, характеризующихся повышенными температурами, радиацией, вибраци-
ей, магнитными полями и т. и. Пневматические устройства просты по конструкции, надежны в эксплуатации
и обслуживании. В качестве рабочей среды используется сжатый воздух, который предварительно подвергается
фильтрации, очистке от примесей, сушке и стабилизации давления.
Регулирующие клапаны состоят из собственно клапана и привода (пневматического, электрического, электро-
гидравлического или ручного). К пневматическим приводам относятся мембранные и поршневые приводы. В мем-
бранном приводе в качестве преобразователя давления сжатого воздуха в перемещение штока и связанного с ним
регулирующего органа используется герметичная мембранная камера с тарельчатой мембраной, внутри которой
расположены пружины. Мембранный привод представляет собой механизм прямого и обратного действия (в за-
висимости от движения штока в прямом или обратном направлениях). В зависимости от конструкции регули-
рующего органа обеспечивается исполнение привода НО («нормально открыт») или НЗ («нормально закрыт»).
Статические характеристики мембранного привода близки к линейным, однако имеется зона гистерезиса, состав-
ляющая 10...15% от наибольшего значения командного сигнала. Для ее уменьшения мембранный привод комплек-
туют позиционером, представляющим собой усилитель с обратной связью по положению штока. Управляющий
сигнал пневматического позиционера — это сжатый воздух давлением 0,02...0,1 МПа, электронневматического по-
зиционера — ток величиной 4...20 мА, а цифрового — ток 4...20 мА/£ИДГ-протокол. Управляющий сигнал пнев-
матического позиционера поступает в область мембраны, перемещение которой через золотник регулирует расход
и давление воздуха, поступающего к мембранной камере мембранного привода. Перемещение основной мембра-
ны через толкатель и пружину отрицательной обратной связи уравновешивают силу, действующую на мембрану
позиционера. Точность позиционера (величина гистерезиса) составляет от 0,5 до 1,0% диапазона регулирования.
Электрический и электрогидравлический приводы управляются аналоговым сигналом от позиционера или дис-
кретным сигналом от контактов реверсивного магнитного пускателя. Ручной привод, устанавливаемый на регули-
рующем клапане, имеет рабочий ход порядка 15 или 30 мм. В качестве сигнализаторов конечных положений што-
ка и плунжера используют индуктивные датчики, а также электрические и пневматические микровыключатели.
К числу основных характеристик регулирующих клапанов относят условный диаметр проходного сечения (Ду),
номинальное давление (Ру) и допустимый диапазон температур рабочей среды, условную пропускную способность
клапана Kvs, м:,/ч (рассчитывается исходя из максимального расхода, температуры и перепада давлений на клапа-
не), тип клапана (параболшгеский, пустотелый и др.), одно- или двухседельный клапан, присоединительные размеры
фланцев, материал корпуса, седла, плунжера и некоторые др. характеристики. В зависимости от модификации выпу-
скаются регулирующие клапаны на Ду 15...500 мм, Ру 1,6...4О МПа и диапазон температур -20...400 °C.
Для работы с вязкими и кристаллизующимися средами корпус регулирующего клапана может быть снабжен
обогревающей рубашкой (паровой обогрев). Корпус клапана изготавливается из чугунного или стального литья,
а плунжер и седло (клетка) — из нержавеющей стали.
Поршневой привод применяется тогда, когда необходимо получить перемещение регулирующего органа на значи-
тельное расстояние (до 300 мм и более). Зона нечувствительности поршневого привода — не более 1%. Силовая часть
пневмопривода представляет собой пневмоцилиндр, шток которого соединен с регулирующим органом. Для контроля
положения поршня пневмоцилиндра в настоящее время вместо концевых выключателей используют магнитный дат-
чик, устанавливаемый непосредственно на корпусе пневмоцилиндра, и магнит, установленный в поршне [36].
Проходной клапан 3241 компании Samson представлен на рис. 3.53, а регулирующий клапан easy-e с позици-
онером DVC6000 компании Emerson — на рис. 3.54.
3. Техническое обеспечение АСУТП
83
Рис. 3.53. Проходной клапан 3241
компании Samson
Рис. 3.54. Регулирующий клапан easy-e
с позиционером DVC6000 компании Emerson
3.4.2. Электрические исполнительные механизмы
Электрические исполнительные механизмы (ЭИМ) по принципу действия делят на электромагнитные (со-
леноидные) клапаны и моторные исполнительные механизмы (ИМ). Электромагнитный клапан представляет
собой электромагнит с плунжером, связанным с регулирующим органом (РО). При подаче командного импуль-
на электромагнит внутрь электромагнита втягивается плунжер, перемещая РО При снятии сигнала плунжер
од действием возвратной пружины устанавливается в начальное положение. В зависимости от конструкции
О электромагнитные клапаны имеют исполнение НО или НЗ. Так как РО может занимать одно из двух край-
нх положений («закрыто» или «открыто»), электромагнитные клапаны применяют в системах двухпозицион-
ного регулирования, а также в системах аварийной защиты и блокировки.
Управление ЭИМ осуществляется с помощью контактов реле (магнитного пускателя) или бесконтактным
пособом (с помощью бесконтактных ключей пускателей, тиристорных или симисторных ключей).
Для контроля положения вала ИМ комплектуется контактным блоком сигнализации положения (блок кон-
евых выключателей) или бесконтактным блоком на основе индуктивного, реостатного или токового датчиков,
'.ток концевых выключателей (БКВ) обеспечивает сигнализацию при нахождении вала ИМ в крайних положе-
иях и прерывание дальнейшего перемещения вала в соответствующем направлении. Концевые выключатели
огут быть смещены (раздвинуты или сдвинуты) в пределах сектора угла поворота вала ИМ.
Блоки сигнализации положения индуктивные (БСПИ) имеют выходной сигнал в диапазоне 0...10 мГн,
токи сигнализации положения реостатные (БСПР) — в диапазоне 0...120 кОм, блоки сигнализации положе-
ния токовые (БСПТ) — в диапазоне 0...5, 0...20 или 4...20 мА. Для сигнализации положения регулирующего
гана ИМ может также комплектоваться механизмом сигнализации положения МСП-1. Выходной сигнал
МСП-1 — токовый (0...5,0...20 или 4...20 мА). Для взрывозащищенного исполнения выпускаются блоки сигна-
зацпи положения (БСПР-ИВТ6, БСПТ-ПВТ6) и блоки концевых выключателей БСП-ПВТ6. Некоторые
ЭО оснащены ручным маховиком для поворота вала редуктора без помощи электродвигателя. Поворот вала
ИМ для большинства однооборотных ИМ составляет 0,25 оборота (90°) или 0,63 оборота (225°). Для пожаро-
взрывоопасных производств выпускаются ЭИМ во взрывозащищенном исполнении (вид взрывозащиты — d).
Крупным российским производителем ЭИМ является компания ОАО «АБС-ЗЭиМ Автоматизация». По-
м имо однооборотных исполнительных механизмов типа МЭО выпускаются механизмы однооборотные флан-
I гые (МЭОФ), многооборотные (МЭМ), прямоходные (МЭП и МЭПК), приводы однооборотные запорные
ПЭОЗ), приводы однооборотные малой мощности (ПЭОМ), приводы многооборотные (ПЭМ) и др. Исполни-
ьные механизмы типа МЭО объединяются с регулирующим оргаггом посредством рычагов и тяг. Механиз-
МЭОФ, МЭМ, МЭП и приводы ПЭОЗ, ПЭОМ и ПЭМ устанавливаются непосредственно на трубопровод-
ную арматуру.
Электрический исполнительный механизм ОАО «АБС - ЗЭиМ Автоматизация» обозначается следующим
>' газом: МЭО-16/Ю-0,25И-ПВТ4-00-КБ-У2, где МЭО — механизм электрический однооборотный; 16 — но-
«.• альный крутящий момент на выходном валу (16 Н-м), 10 — номинальное время полного хода выходного
а (10 с), 0,25 — номинальный полный ход выходного вала (0,25 об. или 90°), И — индуктивный блок сигна-
цин положения выходного вала, ПВ — категория взрывоопасности смеси, Т4 — температура воспламенения
сж* и (от 135 до 200 °C); 00 — год разработки (2000 г), К — трехфазное напряжение питания, Б — токовый датчик
• строенный блок питания, У2 — климатическое исполнение (-30...+50 °C, относительная влажность до 100%
С । конденсата). Характеристики ЭИМ «ABC-ЗЭиМ» приведены в табл. 3.27.
Исполнительный механизм типа МЭОФ-250/63-0,25-ПВТ4-01 показан на рис. 3.55.
84
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводей
В последние годы «АБС ЗЭиМ Автоматизация» для исполнительных механизмов серии МЭОФ разработат
контроллер исполнительного механизма КИМ1. Интеллектуальный электропривод, оснащенный контролле
ром КИМ1, имеет следующие функциональные особенности:
• управление электроприводом может осуществляться по сети RS-485 (протокол Modbus), аналоговым илт
дискретным сигналами, а также от пульта местного управления;
• дистанционная настройка параметров осуществляется по сети RS-485 или от местного пульта;
• установка в заданное положение по сигналу «Авария»;
• контроль и сигнализация превышения момента на валу, указатель положения рабочего органа, установ-
ка рабочего органа в положения «Закрыто» или «Открыто», управление подогревом электронного блока и др.
Таблица 3.27. Характеристики ЗИМ «АВС-ЗЭиМ»
Тип Крутящий момент, П-м Время полного хода, с Напряжение питания, VAC Габаритные размеры, мм Степень защиты
МЭО-6,3 6,3; 12,5; 16; 25 12,5; 25; 30; 63 220 195x175x114 IP65
МЭОФ-6,3 6,3; 12,5; 16; 25 12,5; 25; 30; 63 220 220x160x114 IP65
МЭО-40 6,3; 16; 40 10; 25; 63; 100 220; 380 230x200x185 IP54
МЭОФ-40 6,3; 16; 32; 25 10; 15; 25; 63; 160 220 245x200x185 IP54
МЭО-250 40- 100; 250 10; 25; 63; 100 220; 380 440x315x305 IP54
МЭОФ-250 40; 100; 250 10; 25; 63; 100 220; 380 443x295x280 IP54
МЭО-630 250; 630 10; 25; 63; 100 220/380 445x452x402 IP54
МЭОФ-630 630 25; 63 380 555x440x340 IP54, IP65
МЭОФ-1000 320; 630; 1600 10; 15; 25; 63; 160 220/380 472x400x405 IP54
МЭО-1600 630; 1600 10; 25; 63; 100 220/380 495x515x467 IP54
МЭОФ-1600 1600 25, 63 380 555x440x340 IP54, IP65
МЭОФ 2500 630; 1000; 1600; 2500 10; 15; 25; 63; 160 220/380 535x450x467 IP54
МЭО-4000 4000 63; 160 220/380 590x670x605 IP54
МЭОФ-4000 4000 63; 160 220/380 830x640x630 IP54
мэо-юооо 10000 63; 160 220/380 990x850x600 IP54
МЭОФ-6.3-ПВТ5 6,3; 16; 25 12,5; 30; 63 380 320x155x210 IP65
МЭО-40-ПВТ4 10; 16; 32; 40 10; 15; 25 380 410x265x305 IP54
МЭОФ-40-ПВТ4 10; 16; 32; 40 10; 15; 25; 63 380 410x265x305 IP54
МЭО-250-ПВТ4 100; 250 10; 25; 63 380 575x395x305 IP65
МЭОФ-250-ПВТ4 100; 250 10; 25; 63 380 575x395x305 IP65
МЭО-630-ПВТ4 630 63 380 544x427x426 IP65
МЭОФ-630-ПВТ4 630 63 380 544x392x426 IP65
МЭОФ-ЮОО-ПВТ4 1000 10 380 472x438x402 IP54
Датчики положения, преобразующие положение выходного вала привода в пропорциональный сигнал 0...5 мА,
0/4...20 мА с погрешностью не более 1,5%, устанавливают под крышкой привода. Сигнализация и блокировка по
моменту на валу осуществляется с помощью датчиков момента. Управление интеллектуальным исполнительным
механизмом осуществляется с помощью интеллектуальных пускателей ПБР-ИМ-БД (рис. 3.56). Информация от
датчиков по интерфейсу RS-485 передается к интеллектуальному пускателю, размещаемому в приборном шкафу.
Рис. 3.55. Исполнительный механизм МЭОФ-250/63-0.25-ПВТ4-01 Рис. 3.56. Интеллектуальный ИМ с пускателем ПБР-ИМ-БД
3. Техническое обеспечение АСУТП
85
3.4.3. Электропривод с преобразователем частоты
При управлении вентиляторами, насосами, конвейерами, подъемно-транспортным оборудованием, центри-
фугами, экструдерами, буровыми механизмами и т. и. возникает необходимость регулирования скорости вра-
ения. Наибольшее применение в промышленности нашли преобразователи частоты с асинхронными двигате-
лями с короткозамкнутым ротором. Регулирование скорости вращения вала двигателя осуществляется путем
зменения частоты и напряжения питания двигателя. Преимуществом такого электропривода является его про-
ста и надежность, вызванная отсутствием трущихся частей (коллектора и щеток характерных для электро-
ривода постоянного тока), механических узлов (характерных для механических вариаторов скорости) или ги-
дросистем (характериных для гидравлического двигателя) [43-45]. Основными достоинствами регулирования
. корости двигателя с помощью преобразователя частоты являются:
• высокая точность поддержания заданной скорости;
• мягкий пуск без механических и электрических перегрузок;
• регулируемое время ускорения и замедления вращения;
• возможность дистанционного управления приводом, в том числе по локальной сети;
• экономия электроэнергии (режим энергосбережения);
• возможность работы двигателя во взрывоопасной зоне;
• увеличение срока службы привода;
• снижение эксплутационных затрат и т. д.
Преобразователь частоты состоит из стандартного выпрямителя одно- или трехфазного напряжения пи-
ия, звена постоянного тока (фильтра) и инвертора с реализацией алгоритмов скалярного или векторного
авления для разомкнутой или замкнутой систем. Как правило, инвертор выполнен на базе силовых тран-
хсторных ключей ICBT (Insulated Gate Bipolar Transistor, биполярный транзистор с изолированным затвором),
особных работать при высоких токе, напряжении и частоте коммутации. Заменить IGBT в ближайшие годы
к гут новые силовые модули IPM (Intellegent Power Modules).
К основным техническим характеристикам различных типов частотно-регулируемых электроприводов от-
ятся:
• максимальные выходная мощность и ток преобразователя частоты и максимальная мощность электро
- нгателя;
• вольт-частотный и/или векторный способы управления скоростью;
• перегрузочная способность преобразователя частоты;
• диапазон регулирования частоты (скорости) при управлении с датчиком или без датчика обратной связи;
• функция автоматического энергосбережения при работе с насосами и вентиляторами;
• защитные функции преобразователя (защита от короткого замыкания, перегрева, холостого хода, обрыва
, бросков напряжения и др.);
• автоматический рестарт после пропадания сетевого напряжения с возможностью «подхвата» частоты вращения;
• работа по циклограмме,
• способы торможения двигателя (постоянным током с внутренним или внешним тормозным резистором,
мбинированное, рекуперативное и скольжением);
• наличие встроенных ПИ- и ПИД-регуляторов, последовательных интерфейсов;
• характеристики и число входных и выходных сигналов;
• программное обеспечение работы электропривода;
• многофункциональная панель управления (пульт оператора),
• возможность синхронного управления несколькими приводами от одного преобразователя и т. д.
Как правило, мощность частотного преобразователя выбирается равной (или чуть больше) мощности элек-
двигателя. Это правило распространяется на электродвигатели с номинальным числом 1500 и 3000 об/мин.
Прн использовании других электродвигателей или в некоторых особых случаях выбор частотного преобразова-
г-.ля должен соответствовать условию, при котором номинальный выходной ток преобразователя должен быть
тыне номинального тока электродвигателя.
Для повышения надежности работы преобразователя в его схеме предусмотрены сетевые (входной и выход-
1) дроссели, фильтры электромагнитной совместимости (ЭМС-фильтры), соответствующие нормам излучения
Г55011 класса Л и В, радиочастотные фильтры и другие аксессуары. Входной дроссель применяется для компен-
щин высших гармоник из сети в преобразователь и обратно, а также для защиты конденсаторов промежуточного
• нтура, диодов и тиристоров выпрямителя при бросках тока в сети и нагрузке. Выходной дроссель используется
:и длине кабеля между преобразователем и электродвигателем более 50...100 м. Назначение дросселя — пода-
каение высокочастотных гармоник в токе двигателя, вызывающих его дополнительный нагрев. Радиочастотные
тьтры используются для снижения радиочастотных помех, излучаемых преобразователем в питающую сеть.
ЭМС-фильтры снижают излучение силовой части аппаратуры привода до пределов, необходимых в соответствии
стандартом EN 55011 (класс А и В). Классу А соответствует длина экранированного силового кабеля до 100 м,
86
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
а классу В — длина кабеля до 20 м. При установке ЭМС-фильтра контролируется ток заземления (утечки), величина
которого для преобразователя со встроенным или внешним ЭМС-фильтром не должна превышать порядка 30 мА.
Выбор преобразователя частоты со скалярным или векторным способом управления определяется требу-
емой мощностью электропривода, точностью и диапазоном регулирования скорости, точностью поддержания
момента на валу электродвигателя и другими факторами. Традиционно преобразователи частоты со скалярным
способом управления применяют для управления электродвигателями небольшой мощности. В большинстве
преобразователей частоты предусмотрены как скалярный, так и векторный алгоритмы управления. Принцип
скалярного способа управления состоит в том, что скорость вращения магнитного поля статора пропорциональ-
на частоте источника питания /. При вольт-частотном способе управления, когда U = F(f), электромагнитный
момент зависит от частоты и напряжения питания. В зависимости от вида нагрузки используются различные
формы взаимосвязанного управления напряжением и частотой:
• при постоянном моменте нагрузки U /f = const;
• при постоянной мощности U,/^f= const.
В случае вентиляторной нагрузки (когда нагрузка зависит от скорости) получается квадратичную зависи-
мость U /ff = const.
Для реализации принципа скалярного управления следует согласованно управлять напряжением (током)
статора электродвигателя при изменении частоты питания. В режиме скалярного управления используются схе-
мы с датчиком или без датчика скорости. Для улучшения качества выходных характеристик в алгоритм скаляр-
ного управления без датчика обратной связи введена функция компенсации скольжения, при которой частота
тока статора определяется алгебраической суммой заданной и текущей частоты вращения ротора. Также изве-
стен алгоритм скалярного управления с контролем потокосцепления ротора (FCC, Flux Сип ent Control), которое
поддерживается постоянным. В переходных режимах, однако, величина потокосцепления не является постоян-
ной, что ухудшает динамические характеристики электропривода. Этот недостаток устраняется в электропри-
воде с системой векторного управления. Системы векторного управления называют также системами с ориен-
тированием поля электродвигателя [39].
Режим векторного управления применяется в случае, когда при одной и той же частоте нагрузка на валу
электродвигателя может изменяться. При использовании режима векторного управления возможно управление
с постоянным крутящим моментом на валу (СТ, Constant Torque) или переменным крутящими моментом (VT,
Variable Torque). Управление переходными процессами электродвигателя переменного тока основано на расчете
микропроцессором следующих переменных состояния: вектор тока статора 7, вектор тока ротора 7, потокосце-
пление статора Т, потокосцепление ротора ЧП
Векторное управление при разомкнутой системе (без датчика обратной связи по скорости) обеспечивает
поддержание скорости в диапазоне изменения скоростей 1 : 100 с точностью порядка ±0,5%. Векторное управ-
ление в замкнутом контуре (с датчиком скорости) обеспечивает более высокое быстродействие и повышенную
точность поддержания скорости (от ±0,02 до ±0,001%), а также широкий диапазон изменения скоростей 1:1000.
В качестве датчика обратной связи используется энкодер, с помощью которого производится расчет и управле-
ние углом поворота и скоростью вращения вала электродвигателя. В случае потери связи с энкодером привод
автоматически переходит в режим векторного управления с разомкнутым контуром.
Преобразователь частоты имеет функцию энергосбережения, позволяющую экономить от 5 до 60% электроэ-
нергии путем поддержания оптимального к.п.д. Преобразователь автоматически отслеживает потребление тока,
производит расчет нагрузки и при необходимости снижает выходное напряжение. При этом снижаются потери
на обмотках двигателя и повышается к.п.д.
Функции торможения основаны на подачах в одну из фаз двигателя напряжения постоянного тока. Взаимо-
действие магнитного поля в этой фазе с магнитным полем ротора приводит к быстрой остановке двигателя. Су-
ществует также режим генераторного торможения с подключением внутреннего тормозного резистора (до мощ-
ности примерно 7,5 кВт) или внешнего (при больших мощностях).
Имеются также и другие функции, а именно функция встроенного ПИД-регулятора, функция многоступен-
чатого регулирования скорости с переключением электропривода на ряд фиксированных скоростей, функция
предотвращения опрокидывания ротора и функции защиты электропривода.
Интерфейс пользователя преобразователя частоты основан на принципах HMI и реализуется с помощью
встроенной панели управления, программного обеспечения, сетевых плат и открытых стандартов на промыш-
ленные сети. С помощью коммуникационных модулей преобразователь частоты может быть подключен к раз-
личным открытым промышленным сетям — Modbus RTU, Modbus Plus, Profibus DP, Device Net, Interbus и Ethernet.
Пульт управления преобразователя служит для выполнения следующих функций:
• настройки параметров преобразователя;
• управления включением-отключением, изменения направления вращения;
• отображения основных параметров и состояния преобразователя (скорость, частота, величина тока, вы-
ходное напряжение, потребляемая мощность и т. п.);
• вывода сообщений об ошибках, диагностических сообщений и т. д.
3. Техническое обеспечение АСУТП
87
Для отображения параметров используется встроенный черно-белый или цветной ЖК-дисплей с возмож-
ностю подключения выносной ЖК-панели для управления и настройки параметров. Программное обеспече-
ние большинства преобразователей частоты работает под управлением ОС Windows и позволяет выполнять
настройку, конфигурирование, диагностику, визуализацию, тестирование и архивирование параметров. Боль-
шинство преобразователей имеют степень защиты 7Р20, однако существуют и модели со степенью защиты
ZP54 и IP65.
В настоящее время различные типы преобразователей частоты производят более 50 крупных фирм, в том
числе Matsushita Automation Controls и Yaskawa Electric (Япония), Delta Electronics Inc. (Тайвань), Emetron AB
(Швеция), LG Industrial System Co. (Южная Корея) и др. Основные технические характеристики ряда преобра-
зователей частоты приведены в работе [30|.
Схема подключений силовых цепей и цепей управления преобразователя частоты Micromaster440 фирмы Sie-
mens приведена на рис. 3.57, на рис. 3.58 — схема подключений преобразователя частоты FR-S 500, на рис. 3.59 —
тьт управления FR-S 500.
200 to 240 V 1/3 АС
380 to 480 V3 AC
500 to 600 V3 AC
PE ----------------1
PTC/KTY
4,7 кОм
§
i6
DIN3 !
0-20 мА X "Т
макс 500 Ом у АОЦТ2-Д
DIN4 ।
DIN5 I
(потенц. рази.)
И5
AOUT1 + 1
j27
RL2
RL3
RS48I
рте в!14
I 28 (потенц. разн.)
РТС А; ------------
RL2-C<?^7
RL2-Bt2?
RL1-C?20
RL1 Вб—
RL1-A^
й I 18
RL3’Cfe
RL3-B?2T
RL3'A<^
;16
DIN6 I
AOUT2+i___
26
PNP
or*
|NPN
AIN2-|
DIN1 !
i5
DIN2 !
0-20 мА Е ТЩ
мякс 500 Ом т AOUT1-I
ИЗ
РЕ
Панель оператора
L,N
(LI, L2)
or
L1 L2, L3
®©о@
Т .R
DC/R’]
-----7----------
: Предуста-
!новленная
B+/DcinepeMbl4KS
60 Hz
I He
l исполь-
|зуется
50 Hz
I 1 2
•DIP переключатели
[ (на контрольной
[_____панели)____
AIN1 AIN2
0-10 V |-|a
0-10 mA ।
DIP переключатели
(на панели ввода/
вывода)
РЕ
Рис. 3.57. Схема подключений преобразователя частоты Micromaster440
88
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Преобразователь
Источник
Питания
Зф. АС
Автомат Контактор
«Общий» внешнего транзистора i
24 В (QPC
«Общий» релейных входов J
Старт в прямом напр. б STF *4 [
Старт в обратном напр. О STR *4 I
(Высокая О RH *4 |
Средняя р RM *4 |
Низкая pRL *4 |
«Общий» выходной < | SD
Удалите ее при
использовании FR-BEL
Реле
«Авария»
Управляющие входы
Не допускается прикладывать напряжение
Аналоговые сигналы задания
Отрицательная
Положительная
*5 RUIO Работа
SE < > «Общий»
выходной
Выход
состояния
(Выход
общий
коллектор
3
Задатчик
частоты
1 /2 Вт 1 кОм
(*3) !
/Т 7} ]<И0(+5В)
2 0 5 В DC BblgOp
0-10 В DC Р
5 «Общий»
токовый
AMI F
AL-
При использовании
токового задания
установите «4» в один из
Пар.бО-Пар.63 для
назначения функции AU
одному из входов RH, RM,
RL или STR. И включите
функцию AU.
5
Аналоговый
выход
(0-5 В)
Разъем RS-485 (*1)
Рис. 3.58. Схема подключений преобразователя частоты FR-S 500
Рис. 3.59. Пульт управления преобразователя частоты FR-S 500
4. Программное и алгоритмическое обеспечение АСУТП
Программное обеспечение (ПО) АСУТП призвано дать оператору-технологу наглядное представление
о процессе и возможность управления этим процессом по заданным критериям. ПО предоставляет операто-
ру интерактивный графический экран с изображением мнемосхемы процесса и его показателей, возможность
управления процессом с помощью ПЛК и других средств автоматизации, результаты обработки и хранения ин-
формации, автоматической диагностики системы и контроля достоверности входной информации, возможность
запмодействия с верхним уровнем АСУТП и т. п.
Обусловленные стандарты и требования к программному обеспечению АСУТП предусматривают выполне-
но заданных функций, реализуемых с применением средств вычислительной техники, а также наличие средств
диагностики технических средств АСУТП и контроля достоверности входной информации.
ПО АСУТП должно обладать свойствами функциональной достаточности (полноты), надежности, адаптируе-
мости, масш табируемости, модульности построения и быть удобным в эксплуатации. Разработанное ПО характери-
зуется качественными показателями, а именно устойчивостью, корректностью, расширяемостью, многократностью
использования, совместимостью, эффективностью, верифицируемостью, легкостью использования и рядом других.
Устойчивость программы подразумевает возможность обработки некорректного ввода данных пользовате-
лем, аппаратного отказа и других ошибок в период выполнения программы. Расширяемость программы воз-
ожна в случае несложной децентрализованной структуры (например, модульной). Многократность использо-
вания и совместимость достигаются использованием проверенных и многократно используемых программных
модулей, а эффективность ПО подразумевает эффективное использование памяти компьютера и времени раз-
работки ПО. Показатель верифицируемое™ означает возможность обнаружения ошибок благодаря тестирова-
нию и простоты проверки ПО.
Программирование — это процесс преобразования алгоритма в машинный код с использованием языков
программирования. Разработка программного обеспечения подразумевает написание исходного кода програм-
мы и его преобразование (компиляцию) в исполняемый код с помощью компилятора, а также тестирование
отладку программы. После отладки программы осуществляется ее сопровождение (сервисное обслуживание).
Язык программирования — это формализованный язык для написания программ с определенными синтак-
исом и семантикой. По ГОСТ 19781-90 язык программирования высокого уровня (ЯВУ) — это язык програм-
мирования, понятия и структура которого удобны для восприятия человеком. В качестве ЯВУ используют С,
-+, Бейсик, Паскаль, Фортран, Алгол, Пролог, Ада и ряд других.
Выбор того или иного языка программирования осуществляется в зависимости от степени детализации ал-
горитма решения задачи. Для программирования отдельных операций (например, ввода-вывода данных) ис-
о.тьзуют машинно-ориентированные языки (языки низкого уровня). Машинным языком (машинным кодом)
называют систему команд конкретной вычислительной машины.
ЯВУ делят на алгоритмические языки, однозначно описывающие алгоритм решения задачи (С, Бейсик, Паскаль
др.), логические (Пролог, ЛИСП и др.), поддерживающие логику описания задачи, и объектно-ориентированные
(C++, Java и др.), в основе которых лежит понятие объекта, сочетающего в себе данные и действия над ними.
Разработка программ ведется методами структурного программирования, а в последние годы — методом
объектно-ориентированного программирования (ООП). Структурное программирование — это методология
работки программного обеспечения, в основе которой лежит представление программы в виде иерархиче-
ской структуры модулей. В соответствии с этой методологией вся программа разбивается на отдельные модули,
выполнение программы ведется пошагово «сверху-вниз» (нисходящее программирование). При этом в про-
граммах используются три базовые структуры — последовательность (последовательное выполнение), ветвле-
ие и циклы. Ветвление подразумевает выполнение одной из двух или более операций в зависимости от некото-
»го условия, а цикл — многократное исполнение одной и той же операции до тех пор, пока не будет выполнено
90
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
заданное условие. Повторяющиеся части программы могут быть оформлены в виде подпрограмм, которые вы-
зываются специальной инструкцией. После этого исполнение основной программы продолжается с инструк-
ции, следующей за командой вызова подпрограммы.
Структурное программирование применяется к решениям, которые имеют ясно выраженный иерархический
характер. К сожалению, многие реальные проблемы невозможно выстроить иерархически. Кроме того, данный
подход создает хорошую программную модель для исходных требований к не изменяемой системе. Когда же си-
стема изменяется, это ведет к появлению новых требований, и поэтому модульная архитектура становится неу-
правляемой. Нисходящее проектирование остается полезным для небольших программ и специальных алгорит-
мов, но для больших систем оно практически непригодно.
Объектно-ориентированные проектирование и программирование улучшают возможности нисходящего
проектирования, концентрируя основное внимание на данных системы, а не на выполняемых ею функциях. Вы-
числения осуществляются путем обмена данными между объектами Объекты взаимодействуют друг с другом
путем отправки и получения сообщений. Каждый объект является представителем класса, выражающего об-
щие свойства объектов. Программа представляет собой объект, и для выполнения своих функций она обращает-
ся к входящим в нее объектам, которые, в свою очередь, выполняют программы, запрошенные путем обращения
к другим объектам программы. Таким образом, объектно-ориентированное программирование представляет со-
бой метод, основанный на объектах, а не на процедурах.
ПО АСУТП делят на общее (системное), сетевое и специальное (прикладное). Общее ПО, поставляемое вме-
сте с ПЭВМ, включает программу-диспетчер, программы управления отдельными устройствами ввода-выво-
да, стандартные программы, трансляторы с языков программирования и т. п. Сетевое ПО реализует протоколы
обмена данными по локальной сети и включает программы для организации межмашинного обмена данными
по линиям связи. Специальное ПО представляет собой программы, создаваемые пользователем для выполне-
ния основных и вспомогательных функций контроля и управления технологическим процессом — программы
управления по заданному алгоритму программы блокировки и противоаварийной защиты, сигнализации, диа-
гностики неисправностей, оптимизации и т. д.
Помимо программ, создаваемых пользователем на ЯВУ, для программирования контроллеров разработаны
специальные языки программирования по стандарту МЭК 61131-3, облегчающие разработку программ непрофес-
сиональным пользователем. К числу подобных языков программирования относятся текстовые языки IL (Instruc-
tion List, список инструкций) и ST (Structured Text, структурированный текст), графические языки LD (Ladder Dia-
gram, язык диаграмм лестничной логики) и FBD (Function Block Diagram, язык диаграмм функциональных блоков),
а также язык графических схем SFC (Sequential Function Chait, язык последовательных функциональных схем).
Примеры программирования контроллеров по стандарту 61131-3 приведены в работе [46]. По данным жур-
нала Control Engineering популярность этих языков программирования составляет: LD 95%, FBD 50%, ST 24%,
SFC 20% и IL 11%.
Язык LD представляет собой графическую интерпретацию процесса разработки релейно-контактных схем.
В настоящее время он является одним из наиболее распространенных языков программирования ПЛК и наибо-
лее удобен для программирования небольших задач дискретной логики. Именно поэтому многие компактные
контроллеры в качестве основного языка для разработки программ управления предлагают язык LD. Набор гра-
фических элементов языка LD включает дискретные входы в виде условных контактов реле, кнопок, сигналов
датчиков и т. п., нормально разомкнутых (замыкаются при появлении сигнала на соответствующем входе или
истинности поставленного в соответствие данному контакту логического выражения) и нормально замкнутых
(с логикой работы, обратной предыдущей). Дискретные выходы представляются в виде обмоток реле, питание
на которые поступает после прохождения сигнала от левой условной шины питания через все находящиеся на
данной ступени элементы. Левая шина соответствует исходному питанию схемы, а правая — выходу схемы, сиг-
нал в котором появляется после замыкания всех контактов и выполнения всех логических условий. Пример схе-
мы наполнения бака водой на языке LD приведен на рис. 4.1.
%12.1
Рис. 4.1. Пример программы на языке LD
При достижении уровнем воды верхней отметки (Мах) сигнализатор верхнего уровня выдает на вход кон-
троллера дискретный сигнал 1. По истечении времени (5 с), необходимого для успокоения уровня жидкости
и исключения ложных срабатываний, контроллер включит насос для откачки жидкости.
4. Программное и алгоритмическое обеспечение АСУТП
91
Язык IL представляет собой унификацию интерфейса языка программирования низкого уровня, не ориенти-
рованного на какую-либо микропроцессорную архитектуру. Важным достоинством этого языка является его бы-
стродействие. Написанная на IL программа состоит из набора инструкций, последовательно выполняемых ПЛК.
Каждая инструкция состоит из кода инструкций и операнда. Примером такой инструкции может служить выра-
жение LD %И.О, где LD - код инструкции, а %И.О — операнд.
I Тнструкции активизируют входы/выходы ПЛК, стандартные системные управляющие функции (таймеры, счет-
чики и т. д.), арифметические и логические операции, операции пересылки, а также внутренние переменные ПЛК.
Пример программы на языке IL приведен на рис. 4.2 (1.70), а рядом приведена соответствующая схема на языке LD.
1 Включение насоса*)
LD %I2.1
AND %I 2.2
OR %I 2.3
ST %Q3.1
Рис.4.2. Пример программы на языках IL и LD
Язык ST относится к классу текстовых языков высокого уровня. Язык структурированного текста является
новным для программирования последовательных шагов и транзакций языка SFC. Кроме того, он имеет «вы-
11 ды» во все остальные языки, что делает его универсальным для разных категорий пользователей. Его исполь-
пот для создания программ путем записи строк, состоящих из алфавитно-цифровых символов. Программы на
ыке ST составляются из выражений, каждое из которых состоит из метки, комментариев и инструкций (любой
этих элементов может отсутствовать). Основными инструкциями языка ST являются битовые инструкции,
1фметические и логические инструкции для слов и двойных слов, арифметические инструкции для чисел
с плавающей точкой и т. п. Пример программы на языке ST приведен на рис. 4.3, а рядом приведена соответству-
шая схема на языке LD. Круглые скобки определяют приоритет (первоочередность) действий.
°oQ 3.5 : = (%I3.1 OR %I3.3) AND %I3.2 AND %I3.4
Рис. 4.3. Пример программы на языке ST и LD
Язык SFC позволяет формулировать логику программы на ос-
ее чередующихся процедурных шагов и условных переходов,
t также описывать последовательно-параллельные задачи в по-
ггной и наглядной форме. Графическое описание последова-
ъных операций выполняется с использованием простейших
ических символов, а шаги обозначаются прямоугольниками.
Г ходы между шагами всегда определяются тем или иным ус-
> :ием. Каждый шаг связан с действиями, которые могут быть
s >граммированы на языках LD, IL или ST. Каждый переход
• связанные с ним условия, которые могут программиро-
ваться на этих же языках. Пример программы на языке SFC при-
-н на рис. 4.4.
Язык FBD позволяет создать программную единицу практи-
любой сложности на основе стандартных функциональных
&ж ов (арифметических, тригонометрических, логических бло-
ке ПИД-регуляторов, блоков, описывающих некоторые законы
•т; _лления, мультиплексоров и т. д.). Программирование сводит-
с сборке готовых компонентов. Язык FBD описывает функции
о бразования входных переменных контроллера в выходные
а мс сочетания элементарных функциональных блоков. Выход
^«жишонального блока может быть соединен с входами других
Комментарий
Команда «старт»
Начать заполнение бака
Датчик верхнего уровня
Уровень max
Температура заданная
Время ожидания
Время ожидания истакло
Опорожнение бака
Резервуар пустой
Рис. 4.4. Пример программы на языке SFC
92
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
блоков. Каждый функциональный блок представляет собой прямоугольник, внутри которого имеется обозначе-
ние выполняемой блоком функции. Пример программы П-регулятора на языке FBD приведен на рис. 4.5.
Рис. 4.5. Пример программы П-регулятора на языке FBD
Рассогласование между текущим значением величины Vai и заданием Ref умножается на коэффициент Кт
и используется в качестве управляющего воздействия.
4.1. Программное обеспечение диспетчерских рабочих станций
Современные распределенные системы управления (РСУ) характеризуются территориальной и функци-
ональной распределенностью систем сбора данных и управления. Контроль хода технологического процесса
и управление низовой автоматикой осуществляется диспетчером с автоматизированного рабочего места опера-
тора (АРМ-оператора) или операторской станции, установленной в операторском помещении. При необходи-
мости установки АРМ-оператора в цеху используются промышленные рабочие станции со встроенной клавиа-
турой, выполненные в пыле- и влагозащищенном исполнении.
Представление данных в реальном масштабе времени о ходе технологического процесса, визуализация про-
цесса в виде мнемосхем, составление отчетов и графиков, сигнализация отклонений параметров и другие функ-
ции осуществляются с помощью специального программного обеспечения — SCADA-систем (Supervisory Control
And Date Acquisition, система сбора данных и оперативного диспетчерского управления). Основу S('.'АПЛ-системы
составляют программные компоненты (подсистемы) — база данных реального времени, подсистемы ввода-вы-
вода, архивов, алармов, отчетов, доступа, управления и сообщений. Кроме того, в SC/WA-систему встроены язы-
ки программирования и графическая среда разработки (подсистема визуализации).
5СЛПЛ-системы поддерживают различные программно-аппаратные платформы — ОС DOS, MS Windows,
OS/2, UNIX и др., однако большинство ЛСЛПЛ-систем реализовано на платформах ОСРВ Windows NT. При этом
для приближения Windows NT к ОС жесткого реального времени фирмой VenturCom предложена подсистема
RTX (Real Time Extension). SCADA-системы поддерживают также сетевые среды обмена данными, прежде всего
Ethernet по протоколу TCP/IP и интерфейсы промышленных сетей Modbus, Profibus, CANbus и др.
Поддержка различных БДРВ типа MS SQL Server, Industrial SQL Sewer, MSDE (Microsoft Data Engine) и т. п.
осуществляется на языке запросов SQL. Наличие графического интерфейса пользователя GUI (Graphic Users In-
terface) позволяет создавать экраны операторских станций в следующей последовательности:
1 . Формирование статического изображения рабочего окна (мнемосхема технологического процесса, кноп-
ки, индикаторы, текстовая информация). Используются редакторы Paint и собственные средства рисования или
изображения, импортируемые в форматах BMP, WMF и др.
2 . Формирование поименованных динамических объектов рабочего окна. Используются встроенный графи-
ческий редактор SCAD/1-системы или элементы из библиотеки, после чего осуществляется привязка логическо-
го имени динамического объекта к определенному каналу ввода-вывода.
3 . Формирование алгоритма отображения и управления осуществляется при помощи текстового редактора
на любом из языков программирования, многие из которых могут быть встроенными (Basic Script, VB, VB for Ap-
plication. Visual C++). Используется также язык FBD и другие языки по стандарту IEC 61131-3.
SCAD А-системы предусматривают наличие встроенных драйверов ввода-вывода для обмена данными с устрой-
ствами нижнего уровня и контроллерами, а также средств создания собственных драйверов для вновь вводимых
устройств. Для обмена данными с этими устройствами вместе с системой или отдельно поставляется ОРС-сервер.
Стандарт ОРС (OLE for Process Control) — это стандарт взаимодействия между программными компонентами си-
стемы сбора данных и управления, основанный на объектной модели COM/DCOM фирмы Microsoft и установлен-
ный Международным комитетом ОРС Task Force. Стандарт ОРС приходит на смену DDE-обмену (Dynamic Date
Exchange, динамический обмен данными). COM (Component Object Model) — это модель многокомпонентных объ-
ектов, позволяющая приложению вызывать те или иные функции объекта, находящегося в адресном пространстве
приложения. Если объект распределен по сети или находится в другой программе того же компьютера, то полу-
чается распределенный COM (Distributed СОМ или DCOM). Таким образом, DCOM является сетевым расширени-
ем СОМ. СОЛА технология позволяет объектах! ActiveX обмениваться данными между прикладными программами
в среде Windows. При разработке прикладной программы могут использоваться любые Асй’оеХ-объекты.
4. Программное и алгоритмическое обеспечение АСУТП
93
Фирмой Wonderware разработан инструментальный пакет для написания ОРС- ком нон енто в — OPC-Toolkits,
включающий ОРС Server Toolkit и ОРС Client Toolkit.
В УСАНА-системах предусмотрены средства доставки информации на верхний (административный) уро-
вень в целях оценки эффективности работы предприятия (качества продукции, материальных и энергетических
затрат, конкурентоспособности и т. и.). Для решения этих задач разработаны программные продукты InTrack
и InBatch фирмы Wonderware, PCS1 фирмы Siemens, FIX BOS фирмы Intellution и др. К полномасштабным систе-
мам управления производством относятся также Plant Information System {PI System) фирмы OSI Software, Pre-
actor фирмы Preactor International, Plant2Business фирмы CiTechnoiogies, T-Factory 6 компании AdAstra Research
Group, «Орбита» и «СКАТ» фирмы «ПЛК-системы», ФОБОС и ряд других.
Данные из УСАНА-систсмы могут передаваться на UfeA-узлы через встроенный Ufefc-сервер, что дает возмож-
ность доступа к АСУТП через интернет. Таким образом, УСА£)А-системы являются мощным инструментом для
разработки ПО диспетчерского уровня АСУТП, причем от разработчика не требуется больших знаний в обла-
сти программирования на ЯВУ.
К основным функциям УСАВА-системы относятся:
• сбор и обработка первичной информации о параметрах процесса, поступающей от контроллеров или непо-
средственно от датчиков и исполнительных устройств (значения температуры, давления и других параметров,
данные о положении клапана или вала исполнительного механизма);
• графическое представление в цифровой, символьной или иной форме информации о ходе технологическо-
го процесса (динамизация значений переменных, представление значений переменных в виде трендов, гисто-
грамм и т. п.);
• сигнализация об изменениях хода технологического процесса (особенно в предаварийных и аварийных си-
туациях) в виде системы алармов, причем может осуществляться регистрация действий обслуживающего пер-
сонала в аварийных ситуациях;
• формирование сводок, журналов и других отчетных документов о ходе технологического процесса на ос-
нове собранной в архивах информации;
• изменение параметров настройки и режима работы контроллеров и исполнительных устройств («пуск-
останов», «открытие-закрытие» и т. п );
• автоматическое управление ходом технологического процесса в соответствии с имеющимися в SCADA-
системах алгоритмами управления (ПИ- и ПИД-регулирование, позиционное и нечеткое регулирование и т. п.).
Эти функции рекомендуется использовать для решения задач невысокого быстродействия. Наиболее рас-
пространенные в настоящее время УСАВА-системы перечислены в табл. 4.1.
Таблица 4.1. SCADA-системы
Наименование Фирма - производитель
InTouch Wonderware, США
Genesis32 Iconics, США
iFIX Intellution, США
Trace Mode AdAstra Research Group, Россия
Real Flex В J Software Systems (BJSS), США
Cimplicity GE Fanuc, США-Япония
WinCC, Simatic WinCC flexible Siemens, ФРГ
Cited (Vijeo Citect) Schneider Electric, Франция
Vijeo Look Monitor Pro Schneider Electric, Франция
PcVue ARC Informatique, Франция
MX SCAD A Mitsubishi Electric, Япония
Clear SC AD A Control Microsystems, Канада
Elipse SCAD A, Elipse E3 Elipse Software LTDA, Бразилия
RSView32 Rockwell Automation, США
MOSCAD Motorola, США
Phocus Jade Software, Великобритания
WizFadory PC So ft International Inc., США Израиль
Genie 3 0, AStudio, ADAMView Advantech, Тайвань
LabView National Instruments, США
IMAGE Numpha Soft, Финляндия- Россия
94
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Таблица 4.1,окончание
Наименование Фирма - производитель
MasterSCADA ИнСАТ, Россия
VNS ИнСАТ, Россия
КРУГ2000 КРУГ, Россия
Сириус QNX ЗАО «Предприятие Реалтайм», Россия
МИКСИС (MIKSys) МИФИ, Россия
СКАТ-М «Цеитрпрограммспстсм», Россия
КАСКАД АО «Элара», Россия
VI ORD microS С AD А ФИОРД, Россия
Выбор той или иной SCADA-системы определяется набором показателей. Полнота требований, которым
должна удовлетворять SCADA-система, определяется спецификой технологического процесса, а также следую-
щими показателями:
• соответствие функциональным требованиям разрабатываемой АСУТП, высокие технические характери-
стики, поддержка аппаратных средств (контроллеров, интеллектуальных датчиков и компонентов УСО), удоб-
ство интерфейса оператора;
• максимальная гибкость, в том числе масштабируемость и открытость SCADA-пакета (поддержка механиз-
ма взаимодействия ОРС. основанного на объектной модели COM/DCOM, а также других стандартов);
• степень сложности и эффективности разработки ПО, затраты времени на разработку, наличие инструмен-
тальных средств разработки ПО ПЛК и баз данных, качество графического редактора (палитра, тренды и пр.);
• полнота и доступность технической документации, ее русификация, наличие помощи (help) и учебных по-
собий, удобный пользовательский интерфейс, наличие демоверсии, возможность сопровождения и обучения,
процедура обновления приобретенного ПО и т. п.;
• известность торговой марки, отзывы пользователей о работе конкретной SCADA-системы по данным ее
эксплуатации на производстве;
• возможность интеграции с корпоративными системами верхнего уровня, в том числе с продуктами смеж-
ного назначения — СУБД, бухгалтерскими и складскими программами, электронными таблицами и т. и.;
• надежность, возможность эксплуатации на опасных производствах с большим числом контролируемых
параметров, устойчивость к сбоям внешних компонентов системы и ошибочным действиям персонала;
• стоимость пакета и совокупная стоимость проекта, цена лицензии на исполнительные модули пакета (run-
time-модули), при необходимости — стоимость обучения, обновления и сопровождения пакета.
Общий вид рабочего окна диспетчера (на базе SCADA-системы Trace Mode 6 компании AdAstra Research
Group, Россия) представлен на рис. 4.6.
Рис. 4.6. Рабочее окно АРМ диспетчера SCADA-системы Trace Mode 6 компании AdAstra Research Group (Россия)
- Программное и алгоритмическое обеспечение АСУТП
95
4.2. Алгоритмическое обеспечение
.Алгоритмическое обеспечение создается на основе математического обеспечения, не входящего в состав
структуры АСУТП, и представляет собой совокупность математических моделей, формирующих алгорит-
мы управления процессом. Помимо выбора модели управления необходимо сформулировать цель и критерии
."правления, а также задать ограничения на переменные. Таким образом, математическое обеспечение представ-
яет собой «идеологическое» ядро системы.
Алгоритмом управления называют порядок (инструкция) операций ввода и обработки данных и выработки
управляющих воздействий, выраженный на формальном языке математических зависимостей и логический ус-
эвий. Алгоритмическое обеспечение подразделяют в зависимости от структуры и задач АСУТП на алгоритми-
ческое обеспечение информационных и управляющих функций.
К алгоритмам информационных функций (алгоритмы обработки входных сигналов) относят масштабирова-
ние результатов измерений, сглаживание и линеаризацию (фильтрацию) входных переменных, интегрирование
। с\ ммпрование) данных, извлечение квадратного корня из входных переменных и прочие математические преоб-
разования (возведение в степень, дифференцирование, вычитание и т. п.), коррекцию результатов измерения и т. д.
К алгоритмам управления относят различные алгоритмы локального управления (позиционное, П-, ПИ-
ПИД-регулирование), алгоритмы блокировки и противоаварийной защиты (ПАЗ), алгоритмы адаптивного,
астного, ситуационного, нейронечеткого управления, оптимального демпфирования переходных процессов,
хаотические алгоритмы управления и многие др. [47-50].
.Алгоритмы управления имеют свои особенности, в том числе функционирование в реальном масштабе вре-
ени («в темпе» с процессом), использование преимущественно логических операций, а не вычислительных,
ункцпональная распределенность алгоритмов управления и ряд других.
К основным свойствам алгоритма относятся его дискретность, элементарность шагов, детерминированность,
массовость и результативность. Выбор алгоритма управления определяется требованиями надежности, точно-
ги. быстродействия системы, степенью участия оператора в управлении системой и другими факторами. При
разработке следует учитывать временные ограничения при разработке вычислительных алгоритмов, а в ряде
учаев и ограничения на объем памяти программ и данных контроллеров. Упрощение алгоритма управления
ожет идти в направлении уменьшения точности вычислений, увеличения времени вычислений при решении
идачи по частям и использования стандартных алгоритмов (типовых управляющих структур).
Известны следующие формы представления алгоритмов управления словесное описание, операторная фор-
ма записи алгоритма, табличная форма представления алгоритма, описание алгоритма с применением графпче-
;) lx символов и текстовое описание структурированных программ (ТОСП) пли псевдокод.
Управление сложными технологическими процессами в условиях неполноты знаний об объектах управле-
при высоком уровне помех и наличии перекрестных связей между каналами управления не позволяют осу-
ч^гвлять эффективный синтез моделей и. алгоритмов управления формальными традиционными методами.
Все большее применение находят методы и алгоритмы нечетких множеств, робастного, адаптивного, ситуацион-
ного и других видов управления.
.Алгоритмы нечеткого управления основаны на выработке управляющих правил в условиях, при которых не-
ынота информации о процессе не позволяют использовать классические методы. Основным методом получения
являющих правил является метод экспертных оценок, базирующийся на знаниях экспертов. Нечеткая модель
цесса, составленная на основе импликаций (связки «если... то»), описывающих возможные состояния объекта,
двергается структурной идентификации с оценкой параметров модели. Используются также самонастраиваю-
еся нейро-нечеткие регуляторы с использованием нейронных сетей. Исследованию методов нечеткого управле-
. и нечетких множеств посвящено много работ, среди которых можно выделить работы [51-52].
.Алгоритмы робастного управления используют при параметрической или структурной неопределенности
« дети объекта, обусловленной недостатком информации. При этом неопределенность объекта рассматрива-
ем я как неопределенность отдельных показателей или характеристик процесса (быстродействие, устойчивость
п.). Как правило, робастный регулятор является робастным по отношению к выбранному показателю, а ин-
: рмапия, характеризующая неопределенность, в управлении не используется. Описание методов робастного
явления приведено в работах [53-55].
Алгоритмы адаптивного управления применяют при постоянно меняющихся под воздействием внешних усло-
показателях качества управления. Математическая модель объекта управления с адаптивным регулятором по-
янно уточняется по результатам компенсации отклонений параметров состояния, обусловленных в том числе
ченением внешних условий. Таким образом, адаптивный регулятор учитывает как изменение состояния объек-
Н так и изменения внешней среды. Вопросам адаптивного управления посвящены работы [55,57,58].
.Алгоритмы ситуационного управления основаны на анализе ситуации после пошагового управляющего воз-
ствия на объект управления. Уточнение коэффициентов ситуационной модели осуществляется после вы-
энного временного интервала и изменения параметров состояния объекта. Вопросам ситуационного управле-
посвящена работа [56].
96
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Алгоритмическое обеспечение систем блокировки и противоаварийной защиты. Первоначально функ-
ции блокировки и противоаварийной защиты (ПАЗ) выполнялись с помощью релейных схем, а с появлением
ПЛК эти функции перешли к ним. При этом для их выполнения выделяется самостоятельный ПЛК, освобож-
денный от функций контроля и автоматического управления. В последние годы для увеличения надежности
в системах ПАЗ используются ПЛК с двух- и четырехкратным резервированием; кроме того, вместо ПЛК может
использоваться логический модуль и система модулей ввода-вывода.
Для конфигурирования контроллеров появилась необходимость в разработке специального математическо-
го обеспечения. Требования к содержанию документов, разрабатываемых при создании автоматизированных си-
стем, установлены в Методических указаниях РД 50-34.698-90.
Математическое обеспечение АСУТП — это совокупность математических моделей, используемых для ре-
ализации функций управления, блокировки и противоаварийной защиты Свойства математического обеспе-
чения оказывают существенное, а иногда и определяющее влияние на возможности и показатели АСУТП. При
выборе и разработке моделей, методов и алгоритмов необходимо учитывать требования, предъявляемые к мате-
матическому обеспечению в АСУТП — универсальность, алгоритмическую надежность и точность.
Под универсальностью математического обеспечения понимается его применимость к широкому классу
проектируемых объектов. Высокая степень универсальности математического обеспечения нужна для обеспе-
чения возможности его применения к любым или большинству объектов, проектируемых на предприятии.
Алгоритмической надежностью принято называть свойства компонентов математического обеспечения
давать при их применении правильные результаты Степень универсальности характеризуется заранее огово-
ренными ограничениями, а алгоритмическая надежность — ограничениями, заранее не выявленными и, сле-
довательно, не оговоренными. Количественной оценкой алгоритмической надежности служит вероятность
получения правильных результатов при соблюдении оговоренных ограничений на применение данного мето-
да. Если эта вероятность равна единице или близка к ней. то считается, что данный метод алгоритмически на-
дежен.
Для большинства компонентов математического обеспечения важным свойством является точность, опре-
деляемая по степени совпадения расчетных и истинных результатов. Алгоритмически надежные методы могут
давать различную точность, и лишь в тех случаях, когда точность оказывается ниже предельно допустимых зна-
чений или решение вообще невозможно получить, то говорят не о точности, а о низкой алгоритмической надеж-
ности. В большинстве случаев при проектировании АСУТП используются различные компоненты математиче-
ского обеспечения, основанные на сложных математических выкладках, что затрудняет определение их вклада
в общую погрешность.
На основе выбранного математического описания формируется алгоритм управления, форма представления
которого чаще всего определяется графически (в виде схемы с применением графических символов), в таблич-
ном виде или смешанным способом (графический или табличный вид с текстовой частью описания алгорит-
ма). Требования по оформлению алгоритмов приведены в нормативной документации. Алгоритм в графиче-
ском виде выполняется в соответствии с ГОСТ 19 701-90 и ГОСТ 19.005-85, а в табличном — в соответствии
с ГОСТ 2.105-95. Алгоритм в виде текстового описания выполняется в соответствии с ГОСТ 24.301-80.
Схема алгоритма согласно ГОСТ 19.701-90 состоит из символов, пояснительного текста и соединитель-
ных линий. Схема — это графическое представление определения, анализа или метода решения задачи, в ко-
торых для отображения операций, данных, потока, оборудования и т. д. используются символы. В символьном
виде существуют схемы данных, программ, схемы работы системы, взаимодействия программ и схемы ресур-
сов системы.
К символам данных относятся символы собственно данных, ручного ввода, документа, дисплея и т. п., к сим-
волам процесса — собственно процесс, решение, ручная операция и т. д., а к символам линий — собственно ли-
ния, канал связи, передача управления и т. п. Специальные символы — это соединитель, терминатор (начало
и конец схемы), комментарий и ряд других. Необходимый текст помещается внутри символа или в строках сим-
вола комментария. Потоки данных в схемах показывают линиями слева направо и сверху вниз. Для большей на-
глядности в местах соединений на линиях могут использоваться стрелки. Линии, идущие к символу, подводят
слева и сверху, а от символа — справа и снизу. При переходе на другую страницу в месте начала разрыва исполь-
зуется внешний соединитель, а в конце разрыва (на следующей странице) — внутренний. Основные символы
приведены в табл. 4.2.
Выполняемые в графическом виде алгоритмы делятся на линейные, разветвляющиеся и циклические. Для
сложных технологически процессов нефтепереработки алгоритмы, как правило, бывают комбинированными,
то есть возможно сочетание всех трех видов алгоритмов
Примеры схем, отображающие линейный, разветвляющийся, циклический и комбинированный алгоритмы,
приведены на рис. 4.8-4.11.
4. Программное и алгоритмическое обеспечение АСУТП
97
Таблица 4.2. Основ---е символы по ГОСТ 19.701-90
98
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Из циклических алгоритмов наиболее часто используются циклы «до» и «пока».
Для разработки математического описания технологического процесса необходимо изучить процесс и фак-
торы, определяющие его поведение, поставить задачу автоматизированного управления процессом, а затем раз-
работать его математическую модель, алгоритм и программу управления.
В настоящее время наиболее распространенным способом отображения алгоритма блокировки и ПАЗ яв-
ляется способ, реализованный на логических элементах. Логические элементы — это элементы, предназначен-
ные для обработки информации в цифровой форме (последовательности сигналов высокого («1») и низкого
(«О») уровней в двоичной логике). Ниже приведен перечень основных логических элементов, применяемых
для построения алгоритма согласно ГОСТ 2.743-91 ЕСКД "Обозначения условные графические в схемах.
Элементы цифровой техники".
1. Инвертор («НЕ»). Реализуемая функция: отрицание (инверсия). У= X
О XY
-6- 0 1
____] 1 о
Мнемоническое правило для отрицания звучит следующим образом:
на выходе будет:
«1» тогда и только тогда, когда на входе «0»,
«0» — тогда и только тогда, когда на входе «1».
2. Конъюнктор («И»). Реализуемая функция: конъюнкция (умножение). Y= Х}Х2
X, Х2 Y
ООО
1 0 0
0 1 0
1 1 1
Логический элемент, реализующий функцию конъюнкции, называется схемой совпадения. Мнемоническое
правило для конъюнкции с любым количеством входов звучит следующим образом:
На выходе будет:
«1» — тогда и только тогда, когда на всех входах действуют «1»;
«0» — тогда и только тогда, когда хотя бы на одном входе действует «0».
3. Дизъюнктор («ИЛИ»). Реализуемая функция: Y = Х} vX2
X, Х2 Y
I- ООО
1 _ 10 1
- 0 1 1
1 1 1
Мнемоническое правило для дизъюнкции с любым количеством входов звучит следующим образом:
На выходе будет:
«1» — тогда и только тогда, когда хотя бы на одном входе действует «1»;
«0» — тогда и только тогда, когда на всех входах действуют «0».
4. Инверсия функции конъюнкции («И-НЕ»). Реализуемая функция: отрицание конъюнкции. Y = XtX2
1 1 0
Мнемоническое правило для «И-НЕ» с любым количеством входов звучит следующим образом:
На выходе будет:
«1» — тогда и только тогда, когда хотя бы на одном входе «0»;
«0» — тогда и только тогда, когда на всех входах «1».
5. Инверсия функции дизъюнкции или элемент «ИЛИ-HE». Реализуемая функция: Y = X(vX2
X, Х2 Y
0 0 1
1 0 0
0 1 0
1 1 0
.ммное и алгоритмическое обеспечение АСУТП
99
агоническое правило для «ИЛИ-HE» с любым количеством входов звучит следующим образом:
ходе будет:
— тогда и только тогда, когда на всех входах «О»;
— тогда и только тогда, когда хотя бы на одном входе «1».
Сложение по модулю 2. Инверсия равнозначности. Реализуемая функция: Y = Xf + Ат2
О
о
1
1
- =1
О
1
1
О
о
1
о
1
е'моническое правило для суммы по модулю 2 с любым количеством входов звучит следующим образом:
;оде будет:
— тогда и только тогда, когда на входе нечетное количество «1»;
— гда и только тогда, когда на входе четное количество «1».
ует большое количество логических элементов — импликация, декремент, инкремент, триггер, ма-
ость и др. Выше приведены только основные типы. На базе этих элементов строится математическое
:ие. которое впоследствии реализуется в программном обеспечении.
приведены примеры алгоритмов, выполненных на базе логических элементов. Пример схемы алго-
isoKiipoBKH компрессора с разрешением пуска по давлению масла к подшипникам компрессора прпве-
4.12.
м алгоритме реализована задача блокировки (остановки) компрессора при понижении давления мас-
1-Мого к подшипникам компрессора до значений <1,2 кгс/см2, а также предусмотрено разрешение пу-
сора при повышении давления масла, подводимого к подшипникам компрессора на величину более
Реализован также анализ состояния канала датчика. Система АСУТП оценивает состояние входного
г датчика давления и в случае выхода его за границы измерения (ниже 4 мА или выше 20 мА) форми-
\ правления компрессором по давлению в системе смазки подшипников. Кроме того, в этом алго-
.смотрены различные приоритеты сигнализации параметров и неисправности (А, В), причем пара-
1зации А наивысший.
•; алгоритма автоматического ввода резерва (АВР) приведен на рис. 4.13.
м алгоритме реализована задача поддержания уровня с помощью двух насосов. Условием являет-
уровень постоянно поддерживается одним насосом, а другой переключателем выбора резерва выбран
резерва. Если основной насос не справляется с работой и уровень возрастает до 48% и более, включа-
:ii насос. При снижении уровня ниже 20% резервный насос отключается. Для определения насоса,
ося в резерве, в алгоритм дополнительно введен сигнал состояния насоса («включен»). По данному
резервный насос включится при уровне более 48% при двух условиях: или насос был выбран в каче-
нного переключателем выбора резерва, или насос не работал. Кроме того, в алгоритме предусмотрено
е резервного насоса при снижении уровня ниже 20%. Насос, который необходимо остановить, опре-
S. следующим факторам:
I два насоса;
in выбран в качестве резервного;
пустился ниже 20%.
нтме также предусмотрены различные приоритеты сигнализации параметров и неисправности
[L аметр сигнализации А является наивысшим.
иго. используются алгоритмы, записанные в табличной форме. Пример такого алгоритма приведен
тгорнтме отражены действия системы пожарно-охранной сигнализации в случае обнаружения
ар» одного из датчиков в шлейфе. С помощью данного алгоритма можно запрограммировать время
д\смотреть выдачу управляющих воздействий на определенные реле и выходы, к которым могут
различные устройства (например, световые или звуковые оповещатели). Может быть предус-
ы_ ча сигнала в схему управления электрооборудованием (задвижка, насос и т. п.).
Рис. 4.12. Алгоритм блокировки компрессора с разрешением пуска по давлению масла к подшипникам компрессора
100 Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Рис. 4.13. Алгоритм автоматического ввода резерва (АВР)
“оограммное и алгоритмическое обеспечение АСУТП
о
102
Часть 1. Сгру-гура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Таблица 4.3. Параметры конфигурации пожарно-охранной сигнализации
Номер ШС Тип ШС Автомати- ческое перевзятис Задержка взятия па охрану,с Групповое взятие/спятие «Тихая тревога» .нм ()()}; этим Задержка управления выходом «С Задержка управления выходом «Л» Задержка перехода в «Пожар» Управление выходными ключами
Реле 1 Реле 2 Реле 3 Выход «Л» Выход «С»
1 2 - 0 - - - 0 0 0 + + - 4- +
2 2 - 0 - - - 0 0 0 + + - 4- 4-
3 2 - 0 - - - 0 0 0 4- + - 4- 4-
4 2 - 0 - - - 0 0 0 4- 4- - 4- 4-
5 2 - 0 - - - 0 0 0 + + - 4- 4-
6 2 - 0 - - - 0 0 0 + 4- - 4- 4-
7 2 - 0 - - - 0 0 0 4- + - 4- 4-
8 2 - 0 - - - 0 0 0 + + - 4- 4-
9 2 - 0 - - - 0 0 0 4- + - 4- 4-
10 2 - 0 - - - 0 0 0 + + - + 4-
И 2 - 0 - - - 0 0 0 4- + - - 4-
12 2 - 0 - - - 0 0 0 + + - - 4-
13 2 - 0 - - - 0 0 0 4- 4- - - 4-
14 2 - 0 - - - 0 0 0 4- + - - 4-
15 2 - 0 - - - 0 0 0 4- + - 4- 4-
16 2 - 0 - - - 0 0 0 4- + - 4- +
Программа управления ключом 13 14 0 1 12
Время управления ключом, с - - - - 180
Задержка включения, с - 30
5, Распределенные системы управления
в процессах нефтепереработки
На нефтеперерабатывающих заводах используются различные зарубежные РСУ, среди которых можно вы-
лить Experion PKS компании Honeywell, Simatic PCS 7 компании Siemens, Delta V компании Emerson Process
anagement, Centum VP компании Yokogawa и ряд других [59, 60].
Основными характеристиками РСУ технологическим процессом являются архитектура системы, информа-
юнная емкость, открытость, масштабируемость, надежность, быстродействие, экономичность и т. д. Совре-
нные РСУ используют промышленные рабочие станции, многоканальные контроллеры (PC-based и модуль-
ые). станции распределенного ввода-вывода, открытые промышленные сети (Industrial Ethernet, Profibus, CAN
др.), интеллектуальные устройства ввода-вывода, беспроводные устройства передачи информации, а также
ТВ-технологию обмена данными. В последние годы ведущие зарубежные фирмы (Siemens, Mitsubishi, GE Fa-
Invensys, Honeywell, Schneider Electric, Valmetn др.) выпускают программные средства для интеграции систем
фавления производством в целом как на уровне технологических процессов, так и на уровне финансово-хо-
[ственной деятельности предприятия.
Архитектура РСУ определяется уровнями иерархии системы, набором программно-технических средств, се-
•ой архитектурой, интеллектуализацией преобразователей, возможностями резервирования и рядом др. пара-
етров. Информационная емкость системы в зависимости от комплекса решаемых задач определяется числом
налов ввода-вывода, способных обрабатывать от сотен до тысяч и десятков тысяч сигналов. Для приема, хра-
пы и обработки большого числа параметров применяются базы данных реального времени (БДРВ) — реля-
»онные, сетевые, иерархические или объектно-ориентированные. Сервер БДРВ является ядром интегрирован-
; и системы управления, обеспечивая форматирование массивов данных от технологического процесса для их
О. иза и использования на верхнем уровне управления предприятием.
Открытость системы управления предполагает использование в структуре системы открытых международ-
на стандартов на аппаратное и программное обеспечение, языки программирования контроллеров, активное
•тевое оборудование, позволяющих совместное применение программно-аппаратных средств различных про-
сителей.
Масштабируемость системы означает возможность построения систем управления на базе программно-тех-
ческих средств малой, средней или большой емкости. При этом возможно как наращивание системы, так и ее
!зация без серьезных изменений ее структуры.
Надежность, быстродействие и экономичность системы управления являются важными характеристика-
паспределенных систем управления. Для повышения надежности узлов и системы в целом применяется
<яду с отказоустойчивыми компонентами и системами их резервирование (дублирование и троирование),
иске специальные меры защиты в условиях агрессивных, взрывоопасных сред, сильного электромагнитного
Ы> чения и т. п. Быстродействие системы определяется инерционностью преобразователей, контроллеров,
узлов системы, а также алгоритмическим обеспечением систем управления (выбор алгоритмов управ-
время опроса датчиков, объем выборки и т. п.). В настоящее время крупные фирмы производят все
лх'тоди.мое оборудование (рабочие станции, серверы, контроллеры, сетевые компоненты, преобразователи,
ммное обеспечение и т. д.) для построения РСУ, которые внедряют в освоенных ими отраслях промыш-
сти РФ.
104
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
5.1. Распределенная система управления Simatic PCS 7
компании Siemens
Система управления непрерывными и периодическими процессами Simatic PCS 7 (Process Control System 7)
v. 7.1 является интегрированной системой управления, отвечающей концепции TIA (Totally Integrated Automa-
tion), включающей:
• ПЛК Simatic S7-4W, 57-300,57-1200;
• системы распределенного ввода-вывода Simatic DP на основе станций ввода-вывода ET-200M/S/X/iS;
• системы человеко-машинного интерфейса Simatic HMI — ППК, рабочие станции и рабочие терминалы
на базе WinCC (Windows Control Center)-,
• интеллектуальное программное обеспечение STEP 7;
• базовое программное обеспечение рабочих станций — 5САЛА-спстему WinCC;
• пакет Simatic BATCH для рецептурных процессов.
Система Simatic PCS 7 позволяет объединить все уровни иерархии систем управления — от полевого до уров-
ня управления производством MES (Manufacturing Execution System) и уровня планирования ресурсов предпри-
ятия ERP (Enterprise Resource Planning).
Горизонтальная интеграция предполагает использование на всех уровнях иерархии международных стан-
дартов обмена данными программно-аппаратных средств. Вертикальная интеграция предполагает интеграцию
оперативных данных от систем полевого уровня в информационную сеть предприятия.
В системе Simatic PCS 7 используются модульные программно-аппаратные компоненты системы комплекс-
ной автоматизации TIA, которые полностью совместимы и поддерживают открытые интерфейсы IEC, XML, Pro-
fibus, Ethernet, TCP/IP, ОРС, ©Glance и т. д. Благодаря открытости в Simatic PCS 7 могут использоваться про-
граммно-аппаратные компоненты других производителей.
Для повышения надежности систем управления в нефтеперерабатывающей и химической промышленности,
в нефте- и газопроводах используются резервированные системы автоматизации Simatic S7-400H на базе резервиро-
ванной сети Profibus DP и станций распределенного ввода-вывода £Т-200А£ Для систем противоаварийной защиты
и автоматики безопасности используются ПЛК Simatic S7 F/FH в комплекте со станциями распределенного ввода-
вывода Simatic ET-2QQM, £7-2005 и ЕТ-200 есо. Конфигурация на основе ПЛК 57-400 FH включает резервированные
станции £Г-200М, резервированные каналы связи Profibus DP и резервированные каналы ввода-вывода. Програм-
мирование осуществляется в среде STEP 7, дополненного программным обеспечением 57 Distributed Safety.
Система обеспечения безопасности PCS 7 Safety Integrated for Process Automation автоматически переводит
оборудование в безопасное состояние при аварийных ситуациях.
В качестве среды разработки прикладного ПО в PCS 7 используется менеджер проектов Simatic Manager,
устанавливаемый на инженерной станции (ES).
Контроль и управление процессами через Internet или Intranet осуществляется с помощью ШзДсервера Sima-
tic PCS 7, а техническое обслуживание системы — с помощью станции обслуживания Maintenance Station (MS),
которая предоставляет удаленный доступ к компонентам системы управления процессом (интеллектуальным
полевым устройствам, модулям ввода-вывода, полевым шинам, ПЛК, серверам и др. компонентам системы).
Структура интегрированной РСУ PCS 7 представлена на рис. 5.1.
5.2. Распределенная система управления Experion PKS
корпорации Honeywell
РСУ Experion PKS (Process Knowledge Solution, система знаний о процессе) — это открытая масштабируемая
РСУ, и в зависимости от масштаба задач она может использоваться в конфигурациях системы Experion HS/LS/PKS.
Система Experion PKS (EPKS) является дальнейшим развитием систем TPS (Total Plant Solution) и Plant Scape.
Многоуровневая архитектура EPKS включает уровни АСУТП, усовершенствованного управления и оптимиза-
ции, а также уровень бизнес-приложений. На уровне АСУТП используется отказоустойчивая промышленная
сеть FTE (отказоустойчивый Ethernet). Структура РСУ Experion PKS показаны на рис. 5.2.
Отличительными особенностями EPKS помимо масштабируемости являются единая база данных, доступная
на всех уровнях иерархии, использование открытых промышленных сетей, доступность информации через сред-
ства Internet/Intrane, а также использование открытых стандартов (ОРС, ActiveX, ODBC и др.).
EPKS поддерживает цифровые интерфейсы Ethemet/Fast Ethernet, Foundation Fieldbus, Profibus DP, Control
Net, HART и др. Базовым контроллером системы EPKS является модульный ПЛК С300, в котором реализованы
функции обработки алгоритмов, модуля резервирования, интерфейсных модулей сети FTE и полевых сетей (при
подключении до 64 модулей ввода-вывода). ПЛК С300 имеет резервированное питание и работает под управле-
нием ОСРВ СЕЕ.
Web клиент
Офисная LAN
(Ethernet)
Модуль I Web Server/
защиты данных у ОрепРС$7
DP/AS-lnterface link
OS станция
1-местной
системы
SIMATIC
PCS 7 BOX
OS/Batch/Route Control
клиенты
ET 200M
FF-H1
ET200M
ET200M
Ex, HART модули *
DP/PA Unk
Приводы
Ex терминал
оператора
ЕТ 200iSP
HART
CT200S
~ DP/EIBIink
ET200M
с СР 341
PROFIBUS DP
ЖИЛ
__OS-IAN, ___
J о ычная резервирования,
OS/Route Control
сервер_________
Стандартная
система
автоматизации
DP/FFLink
Modbus, PtP соединения
Управление информацией/
Система управления
SIMATIC IT
Сетевой
принтер
Ethernet
Batch/archive
сервер
Инженерная Asset Management
станция станция обслуживания
>ie системы управления в процессах нефтепереработки 105
ЕТ200М
Стандартные и
F модули
Industrial Ethernet, обычная/резервированная
Зона 1
x>
PROFIBUS PA
PROFIBUS PA
ET200S
FH-система
автоматизации
Н-система
автоматизации
ЕТ200М
F модули
ЕТ200М
обычная/
• Системы измерения ве-,1
Зона 2
PROFIBUS PA
Активные полевые распределители AFD
Рис. 5.1. Структура интегрированной РСУ PCS7
ET200ISP
DP/PA Link
Ylink
COx,NO,
DP/PA link
DP/PA Unk
с резервированными
модулями
Активный полевой
раздел ительАЕЗ
PROFIBUS РА
—I---1----
fl
106
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Рис. 5.2. Структура РСУ Experion PKS
Отличительными особенностями EPKS являются применение беспроводных технологий (OneWireless)
по стандартам ISA 100.11а и IEEESWAIa/b/g, а также системы видеонаблюдения (HVDM) и системы определе-
ния местоположения персонала (HILS).
Программное обеспечение EPKS базируется на ОС Windows 2008 Servers Windows 7. Конфигурирование ПО
осуществляется с помощью пакета Configuration Studio, в состав которого входят пакет программирования ПЛК
и интерфейсных модулей Control Builder, пакет для создания мнемосхем оператора HMIWebDisplayBuilder и др.
Автонастройка параметров ПИД-регуляторов осуществляется с помощью ПО ОрепТипе, а синтез однокон-
турных систем усовершенствованного управления на основе прогнозирующей модели — с помощью ПО Profit-
Loop.
В состав прикладного ПО EPKS входят специализированное ПО для реализации функций усовершенство-
ванного управления процессом — система АРС (Advanced Process Control). Основным назначением этой систе-
мы является многомерное управление по прогнозирующей математической модели процесса. АРС-система ре-
шает задачи управления и оптимизации в режиме РВ и представляет собой каскадную систему с ведомыми
ПИД-регуляторами, параметры настроек которых определяет АРС-регулятор.
Задачей оптимизации является расчет управляющих воздействий, обеспечивающих выполнение целевой
функции — технологического или экономического критерия оптимизации. Так, в ПО Profit Controller реализо-
ван робастный алгоритм многомерного управления и локальной оптимизации, используемый при управлении
процессами нефтепереработки, нефте- и газодобычи. ПО Profit Controller служит для динамической оптимиза-
ции по экономическому критерию. Другой, используемый в EPKS пакет (UniSim Design) является программным
пакетом высокоточного имитационного моделирования.
РСУ Experion PKS внедрена на ООО «КИНЕФ» при автоматизации технологических процессов нефтепере-
работки (висбрекинга, изокрекинга, получения водорода и серы) и включает более 30 000 технологических пара-
метров. В состав системы EPKS входят 72 операторские станции, 29 резервированных ПЛК 6300, 16 ПЛК Safe-
tyManager, три резервированных сервера и другое оборудование [59].
: Распределенные системы управления в процессах нефтепереработки
107
5.3. Распределенная система управления l/A Series
компании Invensys
РСУ l/A Series {Intelligent Automation Series) работает в среде FCS {Foxboro Control Software). Конфигурирова-
•«t системы осуществляется в среде FCS Configuration Tools.
К основным компонентам системы I/A Series относятся:
• у правляющие процессоры (контроллеры) типа FCP21Q и ZCP270:
• подсистема ввода-вывода на базе полевых модулей FBM {Field Bus Module) серии 200 (общее число поддер-
гваемых модулей 128);
• высокопроизводительная резервированная отказоустойчивая сеть MESH {Ethernet стандарт IEEE 802.3,
ЙК Ethernet стандарт 802.3u, Gigabit Ethernet стандарт 802.3z); топология сети: шина, кольцо, звезда, дерево; пол-
ивается протокол RSTP {Rapid Spanning Tree Protocol протокол быстрого связующего дерева по стандарту
Е 802.3w) для быстрого определения топологии сети; в одной сети MESH допускается до 250 коммутаторов
орость обмена между коммутаторами до 1000 Мбит/с, время обработки отказа около 1 с).
Контроллеры FCP21H или ZCP270, работающие в резервированной паре, поддерживают до 128 полевых мо-
I» лей. Скорость обмена по шине Fieldbus - до 2 Мбит/с. Базовый цикл контроллера составляет 50 мс. Допу-
оется удаление контроллера от коммутатора на расстояние до 2 км, а удаление модулей FBM от контроллера
_ । км диапазон рабочих температур - 400 °С...+700 °C.
Коммуникационные модули FBM поддерживают следующие интерфейсы: Foundation Fieldbus, Profibus DP,
I т<7, Д5-232/422/485 и другие.
Программирование контроллера осуществляется с помощью вызова программных блоков, реализующих
жрг деленные функции. Существуют 3 вида блоков: блоки непрерывного управления, блоки последовательной
. ики и блоки релейной логики. При этом блоки, расположенные в одном контроллере, могут взаимодейство-
к с блоками в другом контроллере, серверах или в рабочих станциях с использованием единого адресного
странства. Максимальное число блоков, задачи которых выполняются за время не более одной секунды, не
6а'.ее 10000.
50000 аналоговых ???
с модулями с модулями с модулями
200-й серии 200 й серии 200-й серии
Рис. 5.3. Структура РСУ l/A Series
108
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Задачи визуализации, сбора данных, архивирования и интеграции с другими системами выполняются с по-
мощью ПО FCS, встроенного в рабочие станции на базе процессоров IntelХеоп под управлением ОС Windows ХР
SP3. Каждая рабочая станция комплектуется 1, 2 или 4 ЖКИ с размером по диагонали от 21” до 40”.
Программное обеспечение РСУ I/A Series состоит из сервера приложений IAS (Industrial Application Serv-
er), включающей БД Galaxy. IAS с БД Galaxy используют технологию ArchestrA System Platform. Разработка
приложений для БД Galaxy включает среду разработки IDE (Integrated Development Environment) и среду ис-
полнения.
Кроме Galaxy в ПО используются следующие пакеты:
• среда разработки FCS СТ (FCS Configuration Tools);
• система мониторинга и обслуживания системы I/S Series System Manager,
• система аварийных сообщений I/S Series Alarm Manager,
• система визуализации,- 5СЛИЛ-система InTouch компании Wonderware;
• система хранения исторических данных Wonderware Historian (AIM Historian);
• ITfefe-сервер Wonderware Information Server.
Система безопасности I/A Series включает пакет антивирусного ПО McAfee и аппаратные устройства Fire-
Wall. Вход в систему групп «Операторы», «Инженеры» и «Обслуживающий персонал» осуществляются с помо-
щью системы паролей Security Directory.
Конфигурирование системы осуществляется в среде FCS СТ, которая является объектно-ориентирован-
ной и основана на выборе шаблонов оборудования, элементов ArchestrA, контроллеров и др., и построении
базы управления. Основными элементами базы управления служат компаунды, — логические объединения
стратегий (контуров) и блоков управления и стратегии, — объединения блоков управления в один общий
контур управления. Также к основным элементам базы управления относятся блоки управления, обеспечи-
вающие считывание значений сигналов с модулей ввода-вывода по шине Fieldbus, их обработку, а также вы-
полнение алгоритмов управления как на основе типовых блоков (ПД, ПИ, ПИД), так и других создаваемых
блоков. Графической оболочкой для построения стратегий и их наглядного представления служит ПО Mi-
crosoft Visio.
Для интеграции с верхним уровнем иерархии (Л/ЕЕ-системой) используется ПО InFusion Enterprise Control
System (InFusion ECS), одним из компонентов которого является программная среда FCS РСУ I/A Series.
5.4. Распределенная система управления Delta V
компании Emerson Process Management
Архитектура РСУ Delta V — трехуровневая. На полевом уровне используются полевые сети ASi, De-
viceNet, Modbus, Foundation Fieldbus, HART. Все сигналы от полевых модулей подключаются к ПЛК напрямую
без промежуточных преобразователей. Из беспроводных интерфейсов используется Wireless HART (стандарт
IEEE 802.15.4).
Возможности системы допускают наличие в системе до 120 узлов, в том числе до 100 ПЛК и до 60 рабочих
станций. Максимально в составе РСУ Delta V может быть 1500 ПЛК, 900 рабочих станций и до 1 млн каналов
ввода-вывода (рис. 5.4).
К отличительным особенностям РСУ Delta V относятся:
• возможность наращивания системы в «горячем» режиме;
• использование высоконадежных элементов, увеличивающих время наработки на отказ микропроцессор-
ных устройств до нескольких десятков лет;
• установка 8-, 16- и 32-канальных модулей ввода-вывода в произвольном порядке в восьмислотовую па-
нель с автоматическим их распознаванием (к одному ПЛК может быть присоединено до 8 панелей с модулями
ввода-вывода);
• использование в системе ПАЗ отдельных логических ПЛК (логических вычислителей), причем для удоб-
ства восприятия оператором отображение сигналов ПАЗ и РСУ осуществляется на одних и тех же рабочих стан-
циях.
Функции рабочих станций освобождены от функций управления и заключаются в отображении оператор-
ского интерфейса на четырехоконных мониторах, архивировании и ведении журнала событий.
ПЛК РСУ Delta V — резервируемые, с установкой плат на двухслотовую панель. Время базового цикла со-
ставляет 100 мс.
ПО Delta V поддерживает языки программирования по стандарту МЭК 61131-3: FBD, SFC, ST и VBA. Име-
ется библиотека блоков различной сложности, в том числе блоки усовершенствованного управления (нечеткой
логики, блоки управления по прогнозирующей модели и др.).
э. Распределенные системы управления в процессах нефтепереработки
109
Рис. 5.4. Структура РСУ Delta V
5.5. Распределенная система управления CENTUM VP
компании Yokogawa
РСУ CENTUM VP является очередным поколением системы CENTUM CS 3000. Новая версия CENTUM VP
А4.03 представляет собой интегрированную среду управления производственным процессом.
Система CENTUM CS3000 включает блоки-домены с числом станций до 256 и поддерживает интеллектуаль-
ные устройства ввода-вывода с интерфейсом Foundation Fieldbus. К числу управляющих станций и систем отно-
сятся станции управления участком FCS {Foundation Control System}, станции оператора HIS (Human Interface
etiori), станции усовершенствованного управления APC-S (АРС Station), станции проектирования ENG, блоки
жсетевой связи CGW (Connect Gateway) и система обеспечения безопасности ProSAFE. Система ProSAFE ба-
уется на логическом ПЛК со встроенной системой самотестирования (ProSAFE DSP) и сменными модулями
травления и ввода-вывода (ProSAFE PLC).
В РСУ в качестве терминалов управления и связи с ПЛК используются новые станции управления DAQSTA-
TK)N DA'2000 с числом каналов ввода-вывода до 48 и возможностью расширения до 348. Обмен информацией
осуществляется по протоколам Foundation Fieldbus и Modbus. Станции DA2000 имеют степень защиты IP65.
Система CENTUM VP базируется на платформе концепции VigilantPlant, основными признаками которой яв-
иотся:
• улучшенные функции кибер-безопасности и новая интегрированная система безопасности ProSAFE-RS',
• новые модули управления с расширенной поддержкой НЛЛ'/ протокола;
• максимальное количество станций управления FCS и контроллеров безопасности SCS доведено до 48; по-
зевые станции управления имеют двойное резервирование;
• новая функция фиксации последовательности событий SoE (Sequence of Events) с точностью до 1 мс по всей
РСУ. а также функция записи и воспроизведения действий оператора;
• новая автоматизированная подсистема управления парком КИПиА PRM (Plant Resource Manager), поддер-
живающая обмен по протоколу Profibus DP/PA и беспроводных устройств по стандарту ISA 100.1 la.
Беспроводные полевые устройства обмениваются данными с системой управления через базовый марш-
рутизатор и приложения, выполняющие функцию шлюза для всей РСУ. На физическом уровне использует-
I стандарт беспроводной связи IEEE 802.15.4 в диапазоне нелицензионных частот 2,4...2,4835 ГГц со скоростью
ирелачи 250 кбит/с на дальность 600 м. Гарантированное питание беспроводных устройств обеспечивается ба-
фейными блоками на базе литий-тионил-хлоридных батарей.
110
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводе
Беспроводная система КИПиА подключается к РСУ CENTUM VP через станцию FCS или шлюз GSGW. Пр
подключении к FCS используется шлюз YFGW 710 и модуль связи Ethernet (протокол Modbus TCP), а при по/
ключении к шлюзу GSGWпомимо шлюза YFGW 710 требуется также ОРС-сервер.
Структура РСУ CS3000 приведена на рис. 5.5.
Рис. 5.5. Структура РСУ CS3000
6. Взрыво- и пожаробезопасность
нефтеперерабатывающих заводов
6.1. Общие требования к взрыво- и пожаробезопасности НПЗ
В «Правилах устройств электроустановок» (ПУЭ) под взрывоопасной зоной подразумевается помещение
или ограниченное пространство в помещении, в котором имеются или могут образоваться взрывоопасные сме-
си. Согласно МЭК 79-1 А, 79-4 установлена следующая классификация взрывоопасных смесей: I — метан на под-
земных горных работах; II — другие горючие газы и пары за исключением метана. Все газы и пары разделены на
три взрывоопасные группы (Па, ПА и Пс). Для каждой группы определен максимальный зазор (БЭМЗ) между
фланцами оболочки, через который не распространяется взрыв наружу (величина зазора 0,5 ..0,9 мм). БЭМЗ —
безопасный экспериментальный максимальный зазор между фланцами оболочки, через который не проходит
передача взрыва из оболочки в окружающую среду при любой концентрации смеси.
В зависимости от температуры воспламенения взрывоопасные смеси делят на следующие группы: Т1 (тем-
пература воспламенения более 450 °C); Т2 (300...450 °C); ТЗ (200.300 °C); Т4 (135... 200 С); Т5 (100...135 °C)
и Тб (85... 100 °C). Более высокий температурный класс охватывает более низкие температурные классы.
В Европе, в том числе и в России, руководствуются рекомендациям стандарта МЭК 79-10, согласно которо-
му взрывоопасные зоны для газов и паров делят следующим образом:
• зона 0 (группа II) — взрывоопасная смесь присутствует постоянно;
• зона 1 (группа II) — зона с возможностью появления взрывоопасной смеси;
• зона 2 (группа II) — появление взрывоопасной смеси возможно при неправильной эксплуатации, опас-
ность возникает в редких случаях.
Для пыли взрывоопасные зоны аналогичным образом делят на зону 20 (непрерывная или частая опасность),
зону 21 (случайная опасность) и зону 22 (редкая опасность вследствие неправильной эксплуатации). В соответ-
ствии с Директивой Еврокомиссии зоны 20, 21 и 22 также относятся к группе II. Европейская норма взрывоза-
щиты обозначается аббревиатурой АТЕХ (от франц. ATmospheres EXplosibles) и охватывает все виды Европей-
ской взрывозащиты.
В США и Канаде взрывоопасные зоны делят на классы: класс I — это легковоспламеняющиеся газы и пары,
класс II — легковоспламеняющиеся пыль и порошки, а класс III — легковоспламеняющиеся вещества в жидком
или твердом состоянии. Класс I делят на группы А (ацетилен), В (водород), С (этилен, этил), D (ацетон, амми-
ак, бензол, бутан, гексан и аналогичные газы). В класс II входят группы Е (порошок алюминия, магния и др.),
F (угольная пыль), G (горючая пыль, в том числе от древесины, пластмассы и т. п.).
Типы взрывозащиты обозначают следующим образом:
• d (взрывонепроницаемая оболочка);
• е (повышенная надежность);
• ia (искробезопасная электрическая цепь, зона 0);
• ib (искробезопасная электрическая цепь, зона 1);
• h (герметичная изоляция);
• m (герметизация);
• п (отсутствие жирообразования и воспламенения);
• о (погружение в масло);
• р (метод повышенного давления);
112
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
• q (заполнение порошком);
• s (специальная защита).
Взрывозащита типов h, т, nns соответствуют европейским стандартам.
Взрывозащита типа d предусматривает наличие в аппарате щелей, проходя через которые взрывоопас-
ная смесь быстро охлаждается на воздухе и теряет способность к воспламенению (стандарт МЭК 60079-1,
ГОСТ 22782.6-81).
Взрывозащита типа е предусматривает способы предотвращения искрообразования (блокировка, отключе-
ние и др.).
Взрывозащита типов ia, ib и ic” (искробезопасная электрическая цепь, ИБЦ) основана на принципе ограни-
чения запасенной в электрической цепи энергии, что делает любую электрическую цепь неспособной к воспла-
менению (стандарт МЭК 60079-1). Этот вид взрывозащиты находит наибольшее применение в контрольно-из-
мерительных приборах и оборудовании. Основными преимуществами ИБЦ являются повышенная надежность
эксплуатации устройств и удобство их обслуживания, в том числе обслуживание барьера под напряжением (напря-
жение изоляции между двумя искробезопасными цепями или между цепью и землей должно быть не менее 500 В).
Уровни взрывозащиты Ex ia и Exib соответствуют стандарту МЭК 60079-11-99 и ГОСТ Р 51330.10-99. Тип
взрывозащиты Ex ia — особо взрывобезопасный, допускает до 2-х независимых неисправностей и применим для
зон 0, 1 и 2. Тип взрывозащиты Ex ib допускает одну неисправность и применим для зон 1 и 2. Тип взрывозащиты
Ex ic не допускает неисправностей и применим только для зоны 2 К допустимым безопасным параметрам элек-
трической цепи относятся максимальное напряжение разомкнутой цепи (до 30 В), максимальный ток или ток
короткого замыкания (100 мА) и максимально допустимая мощность (0,45 Вт). Ограничение энергии осущест-
вляется блоками искрозащиты на стабилитронах или с помощью гальванически изолированных развязываю-
щих устройств (трансформаторов, оптопар или реле).
Взрывозащита типа h предусматривает герметичную изоляцию (например, заливку неподвижных частей
конструкции компаундом)
Взрывозащита типа т (метод герметизации) соответствует ГОСТ 22782. Герметизация достигается заливкой
изделия компаундом, лаком или помещением в защищенный герметичный корпус (7Р67) и обычно применяет-
ся в барьерах искрозащиты.
Взрывозащита типа п (отсутствие искрообразования) соответствует стандарту МЭК 60079-15.
Взрывозащита типа о (метод защиты погружением в масло) соответствует ГОСТ 22782.1-77 и применяется
для изоляции элементов электрической цепи от атмосферы (например в масляных трансформаторах).
Взрывозащита типа р соответствует ГОСТ 22782.4-78. В оболочке создается избыточное давление чистого
воздуха или инертного газа, и взрывоопасная смесь не проникает в оболочку.
Взрывозащита типа q (метод заполнения порошком) соответствует ГОСТ 22782.2-77. В качестве заполните-
ля используется кварцевый песок.
В качестве примера маркировки взрывозащиты оборудования (ГОСТ 22782.6-81) можно привести следу-
ющее обозначение: 1 Exia ILB 73, где 1 — номер зоны взрывоопасной среды, Ех — знак для взрывозащищенно-
го электрооборудования, созданного в соответствии со стандартами МЭК; ia — обозначение типа защиты, ИБЦ,
ILB — категория взрывоопасной смеси, 73 — группа взрывоопасной смеси.
Рассмотрим маркировку газоанализатора СТМ 10 с видом взрывозащиты lExdllC Т4. 1 — это зона 1 с веро-
ятностью появления взрывоопасной смеси при нормальной работе, d — тип взрывозащиты (взрывонепроница-
емая оболочка); ПС - класс II, группа С (атмосфера, содержащая этилен или газы и пары равнозначной опасно-
сти), 74 — группа смесей с температурой самовоспламенения от 135 до 200 °C.
Напомним, что в России взрывоопасные зоны подразделяются на зоны 0 (класса В-I, с выделением горючих
газов или легковоспламеняющихся жидкостей и возможностью образования с воздухом взрывоопасных сме-
сей), зоны 1 (класса В-Ia, когда такие смеси могут образовываться только в результате аварий и неисправно-
стей) и зоны 2 (класс В-16, В-1г, когда требуются меры повышенной предосторожности или какой-либо вид за-
щиты). Для смесей воздуха с мелкодисперсными твердыми горючими веществами установлены взрывоопасные
зоны 20,21 (класса В II) и 22 (класса B-Iza).
Взрывозащищенное оборудование подразделяется на элементарные устройства, искробезопасное оборудова-
ние и связанное оборудование. К элементарным устройствам относят устройства (термопары, термометры со-
противления, светодиоды, контакты), у которых не превышены значения параметров (1,2 В, 100 мА, 20 мДж,
25 мВт. Эти устройства можно размещать во взрывоопасной зоне.
Искробезопасное оборудование — это оборудование, у которого искробезопасны внешние и внутренние элек-
троцепи. Внешнее оборудование (клапаны, преобразователи и т. п.), устанавливаемое во взрывоопасной зоне,
должно быть сертифицировано на искробезопасность.
Связанное оборудование — это оборудование или его цепи, которые при нормальном или аварийном режимах
работы не отделены гальванически от искробезопасных цепей. Это оборудование должно размещаться во взры-
вобезопасной зоне. При установке во взрывоопасной зоне оборудование должно быть сертифицировано на вид
взрывозащиты.
6. Взрыво- и пожаробезопасность нефтеперерабатывающих заводов
113
Для установки во взрывоопасной зоне выпускается различное взрывозащищенное оборудование, в том чис-
ле операторские станции iPC-Ex фирмы Peppel + Fuchs, мониторы iPX-Ex, текстовые и графические терминалы
TERM Ех той же фирмы, распределительные и сигнальные коробки (корпуса) Ех фирмы Rittal, стальные корпу-
са фирмы Weidmuller, клеммы с маркировкой взрывозащиты Ех е фирмы WAG О и др.
Для питания приборов и передачи управляющих сигналов во взрывоопасную зону применяются барьеры ис-
крозащиты. Барьеры делят на активные и пассивные барьеры искрозащпты. Активные барьеры обеспечивают ис-
кробезопасность и питание датчиков с унифицированным выходным сигналом 0/4...20 мА (электропневматиче-
ские преобразователи, датчики с выходным унифицированным сигналом). Обеспечение искробезопасности цепей
первичных преобразователей достигается применением гальванической развязки на основе разделительных транс-
форматоров и оптронов, а также схем ограничения тока и напряжения. Пассивные барьеры обеспечивают искробе-
зопасность датчиков, не имеющих источников питания (термопары и термометры сопротивления без унифициро-
ванного выходного сигнала, сухие контакты и т. п.). Основное отличие между активным барьером с гальванической
изоляцией и пассивным барьерами заключается в том, что в активном барьере присутствуют безопасные элементы,
предназначенные для ограничения опасного по напряжению и току сигнала, передаваемого во взрывоопасную зону.
Как правило, конструктивно блок искрозащпты представляет собой неразборный блок, залитый компаундом.
Принцип взрывозащиты заключается в том, что при появлении на зажимах барьера опасного напряжения, значе-
ние которого превышает порог стабилизации, в цепи появляется ток, вызывающий срабатывание предохранителя.
В блоках искрозащпты на стабилитронах используются защищенные плавкими предохранителями стабили-
троны для ограничения напряжения шунтированием аварийного тока на землю. В нормальном режиме напря-
жение пробоя стабилитрона не достигается, и он не проводит ток. При аварии во взрывобезопасной зоне и при
превышении напряжения пробоя стабилитрон переходит в режим стабилизации напряжения, проводя ток, кото-
рый ограничивается резистором, и при дальнейшем увеличении тока срабатывает предохранитель.
Заземление барьера достигается его установкой на заземляющую О/А-рейку (эквипотенциальное заземле-
ние, при котором для различных проводящих частей сохраняется равный потенциал). Для заземления проводом
предусматривается одна клемма.
Устройства, устанавливаемые во взрывоопасной зоне, должны быть изолированы от земли. При необходи-
мости их заземления применяются барьеры с гальванической развязкой. Так, барьеры искрозащпты с гальвани-
ческой развязкой серии цВЗОО и ц£)400 (одноканальные и двухканальные) фирмы Eicon Instruments обладают
широким спектром функциональных возможностей (ввод-вывод аналоговых и дискретных сигналов, преобра-
зование сигналов термопар, термометров сопротивления, включая токовый сигнал 4...20 мА, управление клапа-
нами, ретрансляцию «СК» в опасной зоне на релейных контактах или на оптоизолированном транзисторном вы-
ходе типа ОК и др.). Эти барьеры монтируются на ОГА-рейку. Все барьеры искрозащпты размещаются в шкафу
во взрывобезопасной зоне.
Для анализа токсичных и взрывоопасных газов применяют газоанализаторы. Методы анализа определены
ГОСТами и для газов подразделяются в зависимости от прямого измерения или с предварительным преобразовани-
ем пробы на две группы. К первой группе методов (прямого измерения) относятся абсорбционно-оптические, термо-
кондуктометрические, термомагнитные и пневматические методы, а ко второй — электрохимические, термохимиче-
ские, фотоколориметрические, пламенно-ионизационные, хроматографические и масс-спектрометрические методы.
Существует большое число газоанализаторов для контроля процентного содержания различных газов, в том
числе токсичных (СО2, СО, SO2, Cl2, NH3, H2S и др.) и взрывоопасных (Н2, СНГ С3Н8, О2).
Для токсичных и взрывоопасных газов введено понятие предельно допустимой концентрации (ПДК) в ра-
бочей зоне. Выпускаются сигнализаторы довзрывных концентраций (ДВК). Сигнализаторы ДВК и газоанали-
заторы ПДК при содержании горючих паров, равном 5...50% от нижнего предела воспламенения (НПВ) долж-
ны включать световую и звуковую сигнализацию для оповещения персонала о наличии опасных концентраций
взрывоопасных и вредных веществ. Одной из основных технических характеристик газоанализатора или сигна-
лизатора является диапазон измерения по поверочному компоненту в процентах от концентраций, соответству-
ющих нижнему концентрационному пределу распространения пламени (%НКПР). Поверочным компонентом
может быть, например, метан. Концентрации газа измерются в г/м3, мг/м3 и % об.
Основные горючие газы и пары нефтепродуктов перечислены в табл. 6.1.
Таблица 6.1. Основные горючие газы и пары нефтепродуктов
Ацетилен с2н2 Гексан с6н„ Пропан С3Н8
Бензин с6н„ Гептан с7н„ Стирол с7н6
Бензол с6н6 Ксилол С8Н,8 Толуол с7н8
Бутан с4н10 Метан сн4 Этан с2н6
Бутадиен П-СН2 Метанол сн3он Этилен с2н4
Бутилен с,нк 4 о Октан CRH1R о 1о
114
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Основные требования и средства обнаружения взрыво- и пожароопасности подробнее рассматривают-
ся в разделах 6.2 и 6.3. К основным требованиям взрыво- и пожароопасности относятся требования к выбо-
ру средств газового анализа, их местоположению, а также к выбору мест крепления датчиков газоанализато-
ров. Кроме того, в указанных разделах приведены требования к средствам оповещения о пожаре, к размещению
средств пожарной сигнализации, а также к автоматизированной системе противопожарной защиты технологи-
ческих установок (АСУПЗ).
6.2. Средства обнаружения взрывоопасности НПЗ
Системой обнаружения взрывоопасности осуществляется автоматический контроль за состоянием воздуш-
ной среды на открытой наружной установке и в производственных помещениях. Оснащение установок система-
ми обнаружения взрывоопасности выполняется в соответствии с разделом 6.4 ПБ 09-540-03.
Система обнаружения взрывоопасности выполняется на контроллерах системы ПАЗ. Места установки и коли-
чество датчиков определяются по ТУ-ГАЗ-86 и ПБ 09-560-03 (для резервуарных парков) Эта система обеспечива-
ет выполнение функций обнаружения и сигнализации повышения предельно-допустимых концентраций (ПДК)
вредных веществ и нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР) паров углеводородов.
При наружной установке датчики сигнализаторов ДВК (довзрывоопасных концентраций) устанавливаются
в местах наиболее вероятного выделения и скопления горючих газов и паров на высоте 0,5... 1 м от нулевой от-
метки с радиусом обслуживания одного датчика не более 10 м.
В производственных помещениях насосных установок устанавливается один датчик на группу перекачива-
ющих ЛВЖ (легковоспламеняемых жидкостей) насосов с радиусом обслуживания не более 4 м. В помещени-
ях насосных для сжиженных газов устанавливаются датчики с радиусом обслуживания не более 3 м. В помеще-
ниях анализаторных датчики устанавливаются в местах наиболее вероятных утечек. В компрессорных датчики
устанавливаются у каждого компрессорного агрегата на расстоянии 1 м в районе наиболее вероятных утечек.
Датчики обнаружения вредных веществ на наружных установках устанавливаются в зонах возможных уте-
чек, а в производственных помещениях на высоте 1...1,5 м (на каждые 200 м2).
При повышении ПДК или НКПР в рабочей зоне наружной установки подается звуковой сигнал. При повы-
шении ПДК или НКПР в производственных помещениях включается звуковая и световая сигнализации внутри
и снаружи у входных дверей. В помещениях, оборудованных аварийной вентиляцией, включается и она. Разме-
щение звукосигнальной аппаратуры выполняется на основании ТУ-газ-86.
При обнаружении превышения ПДК или НКПР в рабочих зонах включается сигнализация в помещении
операторной. Система обнаружения газовой опасности формирует сигналы предупредительной сигнализации
на пультах оператора РСУ в операторной.
Средства сигнализации системы РСУ предусмотрены для выполнения двух задач:
• предупреждение оператора технологического процесса о необходимости принятия соответствующих дей-
ствий, направленных на снижение опасности;
• предупреждение персонала в целях обеспечения безопасной эвакуации или выполнения других соответ-
ствующих действий.
Все случаи загазованности регистрируется в журнале событий РСУ. Датчики и средства звуковой и свето-
вой сигнализации подключаются к контроллеру системы ПАЗ, устанавливаемому в помещении контроллерной.
Датчики НКПР
Если в атмосфере может присутствовать широкий спектр взрывоопасных веществ с различными характери-
стиками взрывоопасности, то установленные датчики НКПР должны быть пригодны для калибровки в диапа-
зоне 5...50% LEL (Lower Explosive Limit). Фактический уровень сигнала тревоги определяется в зависимости от
состава газовой смеси.
Если в атмосфере могут присутствовать вещества определенного состава, то для подачи сигнала тревоги
на уровне 20% LEL датчики газа должны калиброваться по смеси таких веществ.
Датчики ПДК
В случае содержания в атмосфере токсичных веществ должна быть предусмотрена возможность независи-
мого контроля ПДК токсичных веществ. Если могут присутствовать одновременно несколько вредных веществ,
то следует проводить контроль ПДК по тому веществу, для которого отношение С/ПДК является максималь-
ным (С — концентрация компонента в смеси вредных веществ, г/м3).
" Взрыво- и пожаробезопасность нефтеперерабатывающих заводов
115
На выходе датчиков газоанализаторов предусматривается аналоговый сигнал 4...20 мА, калиброванный для
спечения соответствия концентрации газа в %НКПР.
Местоположение и крепление датчиков газоанализаторов
Датчики газоанализаторов следуе т крепить:
• для газов с плотностью относительно воздуха, равной 1, — над источником;
• для газов с плотностью относительно воздуха, равной 1...1.5, — на высоте источника или ниже;
• для газов и паров с плотностью относительно воздуха, превышающей 1,5, - на высоте не более 0,5 м над
» лом.
Для датчиков газоанализаторов, монтируемых вне помещений, рекомендуемый радиус охвата одного датчи-
u не должен превышать 10 м. Датчики следует монтировать только на той части открытой установки, где распо-
ложено оборудование с взрыво- и пожароопасными продуктами. При наружной установке датчики газа следует
тировать на уровне 0,5... 1 м выше нулевой отметки.
В наружных многоэтажных сооружениях датчики надлежит монтировать только на нулевой отметке.
Расположение датчиков газоанализаторов вокруг печей
По периметру наружной установки, обращенному к печам, должно быть смонтировано не менее одного дат-
ка на печь (перед каждой стороной печи, обращенной к открытой установке). Расстояние между местами кре-
- 'ния датчиков и печами должно составлять не менее 15 м, а радиус охвата каждого датчика не должен превы-
шать 10 м.
Сигнализация о газовой опасности
Для сигнализации о достижении ПДК взрывоопасных газов на территории завода и в зданиях с технологиче-
[м оборудованием должны быть предусмотрены сирены и проблесковые световые сигнализаторы. Устройства
сигнализации должны быть предусмотрены также у входных дверей (для указания на опасную ситуацию вну-
— • здания). Все сигналы о взрывоопасности и сигналы тревоги об отказе датчиков передаются в систему ПАЗ
гистрируются в РСУ.
Сертификация местных устройств газообнаружения для применения в опасных зонах
Датчики газоанализаторов и устройства сигнализации должны иметь сертификацию по данной опасной
Поскольку искробезопасное исполнение имеют датчики не всех типов, они должны быть сертифицирова-
«ы с видом взрывозащиты EExd.
Основные поставщики датчиков газа
В настоящее время в России различными поставщикамив предлагаются самые разные газоанализаторы.
| честве примера приведем датчики во взрывозащищенном исполнении для контроля содержания горючих
с. ов и паров.
Датчики фирмы Draeger Safety AG& Со (ФРГ)
DraegerХ-ат 3000 — число каналов 4, контролируемые газы — H2S, СО,О2, детекторы — электрохимический
термокаталитический1.
DraegerХ-ат 7000 — число каналов 5, детекторы — электрохимический и термокаталитический или ИК-сенсор.
DraegerPolytron IR Ex — детектор ПК, выходной сигнал 4...20 мА.
DraegerPolytron РЕХ 3000 — детектор термокаталитический, выходной сигнал 4...20 мА.
DraegerPolytron 2ХР Ex — детектор термокаталитический, выходные сигналы 4...20 мА, R5-485,4...20 мА/ HART.
Газоизмерительная система с детекторами Draeger включает 4-канальные ПЛК Draeger Rail-Gard SI
« и/пли шестиканальные ПЛК Draeger Rail-Gard S6 и W6.
В основу термокаталитического метода положено каталитическое окисление молекул контролируемых веществ на по-
сети чувствительного элемента (сенсора) с преобразованием выделяющегося тепла в электрический сигнал. Значение
лдного сигнала сенсора определяется концентрацией контролируемого компонента (суммарной концентрацией для со-
• • 1ности горючих газов и паров жидкостей), выраженной в процентах к нижнему концентрационному пределу распро-
—? енпя пламени (%НКПР). — Примеч. авт.
116
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Датчики фирмы General Monitors (США)
S4000CЕх — детектор термокаталитическпй, выходные сигналы 4...20 мА, СК, резервированный канал Mod-
bus RTU, дисплей, 4 режима работы (нормальный, проверка калибровки, калибровка и настройка); точность из-
мерений от ±3 до ±5% НКПР.
S4100CEx — диапазон измерения 0...100% НПВ (нижнего предела воспламенения), детектор — термокаталити-
ческий; выходные сигналы 4...20 мА, СК, резервированный канал Modbus RTU, дисплей.
Общий вид детектора 54100С приведен на рис. 6.1.
Для контроля содержания токсичных газов используются детекторы 754000 с электрохимическим сенсором.
Контролируемые токсичные газы — аммиак, хлор, хлористый водород, окись азота, диоксид серы и др. Выход-
ные сигналы 4...20 мА, Modbus RTU, СК. Вид взрывозащиты: ExdiaIIBT5. Особенностью данного детектора явля-
ется замена сенсоров в «горячем» режиме (без выключения питания).
Из российских компаний приведем пример переносных и стационарных газоанализаторов для контроля го-
рючих и токсичных газов ФГУП «СПО “Аналитприбор”».
К переносным взрывозащишенным га-
зоанализаторам относятся ПГА 1-96, ПГА-
200, ПГА-300, СТХ-17 и ряд других. Среди
переносных измерителей-сигнализаторов
ДВК можно выделить СГГ-20, СГГ-35И
и Спгнал-02КМ.
К стационарным газоанализаторам отно-
сятся НС51М, Спгнал-03, ЩИТ-3, а также
газоизмерительные системы контроля кон-
центрации горючих и токсичных газов КАС-
САНДРА, СГАЭС-ТТ/ТН/ТГМ и СКАПО.
Для автоматического непрерывного контро-
ля ДВК используют сигнализаторы СТМ-10
(число каналов от 1 до 10), СТМ-30, ДАК-
СН-100, ДАТ-Ми др.
Рис. 6.1. Общий вид
детектора S4100С
Рис. 6.2. Общий вид
сигнализатора СТМ-10
Общий вид сигнализатора СТМ-10
представлен на рис. 6.2.
6.3. Средства обнаружения пожароопасности НПЗ
Пожарная безопасность НПЗ обеспечивается установкой пожарной сигнализации и автоматической систе-
мы пожаротушения.
Установка пожарной сигнализации
Система пожарной сигнализации выполняется как часть общей системы противопожарной защиты, состоя-
щей из систем автоматического пожаротушения и пожарной сигнализации. Решения о необходимости оснаще-
ния объектов системами пожарной сигнализации должны приниматься на основании требований НПБ 110-03,
ВУПП-88, СНиП 2.11.03-93 и Свода правил СП 5.13130.2009.
Система пожарной сигнализации должна состоять из следующих компонентов:
• станций пожарной сигнализации;
• пультов контроля и управления;
• автоматических пожарных извещателей (датчиков), реагирующих на дым (дымовые извещатели), пламя (из-
вещатели пламени), возрастание температуры (тепловые извещатели), а также комбинированных извещателей;
• ручных пожарных извещателей.
Станции пожарной сигнализации выполняют следующие функции:
• обнаружение пожара на ранней стадии с помощью датчиков пожарной сигнализации;
• запуск световой и звуковой систем оповещения;
• формирование сигналов для отключения при пожаре систем вентиляции, выдача сигнала на разблокиров-
ку замков дверей помещений, в зданиях, оснащенных системой контроля доступа, приведение в действие систем
удаления дыма и запуска автоматических систем пожаротушения;
• контроль исправности шлейфов пожарной сигнализации;
• передача сигнала пожарной тревоги на пожарную станцию в пожарное депо завода.
6. Взрыво- и пожаробезопасность нефтеперерабатывающих заводов
117
Каждая станция пожарной сигнализации должна обеспечивать-
• сбор информации от автоматических и ручных пожарных извещателей, подключенных к шлейфам пожар-
ной сигнализации;
• непрерывный автоматический контроль работоспособности пожарных извещателей, целостности шлей-
фов пожарной сигнализации и соединительных линий;
• возможность подключения станции пожарной сигнализации к единой системе пожарной сигнализации.
Включение сигнализации о пожаре, отключение вентиляции и разблокировка дверей должны выполняться
от контактов модулей в составе станций пожарной сигнализации, свободных от потенциала.
Станция должна быть оснащена интерфейсом для отображения поступающих данных на пультах контро-
ля и управления или на мониторах автоматизированных рабочих мест. Эти же данные должны поступать на ав-
томатизированное рабочее место для контроля и управления системой пожарной сигнализации, размещаемой
в пожарном депо завода.
Пожарные извещатели должны:
• обеспечивать информационную и электрическую совместимость с приборами и станциями пожарной сиг-
нализации;
• обеспечивать непрерывную круглосуточную работу7.
Снаружи зданий у выходов, на наружных установках и открытых складах категорий А, Б и В на основании требо-
ваний НПБ 88-2001*, ВУПП-88 необходимо устанавливать ручные извещатели во взрывозащищенном исполнении.
Ручные пожарные извещатели следует устанавливать:
• для зданий категорий А, Б и В — снаружи зданий у входов (по периметру) на расстоянии не более 50 м друг
от друга;
• для кабельных сооружений (туннели, этажи и т. д.) — у входа в туннель, на этаж, у аварийных выходов из
тоннеля, у разветвления тоннелей;
• для административно-бытовых и общественных зданий — в коридорах, холлах, вестибюлях, на лестнич-
ных площадках, а также у выходов из здания;
• для резервуарных парков — по периметру обвалования (ограждающей стенки) на расстоянии не более
100 м друг от друга;
• на сливоналивных эстакадах — у торцов эстакады и по ее длине на расстоянии не более 100 м друг от друга,
но не менее двух извещателей (у лестниц для обслуживания эстакад);
• на причальных комплексах — по их длине на расстоянии не более 100 м друг от друга.
Ручные пожарные извещатели следует устанавливать на расстоянии не более 5 м от обвалования резервуар-
ного парка или границы наружной установки.
Ручные пожарные извещатели следует устанавливать на стенах и конструкциях на высоте 1,5 м от уровня
земли или пола и на расстоянии не менее 0,75 м от других органов управления и предметов, препятствующих
свободному доступу к извещателю. Освещенность в месте установки ручного пожарного извещателя должна
быть не менее 50 люкс.
Установка автоматических пожарных извещателей, реагирующих на дым (дымовые извещатели), пламя (из-
вещатели пламени), возрастание температуры (тепловые извещатели), а также комбинированных извещателей
выполняется на основании НПБ 88-2001*, свода правил СП 5.13130.2009.
Для оповещения рабочего персонала завода о пожаре на объекте следует предусмотреть систему оповещения
о пожаре. Тип системы оповещения выбирается согласно требованиям НБП 104-03.
Система пожарной сигнализации должна быть обеспечена электропитанием как нагрузка 1-й категории (со-
гасно ПУЭ) с напряжением 220 В ± 10% и частотой 50 Гц ± 2,5% от сети переменного тока. Степень защиты для
оборудования пожарной сигнализации должна соответствовать ГОСТ 14254-96 (для оборудования, установ-
енного на открытых площадках, — не менее IP64).
Автоматические установки газового пожаротушения
Такие установки должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 50969-96. Исполнение оборудования, вхо-
дящего в ее состав, должно соответствовать требованиям действующей нормативной документации. Для управ-
ления автоматическими установками газового пожаротушения, предусматриваемых для помещений контрол-
лерных, следует использовать станцию пожарной сигнализации данного здания.
Автоматизированная система противопожарной защиты технологических
становой (АСУПЗ)
Автоматизированная система противопожарной защиты технологических установок (АСУПЗ) долж-
а представлять собой самостоятельную и независимую распределенную систему в масштабе предприятия,
118
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
охватывающую технологические установки, инженерные системы и объекты ОЗХ. АСУПЗ должна обеспечи-
вать обнаружение пожара и выполнять функции пожарной сигнализации, управления пожаротушением и си-
стемами противопожарной защиты.
Решения о необходимости оснащения объектов автоматизированными системами противопожарной защиты
принимаются на основании требований НПБ 110-03, ВУПП-88, ВУП СНЭ-87, СНиП 2.11.03-93, Свода правил
СП 5.13130.2009, ГОСТ 12.3.047-98 и СТУ (специальных технических условий).
АСУПЗ состоит из следующих составных частей:
• подсистема автоматической пожарной сигнализации;
• подсистема управления пенным пожаротушением п водяным орошением (в том числе выдача сигналов
в насосную станцию пожаротушения, агрегатные модули пенотушенпя, опорные пункты управления пенотуше-
нием, инженерные системы — вентиляции, дымоудаления, оповещения и т, д., а также в РСУ);
• подсистема автоматизации агрегатных модулей пенотушенпя (АМП);
• подсистема автоматизации опорных пунктов управления пенотушением (ОПУ);
• подсистема управления водяными завесами;
• подсистема дистанционного управления лафетными стволами;
• подсистема оповещения людей о пожаре;
• подсистема видеомониторинга;
• автоматизированные рабочие места оператора (АРМ) и панели пожарной сигнализации и управления (ППСУ).
Структура системы
Структура АСУПЗ трехуровневая:
• нижний уровень — это первичные датчики, извещатели с первичными преобразователями сигналов, ис-
полнительные устройства, в том числе с первичными контроллерами и интерфейсами, кнопочные пульты управ-
ления, индикаторные элементы и панели;
• средний уровень — это станции пожарной сигнализации, приборы управления, программируемые логиче-
ские контроллеры (ПЛК), устройства интеграции с технологическими и инженерными системами здания;
• верхний уровень — это система передачи извещений в пожарное депо, насосную станцию пожаротуше-
ния, автоматизированные рабочие места операторов (АРМ), ППСУ, а также интерфейсы передачи сигналов
в РСУ.
Выходы пожарных извещателей и устройств сигнализации технологических и вспомогательных устано-
вок и объектов ОЗХ должны быть подключены к модулям ввода-вывода контроллеров АСУПЗ. Контролле-
ры АСУПЗ должны быть подключены к отдельной резервированной коммуникационной сети (оптоволоконная
линия). Связь между контроллерами АСУПЗ, расположенными в различных зданиях, должна осуществляться
по оптоволокну.
Сигнализация АСУПЗ должна быть обеспечена во всех зданиях операторных путем вывода на АРМ операто-
ра с дублированием на отдельный ППСУ. АРМ должны обеспечивать доступ к данным АСУПЗ для мониторин-
га состояния ввода/вывода АСУПЗ за счет набора графических и сигнальных окон (мнемосхем). Для ППСУ ре-
ализуемые функции сигнализации и управления должны соответствовать требованиям СП 5.13130.2009.
Внешние соединения
В системе АСУПЗ должны быть предусмотрены проводные интерфейсы связи со следующими внешними
системами:
• системами отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха (система ОВиК);
• центрами управления электродвигателями для пуска пожарных водяных насосов, насосов АМП, насосов
ОПУ, пожарных электрозадвижек;
• автоматическими системами пожаротушения;
• системой оповещения и управления эвакуацией;
• системой ПАЗ (при необходимости);
Требования к системе
В системе АСУПЗ должны быть предусмотрены средства автоматического или ручного инициирования дей-
ствий, позволяющих избежать или уменьшить последствия аварий. Это достигается путем включения звуковой
и световой сигнализации, создания сигналов для включения автоматической системы пожаротушения, запу-
ска пожарных водяных насосов и открытия пожарных электрозадвижек, путем включения клапанов дренчер-
ной системы (сети водопроводных труб с разбрызгивающими насадками, создающими водяной душ для туше-
ния пожара по всей площади помещения и водяную завесу, изолирующую от огня помещения, смежные с местом
6. Взрыво- и пожаробезопасность нефтеперерабатывающих заводов
119
пожара). При необходимости система АСУПЗ должна обладать возможностью автоматически останавливать
технологический процесс средствами системы ПАЗ.
АСУПЗ должна обладать отказоустойчивыми входами — логический сигнал «О» считается нормальным со-
стоянием, а сигнал «1» соответствует аварийному состоянию (обрыв, неисправность пли сигнализация). Выхо-
ды в нормальном состоянии должны быть обесточены, а при срабатывании сигнализации или в активном со-
стоянии на них должно подаваться напряжение. Каналы входных сигналов от пожарных датчиков и выходных
сигналов должны быть снабжены средствами контроля линии. При перебоях питания или неисправности ком-
понентов автоматическое формирование выходного сигнала не предусматривается.
Аппаратные средства и программное обеспечение системы
Контроллеры АСУПЗ должны обеспечивать выполнение следующих функций:
• прием электрических сигналов от охранных, охранно-пожарных, пожарных извешателей, в том числе
адресных, и управление световой и звуковой сигнализацией;
• автоматический контроль оборудования комплекса и пожарных шлейфов с индикацией и звуковой сигна-
лизацией о возникшей неисправности (короткое замыкание, обрыв);
• преимущественную регистрацию и передачу извещения о пожаре во внешние цепи по отношению к дру-
гим сигналам, формируемым станцией пожарной сигнализации;
• защиту органов управления от несанкционированного доступа;
• автоматическое переключение электропитания с основного ввода на резервный и обратно с включением
соответствующей индикации;
• программирование тактики формирования извещения о пожаре, сигналов пуска установок пожаротушения;
• прием электрических сигналов от датчиков контроля функционального состояния технических средств
(датчиков положения, давления, уровня и т. п.), в том числе с использованием искробезопасных цепей;
• переключение с автоматического управления на дистанционное (ручное) и обратно;
• индикацию о пуске установок пожаротушения с указанием направлений;
• сопряжение с аппаратурой верхнего уровня по интерфейсам А5485, Ethernet и др.
• обеспечение возможности подключения активных (энергопотребляющих) извещателей;
• отображение извещений и состояния извещателей на дополнительном дисплее;
• автоматический контроль электрических цепей устройств (приборов, датчиков и т. п.), регистрирующих
включение технических средств (пожарных насосов, насосов-дозаторов и т. д.);
• формирование сигналов управления к другому оборудованию объекта (оповещения, эвакуации, дымога-
зоудаления и т. п.);
• подключение дополнительных исполнительных устройств (пускателей подъемников, блокираторов две-
рей и т. п.);
• разветвление и наращивание информационной емкости.
Сертификация
Комплекс технических средств АСУПЗ должен соответствовать требованиям НПБ 57-97, НПБ 75-98,
ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ Р 52931-2008, ГОСТ Р 51317.6.1-2006, ГОСТ Р 51317.6.3-99, ГОСТ 27990-88.
ГОСТ 26342-84, ГОСТ Р 50009-2000, ГОСТ Р 50775-95, ГОСТ Р 51241-2009, п. 4.3 ГОСТ Р МЭК 60065-2002,
а компоненты, имеющие взрывозащищенное исполнение, — требованиям комплексов стандартов ГОСТ 22782
или ГОСТ Р 51330 и документации, согласованной с испытательной организацией.
Средства пожарной сигнализации должны иметь следующие сертификаты и свидетельства:
• сертификат соответствия ГОСТ, выданный уполномоченной организацией России;
• пожарный сертификат ВНИИПО;
• разрешение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнад-
зор) на применение средств измерения в России;
• свидетельства о взрывозащищенности;
• санитарно-гигиенические сертификаты.
Все средства измерения, входящие в комплекс технических средств АСУПЗ, должны иметь следующие рос-
ийские сертификаты:
• сертификат соответствия ГОСТ, выданный уполномоченной организацией России;
• сертификат об утверждении типа и внесения в Госреестр средств измерения, выданный Федеральным
агентством по техническому регулированию и метрологии;
• приложения к сертификату (описание типа и методик поверки);
• разрешение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнад-
р) на применение средств измерения в России;
120
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
• свидетельства о взрывозащищенности;
• требования к средствам пожарной сигнализации
Для пожарной сигнализации должны предусматриваться следующие пожарные извещатели:
• автоматические тепловые пожарные извещатели и/или автоматические пожарные извещатели пламени,
реагирующие на инфракрасное и ультрафиолетовое излучение на технологических установках, а также на от-
крытых технологических площадках магистральных и подпорных насосных, сливо-наливных эстакадах, при-
чальных комплексах, а также на резервуарах;
• адресные и/или аналоговые дымовые, тепловые и комбинированные извещатели в закрытых помещени-
ях технологических насосных нефтепродуктов с помещениями операторных, диспетчерских и объектов общеза-
водского хозяйства;
• ручные пожарные извещатели, устанавливаемые в соответствии с требованиями СП;
• адресные пусковые устройства.
Исполнение электрооборудования, входящего в состав средств пожарной сигнализации и пожаротушения,
должно соответствовать требованиям эксплуатации, классу пожаровзрывоопасных зон защищаемого объекта
и степени защиты от воздействий окружающей среды и конструироваться в полном соответствии с действую-
щими стандартами взрывозащиты.
Детекторы пламени
Детекторы пламени ((автоматические пожарные извещатели пламени) должны подсоединяться и полу-
чать питание 24 VDC от системы АСУПЗ. Все детекторы пламени должны обеспечивать информационную
и электрическую совместимость с системой АСУПЗ. Детекторы пламени должны удовлетворять требовани-
ям НПБ 72-98.
Пожарные извещатели должны быть устойчивы к воздействию электромагнитных помех со степенью жест-
кости не ниже второй по НПБ 57-97.
Выбор типа детектора пламени (ультрафиолетовый, одночастотный инфракрасный, мультиспектральный
инфракрасный, ультрафиолетовый/инфракрасный) должен основываться на типе пожара, возможных услови-
ях, мешающих устройству отреагировать на пожар, и условиях, которые могут вызвать ложное срабатывание
сигнализации. Спектральная чувствительность детекторов пламени должна соответствовать спектру излучения
пламени горючих материалов, находящихся в защищаемой зоне. Извещатель пламени должен обеспечивать ре-
гистрацию тестовых очагов пожара ТП-5 и ТП-6 по ГОСТ Р 53325-2009.
Детектор пламени должен оснащаться эффективными электронными средствами предотвращения ложных
срабатываний сигнализации об инфракрасных или ультрафиолетовых излучениях от беспламенных источни-
ков. Детектор пламени должен быть как минимум невосприимчив к солнечному излучению.
Детекторы пламени должны обеспечивать визуальное подтверждение факта срабатывания, выводить изо-
бражение на экран монитора и записывать его в энергонезависимую память системы АСУПЗ.
Детекторы пламени должны поставляться с российскими сертификатами ГОСТ-P, ВНИИПО, Российскими
санитарно-гигиеническими сертификатами и сертификатами Ростехнадзора.
Тепловые пожарные извещатели
Тепловые пожарные извещатели должны подсоединяться и получать питание 24 VDC от системы АСУПЗ.
Все тепловые пожарные извещатели должны обеспечивать информационную и электрическую совместимость
с системой АСУПЗ
Тепловые пожарные извещатели должны поставляться со следующими российскими сертификатами:
ГОСТ-P, ВНИИПО, Российские санитарно-гигиенические сертификаты, сертификаты Ростехнадзора.
Ручные пожарные извещатели и адресные пусковые устройства
Ручной пожарный извещатель и адресные пусковые устройства установок газового пожаротушения кон-
троллерных должны подсоединяться и получать питание от системы пожарной сигнализации. Все ручные по-
жарные извещатели и адресные пусковые устройства должны обеспечивать информационную и электрическую
совместимость с системой пожарной сигнализации.
Адресные пусковые устройства для пуска установок пенного и водяного тушения должны быть подключены
к АСУПЗ. Все подключаемые к системе АСУПЗ адресные пусковые устройства должны обеспечивать информа-
ционную и электрическую совместимость с этой системой.
Ручные пожарные извещатели должны соответствовать требованиям НПБ 70-98 и быть защищены от ат-
мосферных и механических воздействий. Ручные пожарные извещатели и адресные пусковые устройства долж-
ны иметь указательные знаки, соответствующие требованиям ГОСТ Р 12.4.026 и НПБ 160-97 Кроме того,
6. Взрыво- и пожаробезопасность нефтеперерабатывающих заводов
121
адресные пусковые устройства должны иметь дополнительную информационную табличку «Дистанционный
запуск системы тушения пожара» с указанием защищаемого помещения.
Должны предусматриваться также ручные пожарные извещатели типа А прямого действия (с откидной за-
щитной крышкой, разбиваемым стеклом и автоматическим переключателем разъединения). Для защиты опера-
тора от осколков стекло должно быть покрыто мембраной. Необходимо предусматривать также двойные пере-
кидные переключатели для номинального напряжения 0...30 VDC.
Ручной пожарный извещатель должен быть оснащен индикатором тревожного состояния (красные светоди-
оды с высокой интенсивностью). Ручной пожарный извещатель должен быть красного цвета (RAL 3000). На пе-
редней поверхности над приводным механизмом должна быть надпись «ПОЖАР». Каждый ручной пожарный
извещатель должен оснащаться табличкой с маркировочным номером, крепящейся винтами. Ручные извещате-
ли должны поставляться с российскими сертификатами ГОСТ-P, ВНИИПО, санитарно-гигиенические серти-
фикатами РФ и сертификатами Ростехнадзора.
Требования к размещению средств пожарной сигнализации
Автоматические пожарные извещатели
Все пожарные извещатели должны быть надежно закреплены, защищены от попадания влаги и других атмос-
ферных и механических воздействий. Для обнаружения пожара каждая защищаемая зона в помещении и на от-
крытых площадках должна контролироваться не менее чем двумя автоматическими пожарными извещателями.
На резервуарах типа РВС (резервуар вертикальный стальной) и РВСП (резервуар вертикальный стальной
с понтоном) пожарные извещатели пламени следует устанавливать на отдельных конструкциях, мачтах освеще-
ния либо защитных стенках смежных резервуаров.
На резервуарах типа РВС и РВСП должны быть установлены тепловые пожарные извещатели, отвечающие
следую] цим требованиям:
• по периметру в крыше резервуара извещатели устанавливаются на расстоянии не более 12,5 м друг от дру-
га и не более 3 м от его стенки (чувствительный элемент извещателя при этом должен находиться под крышей
резервуара);
• шлейф с тепловыми пожарными извещателями должен содержать адресные пожарные извещатели или
может быть оборудован устройством, принцип действия которого позволяет определить число сработавших по-
жарных извещателей;
• температура срабатывания извещателя должна быть больше максимально допустимой температуры среды.
В закрытых помещениях и на открытых постаментах извещатели пламени устанавливают с учетом угла обзо-
ра извещателя и максимальной дальности обнаружения пламени, указанной в технической документации. Уста-
новку извещателей пламени следует проводить с учетом их ориентации на защищаемую поверхность с противо-
положных (разных) направлений.
Адресные пусковые устройства
Адресные пусковые устройства устанавливают на высоте 1,5 м от уровня земли или пола и на расстоянии не
менее 0,75 м от других органов управления и предметов, препятствующих свободному доступу, а вне защищае-
мого помещения — у эвакуационных выходов в доступном и безопасном месте.
Принципы формирования сигналов «Пожар»
Формирование сигнала «Пожар» должно осуществляться при срабатывании двух и более автоматических
пожарных извещателей защищаемого помещения (объекта) или адресного пускового устройства защищаемого
помещения (объекта). Для помещений, оборудованных системой пожаротушения, в режиме «Пожар» произво-
штся запуск системы тушения пожара.
Срабатывание одного пожарного извещателя должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией
операторной объекта, при этом звуковой сигнал должен отличаться тональностью от звукового сигнала режи-
ма «Пожар». Запуск систем тушения пожара от ручных пожарных извещателей не предусматривается. Ручные
пожарные извещатели предназначены для формирования сигнала «Пожарная тревога» в операторной. Для фор-
фования режима «Пожар» (запуска системы автоматического пожаротушения) применяются адресные пу-
сковые устройства.
При возникновении пожара включение системы пенного пожаротушения резервуарных парков осуществля-
ся по сигналам от точечных извещателей, включенных по схеме «И» и установленных в верхней части резер-
\ ара и/или пожарных извещателей пламени, размещенных на территории резервуарного парка.
122
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
Формирование команды управления на автоматический пуск системы водяного орошения парка СУГ (сжи-
женных углеводородных газов) осуществляется по сигналам от адресных пожарных извещателей пламени пар-
ка СУГ, включенных по схеме «И».
Электроснабжение
Система АСУПЗ должна обеспечиваться электропитанием как нагрузка 1-й категории (согласно ПУЭ) с на-
пряжением 220 В ± 10% и частотой 50 Гц ± 2,5% от сети переменного тока.
Требования к средствам оповещения о пожаре и управления эвакуацией
Оповещение о пожаре реализуется путем установки на защищаемых объектах звуковых (сирены) и световых
(табло) пожарных оповещателей. Пожарные оповещатели должны соответствовать НПБ 77-98.
Оповещение о пожаре на территории объекта должно предусматривать подачу звукового сигнала при появ-
лении сигнала о пожаре путем включения сирены. На территории объектов звуковые пожарные оповещатели
следует размещать:
• для резервуарных парков — по периметру обвалования (ограждающей стенки) не реже чем через 100 м;
• на сливоналивных эстакадах — у торцов эстакады и по ее длине не реже чем через 100 м, но не менее двух
(у лестниц для обслуживания эстакад);
• на наружных технологических установках с взрыво- и пожароопасными производствами — по периметру
установки не реже чем через 100 м;
• для производственных зданий — снаружи зданий у входов на расстоянии не реже чем через 100 м.
Звуковые сигналы на территории объектов должны отличаться по тональности от звуковых сигналов друго-
го назначения и обеспечива ть общий уровень звука не менее 80 дБ на расстоянии 3 м от оповещателя, но не бо-
лее 120 дБ.
В закрытых технологических зданиях и сооружениях, оборудованных средствами пожарной сигнализации,
следует предусматривать звуковые и световые пожарные оповещатели, при этом в пределах защищаемого по-
мещения световой сигнал оповещения в виде надписи на световых табло «Пожар. Пена — уходи!» (табло с над-
писью «Пожар» — для помещений, не оборудованных системой автоматического пожаротушения, но имеющих
пожарную сигнализацию) у эксплутационных выходов и звуковой сигнал оповещения должны выдаваться од-
новременно.
У эксплуатационных входов в защищаемое помещение должны устанавливаться световые табло с надписью
«Пожар. Пена — не входить!» (табло с надписью «Пожар» — для помещений, не оборудованных системой авто-
матического пожаротушения, но имеющих пожарную сигнализацию), входящие в систему оповещения и управ-
ления эвакуацией. Кроме того, у эксплутационных входов помещений, оборудованных системой автоматическо-
го пожаротушения, снаружи здания необходимо предусматривать световые табло с надписью «Автоматическое
пожаротушение отключено», сигнализирующие об отключении автоматического пуска систем тушения пожаров.
Пожарные оповещатели необходимо устанавливать на высоте не менее 2,3 м. Информационные надпи-
си на световых пожарных оповещателях должны удовлетворять требованиям ГОСТ Р 12.4.026 и НПБ 160-97.
Оповещатели не должны иметь регуляторов громкости и должны подключаться к сети без разъемных устройств.
Продолжительность работы технических средств оповещения о пожаре должна соответствовать расчетному
времени.
Системы пожарной сигнализации выпускаются многими за-
рубежными и российскими фирмами, среди которых отметим
Schrack Seconet AG (Австрия), System Sensor (США), БОЛИД (РФ),
ЗАО «ИФ» (РФ) и т. п. Компанией Schrack Seconet AG выпускается
новая система пожарной сигнализации Integral IP, отличительны-
ми особенностями которой являются 100%-ное аппаратное резер-
вирование, расширенные кольцевые адресные шлейфы, надежное
соединение до 16 станций по шине Ethernet и более 50 000 адрес-
ных элементов в системе. Основными компонентами системы Inte-
gral-IP являются расширенный кольцевой адресный шлейф {Inte-
gral X-Line), универсальный пульт управления {Integral МАР), сеть
станций пожарной сигнализации на базе протокола TCP/IP {Integral LAN) и ПО Integral SW7л. Шлейф Integral
X-Line имеет длину 3500 м (до 250 адресных элементов, в том числе адресных извещателей и модулей ввода-вы-
вода). Пульт управления Integral МАР (рис. 6.3) имеет расширенный дисплей (6 строк по 40 символов), 2 свобод-
но программируемых кнопки и 2 трехцветных индикатора. На пульте отображаются тревога, неисправности, от-
ключения, активации и другие состояния элементов системы.
Рис. 6.3. Пульт управления Integral МАР
Взрыво- и пожаробезопасность нефтеперерабатывающих заводов
123
Сетевая структура Integral LAN объединяет до 4000 станций в единую систему с помощью кольцевых, ради-
альных и перекрестных соединений, а также интерфейсов связи Ethernet и 7?5-485. Такая система позволяет осу-
ествлять удаленный доступ для мониторинга и перепрограммирования через Internet и Intranet.
Система управления SecoLOG
- : 6.4. ИК-извещатель пламениХ9800
Для контроля и управления системами пожарной сигнализации Schrack Seconet используется компьютер-
ная система SecoLOG. Состояние системы пожарной сигнализации отображается на мнемосхеме объекта, а так-
е в виде списков тревог, неисправностей, запусков и отключений. Операционная система на основном и резерв-
ном компьютере — Microsoft Windows 2000/Л’Р. В зависимости от числа
подключаемых адресных элементов выпускаются системы 5ecoZOG-2000
(2000 адресных элементов) и 5ecoIOG-750. В качестве адресных элемен-
тов выступают группы извещателей, отдельные извещатели, входы, вы-
ходы, шлейфы пожарной сигнализации, линии связи между станциями,
пульты управления, принтеры и т. п.
К извещателям пламени системы относятся ИК-извещатель пламе-
ни Х9800 (рис. 6.4), УФ/ИК-извещатель пламени Х5200, а также ИК-
извещатель пламени для взрывоопасных зон DFllOlEr, предназначен-
ный для использования во взрывоопасных зонах 1 и 2.
Фирмой Draeger Safety AG&Co производятся оптические детекто-
ры для обнаружения пламени углеводородного происхождения Drae-
ger Flame 1300 с ИК-детектором, Draeger Flame 1700 с УФ-детектором
• Draeger Flame 2300 с комбинированным детектором, УФ (0,185—0,26 мкм)/ИК (4,2...4,7 мкм). Выходные
налы 4...20 мА, ДУ-485, СК.
ЗЛО НВП «БОЛИД» выпускает системы охранно-пожарной и пожарной сигнализации, противодымной за-
аи: ы оповещения, автоматического управления пожаротушением, а также интегрированную систему пожар-
й сигнализации и автоматизации пожаротушения, дымоудаления и оповещения типа «Орион». В качестве
емников используются приборы «Сигнал-20» (контроль 20 шлейфов с управлением от пульта С2000 или
ЭВМ).
ЗАО ИФ «ИРСЭТ-Центр» производит извещатели пожарные дымовые оптические ИП212-ЗСУ (СУМ,
QL СР. 4С. 4СБ), извещатели пожарные дымовые оптические ИП21-83СМ, извещатели пожарные ручные
ИПР-ЗСУ(М), световые пожарные оповещатели «БЛИК»; звуковые пожарные оповещатели ТОН-IC, систему
а ной сигнализации «ТРИУМФ» и приборы управления оповещателями пожарными «СТРИЖ 2».
боры системы «ТРИУМФ» предназначены для приема и обработки сигналов от включенных в сигналь-
I—. инии (СЛ) и шлейфы сигнализации (ШС) пожарных извещателей. Число сигнальных линий системы
Цркумф» ~ 4, количество адресуемых устройств в одной СЛ не более 200, а максимальное количество защища-
ете н на одну СЛ — 31.
анпя System Sensor (США) среди производителей компонентов для систем пожарной сигнализации яв-
ъ*- одним из лидеров, и ей принадлежит до 60% рынка пожарных извещателей. Эта фирма производит следу-
Пк типы пожарных датчиков: дымовые точечные (оптические, ионизационные и лазерные для особо чистых
введений). тепловые пороговые и термодифференциальные, комбинированные, оптические дымовые линей-
ручные. извещатели для сильно запыленных помещений и воздуховодов, извещатели в искробезопасном
пении, а также звуковые и световые оповещатели. К числу извещателей и оповещателей компании System
Sb« 'относятся:
• вещатели дымовые 6500Д5, ПРОФИ-О, ИП212-58;
• щатели пожарные тепловые ИП-101-24А, ИП101-23;
• вещатель комбинированный ИП212/101-2;
• “щатели интеллектуальные пожарные серии ПРОФИ — ИП-212-73, ИП 101-32-В, ИП 212/101 -4-АIR;
ио вещатели звуковые, световые и комбинированные типа EMA 1224В4 /?, EMA24RS2R, EMA24FSSR.
^строение систем двухсторонней громкоговорящей и телефонной связи
й вид специальной связи предусматривается для связи операторов установки с рабочими местами,
= _• ценными во взрывоопасных зонах согласно требованиям п. 6.8.1 ПБ 09-540-03. Двусторонняя громко-
хч •: связь используется для организации оперативной технологической связи, экстренной связи и ава-
и оповещения людей, работающих в условиях взрывоопасных сред или в местах с высоким уровнем
жа истема громкоговорящей связи организуется на базе следующего оборудования:
124
Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов
• центральные цифровые коммутационные станции (с набором составляющих блоков, обеспечивающих ра-
ботоспособность станций);
• диспетчерские цифровые пульты (количество клавиш от 8 до 208);
• настольные цифровые переговорные устройства (количество клавиш от 8 до 208);
• переговорные цифровые устройства во взрывозащпщенном исполнении с количеством двойных клавиш
до трех и встроенным усилителем мощности на 25 Вт;
• всепогодные переговорные устройства общепромышленного исполнения IP65 с количеством двойных кла-
виш до трех и встроенным усилителем мощности на 25 Вт;
• громкоговорители рупорные взрывозащищенные для переговорных устройств (мощностью 15 и 25 Вт);
• оптические сигнальные устройства для зон с повышенным уровнем шума;
• выносные усилительные блоки для подключения громкоговорителей во взрывозащищенном исполнении.
Такая система должна содержать все аппаратное обеспечение, проводные соединения, шкафы, материалы
и прикладное программное обеспечение. Компоненты должны соответствовать стандартам РФ. Применение
электронных устройств бытового класса не допускается.
Система двусторонней связи в целом и каждая единица оборудования в частности должны удовлетворять
следующим требованиям:
• надежность и безопасность в местах установки;
• центральные коммутационные станции должны быть объединены в кольцо по оптоволоконной линии;
• центральная коммутационная станция и АТС завода должны иметь постоянную надежную связь;
• центральный коммутатор должен поддерживать прямое подключение телефонов;
• полоса передачи речи не менее 5 кГц;
• на рабочих местах должны использоваться переговорные устройства и громкоговорители промышленного
исполнения со степенью защиты не ниже ZP65, а для взрывоопасных зон — 2Erzfez7)IICT4;
• расположенные в производственной зоне переговорные устройства должны иметь одно направление
связи с пультом оператора установки, с которой данный объект связан технологически (иметь одну сдвоен-
ную клавишу);
• связь переговорных устройств с централью коммутационной станции осуществляется кабелями с витой
парой;
• для операторов и диспетчеров должна быть предусмотрена возможность одностороннего управления раз-
говором;
• пульты операторов и диспетчеров должны иметь более высокие приоритеты перед остальными входящими
в состав системы пультами;
• оператор с центрального пульта управления должен иметь возможность ответить абоненту громкоговоря-
щей связи без прекращения телефонного разговора;
• центральный коммутатор должен иметь в своем составе блоки для организации оповещения людей о по-
жаре после получения сигнала от станции пожарной сигнализации (объект, имеющий собственный титульный
номер, считается одной зоной оповещения);
• переговорные устройства, устанавливаемые на открытых площадках и технологических зонах, выбирают-
ся в исполнении, соответствующем климатическим условиям, указанным в общей части технических требова-
ний;
• в составе центральных коммутационных станций должна быть предусмотрена аппаратура электропита-
ния с резервными блоками питания, обеспечивающая бесперебойную работу станции от сети переменного тока
220 В 50 Гц;
• программное обеспечение должно иметь меню управления на русском языке.
Оборудование двусторонней громкоговорящей связи должно устанавливаться:
• централь DCP — в помещениях контроллерных или (при отсутствии на объекте контроллерной) в помеще-
нии, характеристики которых удовлетворяют требованиям РД 45.120—2000. Централь монтируется в отдельном
19-дюймовом шкафу;
• диспетчерские пульты — в помещениях операторных (на рабочих местах главных операторов устано-
вок);
• переговорные устройства с дополнительными усилителями — в помещениях категорий А и Б по НПБ
105-03 и на территории объектов (при наличии взрывоопасных зон всех классов по ПУЭ); переговорные
устройства должны размещаться в местах с достаточной освещенностью, удобных для подхода человека
и ведения переговоров, причем высота размещения должна обеспечивать удобный доступ к клавишам вы-
зова.
Рупорные громкоговорители во взрывозащищенном исполнении размещают в помещениях категорий А
и Б по НПБ 105-03 и на территории объектов (при наличии взрывоопасных зон всех классов по ПУЭ). Ру-
порные громкоговорители подключаются к дополнительному усилителю, размещаемому в корпусе переговор-
ного устройства. К одному усилителю могут быть подключены один или два громкоговорителя. Суммарная
6. Взрыво- и пожаробезопасность нефтеперерабатывающих заводов
125
потребляемая громкоговорителями мощност ь не должна превышать 25 Вт. Высота размещения громкоговори-
телей — не ниже 2,5 м от пешеходного покрытия.
На базе системы двусторонней громкоговорящей связи может быть предусмотрена система оповещения
и управления эвакуацией людей при пожарах 3-го типа, предполагающая трансляцию специальных речевых
сообщений, помогающих провести организованную эвакуацию с территории опасных объектов без паники
и задержек.
Количество речевых сообщений и их содержание определяется разработчиком проекта и утверждается за-
казчиком.
Система оповещения о пожаре и управления эвакуацией людей в соответствии с пп. 3.3 иЗ.6 НПБ 104-03 мо-
жет проектироваться:
• с автоматическим включением от командного импульса, получаемого от автоматических установок пожар-
ной сигнализации или пожаротушения;
• с полуавтоматическим включением оператором при получении командного импульса от автоматических
установок пожарной сигнализации или пожаротушения.
В случае принятия решения об организации автоматического включения системы оповещения в состав обо-
рудования системы двусторонней громкоговорящей связи должно включаться оборудование, позволяющее ор-
ганизовать передачу записанных речевых сообщений.
Оборудование центральных коммутационных станций должно размещаться в 19-дюймовом шкафу. Питание
системы предусматривается от защищенной силовой распределительной сети 220 В, 1 фаза, 50 Гц с глухим за-
землением нейтрали.
Часть 2
Схемы автоматизации процессов
нефтепереработки
7. Основные технологические процессы
нефтепереработки
Нефть — это сложная многокомпонентная смесь углеводородов различного химического строения с при-
органических соединений серы, азота, кислорода и ряда металлов. Нефть из различных месторожде-
М тличается по своему химическому и фракционному составу, что определяет потенциальное содержание
ства отдельных нефтяных фракций. Большинство нефтей содержит 15-25% фракций, выкипающих до
ратуры 180 °C, и 45-55 % фракций, выкипающих в интервале температур 250-360 °C. Нефть принято раз-
на отдельные фракции, которые также представляют собой сложные смеси и характеризуются предела-
шания. При перегонке нефти получают широкий спектр продуктов — автомобильные бензины, реактив-
дизельное и котельное топливо, смазочные и специальные масла, смазки, парафины, битумы, кокс и другие
петы. Кроме того, отдельные узкие нефтяные фракции являются сырьем нефтехимического производства.
временные требования к ассортименту и качеству получаемой продукции оказывают большое влияние на
ie технологии производства. Дальнейшее углубление переработки нефти требует особого внимания к та-
| процессам, как каталитический крекинг, гидроочистка дистиллятов, гидрокрекинг газойлей, коксование
-‘дрооблагораживание тяжелых остатков, депарафинизация, деасфальтизация и т. д. Для получения совре-
> \ моторных топлив дальнейшее развитие получают такие процессы, как каталитический риформинг, изо-
зацпя легких фракций, гидроочистка легких бензиновых фракций вторичных процессов и алкилирование.
I получения нефтепродуктов повышенного качества усовершенствованы процессы получения масел, приса-
к топливам и смазочных материалов [2,3, 10,61].
При производстве продукции, отвечающей современным требованиям, для современной нефтепереработки
вфтехимии характерна многоступенчатость.
. 1 • Лая технологическая схема завода по переработки нефти включает в первую очередь процессы первичной
г У* тки нефти. Полная технологическая схема завода включает и целый ряд технологических установок даль-
11 Й переработки полученных нефтяных фракций, набор которых зависит от профиля предприятия. На го-
к «I установке первичной переработки нефти выполняются такие процессы, как электрообессоливание неф-
ферпая перегонка нефти, вакуумная перегонка мазута, стабилизация бензинов и их вторичная перегонка,
асимости от состава процессов эти установки называются ЭЛ ОУ, АТ или АВТ, ЭЛОУ-АТ или ЭЛОУ-АВТ.
Кс второй основной группе технологических процессов относятся газофракционирование (ГФУ), гидро-
гка бензиновых фракций, изомеризация легких бензиновых фракций С5-С6, каталитический риформинг
ж=овых фракций, гидроочистка дизельного топлива, гидрокрекинг вакуумных газойлей, гидроочистка ва-
газойлей и каталитический крекинг.
Особую группу составляют процессы глубокой переработки мазута, гудрона и тяжелых остатков. Эта груп-
тогпческих процессов включает как давно известные процессы, так и новые, начинающие приобретать
ее значение и расширяющие географию своего применения в переработке тяжелых остатков. К первой
е относятся такие процессы, как замедленное коксование гудрона и тяжелых остатков, деасфальтизация
збрекинг гудрона, а ко второй — гидрооблагораживание мазута (процессы H-Oil, LC-Fining и др.) и перера-
дрона (процессы H-Oil, LC-Fining, Flexicoking и др.).
Ихнологическая схема современного завода, выпускающего современные виды топлива на базе гидрокре-
L яе может обойтись без производства водорода. Современные процессы и катализаторы позволяют полу-
•сдород как из отходящих газовых потоков, так и из углеводородного сырья — природного газа, сжиженных
родных газов или нафты.
130
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработ
Неотъемлемой частью современного нефтеперерабатывающего и нефтехимического завода становятся т<
нологические процессы, обеспечивающие снижение нагрузки от вредных выбросов в атмосферу и водные pecj
сы. К таким процессам относятся получение серы из отходящих сероводородсодержащих газов основного щ
изводства, а также очистка и отпарка технологических стоков основного производства.
7.1. Основные структурные схемы нефтеперабатывающих заводо1
Структурная схема переработки может быть разной степени сложности. С развитием нефтепереработ
подход к оценке сложности структурной схемы менялся. В 1960-е гг. Вилсбур Е. Нельсон разработал шка
коэффициентов сложности для обеспечения общего подхода к определению необходимых капиталовложен
для строительства новых нефтеперерабатывающих заводов. В рамках предложенной схемы капиталовложен
на строительство каждой единицы оборудования были отнесены к соответствующей величине для установ
первичной перегонки нефти, сложность которой принята за единицу. Всем остальным установкам присваива,
ся коэффициент в зависимости от их сложности и стоимости.
Простая структурная схема включает несложные установки переработки нефти, разделения бензинов
фракций, разделения сжиженных газов и установки гидроочистки легких фракций. Коэффициент сложное
таких заводов колеблется от 1 до 2,5. Пример такой структурной схемы завода приведен на рис. 7.1.
Более сложная структурная схема соответствует углубленной переработке мазута с получением высоко!
чественных моторных топлив и может включать такие процессы, как гидрокрекинг вакуумных газойлей или i
талитический крекинг а также висбрекинг Общий коэффициент сложности таких структурных схем слож!
сти гораздо выше и может составлять от 9 до 11,0. Пример такой структурной схемы завода приведен на рис. 1
Наибольшей сложностью отличаются структурные схемы, включающие производство таких ценных прод;
тов, как смазочные масла, нефтехимическая и химическая продукция. Общий коэффициент сложности так
структурных схем может возрасти до 14,0.
В зависимости от целей и задач, решаемых при организации производства, технологическая схема завода »
жет представлять собой производство топливного, топливно-масляного, нефтехимического профилей и npoi
водство смешанного типа. Примеры технологических схем завода топливного, нефтехимического и химичео
го профиля приведены на рис. 7.2-7.4.
Развитие современного производства идет по пути создания высокоэффективных установок и целых npoi
водственных комплексов, обеспечивающих интенсификацию технологических процессов, систем управлен
технологическими процессами и их безопасную эксплуатацию.
!!! ПРОВЕРЬТЕ НАДПИСИ, НЕ ВСЕ РАЗБОРЧИВО!!!
ОСОБЕННО ЧИСЛА!
Рис. 7.1. Простая структурная схема завода топливного профиля
Углеводородный газ
Рис. 7.2. Сложная структурная схема завода топливного профиля
Рис. 7.3. Структурная схема завода с комплексом нефтехимии и производством моторных масел
Рис. 7.4. Структурная схема завода химического профиля
134 Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
8. Автоматизация процессов
первичной переработки нефти
В этой и следующих главах приведено описание схем автоматизации некоторых основных технологических
-• щессов без учета систем противоаварийной защиты процессов, защиты отдельных видов оборудования и ос-
« пения технологических процессов в соответствии с требованиями действующих технических регламентов,
фы и правил. В описании приведены основные типовые контуры регулирования, которые для лицензионных
ессов могут быть дополнены контурами, требуемыми Лицензиарами.
8.1. Автоматизация процессов обезвоживания и обессоливания
-ефти на установках ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ
Поступающая с промыслов нефть в зависимости от группы содержит хлористые соли (в количе-
стве 100-900 мг/дм3), включая до 10 мг/дм3 хлоридов во фракции, выкипающей до 204 °C, пластовые воды
(до 1 %масс.) и механические примеси (до 0,05 %масс.). Данные параметры регламентируется ГОСТ Р 51858-
2 «Нефть. Общие технические условия».
При этом нефть и вода образуют трудноразделимые эмульсии (в основном эмульсию воды в нефти). Для
В нейшей переработки нефти требуется снизить содержание солей до 0,1 %масс. и менее, а воды — до 3...5 мг/л.
Требования к ограничению содержания солей и воды в нефти обусловлены необходимостью увеличения
•гжремонтного пробега атмосферных и атмосферно-вакуумных установок, уменьшения коррозии оборудова-
лся и аппаратуры, а также улучшения качества котельных топлив, коксов и битумов. Кроме того, на установках
ереработки нефтяных фракций повышенное содержание воды и солей приводит к повышенному расходу to-
в. г1ва п катализаторов.
Большая часть воды в нефти находится в виде эмульсий. На поверхности капелек воды адсорбируются смо-
стые вещества, асфальтены, водорастворимые органические кислоты и высокодисперсные частицы твердых па-
|вфннов. Для разрушения поверхностной адсорбционной пленки, а также для улучшения условий коагуляции
ь добавляют деэмульгаторы. Для ускорения данный процесс обычно проводят при повышенных температу-
уи (100-120 °C). Наиболее стойкие мелкодисперсные нефтяные эмульсии разрушаются под действием электриче-
.> поля. Таким образом, процессу электрообезвоживания способствуют как деэмульгаторы, так и повышенная
ература. Для снижения испарения нефти процесс электрообессоливания проводят при повышенном давлении.
Процесс глубокого обезвоживания и обессоливания осуществляется на электрообессоливающих установках
Л ОУ), которые входят в состав ЭЛОУ-АТ (атмосферно-трубчатой установки) или ЭЛОУ-АВТ (атмосферно-
uj умной трубчатой установки перегонки нефти).
На практике зачастую применяют двухступенчатые схемы электрообессоливания с использованием пере-
•е того электрического тока с напряжением 22-44 кВ. При этом на I ступени в электродегидраторах удаляет-
ся "5-80 %масс. воды и 95-98 %масс. солей, а на II ступени удаляется 60-65 %масс. оставшейся эмульсионной
. и 89-93 %масс. оставшихся солей.
Процесс обессоливания нефти связан с промывкой ее свежей водой, при этом для снижения расхода воды
> качестве свежей воды используют обратную (рециркуляционную) воду, конденсат, очищенную воду техноло-
неских процессов и дренажную воду. Процессы обезвоживания нефти осуществляются в электродегидрато-
и II ступеней. Для разрушения эмульсии (деэмульгации) в сырую нефть вводят деэмульгатор (20...25 г/т),
снижения кислотности воды до значений, близких к нейтральным, после теплообменников вводят щелочь.
136
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
Электродегидратор представляет собой горизонтальный
аппарат для обезвоживания и обессоливания нефти в элек-
трическом поле высокого напряжения (20...44 кВ). Расстоя-
ние между двумя горизонтальными электродами, располо-
женными в средней части по всей длине аппарата, составляет
200...400 мм. Обезвоженная нефть выводится через верхний
коллектор, а выделившаяся из нефти вода — с низа аппара-
та. Нефть в электродегидраторе движется вверх, проходя че-
рез слой воды со скоростью 5...7 м/ч, и далее через зону слабо-
го электрического поля, расположенную между уровнем воды
и нижним электродом. Затем нефть поступает в зону сильного
электрического поля между двумя электродами, в которой про-
исходит процесс интенсивного обезвоживания, и далее через
верхний коллектор отводится в электродегидратор II ступени.
Устройство горизонтального электродегидратора пред-
ставлено на рис. 8.1.
Перед электродегидратором второй ступени нефть смеши-
вается с подогретой до 60...70 °C водой и с выхода электроде-
гидратора после дополнительного подогрева поступает в рек-
тификационную колонну атмосферного блока АТ или АВТ.
Схема автоматизации двухступенчатой установки ЭЛ ОУ, выполненная в стандарте ISA 55.1-84 (92), приве-
дена на рис. 8.2. В некоторых контурах в схемах автоматизации технологических процессов (см. последующие
главы) обозначения преобразователей опущены.
Автоматизация процесса обезвоживания и обессоливания нефти на установках ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ, а также автомати-
зация других технологических процессов, описываемых в данном пособии, предполагает определение показателей эффек-
тивности процесса (ПЭ), цели и критериев управления процессом (ЦУ и КУ соответственно). Ограничения переменных со-
стояния (температуры, давления, уровня и т. п.) обусловлены требованиями пожаровзрывобезопасности процессов, а также
требованиями к показателям качества целевого продукта. К ограничениям относят также содержание примесей в сырье и це-
левом продукте.
Под эффективностью технологического процесса понимают технологическую и экономическую эффективность. Технологи-
ческая эффективность подразумевает зависимость между затраченными ресурсами и полученной продукцией и оценивает-
ся критериями min затрат на единицу продукции и max полученной продукции при минимуме затраченных ресурсов на ее
производство.
Экономическая эффективность процесса означает стоимостную зависимость между расходами на производство и доходами
от реализации продукции. Критерием экономической эффективности является получение максимальной (max) прибыли на
единицу затрат на производство Интегральным критерием экономической эффективности может служить себестоимость
продукции, учитывающая затраты на единицу продукции.
Для большинства процессов показатель эффективности может быть представлен как состав целевого продукта (например,
дистиллята или кубового остатка при ректификации) или содержание выходного компонента (например, выход ацетилена
в процессе пиролиза или концентрация извлекаемого компонента в процессе абсорбции), полученные при минимизации за-
трат на единицу продукции.
Целью управления процессом при этом является поддержание заданного состава или выходного компонента на определен-
ном значении — например, поддержание заданного состава целевого продукта в процессе ректификации или поддержание
выхода ацетилена на заданном значении в процессе пиролиза. Для многих процессов целью управления является стабилиза-
ция основных регулируемых параметров — температуры, давления, уровня, расхода, концентрации, pH раствора и т. д.
Критерии оптимизации процесса имеют минимаксные значения и определяются технологическими или экономическими
требованиями. К технологическим критериям управления (КУ) относят min CKO (среднеквадратичного отклонения) или
дисперсии регулируемых параметров, максимум быстродействия переходных процессов и т. д. Экономические критерии оп-
тимизации предполагают min себестоимости, min приведенных затрат на единицу продукции, min содержания примесей,
max прибыли от реализации продукции и т. п.
Основными технологическими параметрами, подлежащими контролю, регулированию и оптимизации, являются температу-
ра, давление, расход промывной воды и ее распределение между различным числом ступеней электрообессоливания, расход
деэмульгатора, уровень воды и другие параметры.
Сырая нефть смешивается с циркулирующим солевым раствором и свежей водой и с добавлением деэмуль-
гатора подается насосом Н-1 двумя параллельными потоками через систему теплообменников Т-1 -s- Т-6, в ко-
торых нагревается до температуры 100... 120 °C за счет тепла нефтепродуктов блока АТ. Далее сырая нефть по-
ступает к инжекторному смесителю, где смешивается с раствором щелочи и солевым раствором со II ступени
| -зтоматизация процессов первичной переработки нефти
137
бессоливания. Далее смесь подается в коллектор нижней части горизонтальных электродегидраторов I ступе-
t ЭД-1-нЭД-З, работающих параллельно.
оличество электродегидраторов определяется общим солесодержанием перерабатываемой нефти, произво-
Si1 тьностыо установки и выбранным типоразмером электродегидраторов.
Д тя определения качества сырой нефти на вводе в установку проводится контроль качества нефти на содер-
ше в ней воды и солей и определение плотности (контуры 1-3).
Распределение на два потока обеспечивается двумя контурами регулирования расхода с коррекцией по уров-
отбензинивающей колонне К-1 (контуры 4 и 5) блока АТ. Осуществляется также контроль температуры
гфти после теплообменников на входе и выходе из электродегидраторов ЭД-1-ЭД-3 (контуры 6 и 7).
ля нагрева сырой нефти в теплообменниках Т-1...Т-4 используется циркуляционное орошение (ЦО) от бло-
* АТ, которое через теплообменники возвращается в колонну АТ Регулирование температуры на выходе из те-
менников осуществляется изменением расхода клапанами на линиях байпаса (контуры 8 и 9).
астпчно обессоленная и обезвоженная нефть из электродегидраторов I ступени поступает в общий коллек-
и затем в электродегидраторы II ступени ЭД-4-ЭД-6, работающие параллельно.
Для подавления хлористоводородной коррозии в коллекторы перед электродегидраторами ЭД-1...ЭД-3
Д-4...ЭД-6 подается 1-5-2%-ный раствор щелочи. Расход раствора щелочи, подаваемой на входы электродеги-
ра ;ров, стабилизируется (контуры 10 и И).
На прием насосов подачи нефти Н-1 и в смесительные клапаны перед электродегидраторами ЭД-4-ЭД-6 по-
я свежая вода, расход которой стабилизируется (контуры 12 и 13).
[ефть в электродегидраторы поступает снизу через маточники, создающие равномерный поток нефти снизу
х в электрическом поле переменного тока и высокого напряжения по всему сечению аппарата. Обезвожен-
и обессоленная нефть выводится из электродегидраторов ЭД-4...ЭД-6 и направляется в блок АТ.
олевой раствор с низа электродегидраторов автоматически сбрасывается: из ЭД-1-ЭД-3 — в емкость-от-
ик Е-1, а из ЭД-4-Э Д- 6 — в емкость-отстойник Е-2. Уровень раздела фаз в электродегидраторах Э Д- 1-ЭД-З
ЭД-4-ЭД-6 поддерживается изменением расхода выводимого из электродегидраторов солевого раствора (кон-
14 и 15).
олевой раствор из емкости-отстойника Е-1 охлаждается в воздушном холодильнике Хв-1 и направляется
истные сооружения завода. Уровень в емкости Е-1 поддерживается изменением расхода солевого раствора,
пающего на очистные сооружения (контур 16). Часть солевого раствора из емкости-отстойника Е-1 воз-
ается в сырую нефть. Расход солевого раствора поддерживается постоянным (контур 17). Расход солевого
ора, выводимого из отстойника Е-1 в очистные сооружения, контролируется (контур 24).
Температура солевого раствора на выходе из холодильника Хв-1 регулируется изменением частоты вра-
гу.ая электродвигателя вентиляторов воздушных холодильников с помощью преобразователя частоты (кон-
- р 18).
Солевой раствор из емкости-отстойника Е-2 насосами Н-2 подается на промывку нефти на входе в каждый
* В тродсткдратор I и II ступени. Расход солевого раствора, подаваемого в каждый электродегидратор, стаби-
В дется (контуры 19 и 20) Вместе с солевым раствором в емкости-отстойники может частично увлекаться
m • ьсия нефти. По мере накопления отстоявшаяся нефть выводится из емкостей-отстойников через холодиль-
. • Х-1 на прием сырьевых насосов Н-1.
Для определения эффективности работы блока обессоливания на выходе с блока ЭЛ ОУ (контуры 21 и 23)
рс одится контроль обессоленной и обезвоженной нефти на содержание воды и солей с учетом температуры
фти. выводимой из электродегидратора (контур 22).
последнее время при строительстве новых и реконструкции действующих производств находят применение
ювационные технологии, позволяющие обрабатывать большие объемы сырья в аппаратах с высокой удель-
изводительностью и совмещать две ступени обессоливания в одном аппарате. Такая технология разрабо-
ко.мпанией Natco Group (США) и называется технологией EDD®(«Технология двойной полярности»®).
Термин «Двойная полярность»® относится к эксклюзивной электростатической системе, разработанной
алией Natco Group, которая вместо традиционной электрической системы с использованием переменного
а использует для более эффективного извлечения воды как поле переменного, так и поле постоянного тока.
I |рименение электродинамических обессоливателей EDD® позволяет довести удельную производитель-
электродегидраторов до 3 м3/ч на 1 м-электродегидратора и добиваться требуемого качества обессоленной
л (не более 2 мг солей/л в одном аппарате).
овмещение двух ступеней электрообессоливания в одном аппарате позволяет также исключить из схемы
ы рециркуляции промывной воды.
\ема автоматизации блока электрообессоливания с использованием технологии двойной полярности, вы-
зенная упрощенным способом по ГОСТ 21.404-85 и ГОСТ 21.408-93, приведена на рис. 8.3. Средства авто-
ции для данной технологической схемы аналогичны средствам автоматизации по рис. 8.2.
ырая нефть насосами Н-1 подается через теплообменники Т-1 и Т-2, нагреваясь за счет тепла конденсации
1х потоков отбензинивающей колонны К-1 и фракционирующей колонны К-2. Распределение по потокам
Рис. 8.2. Схема автоматизации двухступенчатой установки ЭЛОУ, выполненная в Стандарте ISA S5.1 -84 (92)
138 Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
ВЦО к I и i I 4
Верхний продукт - К1 блока АТ
-------------------------
ВЦО в К-1 блока АТ
Еф Деэмульгатор
Рис. 8.3. Схема автоматизации блока электрообессоливания с использованием технологии двойной полярности, выполненная упрощенным способом
по ГОСТ 21.404-85 и ГОСТ 21.408-93
8 Автоматизация процессов первичной переработки нефти ________________________139
140
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
осуществляется регулированием расхода с коррекцией по уровню в отбензинивающей колонне К-1 блока АТ
(контуры 1 и 2).
Сырая нефть после теплообменников Т-1 и Т-2 нагревается в теплообменнике Т-3 верхним циркуляцион-
ным орошением колонны К-1. Температура нагрева нефти поддерживается изменением расхода потока цирку-
ляционного орошения колонны К-1 через соответствующий теплообменник Т-3 с помощью клапана, установ-
ленного на байпасе охлаждающего потока (контур 8).
В приемный трубопровод сырьевых насосов Н-1 подается нефтерастворимый деэмульгатор.
На входе в установку производится контроль качества сырой нефти на содержание в ней воды и солей, а так-
же контроль плотности (контуры 5, 6 и 7).
После теплообменника Т-3 нагретая до 115-125 °C нефть разделяется на два параллельных потока и посту-
пает в электродегидраторы ЭД-1 и ЭД-2. Распределение по потокам осуществляется регулированием давления
в каждом потоке с помощью регуляторов перепада давления (контуры 9 и 10).
Перед электродегидраторами в каждый поток нефти вводится промывная вода (контуры 11 и 12), а другая
часть промывной воды подается непосредственно внутрь электродегидраторов через специально разработан-
ные распределители, расположенные над электродами в верхней части электродегидраторов (контуры 13 и 14).
Нефть в электродегидраторы поступает снизу через маточники, создающие равномерный поток нефти снизу
вверх в низкоградиентном поле переменного тока, где коалесцируется большая часть воды. Эмульсия с мелки-
ми каплями воды поднимается вверх в высокоградпентное поле постоянного тока, которое способствует коалес-
цпрованию и отделению мельчайших капель воды
Солевой раствор с содержанием нефтепродукта до 500 мг/л выводится из нижней части электродегидрато-
ров ЭД-1 и ЭД-2, охлаждается в воздушных холодильниках Хв-1 и выводится с установки.
Поддержание уровня солевого раствора в электродегидраторах ЭД-1 и ЭД-2 осуществляется изменением
расхода выводимого солевого раствора (контуры 15 и 16).
Температура солевого потока на выходе из воздушного холодильника регулируется изменением частоты вра-
щения электродвигателя вентилятора с помощью преобразователя частоты (контур 17).
Для определения эффективности процесса обессоливания и обезвоживания производится контроль каче-
ства обессоленной и обезвоженной нефти на выходе электродегидраторов по содержанию в ней воды и солей
и определению плотности (контуры 18, 19 и 20).
Таким образом, показателем эффективности процесса является степень обезвоживания и обессоливания сы-
рой нефти. Цель управления установкой ЭЛОУ — поддержание заданного значения содержания в нефти воды
и соли. Критерий управления — min среднего квадратичного отклонения (СКО) этих параметров от заданных
значений.
Целью управления установкой ЭЛОУ является поддержание заданного значения содержания в нефти воды
и соли, а критерием управления или целевой функцией — минимизация этих параметров.
В качестве примера рассмотрим средства автоматизации двухступенчатой установки ЭЛОУ (рис. 8.2) с ис-
пользованием применяемых на нефтеперерабатывающих заводах приборов и регуляторов компаний Emerson,
Siemens и др.
В схеме автоматизации использованы следующие средства автоматизации:
• на полевом уровне — преобразователи расхода 3051 SFC и диафрагмы камерные стандартные ДКС 10-200
компании Emerson-, преобразователи избыточного давления 30515 с мембранным разделителем 1199 компании
Emerson; измерители уровня раздела фаз KSR компании KSR KUEBLER или ID 201 компании AGAR Corp.; термо-
пары ТХКУ 205 Exia НПП компании «Элемер»; анализатор плотности проточного типа MicroMotion 7835 ком-
пании Emerson; анализатор содержания соли типа 44561 группы компаний ТИС; поточный анализатор содержа-
ния воды типа ВТНЛ; пневматические регулирующие клапаны easy-e в комплекте с электропневматическим
позиционером серии DVC6000 компании Emerson; станция распределенного ввода-вывода и управления Simatic
ET2QQM или Simatic ET200S компании Siemens;
• на контроллерном уровне — модульный программируемый логический контроллер Simatic 57-300 или Si-
matic 57-400;
• на диспетчерском уровне — промышленные 19-дюймовые ПК стоечного исполнения Simatic Rack PC (ин-
терфейсы Ethernet, Profibus DP, PROFINET) c ICD-монитором серии SCD и 5САВА-система Simatic WinCC V7.0.
В примере автоматизации двухступенчатого блока ЭЛОУ выбраны преобразователи с выходным сигналом
4...20 мА и исполнительные устройства (регулирующие клапаны с позиционером) с входным сигналом 4...20 мА.
Сигналы от первичных преобразователей и сигналы на исполнительные устройства обрабатываются станцией
распределенного ввода-вывода Simatic ЕТ 200М, связанной по локальной сети PROFINET с модульным ПЛК Si-
matic 57-300.
Станция ЕТ-200М включает до 8-12 сигнальных, функциональных и коммуникационных модулей ПЛК
57-300. Интерфейсный модуль IM153-4 PN10 предназначен для подключения станции ЕТ-200М к сети PROFI-
NET и имеет встроенный двухканальный коммутатор Industrial Ethernet РВ и два гнезда RJ^o для расширения то-
пологии сети.
141
В. Автоматизация процессов первичной переработки нефти
Сеть распределенного ввода-вывода PROFINET10, разработанная на основе сетей Profibus и Ethernet, пред-
авляет собой промышленный вариант сети Ethernet 100 Base ТХ. Физический канал — экранированная витая
.ара 5-й категории.
Для ввода-вывода сигналов от 23 контуров схемы автоматизации двухступенчатого блока ЭЛ ОУ использу-
ются в станции ЕГ-200М, два сигнальных модуля аналогового ввода SM 331 (8 AI, 16 бит, 4...20 мА), два сигналь-
ных модуля аналогового вывода SM 332 (8 АО, 12 бит, 4...20 мА), один сигнальный модуль ввода сигналов от
мопреобразователей SM 331 (8 AI ТС), интерфейсный модуль IM153-4 PN10. Кроме того, станция ЕТ-200М
комплектуется блоком питания, который устанавливается на первое слева посадочное место. Справа от блока
витания устанавливается интерфейсный модуль, а за ннм — сигнальные модули. Порядок размещения сигналь-
х модулей контроллера 57-300 может быть произвольным.
Измерение расхода осуществляется методом измерения перепада давления на сужающем устройстве (диа-
рагма) с помощью преобразователя расхода 30515FC.
Выходной сигнал преобразователя в диапазоне 4...20 мА поступает на вход модуля SM 331 станции распре-
темного ввода-вывода Simatic ЕТ 200М, связанной по локальной сети PROFINET с модульным ПЛК Sima-
57-300. При отклонении расхода от заданного значения выходной сигнал ПИД-регуляторов от ПЛК Sima-
57-300 поступает через восьмиканальный модуль аналогового вывода SM 332 на вход позиционера DVC6000
20 мА/HART), регулирующего клапан easy-e компании Emerson (контуры 4, 5, 10-13, 17,19-20).
Для поддержания уровня в электродегидраторах предусмотрены контуры регулирования уровня. Уровень
*. ды в электродегидраторе измеряется гидростатическим методом с помощью преобразователя избыточного
1. пения типа 30515 и мембранного разделителя 1199 компании Emerson. Выходной сигнал преобразователя
• диапазоне 4...20 мА поступает на вход модуля SM 331 станции распределенного ввода-вывода Simatic ЕТ200М.
Поддержание уровня осуществляется изменением расхода солевого раствора, поступающего от электродегидра-
ров в емкости Е-1 и Е-2, с помощью регулирующего клапан easy-e с позиционером DVC6000 (контуры 14 и 15).
ддержание уровня в емкости Е-1 осуществляется изменением солевого раствора, поступающего на очистное
ружение (контур 16).
Контроль температуры нефти после теплообменников Т-1...Т-6 на входе и выходе электродегидраторов
ЭЛ-1...ЭД-3 осуществляется с помощью термопар типа ТХКУ-205 Exia с выходным сигналом 4...20 мА НПП
Элемер» (контуры 6 и 7). Данные термопреобразователи используются в контурах 8 и 9 поддержания темпера-
•ры теплоносителя от I и II ЦО блока АТ. В качестве исполнительных механизмов также применены пневма-
еские регулирующие клапаны easy-e с позиционером DVC6000. Для поддержания температуры поступающе-
- на очистные сооружения солевого раствора после воздушного холодильника Хв-1 в контуре 18 используется
бразователь частоты, изменяющий скорость вращения электродвигателя вентилятора.
Качество сырой нефти оценивается по содержанию в ней солей и воды, а также путем измерения плотности
ти. Для контроля плотности нефти могут быть использованы поточные плотномеры типа MicroMotion 7835
компании Emerson или поточный плотномер ED900 компании Thermo Scientific (контур 3). Для контроля содер-
• пня воды в нефти может использоваться поточный влагомер товарной нефти ВТН-1 или анализатор воды
ефти типа OW 302 компании AGAR Corp. Ltd. с выходным сигналом 4...20 мА (контуры 1 и 21). Контроль
ержания солей в пробе нефти (контуры 2 и 22) может определяться солемерами САН-Л, АУМ 101, Herzog
60 фирмы Walter Herzog GmbH или солемером 44561 группы компаний РАС, характеристики которых приве-
э |ы в главе 3.
Распределение сырой нефти по потокам через теплообменники Т-1 и Т-2 осуществляется регулированием
. - .хода с коррекцией по уровню в стабилизационной колонне блока АТ К-1. Регулирование температуры нагре-
нефти в теплообменниках Т-1-Т-3 проводится регулирующим контуром, клапан которого установлен на ох-
• кж ающсм потоке на байпасе теплообменников
Распределение по потокам нагретой до 120 °C нефти после теплообменника Т-3 перед электродегидраторами
3 -1 и ЭД-2 осуществляется регулятором перепада давления по потокам. В качестве датчиков перепада давле-
«кя применены датчики 3051 компании Emerson в комплекте с мембранным разделителем. В качестве исполни-
ных механизмов применены пневматические регулирующие клапаны компании Emerson в комплекте с элек-
невматическим позиционером серии DVC6000 (4-20 мА/HART).
Регулирование подачи промывной воды из емкости Е-5 осуществляется с помощью контуров регулирова-
I - расхода.
Солевой раствор из электродегидратора выводится с регулированием уровня в электродегидраторах ЭД-1
Д-2. Температура солевого потока на выходе из воздушного холодильника регулируется изменением часто-
- ращения электродвигателя вентилятора.
| гное число контуров регулирования в схемах автоматизации процессов представляют собой каскадные схемы регули-
шя. в которых вспомогательным параметром, оказывающим наибольшее воздействие на основной выходной параметр
ературу, уровень, концентрацию и др.), является расход жидкости или газа, регулируемый с помощью пневматического
ж- ирующего клапана. Выбор каскадных схем регулирования обусловлен тем, что в основном контуре при использовании
142
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
пневматических регулирующих клапанов наблюдается запаздывание ввиду удаленности клапанов от места отбора основно-
го параметра (при применении пневмотрасс) и невысокой скорости перемещения клапана. Вспомогательным параметром,
расположенным в непосредственной близости от регулирующего клапана и являющегося возмущением из-за изменения
давления или влагосодержания жидкости или газа, является расход. Таким образом каскадная система содержит два связан-
ных регулятора, один из которых (корректирующий) регулирует основной выходной параметр (например, температуру, уро-
вень и т. п.) и выдает корректирующее воздействие на другой регулятор (стабилизирующий), который поддерживает значе-
ние расхода жидкости или газа на заданном значении при возникновении возмущений (например, при изменении давления
и других неконтролируемых параметров)
В качестве приборов, регуляторов, и систем распределенного ввода-вывода могут быть использованы и дру-
гие приборы и системы, обзор которых приведен в работе [30]. Там же приведены сведения о большинстве зару-
бежных и отечественных ПЛК и распределенных системах управления.
8.2. Автоматизация процессов перегонки нефти на установках АТ и АВТ
От работы установок первичной перегонки нефти зависят качество и выходы компонентов различных видов
топлива, а также качество сырья для вторичных процессов облагораживания нефтяных фракций и сырья для не-
фтехимических производств.
Разделение нефти на фракции, выкипающие в различных температурных пределах, проводят с примене-
нием процессов нагрева, ректификации, конденсации и охлаждения. Фракции, выкипающие до температуры
400...420 °C, выделяют при атмосферном пли несколько повышенном давлении, а остатков — под вакуумом.
Установки АТ и АВТ могут быть организованы по схеме однократного или двукратного испарения.
Разнообразие перерабатываемых видов нефти, широкий ассортимент и качество получаемых продуктов
определяет разнообразие технологических схем. Широко распространены установки с предварительной отбен-
зинивающей колонной и основной ректификационной атмосферной колонной, работоспособные в широком ди-
апазоне изменений содержания в нефти бензиновых фракций и растворенных газов.
Для удаления легких компонентов из дистиллятных фракций при прохождении через отбензинивающие или
отпарные колонны используется перегретый водяной пар. На некоторых установках для этого используются ки-
пятильники.
В ректификационных секциях установок АТ и АВТ широко применяют промежуточное циркуляционное
орошение (ЦО). В вакуумных колоннах для создания вакуума применяют барометрический конденсатор и двух-
или трехступенчатые эжекторы. Двуступенчатые эжекторные системы обеспечивают вакуум 6,7... 13,3 кПа,
а трехступенчатые — в пределах 6,7 кПа и ниже.
На установках первичной переработки нефти достигнута высокая степень автоматизации. На заводских уста-
новках используются автоматические поточные анализаторы, определяющие содержание воды и солей в сырой
нефти, температуру вспышки авиационного керосина, дизельного топлива, масляных дистиллятов, температуру
выкипания, соответствующую 90 или 95%-ной точке отбора светлых нефтепродуктов, вязкость масляных фрак-
ций и т. д. Подача водяного пара в куб отпарной колонны автоматически корректируется по температуре вспыш-
ки дизельного топлива. Для автоматического непрерывного определения и регистрации состава газовых пото-
ков применяют хроматографы.
Показателем эффективности процесса является фракционный состав целевых продуктов — стабильного бен-
зина, керосиновых и дизельных фракций. Цель управления — поддержание заданного состава целевых продук-
тов при стабилизации параметров процесса: расхода, температуры, уровня, давления. Критерий управления —
min CKO параметров процесса при максимальном отборе целевых продуктов.
Схема автоматизации процесса перегонки нефти на установке АТ приведена на рис. 8.4.
Обессоленная и обезвоженная нефть из верхней части электродегидраторов ЭД-1 и ЭД-2 проходит тремя парал-
лельными потоками через теплообменники, нагреваясь за счет тепла отходящих потоков блока атмосферной пере-
гонки, тепла основных отходящих потоков вакуумного блока и тепла циркуляционных орошений обеих секций:
• первый поток последовательно проходит теплообменники Т-4...Т-7, где нагревается соответственно те-
плом верхнего циркуляционного орошения (ВЦО) отбензинивающей колонны К-1, тяжелого вакуумного газой-
ля, дизельной фракции и легкого вакуумного газойля;
• второй поток последовательно проходит теплообменники Т-8...Т-10, где нагревается соответственно те-
плом первого циркуляционного орошения (I ЦО) колонны К-2, легкого вакуумного газойля и второго циркуля-
ционного орошения (II ЦО) колонны К-2;
• третий поток последовательно проходит теплообменники Т-11...Т-14, где нагревается соответственно
теплом I ЦО колонны К-2, дизельной фракции, гудрона и II ЦО колонны К-2.
Расход обессоленной нефти по потокам теплообменников регулируется изменением потока обессоленной
нефти (контуры 1, 2 и 3) с клапанами, установленными на трубопроводах подачи нефти в теплообменники
3. Автоматизация процессов первичной переработки нефти
143
с коррекцией по давлению (контур 4) в трубопроводе обессоленной нефти после электродегидраторов. Кон-
троль температуры потоков на выходе из теплообменников осуществляется с помощью соответствующих кон-
гу ров 5... 15.
Затем три потока нефти объединяются и поступают в теплообменник Т-15, где они нагреваются теплом тя-
желого вакуумного газойля. Регулирование температуры обессоленной нефти на выходе из теплообменника
Т-15 осуществляется изменением скорости потока через теплообменник (контуры 16 и 17).
Для защиты от коррозии перед теплообменниками нагрева обессоленной нефти предусмотрена подача в каж-
дый поток 1-2% водного раствора щелочи. Для хорошего распределения раствора щелочи в потоках рекоменду-
ется использовать статические смесители.
После теплообменников нагретая нефть с температурой 245-255 °C поступает в нижнюю часть отбензини-
вающей колонны К-1.
С верха отбензинивающей колонны К-1 отбираются пары бензина с растворенными газом и водяным паром,
которые конденсируются и охлаждаются в теплообменнике нагрева сырой нефти Т-1, а затем поступают в ем-
кость Е-1. Из емкости Е-1 бензиновая фракция направляется в емкость суммарного бензина Е-3, а отделившая-
.я кислая вода выводится на прием насосов Н-13 для откачки с установки.
Регулирование температуры верхнего продукта после теплообменника Т-1 осуществляется изменением по-
зка через теплообменник клапаном, установленным на байпасе теплообменника по верхнему продукту отбен-
инивающей колонны К-1 (см. контур 3 на рис. 8.3). Расход бензиновой фракции из емкости Е-1 регулирует-
• изменением расхода жидкой фазы в емкость суммарного бензина Е-3 с коррекцией по уровню в емкости Е-1
«контуры 18 и 19). Уровень кислой воды в зоне отстойника поддерживается изменением расхода кислой воды
• контур 20). Предусматривается постоянный контроль pH кислой воды (контур 21). Регулирование давления
а емкости орошения Е-1 осуществляется сбросом газовой фазы из емкости орошения Е-1 в топливную сеть к го-
ткам печей (контур 22).
Избыточное тепло в колонне К-1 снимается верхним циркуляционным орошением, которое забирается из
□донны К-1 насосами Н-3. Верхнее циркуляционное орошение отдает свое тепло на нагрев обессоленной неф-
«I в теплообменнике Т-4, на нагрев сырой нефти в теплообменнике Т-3, доохлаждается в воздушном холодиль-
шке Хв-2 и возвращается в колонну К-1 на верхнюю тарелку.
Температура на верхней тарелке регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода верхне-
ЦО от бензинивающей колонны К-1 с помощью клапана, установленного на линии ВЦО из Т-3 блока АТ (кон-
туры 23 и 24).
Регулирование температуры на выходе из холодильника Хв-2 происходит путем изменения частоты враще-
ния электродвигателя вентиляторов воздушного холодильника с помощью преобразователя частоты (контур 25).
Отбензиненная нефть из куба отбензинивающей колонны К-1 забирается насосами Н-2, нагревается в те-
лообменниках Т-16 и Т-17 теплом тяжелого вакуумного газойля и гудрона и подается в печь нагрева отбензи-
енной нефти П-1.
Уровень в отбензинивающей колонне К-1 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхо-
подачи нефти блока ЭЛОУ с помощью клапанов, установленных на линиях подачи сырой нефти к теплооб-
ч-.нникам Т-1 и Т-2 (см. контуры 1 и 2 на рис. 8.3 и контур 26 на рис. 8.4).
Нагретая в печи до 370-375 °C отбензиненная нефть поступает на ректификацию в колонну К-2. Темпера-
•ра на выходе из печи П-1 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору давления топливно-
d газа, поступающего к основным горелкам печи П-1, клапан которого установлен на трубопроводе подачи то-
ь ивного газа к основным горелкам печи П-1 (контуры 27 и 28).
Для отпарки легких углеводородов в нижнюю часть атмосферной колонны К-2 подается перегретый водя-
i пар. Регулирование расхода водяного пара осуществляется с коррекцией по расходу мазута из колонны К-2
>нтуры 29 и 30).
С верха колонны К-2 отбираются пары бензина с растворенным газом и водяным паром, которые конденси-
7 тотся и охлаждаются в теплообменнике нагрева сырой нефти Т-2 (см. рис. 8.3), а затем поступают в емкость
шения Е-2. Из емкости орошения Е-2 бензиновая фракция поступает на прием насосов Н-4, которыми она
дается на орошение в колонну К-2, а балансовый избыток — в емкость суммарного бензина Е-3. Отделившая-
's кислая вода откачивается с установки насосами Н-13.
Регулирование температуры верхнего продукта после теплообменника Т-2 осуществляется изменением по-
через теплообменник клапаном, установленным на байпасе теплообменника по верхнему продукту отбен-
вающей колонны К-2 (контур 4 на рис. 8.3).
Уровень в емкости Е-2 регулируется каскадной системой с коррекцией к регулятору расхода бензиновой
; кции из Е-2 с помощью клапана, установленного на линии подачи жидкой фазы в емкость суммарного бен-
Е-3 (контуры 31 и 32).
Температура на верхней тарелке колонны К-2 регулируется каскадной системой с коррекцией к регулято-
ру расхода орошения фракционирующей колонны К-2 с помощью клапана, установленного на линии орошения
_ от насоса Н-4 (контуры 36 и 37).
Верхний продукт К-2 от Т-2 блока ЭЛОУ
Верхний продукт К-1 от Т-1 блока ЭЛОУ
Верхний продукт К-1 в Т-1
ВЦО из Т-3 блока АТ
ЛВГО + II ЦО К-1 из вакуумного блока
Квенч в вакуумный блок
Рис. 8.4, лист 1. Схема автоматизации процесса перегонки нефти на установке АТ
Н-5
Рис. 8.4, лист 2. Схема автоматизации процесса перегонки нефти на установке АТ
Нейтрализатор
Верхний продукт К-2 а Т-2 блока ЭЛОУ
Углеводородный газ
Э _________________
Рис. 8.4, листЗ. Схема автоматизации процесса перегонки нефти на установке АТ
8. Автоматизация процессов первичной переработки нефти
149
Уровень кислой воды в зоне отстойника поддерживается изменением расхода кислой воды (контур 33).
Предусматривается постоянный контроль pH кислой воды (контур 34). Регулирование давления в емкости оро-
шения Е-2 осуществляется сбросом углеводородного газа на факел (контур 35).
Из колонны К-2 выводится два боковых погона — керосиновая фракция 140-220 °C и дизельная фракция
180-360 °C. Керосиновая фракция температурой 140-220 °C выводится в отпарную колонну К-3/1, откуда она
забирается насосами Н-6 и затем, после подогрева промывной воды, направляется в воздушный холодильник
Хв-6, доохлаждается в водяном холодильнике Т-20 и выводится с установки. Регулирование температуры на
выходе из холодильника Хв-6 осуществляется изменением частоты вращения электродвигателя вентиляторов
воздушного холодильника с помощью преобразователя частоты (контур 36). Уровень керосиновой фракции
в отпарной колонне К-3/1 поддерживается путем изменения расхода керосиновой фракции из фракционирую-
щей колонны К-2 (контур 48). После водяного холодильника Х-20 предусмотрено регулирование расхода керо-
синовой фракции с установки (контур 39).
Отпарка легких компонентов в отпарной секции К-3/1 осуществляется за счет циркуляции керосиновой
фракции через рибойлер Т-18, обогреваемый теплом дизельной фракции. Температура керосиновой фракции на
выходе из рибойлера Т-18 регулируется расходом дизельной фракции, подаваемой через рибойлер Т-18 (конту-
ры 40 и 41).
Дизельная фракция с температурой 180-360 °C выводится в отпарную колонну К-3/2, откуда забирается
насосами Н-7. Часть потока дизельной фракции проходит через рибойлер Т-18, после чего объединяется с ос-
новным потоком и поступает в теплообменники Т-6 и Т-12, где отдает тепло на нагрев обессоленной нефти, ох-
лаждается в воздушном холодильнике Хв-3 и выводится с установки. Уровень дизельной фракции в отпарной
колонне К-3/2 поддерживается изменением расхода дизельной фракции из фракционирующей колонны К-2
(контур 42). Регулирование температуры на выходе из воздушного холодильника Хв-3 осуществляется измене-
нием частоты вращения электродвигателя вентиляторов воздушного холодильника с помощью преобразовате-
ля частоты (контур 43).
В колонне К-3/2 предусмотрена возможность отпарки легких компонентов перегретым водяным паром для
обеспечения требуемой температуры вспышки дизельной фракции (контур 47). Расход водяного пара регулиру-
ется с коррекцией по расходу дизельной фракции с установки (контуры 45 и 46).
Мазут из куба колонны К-2 забирается насосами Н-8 и подается в вакуумную колонну К-5. Расход мазу-
та в блок вакуумной перегонки регулируется с коррекцией по уровню в кубе фракционирующей колонны К-2
(контуры 30 и 72). Избыточное тепло в колонне К-2 снимается двумя циркуляционными орошениями.
I циркуляционное орошение (1ЦО) забирается насосами Н-9, прокачивается через теплообменники нагре-
ва обессоленной нефти Т-8 и Т-11 и возвращается в колонну К-2. Расход I циркуляционного орошения фрак-
ионирующей колонны К-2 регулируется с коррекцией по температуре на верхней тарелке (контуры 49 и 50).
II циркуляционное орошение (ПЦО) забирается насосами Н-10, прокачивается через теплообменники на-
грева обессоленной нефти Т-14 и Т-10, а также через рибойлер стабилизатора Т-19 и возвращается в колонну
К-2. Расход II циркуляционного орошения фракционирующей колонны К-2 регулируется с коррекцией по тем-
пературе на верхней тарелке (контуры 51 и 52).
Суммарный нестабильный бензин (нестабильная фракция НК-170 °C) из емкости суммарного бензина Е-3
подается насосами Н-5 на стабилизацию в колонну К-4, предварительно нагреваясь в теплообменнике Т-20. Рас-
ход нестабильного бензина в стабилизационную колонну К-4 регулируется с коррекцией по уровню в емкости
Е-3 (контуры 53 и 54). Регулирование давления в емкости суммарных бензинов Е-3 осуществляется сбросом га-
зовой фазы из емкости Е-3 в топливную сеть к горелкам печей (контур 55).
С верха колонны К-4 пары легких углеводородов поступают в воздушный конденсатор-холодильник Хв-4
водяной холодильник Х-21, где конденсируются и охлаждаются, после чего они поступают в емкость ороше-
ния Е-4. Регулирование температуры на выходе из холодильника Х-21 осуществляется путем изменения часто-
ты вращения электродвигателя вентиляторов воздушного холодильника Хв-4 (контур 56).
Из емкости орошения Е-4 жидкие легкие углеводороды забираются насосом Н-11. Часть жидкой фазы пода-
ся в качестве острого орошения на верхнюю тарелку колонны К-4, а балансовый избыток отводится с установ-
и в качестве товарного продукта (сжиженных углеводородных газов, СУГ). В зависимости от состава раство-
пных в нефти газов и режима работы колонн выводимый продукт по качеству может отвечать требованиям,
1редъявляемым либо к СПБТ (смесь пропан-бутан техническая), либо к БТ (бутан технический). Качество вы-
водимых СУГ контролируется газоанализаторами относительно содержания компонентов С.( и Сл (контур 57).
Уровень в емкости орошения Е-4 регулируется каскадной системой с коррекцией к регулятору расхода СУГ
помощью клапана, установленного на линии СУГ с установки (контуры 58 и 59).
Расход орошения бензиновой фракции в стабилизационную колонну К-4 регулируется контуром 60. Отсто-
• кшаяся вода из емкости орошения Е-4 поступает на сторону нагнетания насосов Н-13 для вывода с установки
ла очистку. Уровень кислой воды регулируется в зоне отстойника (контур 61). Регулирование давления в емко-
I орошения осуществляется путем вывода газовой фазы в топливную сеть или в систему сбора углеводород-
IX газов (контур 67).
150
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
Кубовый продукт стабилизационной колонны К-4 (стабильный бензин, стабильная фракция НК-170 °C)
проходит теплообменник Т-20, где отдает тепло нестабильному бензину, направляется далее в воздушный холо-
дильник Хв-5 и водяной холодильник Х-21, после чего выводится с установки. Регулирование температуры на
выходе из холодильника Х-21 осуществляется путем изменения частоты вращения электродвигателя вентиля-
торов воздушного холодильника Хв-5 (контур 62). Расход стабильного бензина регулируется с коррекцией по
уровню в кубе стабилизационной колонны К-4 (контуры 63 и 64). Качество бензина контролируется в конту-
ре 65 по показателям начала и конца кипения (НК п КК).
Необходимое для процесса ректификации тепло подводится в куб стабилизационной колонны К-4 через ри-
бойлер Т-19. В качестве теплоносителя используется поток II ЦО фракционирующей колонны К-2. Температу-
ра на характеристической тарелке регулируется подачей потока II ЦО фракционирующей колонны К-2 через
рибойлер путем изменения потока II ЦО через клапан, который установлен на байпасной линии рибойлера Т-19
(контур 66).
На практике для нагрева нефти атмосферных колонн зачастую используется также тепло отходящих пото-
ков вакуумной колоны.
Легкий вакуумный газойль вакуумной колонны К-5 нагревает обессоленную нефть в теплообменниках Т-7
и Т-9, доохлаждается в воздушном холодильнике Хв-6 и после этого разделяется на циркуляционное орошение,
которое возвращается в вакуумную колонну, и балансовое количество; затем он направляется на смешивание
с тяжелым вакуумным газойлем.
Тяжелый вакуумный газойль из вакуумной колонны К-5 нагревает отбензиненную нефть в теплообменнике
Т-16, обессоленную нефть в теплообменниках Т-15 и Т-5, а затем разделяется на циркуляционное орошение, ко-
торое возвращается в вакуумную колонну К-5, и балансовое количество; после этого он направляется на смеши-
вание с легким вакуумным газойлем
Суммарный вакуумный газойль, образующийся в результате смешивания легкого и тяжелого вакуумного га-
зойлей, выводится с установки.
Гудрон из вакуумной колонны К-5 нагревает отбензиненную нефть в теплообменнике Т-17 и обессоленную
нефть в теплообменнике Т-13, после чего разделяется на квенч, который возвращается в вакуумную колонну,
и балансовое количество, которое выводится с установки.
Другой вариант схемы автоматизации блока АТ со стабилизацией бензина представлен на рис. 8.5.
Обезвоженная и обессоленная нефть после электродегидраторов ЭД-4...ЭД-6 блока ЭЛОУ делится на два
потока. Расход обезвоженной и обессоленной нефти регулируется изменением потока (контуры 1 и 2). Первый
поток нефти нагревается в теплообменнике Т-7 дизельной фракцией 180...320 °C, в теплообменнике Т-8 —те-
плом II ЦО колонны К-2, а в теплообменнике Т-9 — мазутом. Второй поток нефти нагревается в теплообменни-
ке Т-10 дизельной фракцией 230...360 °C, в теплообменнике Т-8 — теплом II ЦО К-2, а в теплообменнике Т-9 —
мазутом.
Температура потока обессоленной нефти на выходе из теплообменников контролируется (контур 3).
Для подавления хлористоводородной коррозии предусмотрена подача 1-2%-ного раствора щелочи перед те-
плообменником Т-10.
Обезвоженная и обессоленная нефть после теплообменников Т-9 с температурой 230 °C направляется в от-
бензинивающую колонну К-1.
С верха отбензинивающей колонны К-1 пары бензина поступают в воздушный холодильник-конденсатор
Хв-3 и водяной холодильник Х-2. В холодильнике-конденсаторе паровая фаза конденсируется и охлаждается,
затем доохлаждается в водяном холодильнике и при температуре 50 °C поступает в емкость Е-3. Регулирование
температуры на выходе из холодильника Х-2 осуществляется путем изменения частоты вращения электродви-
гателя вентиляторов воздушного холодильника Хв-3 (контур 4).
Для защиты от коррозии в шлемовую линию колонны К-1 и в линию орошения подается ингибитор корро-
зии, а в шлемовую линию колонны К-1 дополнительно подается нейтрализатор.
В емкости Е-3 происходит отделение сероводородной воды от бензина, который забирается насосами Н-5
и подается в виде острого орошения в колонну К-1, а избыточное количество бензина перетоком через верх Е-3
поступает в промежуточную емкость Е-4, предварительно смешиваясь в трубопроводе с бензином из Е-5.
Регулирование уровня бензина в емкости Е-3 осуществляется изменением перетока бензиновой фракции
(контур 5). Температура на характеристической тарелке колонны К-1 регулируется каскадной системой с кор-
рекцией к регулятору расхода орошения с помощью клапана, установленного на линии подачи бензина из Е-3
с помощью насоса Н-5 (контуры 6 и 7).
Сероводородная вода выводится с установки. Уровень сероводородной воды в емкостях регулируется путем
изменения расхода с установки (контур 8). Газовая фаза (углеводородный газ) из емкости Е-3 выводится в то-
пливную сеть. Давление в системе отбензинивающей колонны К-1 регулируется выводом углеводородных га-
зов в топливную сеть (контур 9).
Температура в нижней части отбензинивающей колонны К-1 поддерживается циркуляцией горячей струи,
которая из нижней части отбензинивающей колонны К-1 поступает на прием насосов Н-3, подается в печь П-1
1-2% раствор нейтрализатора
I Ц.О. из блока ЭЛОУ
II Ц.О. из блока ЭЛОУ
— I Ц.О. на блок ЭЛОУ
Рис. 8.5, лист 1. Схема автоматизации блока АТ со стабилизацией бензина
Топливный газ
Т-11 Zl \4 Гу 7/
__ПРУ1 \^13у
I
г I
I
I I
L——J I I
f I I
с /иу с
\ 46 J
kJ ь2
Н-4 Н-5 Н-6 Н-7 Н-8
Рис. 8.5, лист 2. Схема автоматизации блока АТ со стабилизацией бензина
Н-9 Н-10 Н-11 Н-12 Н-13
Н-14
Н-15 Н-16
Рис. 8.5, лист 3. Схема автоматизации блока АТ со стабилизацией бензина
Н-14
Н-15 Н-16
Рис. 8.5, лист 3. Схема автоматизации блока АТ со стабилизацией бензина
Сброс горючих газов в топливную сеть
Хв-10
Керосиновая фракция 140-230 "С
Дизельная фракция 180-320 °C
Боковой погон — фракция 35-90 °C
Нестабильная головка
Н-17
156
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
и затем направляется под 1-ю тарелку отбензинивающей колонны К-1. Расход горячей струи через печь П-1 ре-
гулируется путем изменения потока через печь (контур 10). Температура потока на выходе из печи или тем-
пература в кубе отбензинивающей колонны К-1 регулируется каскадной системой с коррекцией к регулятору
давления топливного газа, поступающего к основным горелкам печи П-1 (контуры Ии 12), клапан которого
установлен на трубопроводе подачи топливного газа к основным горелкам печи П-1.
Отбензиненная нефть из куба отбензинивающей колонны К-1 забирается насосами Н-4 и направляется в те-
плообменник Т-11, где нагревается теплом мазута, после чего подается в печь П-2 и с температурой 360...380 °C
поступает в колонну К-2. Расход горячей струи через печь П-2 регулируется с коррекцией по уровню в кубе от-
бензинивающей колонны К-1 (контур 13). Температура потока на выходе из печи П-2 регулируется каскадным
контуром с коррекцией к регулятору давления топливного газа, поступающего к основным горелкам печи П-2,
клапан которого установлен на трубопроводе подачи топливного газа к основным горелкам печи П-2 (конту-
ры 14 и 15).
Под нижнюю тарелку колонны К-2 подается перегретый водяной пар для отпарки легких фракций из мазу-
та, а также для улучшения испарения фракции в колонне К-2. Расход подачи пара в колонну К-2 регулируется
(контур 16).
С верха колонны К-2 газ, пары бензина и водяной пар поступают в воздушный холодильник-конденсатор
Хв-4 и водяной холодильник Х-3. В холодильнике-конденсаторе паровая фаза конденсируется и охлаждается,
после чего направляется на доохлаждение в водяной холодильник Х-3 и при температуре 50 °C поступает в ем-
кость орошения Е-5. Регулирование температуры на выходе из холодильника Х-3 осуществляется путем изме-
нения частоты вращения электродвигателя вентиляторов воздушного холодильника Хв-4 с помощью частотно-
го преобразователя (контур 17).
Для защиты от коррозии в шлемовую линию колонны К-2 и в линию орошения подается ингибитор корро-
зии, а в шлемовую линию колонны К-2 подается и нейтрализатор.
В емкости орошения Е-5 происходит разделение бензина и сероводородной воды. Бензин забирается насо-
сами Н-7 и подается в виде острого орошения в колонну К-2, а балансовый избыток откачивается в емкость Е-4,
где смешивается с бензином емкости орошения Е-3. Регулирование уровня бензина в емкости орошения Е-5
осуществляется путем изменения расхода бензина в емкость Е-4 (контур 18).
Расход острого орошения регулируется с коррекцией по температуре на характеристической тарелке колон-
ны К-2 с помощью клапана, установленного на линии подачи бензина из емкости Е-5 после насоса Н-7 (конту-
ры 19 и 20).
Сероводородная вода из емкости орошения Е-5 совместно с сероводородной водой из емкости орошения Е-3
откачивается насосами Н-8 с установки на очистку или дальнейшую утилизацию. Уровень раздела фаз серово-
дородной воды и бензина в емкости орошения Е-5 регулируется путем изменения расхода сероводородной воды
на прием насосов Н-8 (контур 21).
Из колонны К-2 выводятся 3 боковых погона: керосиновая фракция 140...240 °C, дизельная фракция
180...320 °C и дизельная фракция 230...360 °C. Керосиновая фракция из колонны К-2 выводится в отпарную ко-
лонну К-3/1, откуда забирается насосами Н-14 и подается в кипятильник Т-13, где отдает часть тепла на отпар-
ку бокового погона колонны К-4.
Уровень жидкости на глухой тарелке колонны К-2 регулируется каскадной системой с коррекцией к регуля-
тору расхода керосиновой фракции в отпарную колонну К-3/1 с помощью клапана, установленного на линии по-
дачи керосиновой фракции в колонну К-3/1 (контуры 22 и 23).
Уровень в кубе колонны К-3/1 регулируется каскадной системой с коррекцией к регулятору расхода с помо-
щью клапана, установленного на линии вывода керосиновой фракции с установки (контуры 24 и 25).
После кипятильника Т-13 керосиновая фракция 140...230 °C поступает в воздушный холодильник Хв-9, где
охлаждается до температуры 45 °C и выводится с установки. Регулирование температуры на выходе из холо-
дильника Хв-9 осуществляется путем изменения частоты вращения электродвигателя вентиляторов воздушно-
го холодильника с помощью преобразователя частоты (контур 26).
Дизельная фракция 180...320 °C из колонны К-2 выводится в отпарную колонну К-3/2, откуда забирается на-
сосами Н-13 и подается в теплообменник Т-7, где отдает часть тепла на нагрев обессоленной нефти, затем охлаж-
дается в воздушном холодильнике Хв-7 до температуры 50 °C и выводится с установки. Расход этой дизельной
фракции в отпарную колонну К-3/2 регулируется с коррекцией по уровню жидкости на глухой тарелке (конту-
ры 27 и 28), тогда как расход выводимой с установки дизельной фракции регулируется с коррекцией по уровню
в кубе колонны К-3/2 (контуры 29 и 30). Регулирование температуры на выходе из холодильника Хв-7 осущест-
вляется путем изменения частоты вращения электродвигателя вентиляторов воздушного холодильника Хв-7
с помощью преобразователя частоты (контур 31).
Пары бензина и водяного пара из отпарных колонн К-3/1,2 проходят через воздушный холодильник Хв-5,
где охлаждаются до температуры 50°С, и далее поступают в емкость Е-7, где происходит отделение воды от не-
фтепродукта. Регулирование температуры на выходе из холодильника Хв-5 предусмотрено изменением часто-
ты вращения электродвигателя вентиляторов воздушного холодильника с помощью преобразователя частоты
8. Автоматизация процессов первичной переработки нефти
157
(контур 32). Уровень нефтепродукта в емкости Е-7 регулируется подачей нефтепродукта на прием насосов Н-17
контур 33). Нефтепродукт смешивается с I Ц.О. после теплообменника Т-2 и возвращается в колонну К-2. От-
стоявшаяся вода по мере накопления по уровню сбрасывается в производственную канализацию (контур 34).
[ри наличии газовой фазы предусмотрено регулирование давления газа с выводом газа в факельную емкость
(контур 35).
Дизельная фракция 230...360 °C из колонны К-2 выводится в отпарную колонну К-3/3. Расход дизельной
фракции 230...360 °C в отпарную колонну К-3/3 регулируется с коррекцией по уровню жидкости на глухой
тарелке (контуры 36 и 37). В нижнюю часть отпарной колонны К-3/3 подается перегретый водяной пар. Рас-
ход водяного пара регулируется (контур 38). Отпаренные легкие фракции и водяной пар из отпарной колонны
К-3/3 поступают в колонну К-2.
Дизельная фракция 23Ш360 °C из отпарной колонны К-3/3 забирается насосами Н-12 и подаётся в теплооб-
менник Т-10, где отдает часть тепла обессоленной нефти, и далее после охлаждения в воздушном холодильнике
Хв-8 до 60 °C выводится с установки. Расход дизельной фракции 23О...36О°С, выводимой с установки, регулиру-
гся с коррекцией по уровню в кубе колонны К-3/3 (контуры 39 и 40). Регулирование температуры на выходе из
холодильника Хв-8 предусмотрено изменением частоты вращения электродвигателя вентиляторов воздушного
тодильника с помощью преобразователя частоты (контур 41).
Съем избыточного тепла колонны К-2 осуществляется двумя циркуляционными орошениями. Первое цир-
ляционное орошение (I ЦО) колонны К-2 забирается насосами Н-9 и поступает двумя параллельными пото-
ми в теплообменники Т-1 и Т-2 блока ЭЛОУ, где отдает тепло на нагрев сырой нефти, после чего два потока
'ъедпняются и возвращаются в колонну К-2. Расход I ЦО регулируется с коррекцией по уровню на тарелке вы-
ла I ЦО (контуры 42 и 43). Температура I ЦО, возвращаемого в колонну К-2, регулируется изменением пода-
и I ЦО через теплообменники с помощью клапана, который установлен на байпасе теплообменников Т-1 и Т-2
। контур 8, рис. 8.2).
Второе циркуляционное орошение (II ЦО) колонны К-2 забирается насосами Н-10 и двумя параллельными
токами направляется в теплообменник Т-8, где отдает часть тепла обессоленной нефти, после чего поступа-
в теплообменники Т-3 и Т-4, где отдает тепло на нагрев сырой нефти. Затем два потока объединяются и воз-
ращаются в колонну К-2. Расход II ЦО регулируется с коррекцией по уровню на тарелке вывода II ЦО (конту-
44 и 45). Температура II ЦО, возвращаемого в колонну К-2, регулируется перепуском по байпасу с помощью
тапана, который установлен на байпасе теплообменников Т-3 и Т-4 (контур 9, рис. 8.2).
Из нижней части колонны К-2 мазут забирается насосами Н-11 и подается в теплообменник Т-11, где нагре-
зает отбензиненную нефть, и направляется в теплообменник Т-9, где отдает тепло обессоленной нефти.
Регулирование уровня в колонне К-2 осуществляется изменением потока мазута из колонн К-2 (контур 46).
_алее мазут направляется в теплообменники Т-5 и Т-6 блока ЭЛОУ (рис. 8.2), разделившись на два параллель-
ных потока, где отдает тепло на нагрев сырой нефти. После теплообменников мазут охлаждается в воздушном
тодильнике Хв-2 и с температурой 90 °C выводится на товарно-сырьевую базу (ТСБ). Регулирование темпе-
ратуры на выходе из холодильника Хв-2 осуществляется путем изменения частоты вращения электродвигателя
вентиляторов воздушного холодильника с помощью преобразователя частоты (контур 25, рис. 8.2).
Нестабильный бензин из емкости орошения Е-3 и Е-5 поступает в емкость Е-4, где происходит отделение се-
;«.'Водородной воды от бензина. Сероводородная вода из емкости Е-4 откачивается насосами Н-8 на очистку. Не-
Вабильный бензин из емкости Е-4 забирается насосами Н-6 и подается в теплообменник Т-12, где нагревается
□ильным бензином из колонны К-4, после чего поступает в печь П-3 и с температурой 150...160 °C - в колон-
у К-4. Уровень в емкости Е-4 регулируется изменением потока нестабильного бензина на прием насосов Н-6
Е помощью клапана, который установлен на линии нагнетания насосов Н-6 (контур 47). Уровень сероводород-
•• й воды регулируется изменением потока вывода сероводородной воды с установки (контур 48). Температу-
ра нестабильного бензина на выходе из печи П-3 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору
вяления топливного газа, поступающего к основным горелкам печи П-3, клапан которого установлен на трубо-
X рводе подачи топливного газа к основным горелкам печи П-3 (контуры 49 и 50).
С верха колонны К-4 пары нестабильной головки поступают в воздушный холодильник-конденсатор Хв-6
• водяной холодильник Х-4. В холодильнике-конденсаторе паровая фаза конденсируется и охлаждается, затем до-
ыаждается в водяном холодильнике до температуры 50 °C и поступает в емкость орошения Е-6. Регулирование
температуры на выходе из холодильника Х-4 осуществляется путем изменения частоты вращения электродвигате-
нтиляторов воздушного холодильника Хв-6 с помощью преобразователя частоты (контур 51).
Часть нестабильной головки из емкости Е-7 насосами Н-16 подается на орошение колонны К-4, а балан-
й избыток откачивается с установки. Сероводородная вода по мере накопления направляется для даль-
* гей утилизации в линию вывода сероводородной воды. Расход орошения регулируется с коррекцией по
ипературе на верхней тарелке колонны К-4 (контуры 52 и 53). Расход балансового количества нестабиль-
в* головки регулируется с коррекцией по уровню в емкости орошения Е-6 (контуры 54 и 55). Вывод серово-
дном воды по уровню в отстойнике осуществляется путем изменения расхода сероводородной воды (кон-
1} 56).
158
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
С колонны К-4 выводится боковой погон (фракция 35...85 °C), который поступает в теплообменник Т-13, где
из него теплом керосиновой фракции 140...230 °C отпариваются легкие фракции. После отпарки в теплообмен-
нике Т-13 боковой погон через воздушный холодильник Хв-10 и водяной холодильник Х-5 выводитсяс темпе-
ратурой 40 °C с установки фракцией 35...38 °C в качестве сырья изомеризации или компонента товарного бен-
зина. Регулирование температуры на выходе из холодильника Х-5 осуществляется путем изменения частоты
вращения электродвигателя вентиляторов воздушного холодильника Хв-10 с помощью преобразователя часто-
ты (контур 57).
Температура в нижней части колонны К-4 поддерживается циркуляцией горячей струи, которая из нижней
части колонны К-4 поступает на прием насосов Н-15, подается в печь П-4 и затем направляется под первую та-
релку колонны К-4. Температура стабильного бензина на выходе из печи П-4 регулируется каскадным контуром
с коррекцией к регулятору давления топливного газа, поступающего к основным горелкам печи П-4, клапан ко-
торого установлен на трубопроводе подачи топливного газа к основным горелкам печи П-4 (контуры 58 и 59).
Бензин с низа колонны К-4 проходит теплообменник Т-12, где он нагревает нестабильный бензин, поступаю-
щий на стабилизацию в К-4, поступает в воздушный холодильник Хв-11 и водяной холодильник Х-6, после ко-
торых с температурой 40 °C выводится с установки в качестве сырья для риформинга и компонента товарного
бензина. Регулирование температуры на выходе из холодильника Х-6 осуществляется путем изменения часто-
ты вращения электродвигателя вентиляторов воздушного холодильника Хв-11 с помощью преобразователя ча-
стоты (контур 60).
Схема автоматизации вакуумного блока (ВТ) приведена на рис. 8.6.
Атмосферный остаток (мазут) насосами Н-8 (см. рис. 8.4) блока АТ (или сырьевыми насосами отдельно сто-
ящей установки вакуумной перегонки), подается для дальнейшего нагрева в печь П-1 (см. рис. 8.6).
Перед подачей сырья в печи общий поток делится на параллельные потоки с учетом запроектированной по-
точности печи. В конвекционной секции вакуумной печи П-1 предусматривается паровой змеевик для перегре-
ва водяного пара среднего давления, который используется для подачи в вакуумную колонну К-1.
Температура мазута на выходе из печи П-1 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору
давления топливного газа, поступающего к основным горелкам печи П-1, клапан которого установлен на трубо-
проводе подачи топливного газа к основным горелкам печи П-1 (контуры 1 и 2).
Из печи П-1 частично испарившийся поток сырья поступает в зону испарения вакуумной колонны К-1, где
происходит отделение пара от жидкой фазы. В нижнюю часть колонны подается перегретый водяной пар, кото-
рый вместе с газами разложения выводится из верхней части колонны. Расход водяного пара в колонну К-1 ре-
гулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи водяного пара в К-1 (контур 3).
В вакуумной колонне в зоне фракционирования установлено, как правило, несколько слоев насадки с соот-
ветствующими распределителями жидкости и сборными тарелками. В зоне испарения применяют два специаль-
ных устройства ввода сырья, а в отпарной секции — несколько клапанных тарелок.
Парогазовая смесь с верха вакуумной колонны поступает в пароэжекторную вакуумсоздающую. систему
Эж-1, предназначенную для создания необходимого вакуума в колонне. Давление в колонне К-1 регулирует-
ся путем изменения подачи несконденсированных газов разложения из конденсатора последней ступени Т-1/3
в эжекторы I ступени Эж-1/1 (контур 4). Контроль герметичности системы осуществляется с помощью анализа-
тора кислорода в парогазовой смеси верха вакуумной колонны К-1 (контур 28). При нарушении герметичности
системы в трубопровод парогазовой смеси верха вакуумной колонны К-1 автоматически подается азот.
В вакуумной колонне предусмотрены три контура циркуляционного орошения, используемые для конден-
сации внутренних потоков орошения и потоков продукта, и три вывода боковых вакуумных фракций — вакуум-
ной дизельной фракции, легкого вакуумного газойля и тяжелого вакуумного газойля, которые выводятся с со-
ответствующими циркуляционными орошениями.
Из сливного стакана глухой тарелки под первым слоем насадки насосом Н-4 отбирается вакуумная дизель-
ная фракция совместно с первым циркуляционным орошением (I ЦО), которая проходит через аппарат воздуш-
ного охлаждения Хв-1. Далее поток I ЦО проходит фильтр Ф-1 и возвращается на орошение в распределитель
жидкости первого слоя насадки вакуумной колонны. Балансовая часть вакуумной дизельной фракции выводит-
ся с установки. Температура над первым слоем насадки регулируется каскадной схемой с коррекцией к регуля-
тору расхода I ЦО в К-1 (контуры 5 и 6). Уровень в сливном стакане регулируется изменением расхода вакуум-
ной дизельной фракции с клапаном, установленным на линии откачки вакуумной дизельной фракции от Хв-1
с установки на компаундирование или дальнейшую переработку (контуры 7 и 8). Регулирование температуры
вакуумной дизельной фракции на выходе из воздушного холодильника Хв-1 регулируется путем изменения ча-
стоты вращения вентилятора воздушного холодильника с помощью преобразователя частоты (контур 9).
Следующий слой насадки обеспечивает фракционирование и качество разделения вакуумной дизельной
фракции и легкого вакуумного газойля. Пары со второго слоя насадки поднимаются на первый слой, а жидкость
стекает на третий слой насадки.
Из сливного стакана глухой тарелки под третьим слоем насадки насосом Н-3 отбирается легкий вакуумный
газойль и II ЦО. Легкий вакуумный газойль и II ЦО подаются последовательно в теплообменники Т-7 и Т-9
3. Автоматизация процессов первичной переработки нефти
159
л. рис. 8.4), где отдают свое тепло для нагрева обессоленной нефти. Далее легкий вакуумный газойль и II ЦО
осле теплообменников Т-7 и Т-9 охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения Хв-2, после чего часть по-
тока легкого вакуумного газойля и II ЦО проходит фильтр Ф-2 и возвращается на орошение в распределитель
• шкости третьего слоя насадки вакуумной колонны. Балансовое количество легкого вакуумного газойля на-
правляется на смешивание с тяжелым вакуумным газойлем или самостоятельным потоком выводится с уста-
новки на дальнейшую переработку.
Температура над третьим слоем насадки регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхо-
II ЦО с клапаном, установленным на подаче II ЦО в К-1 (контуры 10 и 11). Уровень в сливном стакане регу-
руется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода легкого вакуумного газойля и II ЦО от насосов
-3 с клапаном, установленным на линии подачи легкого вакуумного газойля и II ЦО от насосов Н-3 в тепло-
' ленник Т-7 (контуры 12 и 13).
Температура легкого вакуумного газойля после Хв-2 (см. рис. 8.4) регулируется путем изменения скорости
гашения электродвигателя вентилятора воздушного холодильника Хв-2 с помощью преобразователя частоты
>нтур 68, см. рис. 8.5).
Из сливного стакана глухой тарелки под пятым слоем насадки насосом Н-2 отбирается тяжелый вакуумный
_< иль и III ЦО с потоком промывной жидкости. Постоянное количество промывной жидкости от насоса Н-2
дается через фильтр Ф-4 наверх шестого слоя насадки (промывной секции). В промывной секции происходит
вышение жидкостной нагрузки и усиление контакта между паром и жидкостью, что способствует макспмаль-
удалению тяжелых фракций и металлов из вакуумного газойля. Тяжелый вакуумный газойль и III ЦО по-
иются в теплообменник Т-16, где они нагревают отбензиненную нефть, и затем подаются в теплообменники
15 и Т-5, где они нагревают обессоленную нефть. Часть потока III ЦО после теплообменника Т-5 проходит
| .’. тьтр Ф-3 и возвращается на орошение в распределитель жидкости пятого слоя насадки вакуумной колонны.
Балансовое количество тяжелого вакуумного газойля направляется на смешивание с легким вакуумным газой-
км или выводится отдельным потоком с установки на дальнейшую переработку. Температура в шестом слое на-
сики регулируется путем изменения расхода промывной жидкости в К-5 с помощью клапана, установленного
| линии подачи промывной жидкости в К-5 (контуры 14 и 15).
Уровень в сливном стакане регулируется с коррекцией расхода тяжелого вакуумного газойля и III ЦО от на-
ов Н-2 с помощью клапана, установленного на линии подачи тяжелого вакуумного газойля и III ЦО от насо-
п .> Н-2 в теплообменник Т-17 (контуры 16 и 17).
Температура над пятым слоем насадки регулируется с коррекцией расхода III ЦО с помощью клапана, уста-
ленного на подаче III ЦО в К-1 (контуры 18 и 19).
Суммарный поток вакуумного газойля, образующийся в результате смешивания легкого и тяжелого ваку-
гмных газойлей, выводится с установки после охлаждения в воздушном холодильнике Хв-4 и направляется
№ дальнейшую переработку.
На выходе с установки контролируется расход суммарного вакуумного газойля в Хв-4 (контур 73). Темпера-
ура суммарного вакуумного газойля в промпарк регулируется путем изменения скорости вращения вентилято-
душного холодильника Хв-4 (контур 69, см. рис. 8.4).
Секция отпарки вакуумной колонны состоит из клапанных тарелок. Для отпарки легких фракций из кубово-
тка предусматривается подача перегретого водяного пара среднего давления в куб колонны Расход водя-
о пара регулируется клапаном, установленным на линии подачи водяного пара в куб К-1 (контур 3).
Гудрон и квенч из куба колонны откачиваются насосом Н-1 и подаются последовательно в теплообменник
где они нагревают отбензиненную нефть, после чего поступают в теплообменник Т-13, где нагревают обес-
ахнную нефть. Для поддержания температуры в кубе колонны после теплообменника Т-13 часть гудрона
«эснч) подается в низ колонны. Балансовое количество гудрона выводится на дальнейшую переработку.
Уровень в колонне К-1 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода гудрона и квенча
I -1 клапаном, установленным на линии подачи гудрона и квенча от насосов Н-1 в теплообменник Т-17 (кон-
20 и 21).
Температура в нижней части К-1 регулируется с коррекцией к регулятору расхода квенча в К-1 клапаном,
.—Уловленном на линии подачи квенча в К-1 (контуры 22 и 23). Расход гудрона с установки регулируется
В гром с клапаном, установленным на линии гудрона от теплообменника Т-13 на переработку (контур 71,
ш ис. 8.4).
’'ары головного погона с верха вакуумной колонны К-1 поступают в три параллельно работающих межсту-
хгых конденсатора Т-1/1, Т-1 /2 и Т-1/3, где охлаждаются и конденсируются оборотной водой. Сконденси-
км |ые водяной пар и углеводороды из конденсаторов выводятся в барометрическую емкость Е-1. Несконден-
0* ные пары и газы отсасываются пароэжектором первой ступени Эж-1/1, Эж-1/2. Смесь газа и водяного
* 13 эжектора первой ступени поступают в конденсатор первой ступени Т-1/1, в котором пары конденсиру-
-r.i после чего конденсат выводится в барометрическую емкость Е-1, а несконденсированные газы отсасыва-
ем ароэжекторами второй ступени Эж-1/2. После эжекторов второй ступени пары поступают в конденса-
х I рой ступени Т-1/2, в котором пары конденсируются, после чего конденсат выводится в барометрическую
II ЦО из Т-9
блока АТ
III ЦО из Т-5
блока АТ
Питательная вода
ПарСД
Мазут от Н-8
блока ДТ
Квенч изТ-13
блока АТ
ЛВГО + II ЦО в Т-7
блока АТ
ТВГО + 1НЦОвТ-16
блока АТ
Азот
Нейтрализатор
ркд
Ингибитор коррозии
Лткд
Vqrc^
КО
5
ЛТВС>
£
тт
6
LT
12
LT
16
ТТ
о
тг
8
4>RC^ Ж
Топливный газ
Гудрон + квенч в Е-1018
секции 1000
Ф-2
Ф-З
гад
^LRC4
<20,
Рис. 8.6. Схема автоматизации вакуумного блока (ВТ)
^IRC4
ZLHCZ
^2
^TRC4
^FRC4
в-
Н-2
в-
Н-3
Н-4
162
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
емкость Е-1, а несконденсированные газы отсасываются пароэжекторами третьей ступени Эж-1/3. После эжек-
торов третьей ступени пары поступают в конденсатор третьей ступени Т-1/3, из которого образовавшийся кон-
денсат и сжатые за счет водяного пара неконденсируемые газы поступают в барометрическую емкость Е-1. Ре-
жим работы вакуумсоздающей системы поддерживается при помощи подачи обратных паров с выхода третьей
ступени на вход первой ступени. В качестве рабочего пара в эжекторах всех трех ступеней используется водя-
ной пар среднего давления. В трубное пространство предварительного конденсатора Т-2 подается охлаждающая
вода, которая далее используется в межступенчатых конденсаторах Т-1/1, Т-1/2 и Т-1/3. Конденсат из бароме-
трической емкости Е-1 разделяется на углеводородную и водную часть (кислую воду).
Некондиционная дизельная фракция откачивается насосом Н-6 на дальнейшую переработку. Уровень не-
кондиционной дизельной фракции в емкости Е-1 регулируется путем изменения откачки нефтепродукта с уста-
новки насосом Н-6 (контур 25).
Кислая вода из барометрической емкости Е-1 откачивается насосом Н-5 на дальнейшую утилизацию. Уро-
вень раздела фаз в емкости Е-1 регулируется клапаном, установленным на линии откачки кислой воды с уста-
новки насосом Н-5 на дальнейшую утилизацию (контур 24).
Неконденсируемый кислый газ из барометрический емкости Е-1 поступает через емкость-гидрозатвор Е-2
в сепаратор кислых газов Е-3 и затем на аминовую очистку от сероводорода.
Узел аминовой очистки газов разложения. После сепаратора Е-3 (рис. 8.6) газы направляются на ами-
новую очистку от сероводорода в нижнюю часть абсорбера К-2. В верхнюю часть абсорбера подается свежий
25%-ный раствор диэтаноламина (ДЭА), поступающий с установки регенерации амина. Выводимые из верхней
части абсорбера газы поступают в сепаратор-отбойник Е-4 и затем направляются на сжигание к специальным
горелкам вакуумных печей П-1. Насыщенный раствор ДЭА из абсорбера К-2 откачивается насосом Н-7 на уста-
новку регенерации амина. Расход свежего 25%-ного раствора ДЭА в абсорбер К-2 регулируется клапаном, уста-
новленным на линии подачи свежего раствора ДЭА с установки регенерации амина в абсорбер К-2 (контур 26).
Уровень в абсорбере К-2 регулируется клапаном, установленным на линии откачки насыщенного раствора ДЭА
от насоса Н-7 на установку регенерации амина (контур 27).
Узел подачи реагентов. Для защиты шлемового трубопровода вакуумной колонны и вакуумсоздающей си-
стемы от коррозионного воздействия остаточных неорганических хлоридов, хлорорганических соединений и се-
роводорода на установке предусмотрена подача нейтрализатора (типа ЕС-1187А фирмы Nalco) и пленкообразу-
ющего ингибитора коррозии (типа ЕС-1021А фирмы Nalco) в горизонтальный участок шлемовой линии. Подача
реагентов осуществляется дозировочными насосами Н-8 (подача нейтрализатора) и Н-9 (подача ингибитора),
входящими в состав дозирующих станций, включающих помимо насосов емкости для реагентов Е-5 (емкость
нейтрализатора) и Е-6 (емкость ингибитора). Реагенты подаются в шлемовую линию вакуумной колонны в то-
варном виде (без разбавления) с помощью специальных инжекционных форсунок типа «Рорбак Косаско».
9. Автоматизация каталитических процессов
переработки бензиновых фракций
9.1. Автоматизация процесса изомеризации
11зомеризация представляет собой процесс превращения одних изомеров в другие. В отличие от прочих тер-
шжаталитических процессов, процесс изомеризации протекает без особого изменения объема реакционных
q д и поэтому изменение давления ведения процесса не оказывает влияния на получение товарных продуктов
. менение температуры сказывается на смещении равновесия при протекании реакции изомеризации. При бо-
i низких температурах идет превращение с получением углеводородов с более разветвленной структурой. Од-
жако для интенсификации реакций процесс приходится вести при повышенных температурах. Для снижения
пени закоксовывания катализаторов изомеризации процесс проводят в среде водорода.
Изомеризации могут подвергаться как индивидуальные углеводороды (н-бутан или н-пентан и другие), так
зкие фракции (пентановая, гексановая, пентан-гексановая фракции).
Применительно к процессам получения высокооктановых компонентов бензина интерес представляет про-
весе изомеризации пентан-гексановой фракции, схема которого представлена далее. В результате проведения
с »цесса получаемый продукт имеет более высокую октановую характеристику.
В зависимости от температуры ведения процесса выделяют три основных типа изомеризации: высокотемпе-
•рную (температура ведения процесса 380...450 °C), среднетемпературную (температура ведения процесса
.320 °C) и низкотемпературную (температура ведения процесса 150... 180 °C).
В качестве сырья для процесса изомеризации используются:
• фракция С5 и выше с газофракционирующей установки (ГФУ);
• прямогонная фракция НК-62 °C (НК-70 °C) с установок первичной перегонки или установок вторичной
«гонки прямогонных бензинов;
• легкий катализат НК-62 °C (НК-70 °C) с установок каталитического риформинга;
• рафинаты с установок выделения бензола из катализата;
• фракции легких углеводородов с таких вторичных процессов, как гидрокрекинг, гидроочистка.
Различают следующие конфигурации технологических схем: однопроходная схема, схема с рециркуляцией
ов и колонной выделения изопентана из сырья (с колонной деизопентанизации, ДНП), схема с циркуля-
нпзкооктановой гексановой фракции (с колонной деизогексанизации, ДИГ) и комбинация последних двух
(с рециклами пентановой и гексановой фракций).
Показателем эффективности процесса является получение высокооктановых компонентов бензина (изоме-
та с ОЧИ до 90) при стабилизации параметров — давления, температуры, расхода. Цель управления — под-
дние ОЧИ на заданном уровне, а критерием управления является min CKO параметров процесса: давления,
да, температуры при максимальном выходе целевого продукта.
Схема автоматизации процесса изомеризации приведена на рис. 9.1.
роцесс получения изомеризата с октановым числом до 90 пунктов по исследовательскому методу осущест-
| ся по схеме с рециркуляцией пентановой и гексановой фракций с колоннами ДИП и ДИГ.
Сырье изомеризации проходит специальную подготовку — гидроочистку для удаления серо-, азот- и кисло-
л ; -держащих примесей сырья, которые являются ядами для катализаторов.
Гидроочищенная фракция С5-70 °C смешивается с рециркулируемым потоком С5 (верхний продукт де-
ксанизатора К-3) и поступает в сырьевую емкость Е-1. Из сырьевой емкости сырье насосом Н-1 подается
164
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
в колонну деизопентанизации ДИП К-1, предварительно нагреваясь кубовым продуктом колонны ДИП в те-
плообменнике Т-1.
Уровень в емкости Е-1 регулируется путем изменения расхода сырья, поступающего в емкость Е-1 с помо-
щью клапана, который установлен на линии подачи сырья в емкость Е-1 (контуры 1 и 2). Давление в емкости Е-1
поддерживается посредством сообщения с колонной ДИП.
Расход сырья в колонну ДИП регулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи сырья
в теплообменник Т-1 (контур 3).
Подвод необходимого количества тепла в куб ДИП осуществляется циркуляцией нижнего продукта К-1 че-
рез рибойлер Т-2. В качестве теплоносителя используется водяной пар. Температура в кубе колонны регули-
руется каскадным контуром с коррекцией по расходу конденсата водяного пара, клапан которого расположен
на линии вывода конденсата водяного пара из Т-2 (контуры 4 и 5).
Верхний продукт ДИП (высокооктановый компонент — изопентановая фракция) после охлаждения и конден-
сации соответственно в воздушных и водяных холодильниках Хв-1 и Х-1 направляется в емкость орошения Е-2.
Температура верхнего продукта на выходе из водяного холодильника Х-1 регулируется путем изменения ча-
стоты вращения электродвигателя вентилятора воздушного холодильника Хв-1 (контур 6).
Давление в системе колонны К-1 регулируется контуром, клапан которого находится на линии потока верх-
него продукта К-1 в воздушный холодильник Хв-1 (контур 7). На линии паров верхнего продукта ДИП предус-
мотрен байпас холодильников Хв-1 и Х-1. Для обеспечения возможности перетока потока парогазовой смеси из
шлемовой трубы колонны ДИП в емкость орошения Е-2 по байпасу предусмотрен контур регулирования пере-
пада давления, клапан которого находится на байпасе потока верхнего продукта ДИП (контур 8).
Часть сконденсированного верхнего продукта колонны ДИП (рефлюкса) из емкости орошения Е-2 насосом
Н-3 возвращается на верхнюю тарелку колонны ДИП в качестве орошения.
Постоянство расхода орошения поддерживается каскадной схемой с коррекцией к регулятору соотношения
н-пентан/изопентаны в потоке орошения от хроматографа с помощью клапана, установленного на линии подачи
орошения в колонну ДИП К-1 (контуры 9 и 10). Другим вариантом обеспечения постоянства расхода орошения
является регулирование на базе каскадной схемы с коррекцией по температуре в верхней части колонны ДИП
с помощью клапана, установленного на линии подачи орошения в колонну ДИП К-1 (контуры 9 и И). Этот ва-
риант можно задействовать во время техобслуживания хроматографа.
Балансовое количество изопентановой фракции из емкости орошения Е-2 насосом Н-3 направляется в тру-
бопровод вывода изомеризата с установки. Уровень в емкости орошения Е-2 регулируется путем изменения рас-
хода балансового количества изопентановой фракции, направляемой в трубопровод вывода изомеризата с уста-
новки, с коррекцией к регулятору расхода с помощью клапана, установленного на линии подачи изопентановой
фракции на смещение с изомеризатом (контуры 12 и 13).
Кубовый продукт колонны ДИП насосом Н-2 откачивается в сырьевую емкость изомеризации Е-3 через те-
плообменник Т-1, где отдает тепло потоку питания колонны ДИП К-1. Перед поступлением в Е-3 кубовый про-
дукт ДИП смешивается с рецикловым потоком колонны деизогексанизатора (ДИГ) К-3.
Уровень нижнего продукта в колонне ДИП поддерживается каскадной схемой с коррекцией к регулятору
расхода кубового продукта колонны К-1 с помощью клапана, установленного на линии подачи нижнего продук-
та ДИП в сырьевую емкость изомеризации Е-3 после теплообменника Т-1 (контуры 14 и 15).
Давление в сырьевой емкости изомеризации Е-3 регулируется контуром, клапаны которого установлены
на линиях подачи углеводородного газа в сырьевую емкость изомеризации Е-3 и сброса газа в топливную сеть
(контур 16).
Из сырьевой емкости изомеризации Е-3 сырье изомеризации (с рециклом) насосом Н-4 направляется в узел
смешения с циркулирующим водородсодержащим газом изомеризации, поступающим с нагнетания компрессо-
ра ЦК-1.
Уровень в сырьевой емкости изомеризации Е-3 поддерживается каскадной схемой с коррекцией к регулято-
ру расхода сырья изомеризации, поступающего в узел смешения с водородсодержащим газом (ВСГ), с помощью
клапана, установленного линии нагнетания насоса Н-4 (контуры 17 и 18).
Затем газосырьевая смесь нагревается сначала в теплообменнике Т-3 теплом газопродуктовой смеси второ-
го реактора, а затем в теплообменнике Т-4 теплом газопродуктовой смеси первого реактора, после чего она до-
гревается теплом водяного пара в подогревателе Т-5 до температуры реакции и поступает в первый реактор Р-1,
где происходят реакции изомеризации нормальных парафинов в изопарафины с экзотермическим эффектом.
Температура газосырьевой смеси, направляемой в первый реактор изомеризации Р-1, регулируется каскад-
ным контуром с коррекцией к регулятору расхода конденсата водяного пара из теплообменника Т-5 с помощью
клапана, установленного на линии вывода конденсата из Т-5 (контуры 19 и 20).
Из первого реактора измомеризации Р-1 газопродуктовая смесь направляется во второй реактор Р-2 через те-
плообменник Т-4, где она отдает свое тепло на нагрев газосырьевой смеси изомеризации. Температура газопродук-
товой смеси, направляемой во второй реактор Р-2, регулируется контуром, клапаны которого установлены на ли-
нии байпаса теплообменника Т-4 и на линии газопродуктовой смеси в Р-2 на выходе из Т-4 (контур 21).
9. Автоматизация каталитических процессов переработки бензиновых фракций
165
Газопродуктовая смесь из реактора Р-2 охлаждается в теплообменнике Т-3, отдавая свое тепло на нагрев га-
. ырьевой смеси изомеризации, а затем доохлаждается в воздушном холодильнике Хв-2 и водяном холодиль-
нике Х-2. Температура газопродуктовой смеси на выходе из водяного холодильника Х-2 регулируется путем из-
менения частоты вращения электродвигателя вентилятора воздушного холодильника Хв-2 (контур 22).
Охлажденная газопродуктовая смесь изомеризации поступает в продуктовый сепаратор С-1, где происходит
деление нестабильного изомеризата и ВСЕ
Для обеспечения требуемого мольного соотношения водород/углеводороды в реакторах изомеризации пред-
смотрена линия отдува части циркулирующего ВСГ после продуктового сепаратора С-1 в топливную сеть
подпитка свежим ВСГ, который подается на прием циркуляционного компрессора ЦК-1 через сепаратор С-2.
. ’.остоянство расхода отдува ВСГ регулируется контуром, клапан которого находится на линии отдува ВСГ
из продуктового сепаратора С-1 в топливную сеть (контур 23).
Давление в продуктовом сепараторе С-1 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору рас-
юда путем изменения расхода свежего ВСГ, подаваемого на смешение с циркуляционным ВСГ, с помощью кла-
пана, который установлен на линии подачи свежего ВСГ из сепаратора С-2 (контуры 24 и 25). Конденсат из се-
ратора С-2 по мере накопления выводится в линию нестабильного изомеризата.
Для защиты центробежного компрессора ЦК-1 предусмотрен антипомпажный контур с возвратом части по-
ка ВСГ с нагнетания компрессора на прием в трубопровод перед воздушным холодильником Хв-2. Расход
СГ регулируется контуром, клапан которого установлен на антипомпажной линии компрессора (контур 26).
Уровень в продуктовом сепараторе С-1 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии выво-
1 нестабильного изомеризата из С-1 (контур 27). Нестабильный изомеризат из продуктового сепаратора С-1
направляется в колонну стабилизации К-2, предварительно нагреваясь в теплообменнике Т-6 нижним продук-
том колонны стабилизации К-2.
Верхний продукт колонны стабилизации К-2 (легкие фракции, образующиеся в процессе изомеризации за
т реакции крекинга) после охлаждения и частичной конденсации в воздушном холодильнике Хв-3 и водя-
м холодильнике Х-3 направляется в емкость орошения Е-4, где разделяется на газовую (углеводородный газ)
жидкую (рефлюкс, сжиженный углеводородный газ, СУГ) части.
Температура верхнего продукта колонны стабилизации К-2 на выходе из водяного холодильника Х-3 регули-
уется изменением частоты вращения электродвигателя вентилятора воздушного холодильника Хв-3 (контур 28).
Из емкости орошения Е-4 рефлюкс насосом Н-5 возвращается на верхнюю тарелку колонны стабилизации
-2 в качестве орошения.
Температура в верхней части колонны К-2 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору
.схода путем изменения расхода орошения с помощью клапана, который расположен на линии подачи ороше-
ия в К-2 (контуры 29,30).
Балансовое количество сконденсированного верхнего продукта К-2 — сжиженного углеводородного газа
емкости орошения Е-4 насосом Н-5 выводится с установки в товарный парк СУГ или на ГФУ.
Уровень в емкости орошения Е-4 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода
ГУ Га с помощью клапана, установленного на линии вывода СУГа с установки (контуры 31 и 32). Углеводород-
газ из емкости орошения Е-4 выводится в топливную сеть. Давление в емкости орошения Е-4 поддержи-
вается контуром, регулирующий клапан которого установлен на линии вывода углеводородного газа из емко-
сти Е-4 в топливную сеть (контур 33).
Подвод необходимого количества тепла в куб колонны стабилизации К-2 осуществляется циркуляцией ниж-
его продукта колонны стабилизации К-2 через рибойлер Т-7. В качестве теплоносителя используется водяной
Температура в кубе колонны стабилизации регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулято-
I. расхода конденсата водяного пара из Т-7 с помощью клапана, установленного на линии вывода конденсата
Т-7 (контуры 34 и 35).
Стабильный изомеризат из куба колонны стабилизации К-2, отдав тепло потоку питания колонны стабили-
шиш К-2 в теплообменнике Т-6, выводится в колонну деизогексанизатора (ДИГ) К-3. Уровень нижнего про-
. кга в колонне стабилизации К-2, направляемого в деизогексанизатор К-3, регулируется контуром, клапан
«второго расположен на линии вывода нижнего продукта колонны стабилизации К-2 из теплообменника Т-6
> колонну ДИГ (контур 36).
Верхний продукт из колонны ДИГ К-3 после охлаждения в воздушном холодильнике Хв-5 и водяном холо-
гитышке Х-5 направляется в емкость орошения Е-5. Температура верхнего продукта колонны ДИГ К-3 на выхо-
*- из водяного холодильника Х-5 регулируется путем изменения частоты вращения электродвигателя вентиля-
воздушного холодильника Хв-5 (контур 37). Давление в системе колонны ДИГ К-3 регулируется контуром,
•дапан которого расположен на линии потока верхнего продукта колонны ДИГ К-3, поступающего в воздушный
«ыодильник Хв-5 (контур 38). Предусмотрен байпас холодильников Хв-5 и Х-5 на линии паров верхнего про-
| та ДИГ. Для обеспечения возможности перетока парогазовой смеси из шлемовой трубы колонны ДИГ в ем-
орошения Е-5 по байпасу предусмотрен контур регулирования перепада давления, клапан которого нахо-
я на байпасе потока верхнего продукта ДИГ (контур 39).
Свежий водородсодержащий газ
Рис. 9.1. Схема автоматизации процесса изомеризации
Углеводородный газ в Е-3
Н-5
Н-6
Н-7
Н-8 Н-9
168
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
Из емкости орошения Е-5 жидкая часть (рефлюкс) насосом Н-9 возвращается на верхнюю тарелку ДИГ в ка-
честве орошения. Постоянство расхода орошения поддерживается каскадной схемой с коррекцией к регулятору
соотношения «2,2-диметилбутаны/2,3-диметилбутаны» в потоке пентановой фракции, определяемого по хро-
матографу, с помощью клапана, установленного на линии подачи орошения в деизогексанизатор ДИГ К-3 (кон-
туры 40 и 41).
Другим вариантом обеспечения постоянства расхода орошения является регулирование с помощью каскад-
ной схемы с коррекцией по температуре в верхней части колонны ДИГ с помощью клапана, установленного на
линии подачи орошения в деизогексанизатор ДИГ К-3 (контуры 41 и 42). Этот вариант может использоваться
и во время техобслуживания хроматографа.
Балансовое количество пентановой фракции из емкости орошения Е-5 насосом Н-9 направляется в сырье-
вую емкость Е-1 и далее в колонну ДИП К-1 для извлечения изопентана.
Уровень в емкости орошения Е-5 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода пен-
тановой фракции, направляемой в Е-1, с помощью клапана, который расположен на линии подачи пентановой
фракции в Е-1 (контуры 43 и 44).
Подвод необходимого количества тепла в куб деизогексанизатора К-3 осуществляется циркуляцией нижне-
го продукта колонны К-3 через рибойлер Т-8 (в качестве теплоносителя используется водяной пар). Регулиро-
вание температуры в кубе колонны ДИГ К-3 осуществляется каскадной схемой с коррекцией к регулятору рас-
хода конденсата водяного пара из Т-8 с помощью клапана, установленного на линии вывода конденсата из Т-8
(контуры 45 и 46). Кубовый продукт колонны ДИГ К-3 насосом Н-8 откачивается на смешение изомеризата.
Расход нижнего продукта ДИГ К-3, направляемого в изомеризат, регулируется контуром, клапан которого
расположен на линии подачи нижнего продукта ДИГ в изомеризат (контур 47).
Низкооктановые 2- и 3-метилпентаны насосом Н-6 выводятся нижним боковым погоном колонны ДИГ в сы-
рьевую емкость изомеризации Е-3 и рециклом возвращаются в реакторный блок для дальнейшей конверсии.
Уровень в колонне ДИГ К-3 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода путем из-
менения расхода нижнего бокового погона колонны ДИГ, направляемого в сырьевую емкость изомеризации Е-3,
с помощью клапана, установленного на линии подачи нижнего бокового погона колонны ДИГ К-3 в сырьевую
емкость изомеризации Е-3 (контуры 48 и 49).
Высокооктановые 2,2- и 2,3-диметилбутаны насосом Н-7 выводятся верхним боковым погоном колонны
ДИГ и направляются в изомеризат, предварительно охлаждаясь в воздушном холодильнике Хв-4. Температура
верхнего бокового погона колонны ДИГ К-3 на выходе из воздушного холодильника Хв-4 регулируется путем
изменения частоты вращения электродвигателя вентилятора воздушного холодильника (контур 50). Постоян-
ство расхода верхнего бокового погона колонны ДИГ К-3, направляемого в изомеризат, поддерживается каскад-
ной схемой с коррекцией к регулятору соотношения «2-метилпентан/З-метилпентан» в верхнем боковом пого-
не ДИГ, измеряемого хроматографом, с помощью клапана, установленного на линии подачи верхнего бокового
погона ДИГ в изомеризат (контуры 51 и 52).
Во время техобслуживания хроматографа постоянство расхода верхнего бокового погона колонны ДИГ
К-3, направляемого в изомеризат, поддерживается каскадной схемой с коррекцией к регулятору соотношения
«2,2-диметилбутан/2,3-диметилбутан» в нижнем боковом погоне ДИГ, измеряемого хроматографом, с помощью
клапана, установленного на линии подачи верхнего бокового погона ДИГ в изомеризат (контуры 51 и 53).
Высокооктановые изопентаны из колонны ДИП К-1, поток 2,2- и 2,3-диметилбутанов (верхний боковой по-
гон колонны ДИГ К-3 и нижний продукт этой колонны) представляют собой объединенный поток товарного
изомеризата. Товарный изомеризат выводится с установки после предварительного охлаждения в водяном хо-
лодильнике Х-4 и направляется в парк или напрямую в узел компаундирования бензинов.
По мере эксплуатации катализатора его активность постепенно снижается из-за постоянного отложения
кокса и воздействия примесей серы, азота, избытка воды, кислорода и металлов (мышьяка, свинца, меди, рту-
ти, натрия и др.), которые являются «ядом» для катализатора и могут присутствовать в потоке сырья. В зависи-
мости от типа изомеризации и катализатора последний может подлежать замене или подвергаться регенерации.
Решение о регенерации катализатора изомеризации принимается, когда выход или октановое число продукта
становятся ниже целесообразных экономических показателей.
9.2. Автоматизация процесса каталитического риформинга
Одним из основных процессов повышения октановой характеристики бензиновых фракций или получения
ароматических углеводородов является процесс каталитического риформирования. В процессе каталитического
риформирования изменяется химический состав бензиновых фракций. Сырьем для каталитического риформин-
га являются прямогонные бензиновые фракции, а также фракции термических и термокаталитических процессов.
Сырье предварительно подвергается процессу гидроочистки от серо- и азотсодержащих соединений. Как прави-
ло, установка предварительной гидроочистки и каталитического риформинга представляет собой единое целое.
9. Автоматизация каталитических процессов переработки бензиновых фракций
169
Известны два основных типа риформинга: на стационарном слое катализатора и с непрерывной регенераци-
ей катализатора. На стационарном слое катализатора процесс каталитического риформинга проводят при дав-
лении от 1,2 до 2,5 МПа и температуре 480...530 °C. Процесс каталитического риформинга с непрерывной регене-
рацией катализатора проводят при давлении 0,5...0,3 МПа и температурах 480...545 °C. В зависимости от состава
сырья реакторная система может состоять из трех или четырех реакторов.
Показатель эффективности процесса — заданное качество стабильного риформата, а именно или содержание
индивидуальных ароматических углеводородов, или октановое число по моторному и исследовательскому ме-
тоду. Цель управления — поддержание октановой характеристики бензиновых фракций или содержания инди-
видуальных ароматических углеводородов на заданном уровне. Критерий управления — min CKO параметров
процесса: расхода, температуры, давления, уровня влажности ВСГ и степени закоксованности катализатора.
Автоматизация процесса каталитического риформинга па стационарном слое катализатора. Авто-
матизация процесса каталитического риформинга на стационарном слое катализатора осуществляется по схе-
ме, представленной на рис. 9.2.
Стабильный гидрогеннзат с установки или блока предварительной гидроочистки сырья риформинга прохо-
дит через фильтр Ф-1 для очистки от механических примесей и поступает на прием сырьевых насосов рифор-
минга Н-1. Стабильный гидрогеннзат подается сырьевым насосом Н-1 в сырьевой теплообменник Т-1.
Во избежание забивки инжекционных трубок пластинчатого теплообменника «Пакинокс» стабильный ги-
дрогенизат проходит дополнительную очистку от механических примесей в фильтрах Ф-2 и поступает в тепло-
обменник риформинга Т-1. Сырье непосредственно смешивается в теплообменнике Т-1 с поступающим от ком-
прессора ЦК-1 ВСГ и нагревается газопродуктовой смесью.
Контроль работы фильтров Ф-2 осуществляется по значению перепада давления на фильтры, измеряемому
прибором с сигнализацией максимально допустимого значения перепада давления (контур 2).
Расход сырья в блок риформинга регулируется с помощью контура, клапан которого установлен на линии
нагнетания сырьевых насосов риформинга Н-1 (контур 1). Расход ВСГ в теплообменник Т-1 измеряется с по-
мощью контура 3.
В случае применения в качестве сырьевого теплообменника теплообменника пластинчатого типа необхо-
димо контролировать на входе в сырьевой теплообменник Т-1 следующие параметры: давление сырья и давле-
ние циркуляционного ВСГ риформинга перед теплообменником (контуры 4 и 5), перепад давления на линиях
ВСГ/стабильный гидрогеннзат, ВСГ/газосырьевая смесь на выходе из теплообменника Т-1, стабильный гпдро-
генизат/газосырьевая смесь на выходе из теплообменника Т-1, газопродуктовая смесь на входе и выходе из те-
плообменника (контуры 6-9). Температура газосырьевой смеси на выходе из теплообменника Т-1 контролиру-
ется с помощью контура 10.
Смесь стабильного гидрогенизата с ВСГ (газосырьевая смесь) после теплообменника Т-1 поступает в пер-
вую секцию печи риформинга П-1 Нагретая в печи до 480...520 °C газосырьевая смесь риформинга поступает
в первый по ходу реактор Р-1.
Температура газосырьевой смеси на выходе из I ступени печи риформинга П-1 на входе в первый реактор Р-1
регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода топливного газа и с коррекцией по давле-
нию топливного газа к основным горелкам (контуры 11,12,12.1). Клапаны регуляторов стабилизации расходов
установлены на линиях подачи топливного газа к основным горелкам каждой из печей.
В реакторах риформинга на стационарном слое катализатора протекают реакции ароматизации, изомериза-
ции и дегидроциклизации сырья, ведущие к повышению октановой характеристики продукта. Основные реак-
ции риформирования протекают с отрицательным тепловым эффектом, поэтому производится межступенча-
тый подогрев газосырьевой смеси до рабочих температур в соответствующих ступенях печи риформинга П-1.
Температура в реакторах Р-1, Р-2, Р-3 контролируется зональными термопарами (контуры 13, 14,15).
После прохождения первого реактора риформинга Р-1 газопродуктовая смесь поступает во вторую ступень
печи П-1. Температура газопродуктовой смеси на входе во вторую ступень печи П-1 контролируется конту-
ром 16.
Температура газосырьевой смеси на выходе из II ступени печи риформинга П-1, на входе во второй реак-
тор Р-2 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору стабилизации расхода топливного газа
и с коррекцией по давлению топливного газа к основным горелкам (контуры 17,18,18.1). Клапаны регуляторов
стабилизации расходов установлены на линиях подачи топливного газа к основным горелкам каждой из печей.
Нагретая во второй ступени печи П-1 до температуры проведения процесса риформирования 480...530 °C, га-
зосырьевая смесь поступает во второй реактор риформинга Р-2. После прохождения реактора риформинга Р-2
газопродуктовая смесь поступает в третью ступень печи П-1. Температура газопродуктовой смеси на выходе из
второго реактора риформинга Р-2 на входе в третью ступень печи риформинга П-1 контролируется контуром 19.
Температура газосырьевой смеси на выходе из третьей ступени печи риформинга П-1, регулируется на входе
в третий реактор Р-3 каскадным контуром с коррекцией к регулятору стабилизации расхода топливного газа и с
коррекцией по давлению топливного газа к основным горелкам (контуры 20, 21 и 21.1). Клапаны регуляторов
стабилизации расходов установлены на линиях подачи топливного газа к основным горелкам каждой из печей.
Рис. 9.2, лист 1. Схема автоматизации процесса каталитического риформинга на стационарном слое катализатора
ВСГ с установки
или на гидроочистку
1
Рис. 9.2, лист 2. Схема автоматизации процесса каталитического риформинга на стационарном слое катализатора
9, Автоматизация каталитических процессов переработки бензиновых фракций
173
Нагретая в третьей ступени печи риформинга П-1 до температуры проведения процесса риформирования
1480...530 °C), газосырьевая смесь поступает в третью ступень риформинга реактор Р-3. Температура на выходе
из третьего реактора риформинга Р-3 контролируется с помощью контура 25. Для контроля степени закоксован-
юсти катализатора в реакторах Р-1, Р-2, Р-3 предусмотрен контроль перепада давления по реакторам с сигнали-
ацией максимального значения (контуры 22...24).
Газопродуктовая смесь риформинга из третьего реактора риформинга Р-3 направляется на охлаждение в сы-
>ьевоп теплообменник риформинга Т-1 типа «Пакинокс». Температура газопродуктовой смеси на выходе из сы-
рьевого теплообменника риформинга типа «Пакинокс» Т-1 контролируется контуром 26. Затем газопродук-
товая смесь охлаждается в воздушном холодильнике продуктов риформинга Хв-1 и доохлаждается в водяном
холодильнике Х-1. Температура газопродуктовой смеси на выходе из водяного холодильника Х-1 регулируется
/тем изменения частоты вращения электродвигателя вентилятора воздушного холодильника Хв-1 с помощью
еобразователя частоты (контур 27). Охлажденная газопродуктовая смесь поступает в сепаратор риформин-
га С-1, где происходит разделение ВСГ и нестабильного катализата.
Давление ВСГ в сепараторе С-1 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода избы-
чного ВСГ с установки риформинга в заводскую сеть сторонним потребителям или в блок предварительной
идроочистки сырья риформинга (контур 28).
Уровень нестабильного катализата в продуктовом сепараторе риформинга С-1 регулируется каскадной схе-
мой с коррекцией к регулятору расхода, регулирующий клапан которой установлен на нагнетании насоса Н-2
(контуры 29 и 30). Для контроля влажности в системе риформинга предусмотрено измерение влажности ВСГ
га выходе из сепаратора продуктов риформинга С-1 с помощью анализатора влажности (контур 31).
Для активации катализатора риформинга в период реакции и регулирования хлорно-водного баланса в си-
еме риформинга предусмотрена подача хлорорганического соединения и конденсата. Подача хлорорганп-
ческого соединения возможна в растворе гидрогенизата или в чистом виде и осуществляется на нагнетание
рьевого насоса Н-1 дозировочным насосом Н-3 из емкости хлорорганики Е-1. Контроль уровня в емкости
хлорорганики Е-1 осуществляется контуром 32, а контроль расхода хлорорганического соединения — конту-
ром 33.
Для предупреждения попадания паров хлорорганического соединения в атмосферу и для герметизации ем-
кости хлорорганического соединения Е-1 предусмотрена подача азота в емкость хлорорганического соединения
Е-1. Регулирование давления в этой емкости осуществляется контуром, клапаны которого установлены на пода-
азота в емкость и выводе загрязненного азота на факел (контур 34). Как правило, эти клапаны работают в раз-
тьном диапазоне.
Подача химочищенной воды (или конденсата) осуществляется в газосырьевую смесь на выходе сырьевого
теплообменника Т-1 дозировочным насосом Н-4 из емкости конденсата Е-2. Контроль расхода химочищенной
ды осуществляется контуром 35. Для регулирования уровня в емкости химочищенной воды Е-2 предусмотрен
контур 36, регулирующий клапан которого установлен на линии подачи химочищенной воды в емкость Е-2. Для
: рметизации емкости Е-2 и предотвращения насыщения химочищенной воды кислородом предусмотрена пода-
азота в емкость Е-2. Регулирование давления в емкости Е-2 осуществляется контуром, клапаны которого (ра
Зотающие, как правило, в раздельном диапазоне) установлены на линиях подачи азота в емкость и вывода азота
F атмосферу (контур 37).
Для удаления избыточной влаги из системы риформинга ВСГ риформинга из сепаратора С-1 поступает в ад-
ры К-1 и К-2, где происходит осушка ВСГ на цеолитах. При влажности ВСГ в пределах 10...50 мг/кг газ мо-
поступать в сепаратор С-2 и помимо адсорберов К-1 и К-2.
Влажность ВСГ после осушки замеряется анализатором влажности (контур 38). Осушенный ВСГ направля-
< гя в сепаратор С-2, в котором он отделяется от унесенных капель катализата. Качество ВСГ риформинга опре-
эетяется анализатором содержания водорода и хроматографом содержания углеводородов С,-С5 (контуры 39
1 40). Уровень углеводородов в сепараторе С-2 регулируется контуром, клапан которого находится на линии вы-
• да унесенного катализата на прием сырьевого насоса Н-1 (контур 41).
Из сепаратора С-2 ВСГ поступает на прием компрессора ЦК-1, а отделившийся унесенный катализат возвра-
1ся на прием сырьевого насоса Н-1.
Для защиты компрессора от помпажа предусмотрен антипомпажный байпас. Байпас компрессора осу-
ществляется через водяной холодильник Х-2 в сепаратор С-2 Регулирование расхода ВСГ на приеме ком-
т 'ессора ЦК-1 осуществляется контуром, клапан которого расположен на байпасной линии возврата ВСГ с
• -. гетания компрессора ЦК-1 через холодильник Х-2 в сепаратор С-2 (контур 42). С нагнетания компрессо-
i. ЦК-1 ВСГ риформинга, пройдя через сепаратор С-3, делится на два потока. Часть газа, необходимая для
держания требуемой кратности циркуляции ВСГ в системе риформинга, поступает в теплообменник Т-1
ta а «Пакинокс», а оставшийся газ охлаждается в холодильнике Х-3 и поступает в сепаратор С-4.
Регулирование уровня углеводородного конденсата в сепараторе С-3 осуществляется контуром, клапан
рого установлен на выводе углеводородного конденсата в продукты риформинга из сепаратора С-1 (кон-
43), а регулирование его уровня в сепараторе С-4 — контуром, клапан которого установлен на выводе
174
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
углеводородного конденсата в продукты риформинга из сепаратора С-1 (контур 44). Расход избыточного ВСГ
из сепаратора С-4 контролируется контуром 45.
Нестабильный катализат из сепаратора продуктов риформинга С-1 насосом Н-2 подается по межтрубному
пространству теплообменника стабильного катализата Т-2, где нагревается теплом стабильного катализата и по-
ступает в стабилизационную колонну К-3. С верхней части стабилизационной колонны К-3 выводится сухой
газ, а также пары легких углеводородов.
Температура верха стабилизационной колонны К-3 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регу-
лятору расхода орошения, регулирующий клапан которого установлен на линии подачи орошения в стабилиза-
ционную колонну К-3 (контуры 46 и 47). Температура куба стабилизационной колонны контролируется с по-
мощью контура 48.
Верхний продукт стабилизационной колонны К-3 охлаждается в воздушном холодильнике Хв-2 и водяном
конденсаторе Х-3, после чего газо-жидкостная смесь поступает в емкость орошения Е-3, где происходит ее раз-
деление на сухой газ и нестабильную головку.
Температура газо-жидкостной смеси на выходе из водяного конденсатора Х-3 регулируется путем измене-
ния частоты вращения электродвигателя вентилятора воздушного холодильника Хв-2 с помощью преобразова-
теля частоты (контур 49).
Сухой газ из емкости орошения Е-3 выводится с установки. Жидкая фаза из емкости орошения Е-3 насо-
сом Н-5 подается в качестве орошения в стабилизационную колонну К-3, а балансовое количество выводится
с установки.
Давление в емкости орошения Е-3 поддерживается контуром, регулирующий клапан которого установлен на
линии вывода с установки газа из емкости орошения Е-3 (контур 50). Уровень нестабильной головки в емкости
орошения Е-3 регулируется контуром, регулирующий клапан которого установлен на линии вывода с установ-
ки нестабильной головки (контур 51).
На выходе нестабильной головки предусмотрено измерение массового расхода (контур 61) и углеводород-
ного состава (контур 62).
Уровень стабильного катализата в кубе стабилизационной колонны К-3 регулируется контуром, клапан
которого установлен на линии вывода стабильного катализата (контур 52). Необходимое для стабилизации
количество тепла подводится в куб стабилизационной колонны К-3 путем циркуляции стабильного катали-
зата с помощью насоса Н-6 через печь стабилизационной колонны П-2. Расход катализата в печь стабилиза-
ционной колонны П-2 регулируется контуром, регулирующий клапан которого установлен на линии подачи
катализата в печь стабилизационной колонны П-2 (контур 53). Температура продукта на выходе из печи ста-
билизационной колонны П-2 регулируется с помощью каскадного контура с коррекцией к регулятору давле-
ния, клапан которого установлен на линии подачи топливного газа к основным горелкам печи (контуры 54
и 55).
Стабильный катализат из нижней части стабилизационной колонны К-3 охлаждается в трубном простран-
стве теплообменника катализата Т-2 и направляется в холодильник воздушного охлаждения катализата Хв-3.
Дальнейшее охлаждение стабильного катализата происходит в водяном холодильнике Х-4. Температура катали-
зата на выходе из водяного холодильника Х-4 регулируется путем изменения частоты вращения электродвига-
теля вентилятора воздушного холодильника Хв-3 с помощью преобразователя частоты (контур 56).
После охлаждения стабильный катализат выводится с установки. Массовый расход катализата суммирует-
ся и контролируется контуром 57. На выходе с установки контролируется также качество катализата: упругость
паров (контур 58), плотность (контур 59) и фракционный состав (контур 60). Октановое число катализата кон-
тролируется путем проведения лабораторных анализов.
При потере активности катализатора (если падение активности или селективности катализатора не может
быть компенсировано изменением параметров технологического режима в пределах, предусмотренных техноло-
гической картой) проводится его регенерация, которая включает окислительную регенерацию, выжиг кокса, ок-
сихлорирование и прокаливание катализатора.
При насыщении адсорбента влагой проводят его регенерацию. Регенерация проводится инертным газом или
водородсодержащим газом риформинга.
9.3. Автоматизация процесса каталитического риформинга
с непрерывной регенерацией катализатора
Применение технологии с непрерывной регенерацией катализатора (НРК) позволяет повысить как выход
целевого продукта и водорода, так и увеличить октановое число стабильного риформата. Риформинг с непре-
рывной регенерацией катализатора состоит из секции собственно риформинга и секции непрерывной регенера-
ции катализатора.
9. Автоматизация каталитических процессов переработки бензиновых фракций
175
Конструктивно реализованы две схемы реакторно-регенераторного блока риформинга: соосное расположение
реакторов риформинга (один над другим) компании UOP и плоскостное расположение реакторов компании Axens.
Система непрерывной регенерации катализатора представляет собой систему комплексного оборудования,
которое обособлено от реакторного блока секции риформинга, но связано транспортировкой закоксованного
и отрегенерированного катализатора. Циркуляция катализатора помогает поддерживать оптимальные рабочие
характеристики катализатора прп технологических условиях очень высокой жесткости в течение длительного
периода эксплуатации секции риформинга.
Секция каталического риформинга
На рис. 9.3 приведена схема автоматизации процесса каталитического риформинга с непрерывной регенера-
цией катализатора на примере схемы компании ПОР.
Сырье риформинга (гидроочищенная бензиновая фракция) поступает с установки предварительной гидроо-
чистки сырья или подается насосом из парка через отпарную колонну гидроочистки. Сырье направляется в рас-
пределительную камеру пластинчатого сырьевого теплообменника Т-1, где смешивается с циркуляционным
ВСГ риформинга, поступающим от циркуляционного компрессора ЦК-1, с получением газосырьевой смеси ри-
форминга.
Расход гидроочищенной бензиновой фракции регулируется контуром, клапан которого установлен на ли-
нии подачи гидроочищенной бензиновой фракции в сырьевой теплообменник Т-1 (контур 1). Расход ВСГ ри-
форминга контролируется перед сырьевым теплообменником Т-1 (контур 2).
Перед сырьевым теплообменником Т-1 гидроочищенная бензиновая фракция проходит через фильтры
Ф-1 для очистки от механических примесей. Контроль работы фильтров Ф-1 осуществляется по значению пе-
репада давления, измеряемому прибором с сигнализацией максимально допустимого значения перепада дав-
ления (контур 3).
Контроль работы сырьевого теплообменника Т-1 осуществляется:
• по перепаду давления между гидроочищенной бензиновой фракцией и циркуляционным ВСГ рифор-
минга для защиты пластин холодной стороны (контур 4);
• по перепаду давления между циркуляционным ВСГ риформинга на входе в сырьевой теплообменник
Т-1 и газопродуктовой смесью риформинга на выходе из сырьевого теплообменника Т-1 (контур 5) для предот-
вращения попадания газосырьевой смеси в газопродуктовую в сырьевом теплообменнике Т-1.
Для поддержания водно-хлорного баланса риформинга предусматривается подача хлорорганического сое-
динения и конденсата. Хлорорганическое соединение подается в линию гидроочищенной бензиновой фракции
перед сырьевым теплообменником Т-1. Конденсат водяного пара подается в линию газосырьевой смеси рифор-
минга после сырьевого теплообменника Т-1.
Для исключения отложения кокса на внутренних устройствах и стенках реакторов риформинга предусма-
тривается подача сероорганического соединения (например, диметилдисульфида, ДМДС) в линию гидроочи-
кнной бензиновой фракции перед фильтрами сырьевого теплообменника Ф-1.
Газо-сырьевая смесь риформинга нагревается в сырьевом теплообменнике Т-1 обратным потоком газопро-
дуктовой смеси, поступающей из реактора риформинга Р-3, после чего она догревается в печи П-1 до темпе-
ратуры реакции. Для компенсации эндотермического эффекта реакции риформирования газосырьевая смесь
оследовательно проходит три ступени реакции с подогревом в соответствующих промежуточных печах П-2
и П-3.
Сырьевая печь П-1 предназначена для подогрева газосырьевой смеси, поступающей из сырьевого теплооб-
енника Т-1 перед реактором риформинга Р-1. Каждая из промежуточных печей П-2 и П-3 предназначена для
догрева газопродуктовой смеси перед реакторами риформинга Р-2 и Р-3 соответственно.
Температура продукта в трубопроводе на выходе из каждой печи П-1-П-3 и перепад температур продукта
между входом и выходом печей регулируются каскадными контурами с коррекцией к регуляторам стабилиза-
ции расхода топливного газа, корректирующегося по давлению топливного газа к основным горелкам (конту-
ры 6-17). Клапаны регуляторов стабилизации расходов установлены на линиях подачи топливного газа к ос-
новным горелкам каждой из печей.
Постоянство давления топливного газа перед горелками печей П-1-П-3 регулируется контуром с клапаном,
становленным на трубопроводе подачи топливного газа к горелкам печей (контур 18).
Дымовые газы, образующиеся от сгорания топливного газа в печах риформинга П-1-П-3, поступают в кон-
— кционную камеру, предназначенную для утилизации тепла продуктов сгорания с целью выработки и перегре-
в водяного пара. После конвекционной камеры охлажденные дымовые газы направляются в дымовую трубу
• рассеиваются в атмосфере.
Конструктивно реакторы риформинга объединены в реакторную колонну, в которой для рассматривае-
го примера принято три реактора риформинга, которые расположены один над другим. Над реакторами
176
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
риформинга Р-1-Р-3 располагается зона восстановления отрегенерированного катализатора риформинга, куда
из секции непрерывной регенерации катализатора (НРК) поступает отрегенерированный катализатор.
Конструкция системы ввода сырья в реакторы риформинга Р- 1-Р-З и направление потока от наружной стен-
ки реактора к центральной трубе обеспечивают низкий перепад давления.
Газо-сырьевая смесь риформинга последовательно проходит печь риформинга П-1 и реактор риформинга
Р-1, печь риформинга П-2 и реактор риформинга Р-2, печь риформинга П-3 и реактор риформинга Р-3. Кон-
троль залипания катализатора при его движении по реакторам Р-1-Р-3 и образования кокса на катализаторе
осуществляется по перепаду давления на входе и выходе реакторов риформинга (контуры 19- 21).
Контроль условий для транспортировки катализатора в секцию регенерации осуществляется контуром ре-
гулирования перепада давления между выходом ВСГ из коллектора катализатора и потоком газопродуктовой
смеси после реактора риформинга Р-3, регулирующий клапан которого установлен на линии ВСГ, поступающе-
го в линию основного потока газопродуктовой смеси (контур 22).
После выхода из реактора риформинга Р-3 поток газопродуктовой смеси риформинга делится на два по-
тока:
• основной поток газопродуктовой смеси направляется на охлаждение в сырьевой теплообменник Т-1;
• часть газопродуктовой смеси направляется в теплообменник нагрева ВСГ для отдува адсорбированных
углеводородов с поверхности закоксованного катализатора, направляемого далее на регенерацию.
Температура ВСГ из теплообменника Т-2, подаваемого в нижнюю часть реактора риформинга Р-3, регули-
руется контуром, клапан которого установлен на линии выхода газопродуктовой смеси из теплообменника Т-2
(контур 23).
Эта часть газопродуктовой смеси риформинга после теплообменника Т-2 смешивается с основной частью
газопродуктовой смеси после сырьевого теплообменника Т-1 и потоком ВСГ из затворного бункера Е-106, по-
ступающего из секции НРК. Общий поток газопродуктовой смеси поступает в аппарат воздушного охлаждения
продуктов риформинга Хв-1.
Температура газопродуктовой смеси риформинга на выходе из воздушного холодильника Хв-1 регулирует-
ся изменением частоты вращения электродвигателя вентиляторов воздушного холодильника Хв-1 с помощью
преобразователя частоты (контур 24). Охлажденная газопродуктовая смесь риформинга после воздушного хо-
лодильника Хв-1 смешивается с углеводородным конденсатом из сепаратора на приеме компрессора первой сту-
пени дожимного компрессора С-2 и направляется в продуктовый сепаратор С-1. В продуктовом сепараторе С-1
происходит разделение газопродуктовой смеси риформинга на ВСГ и нестабильный риформат. ВСГ из продук-
тового сепаратора С-1 забирается циркуляционным компрессором ЦК-1 и далее разделяется:
• на циркуляционный ВСГ, который возвращается в систему риформинга и смешивается с сырьем в сырье-
вом теплообменнике Т-1;
• на избыточный ВСГ, который охлаждается в воздушном холодильнике Хв-2, установленном на приеме
первой ступени дожимного компрессора ПК-1-1.
На линии ВСГ из продуктового сепаратора С-1 установлены анализаторы для измерения содержания в нем
водорода и влаги (контуры 25 и 26).
Нестабильный риформат из продуктового сепаратора С-1 насосом Н-1 подается на смешение с избыточным
ВСГ второй ступени дожимного компрессора ПК-1-2 перед водяным холодильником второй ступени реконтак-
та Х-2. Уровень жидкости в продуктовом сепараторе С-1 регулируется контуром, клапан которого установлен на
линии нагнетания насоса продуктового сепаратора Н-1 (контур 27).
Для регулирования давления в системе реакторного блока и на приеме каждой ступени дожимного компрес-
сора ПК-1-1,2 предусмотрена ступенчатая система регулирования давления, представляющая собой единую си-
стему защиты компрессоров ЦК-1, ПК-1-1,2 от минимального давления на приеме и высокого давления на на-
гнетании путем регулирования давления в каждой емкости реконтакта.
Общая система регулирования включает в себя регулирование давления в сепараторе С-1, сепараторе пер-
вой ступени дожимного компрессора С-2 , сепараторах первой и второй ступеней реконтакта С-3 и С-4 с помо-
щью разгрузочных клапанов обеих ступеней реконтакта, регулирующего клапана на линии сброса избытка ВСГ
на факел после сепаратора С-2 и выводе избыточного ВСГ с установки (контуры 28...30).
Для более полного извлечения углеводородов С5 и выше из углеводородного газа стабилизации углеводо-
родный газ из емкости орошения дебутанизатора Е-1 смешивается с избыточным ВСГ с нагнетания циркуля-
ционного компрессора ЦК-1, после чего смесь газов охлаждается в воздушном холодильнике Хв-2. Температура
смеси газов после Хв-2 регулируется путем изменения частоты вращения электродвигателя вентиляторов воз-
душного холодильника Хв-2 с помощью преобразователя частоты (контур 31). Охлажденная смесь избыточно-
го ВСГ и углеводородного газа поступает в сепаратор С-2 на приеме первой ступени дожимного компрессора
избыточного ВСГ ПК-1-1. В сепараторе С-2 происходит отделение ВСГ от сконденсировавшегося углеводород-
ного конденсата.
Углеводородный конденсат из сепаратора С-2 направляется на смешение с газопродуктовой смесью перед
продуктовым сепаратором С-1. Уровень жидкости в сепараторе С-2 регулируется контуром, клапан которого
9. Автоматизация каталитических процессов переработки бензиновых фракций
177
установлен на линии сброса углеводородного конденсата из сепаратора С-2 в линию газопродуктовой смеси пе-
ред сепаратором С-1 (контур 32).
ВСГ из сепаратора С-2 направляется на прием первой ступени дожимного компрессора избыточного ВСГ
ПК-1-1. С нагнетания компрессора ВСГ охлаждается в воздушном холодильнике второй ступени дожимного
компрессора Хв-3. Температура газо-жидкостной смеси на выходе из воздушного холодильника Хв-3 регулиру-
ется путем изменения частоты вращения электродвигателя вентиляторов воздушного холодильника Хв-3 с по-
мощью преобразователя частоты (контур 33).
После охлаждения в воздушном холодильнике Хв-3 газожидкостная смесь направляется на смешение с не-
стабильным риформатом из сепаратора второй ступени реконтакта С-4. Образовавшаяся газо-жидкостная смесь
охлаждается в водяном холодильнике первой ступени реконтакта Х-1 и поступает в сепаратор первой ступени
реконтакта С-3.
В сепараторе первой ступени реконтакта С-3 происходит разделение газо-жидкостнон смеси на ВСГ и не-
стабильный риформат. Уровень жидкости в сепараторе первой ступени реконтакта С-3 регулируется контуром,
клапан которого установлен на линии нагнетания насоса Н-2 (контур 34).
После сепаратора первой ступени реконтакта С-3 ВСГ направляется на прием второй ступени дожимного
компрессора избыточного ВСГ ПК-1-2. ВСГ с нагнетания компрессора охлаждается в воздушном холодильни-
ке второй ступени дожимного компрессора избыточного ВСГ Хв-4 и затеме направляется на смешение с неста-
бильным риформатом из продуктового сепаратора С-1.
Температура газо-жидкостной смеси после воздушного холодильника второй ступени дожимного компрес-
сора избыточного ВСГ Хв-4 регулируется путем изменения частоты вращения электродвигателя вентиляторов
воздушного холодильника Хв-4 с помощью преобразователя частоты (контур 35).
Образовавшаяся после смешения газожидкостная смесь охлаждается в водяном холодильнике второй ступе-
ни реконтакта Х-2 и поступает в сепаратор второй ступени реконтакта С-4, где происходит разделение газо-жид-
костной смеси на избыточный ВСГ и нестабильный риформат.
Из сепаратора второй ступени реконтакта С-4 избыточный ВСГ разделяется на 2 потока:
• основной поток, который выводится с установки и направляется в адсорберы К-1/1,2 для очистки от хло-
ристого водорода;
• часть избыточного ВСГ направляется в секцию непрерывной регенерации.
Нестабильный риформат из сепаратора С-4 направляется на смешение с ВСГ, поступающим с нагнетания пер-
вой ступени дожимного компрессора ПК-1-1, перед водяным холодильником первой ступени реконтакта Х-1.
Уровень жидкости в сепараторе С-4 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода
нестабильного риформата из С-4 (контур 36).
После адсорберов К-1/1, 2 избыточный ВСГ подается потребителям в заводскую сеть ВСГ. Расход избыточ-
ного ВСГ на границе установки контролируется (контур 37).
Нестабильный риформат из сепаратора первой ступени реконтакта С-3 насосом Н-2 подается в теплообмен-
ник Т-3, где нагревается стабильным риформатом из колонны К-2 и направляется в дебутанизатор К-2 на ста-
билизацию.
Верхний продукт дебутанизатора К-2 после охлаждения и конденсации в воздушном холодильнике Хв-5
и водяном холодильнике верхнего продукта дебутанизатора Х-3 поступает в емкость орошения дебутаниза-
тора Е-1. Температура потока после водяного холодильника Х-3 регулируется путем изменения частоты вра-
щения электродвигателя вентиляторов воздушного холодильника Хв-5 с помощью преобразователя частоты
(контур 38). В емкости орошения Е-1 происходит разделение газо-жидкостной смеси на углеводородный газ
и головку стабилизации.
Давление в дебутанизаторе К-2 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода угле-
водородного газа из емкости орошения дебутанизатора Е-1 (контур 39).
Качество продукта (стабильного риформата) поддерживается регулированием температуры на характерной
тарелке дебутанизатора К-2. Регулирование температуры осуществляется каскадным контуром с коррекцией
к регулятору расхода головки стабилизации, регулирующий клапан которого установлен на линии вывода го-
ловки стабилизации в парк (контуры 40 и 41).
Углеводородный газ из емкости орошения дебутанизатора Е-1 перед воздушным холодильником Хв-2 выво-
дится на смешение с избыточным ВСГ, поступающим от циркуляционного компрессора ЦК-1.
Часть головки стабилизации подается насосом Н-3 в дебутанизатор К-2 в качестве орошения, а избыток го-
ловки стабилизации насосом Н-4 подается в адсорбер К-3 для очистки от хлористого водорода, после чего вы-
водится в парк СУГ.
Уровень жидкости в емкости орошения дебутанизатора Е-1 регулируется каскадным контуром с коррекцией
к регулятору расхода орошения, регулирующий клапан которого установлен на линии подачи орошения от на-
соса Н-3 в дебутанизатор К-2 (контуры 42 и 43).
Стабильный риформат из дебутанизатора К-2 насосом Н-5 подается в теплообменник Т-3, где он нагревает сы-
рье дебутанизатора. После теплообменника Т-3 стабильный риформат охлаждается в воздушном холодильнике
—. Отдув ВСГ из Е-16
---------------------
Отрегенерированный
катализатор из Е-19
ZTRC4'
''TRC''
'fDRCA
К горелкам печи
aprc^
^PRC^
ИтгсЧ
из.
Топливный газ
Сырье — гидроочищенная бензиновая фракция
Диметилдисульфид
ВСГ из зоны восстановления отТ-11
2~/--------------------------------
Хлорорганическое соединение
Закоксованный
катализатор
на регенерацию в Е-13
тъ—/-----------/—
готЧ irafr /toy
22/ ^22у
Ч23>
П-3 П-2 П-1
“71.
( ГТ ')
Ч 3 .
Рис. 9.3, лист 1. Схема автоматизации процесса каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора
Н-2
Рис. 9.3, лист 2. Схема автоматизации процесса каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора
ВСГ в секцию непрерывной
Избыточный водородсодержащий газ потребителям
Н-5
182
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
Хв-6, доохлаждается в водяном холодильнике Х-4 и далее выводится в парк. Температура стабильного риформа-
та после водяного холодильника Х-4 регулируется путем изменения частоты вращения электродвигателя венти-
ляторов воздушного холодильника Хв-4 с помощью преобразователя частоты (контур 44).
Уровень жидкости в дебутанизаторе К-2 регулируется контуром, регулирующий клапан которого установ-
лен на линии вывода стабильного риформата в парк (контур 45). Расход стабильного риформата с установки
контролируется контуром 46.
На линии стабильного риформата в парк установлены автоматические анализаторы, контролирующие ка-
чество получаемого продукта: общее содержание углеводородов (парафинов, нафтенов, олефинов и ароматиче-
ских соединений, контур 47) и определение начала и конца кипения фракционной разгонки (контур 48), упру-
гость паров (контур 49) и октановое число (контур 50).
Тепло, необходимое для проведения процесса стабилизации риформата, подводится в куб дебутанизато-
ра К-2 циркуляцией нижнего продукта через рибойлерную печь П-4. Температура на выходе из рибойлерной
печп П-4 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода топливного газа, клапан кото-
рого установлен на линии подачи топлива к основным горелкам печи (контуры 51 и 52).
Секция непрерывной регенерации катализатора
Секция непрерывной регенерации катализатора риформинга выполняет две принципиальные функции:
• регенерацию катализатора;
• циркуляцию катализатора.
Регенерация катализатора выполняется в 4 стадии:
1 ) выжиг кокса:
2 ) окисление, дисперсия металлов (платины) и регулирование хлоридного баланса;
3 ) сушка катализатора;
4 ) восстановление металлов.
Для управления секцией непрерывной регенерацией катализатора риформинга и зоной восстановления ре-
актора риформинга используется специальная система управления регенерацией катализатора. Схема транс-
портировки катализатора и его регенерация, система управления транспортировки и регенерации катализатора
представляют собой предмет лицензионного соглашения.
Циркуляция катализатора состоит в транспортировке закоксованного катализатора из последнего реакто-
ра секции риформинга в секцию непрерывной регенерации катализатора и в транспортировке отрегенерирован-
ного катализатора из секции непрерывной регенерации катализатора в первый реактор секции каталитическо-
го риформинга.
Ниже приведено краткое описание секции регенерации катализатора, предоставленное компанией UOP Ltd
(рис. 9.4).
Катализатор риформинга перетекает из реактора в реактор под воздействием силы тяжести по кольцевому
пространству реакторов Р-1-Р-3. В нижней части каждого реактора расположены специальные зоны для обе-
спечения перетекания катализатора из реактора в реактор.
На выходе из последнего реактора Р-3 закоксованный катализатор поступает в емкость отработанного ката-
лизатора Е-11, где продувается водородсодержащим газом для удаления с поверхности катализатора паров угле-
водородов. Расход водородсодержащего газа контролируется контуром 53.
Продутый катализатор поступает далее в емкость транспортировки закоксованного катализатора №1 Е-12,
в которую подается транспортный газ (азот).
Транспорт катализатора. Чтобы получить регенерированный катализатор, его необходимо сначала пере-
местить из реакторов Р-1-Р-3 установки Платформинга™ в регенератор Р-11, а затем вернуть обратно в реакто-
ры. Для выполнения этих операций существует система соединенного между собой оборудования, которая транс-
портирует катализатор небольшими партиями в полунепрерывном режиме. Катализатор самотеком перетекает
из нижней части бункера-сепаратора Е-13 через колонну регенерации Р-11, на выходе из которого окисленный
катализатор попадает в емкость регулирования расхода Е-14, а затем в буферный бункер Е-15. Определенный
объем катализатора перетекает из буферного бункера Е-15 в затворный бункер Е-16, где происходит изменение
технологической среды и давления. Партия катализатора поступает в транспортную емкость отрегенерированно-
го катализатора Е-16, в которой циркулирующий дожимной газ транспортирует катализатор в зону восстановле-
ния. Из этой зоны катализатор самотеком поступает в реактор Р-1, проходит через него, выводится из нижней ча-
сти этого реактора и подается в верхнюю часть реактора Р-2. Катализатор продолжает проходить через каждый
реактор до тех пор, пока не достигнет куба последнего реактора, завершая своего рода «круговорот».
Скорость прохождения катализатора по всей системе определяется бункером регулирования расхо-
да Е-14, который регулирует подачу небольших партий катализатора из колонны регенерации Р-11 в буфер-
ный бункер Е-15. Все другие перемещения катализатора регулируются уровнемерными системами транспорта
9. Автоматизация каталитических процессов переработки бензиновых фракций
183
катализатора. Например, когда катализатор проходит через колонну регенерации Р-11, бункер регулирования
расхода Е-14 и попадает в буферный бункер Е-15, то уровень в бункере-сепараторе Е-13 уменьшается. Контроль
за уровнем осуществляется контуром 54. Когда уровень падает достаточно низко, то в бункер-сепаратор Е-13 из
последнего реактора подается партия отработанного катализатора. При низком уровне регенерированного ката-
лизатора одновременно с этим партия регенерированного катализатора переносится из буферного бункера Е-15
в зону восстановления, расположенную в верхней части соосного реакторного блока. Уровень в буферном бун-
кере Е-15 контролируется с помощью контура 56. Безопасная транспортировка катализатора между секциями
реакции и установки Платформинг™ НРК требует устранения присущих процессу рисков. Эта задача выпол-
няется с помощью затворных бункеров и использования программного обеспечения, выполняющего ряд задан-
ных последовательных операций.
Управление работой колонны регенерации. В колонне регенерации Р -11 движение катализатора осуществля-
ется сверху вниз под тяжестью собственного веса, тогда как газы регенерации направляются снизу вверх восходя-
щим потоком. Закоксованный катализатор поступает в верхнюю часть колонны регенерации в зону выжига кокса.
Выжиг кокса происходит при контакте закоксованного катализатора с горячими газами регенерации с контроли-
руемым содержанием кислорода. Поскольку процесс выжига кокса является экзотермическим процессом, то для
предотвращения возникновения фронта высоких температур, которые могут привести к повреждению катализато-
ра. процесс проводится при низких концентрациях кислорода в газах регенерации в зоне выжига кокса.
В зоне выжига кокса горячие циркулирующие газы регенерации с низким содержанием кислорода вступа-
ют в контакт с закоксованным катализатором и окисляют кокс на катализаторе. Газы регенерации поступают
в верхнюю часть колонны и проходят через слой катализатора. На выходе из колонны регенерации Р-11 газы ре-
генерации направляются в холодильник регенерации Хв-11, где они отдают тепло охлаждающему воздуху, пода-
ваемому по трубкам теплообменника. Температура газов регенерации на входе в воздушный холодильник Хв-11
контролируется с помощью контура 57.
Балансовое количество газов регенерации из колонны регенерации Р-11 сбрасываются в атмосферу по-
•ле очистки от НС1 в скруббере сбрасываемых газов блока очистки газов Б-11. Сброс газов регенерации осу-
ествляется через специальную линию на входе в газодувку регенерации ГД-11. Верхний воздух на горение
подается, при необходимости, в точке ниже сброса в атмосферу. Количество подаваемого в систему воздуха
регулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи воздуха технологического в систему ре-
шерации (контур 59) с контролем содержания кислорода в газах регенерации с помощью контура 60. Газы
регенерации возвращаются затем через нагреватель регенерации ЭН-11 обратно в колонну регенерации Р-11
помощью газодувки регенерации ГД-11. Температура газов регенерации на входе в колонну регенерации
Р-11 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода воздуха из холодильника газов ре-
“енерации (контур 58). При необходимости включается электронагреватель ЭН-11. Расход циркулируемых
.азов регенерации измеряется расходомером (контур 55). При большом падении расхода газов включается
сигнализация, а основной регулятор останавливает работу колонны регенерации с помощью изолирующих
клапанов Я5-61, Я5-62, Я5-63, Н5-64.
Циркуляция газов регенерации осуществляется газодувкой газов регенерации ГД-12. Из зоны выжига кокса
освобожденный от кокса катализатор перетекает в зону хлорирования, в которой происходит окисление и диспер-
1рование металлов, находящихся на катализаторе, и регулируется хлорный баланс катализатора. Подача хлорор-
танического соединения осуществляется в зону хлорирования через распределительное устройство насосом Н-11.
Часть газовоздушной смеси из колонны регенерации Р-11 проходит через электронагреватель ЭН-12 для на-
грева до температуры, требуемой для осушки катализатора. Температура газовоздушной смеси после электро-
нагревателя ЭН-12 регулируется воздействием на регулятор мощности электронагревателя ЭН-12 (контур 65).
асход циркулирующих газов регулируется контуром, клапан которого установлен на линии нагнетания газо-
вки ГД-12 (контур 66).
Тепло горячего катализатора, выходящего из зоны осушки, используется для нагрева поступающего техно-
логического воздуха. Этот теплообмен происходит в зоне охлаждения, где горячий катализатор из зоны осушки
хлаждается противоточным потоком технологического воздуха, подаваемого в регенерационную колонну Р-11
из системы осушки технологического воздуха Б-11.
Окисленный катализатор с низа регенерационной колонны Р-11 самотеком поступает вниз через бункер ре-
гулирования расхода и Е-14 и буферный бункер Е-15 в транспортную емкость отрегенерированного катализа-
тора Е-16.
Окисленный катализатор транспортируется из транспортной емкости отрегенерированного катализатора
Е-16 потоком водородсодержащего газа (ВСГ) в зону восстановления, находящуюся над реактором Р-1 реактор-
)й колонны секции риформинга.
Избыточный ВСГ секции риформинга проходит фильтр Ф-11, где из него выделяются сконденсированные
еводороды. Поток ВСГ, необходимый для транспорта отрегенерированного катализатора, направляется в те-
юобменник Т-11, где нагревается паром среднего давления, после чего подается в транспортную емкость отре-
ерированного катализатора Е-16.
Рис. 9.4. Схема автоматизации секции непрерывной регенерации катализатора
186
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
Уровень жидкости в фильтре Ф-11 регулируется контуром, регулирующий клапан которого установлен
на линии выхода углеводородного конденсата из Ф-11 (контур 67).
9.4. Автоматизация процесса каталитического крекинга
Процесс каталитического крекинга относится к разновидности каталитических гетеролитических процессов
переработки нефти. Этот процесс является одним из наиболее распространенных крупнотоннажных процессов
углубленной переработки нефти с целью получения высокооктановых компонентов товарных бензинов, компо-
нентов дизельного топлива и сырья нефтехимического комплекса.
Сырьем процесса каталитического крекинга обычно является прямогонный тяжелый газойль и вакуумный
газойль, выкипающие в интервале температур 340...590 °C. Каталитическому крекингу можно подвергать сырье
вторичного происхождения — газойли коксования, термического крекинга, гидрокрекинга.
Средняя температура в реакторе каталитического крекинга составляет 480...540 °C. Время контакта сырья
с катализатором в современных конструкциях реакторов достигает для псевдоожиженного слоя катализатора
1,5-6 мин, а для цеолитеодержащего катализатора — до 2-4 с.
Показателем эффективности процесса является максимальный выход целевого продукта. Цель управле-
ния — получение продуктов заданного качества, а критерием управления является min CKO параметров про-
цесса — температуры, уровня, расхода, давления и закоксованности катализатора.
Схема автоматизации процесса каталитического крекинга приведена на рис. 9.5.
Сырье — вакуумный газойль из парка поступает в сырьевую емкость Е-1. Уровень сырья в емкости Е-1 под-
держивается каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода сырья с помощью клапана, установленного
на линии подачи сырья в емкость Е-1 (контур 1).
Вакуумный газойль из емкости Е-1 насосом Н-1 прокачивается через теплообменники Т-1 и Т-2, где нагре-
вается теплом тяжелого газойля, смешивается с водяным паром и подается в реактор Р-1, в псевдоожиженный
слой катализатора.
Температура сырья на выходе из теплообменников поддерживается каскадным контуром с коррекцией к ре-
гулятору соотношения расходов основного и байпасного потоков, клапан которого установлен на линии байпаса
теплообменника Т-2 (контур 3).
Расход пара, подаваемого на смешение с сырьем, обеспечивается контуром, клапан которого установлен
на линии подачи пара среднего давления (СД) (контур 4).
Для снижения парциального давления углеводородов в реакционной зоне и снижения коксообразования,
а также для создания движущей силы кипящего слоя катализатора предусматривается подача водяного пара не-
посредственно в реакционную зону реактора Р-1.
Расход пара обеспечивается контурами, клапаны которых установлены на линиях подачи пара (конту-
ры 5-7). Расход пара СД регулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи пара (контур 8).
В реакторе распыленное сырье смешивается с нагретым отрегенерированным катализатором и вместе с по-
током пара поднимается в верхнюю, отпарную зону реактора.
Во время контакта сырья с катализатором происходит его крекинг. Продукты реакции поступают в отпар-
ную зону реактора, проходят систему циклонов, установленных в ней, выводятся с верха реактора и поступают
на разделение в основную ректификационную колонну К-1.
В отпарной зоне катализатор оседает и под собственным весом перетекает в регенератор в зону смешения
с воздухом. Уровень катализатора в отпарной зоне реактора регулируется контуром, клапан которого установ-
лен на линии перетока катализатора из реактора в регенератор (контур 9).
Температура продуктов реакции регулируется контуром, клапаны которого установлены на линиях перето-
ка отрегенерированного катализатора из регенератора в реактор и перетока закоксованного катализатора (кон-
тур И).
Нормальная работа системы реактор-регенератор обеспечивается разностью давлений, которая поддержи-
вается контуром, клапан которого установлен на линии вывода дымовых газов из регенератора через сепаратор
С-1 (контур 12).
В нижней части регенератора закоксованный катализатор смешивается с нагретым воздухом и поступает
в зону выжига (стояк регенератора).
Воздух компрессором ЦК-1 забирается из атмосферы через систему фильтров Ф-1 и нагревается в подогре-
вателе за счет непосредственного сжигания топлива. Постоянство расхода воздуха, подаваемого на регенерацию
катализатора, обеспечивается контуром, клапан которого установлен на линии подачи воздуха от компрессора
к регенератору (контур 10).
В стояке регенератора происходит выжиг кокса, который заканчивается в отстойной зоне. Газы регенерации
проходят систему циклонов, установленных в отстойной зоне, где происходит удаление катализаторной пыли
и сбрасываются в атмосферу.
5 Автоматизация каталитических процессов переработки бензиновых фракций
187
Для дожита газов регенерации предусматривается подача воздуха технического в отстойную зону регенера-
ора. Постоянство расхода воздуха обеспечивается контуром, клапан которого установлен на линии подачи воз-
уха в регенератор (контур 13).
Температура в зоне выжига кокса с катализатора поддерживается контуром, клапан которого установлен
на линии перетока регенерированного катализатора в зону выжига (контур 14).
Дымовые газы из регенератора проходят систему сепараторов для отделения примесей и поступают в котел-
тилизатор Т-3 и после охлаждения сбрасываются в атмосферу.
В котле-утилизаторе предусматривается выработка пара среднего давления. Питательная вода подается
в змеевик котла-утилизатора, где она испаряется, после чего водяной пар поступает в паросборник Е-2. Насы-
щенный пар из паросборника проходит змеевик пароперегревателя в Т-3, смешивается со свежей питательной
водой и выводится в качестве пара среднего давления.
Регулирование температуры питательной воды на входе в котел-утилпзатор Т-3 регулируется контуром,
лапан которого установлен на линии подачи конденсата водяного пара из паросборника Е-2 на смешение со
жей питательной водой (контур 15).
Уровень конденсата в паросборнике поддерживается каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода
свежей питательной воды и расходу пара из паросборника с помощью клапана, установленного на линии подачи
вежей питательной воды в котел-утилизатор (контур 16).
Температура продуктового пара среднего давления регулируется контуром, клапан которого установлен
линии подачи питательной воды (контур 17).
Продукты реакции, выходящие с верха реактора Р-1, подаются в нижнюю часть основной фракционирующей
□.тонны К-1. В колонне К-1 происходит разделение продуктов на углеводородные газы, бензин, тяжелый н лег-
аш газойли.
Пары из верхней части фракционирующей колонны К-1 поступают на охлаждение в аппарат воздушного
охлаждения Хв-1, где частично охлаждаются, затем дополнительно охлаждаются в водяном холодильнике Х-1
оступают на разделение в емкость орошения Е-3.
Температура верхнего продукта после холодильника Х-1 регулируется изменением частоты вращения элек-
тродвигателя вентилятора воздушного холодильника Хв-1 (контур 19).
В емкости орошения Е-3 происходит отделение газа от жидких углеводородов и отстаивание воды, которая
водится на установку отпарки кислых стоков. Уровень раздела фаз в отстойной зоне емкости орошения Е-3
>ддерживается изменением расхода воды на отпарку (контур 17)
Жидкие углеводороды (бензин) насосом Н-2 забираются из емкости орошения Е-3 и часть их подается в ко-
лонну в качестве орошения, а балансовое количество выводится в блок концентрирования газа.
Температура верха колонны регулируется каскадным контуром с коррекцией по расходу орошения кон-
ром, клапан которого установлен на линии подачи орошения в фракционирующую колонну К-1 (кон-
ур 18).
Температура верхнего продукта после холодильника Хв-1 регулируется путем воздействия на преобразова-
тель частоты вращения электродвигателя вентилятора Хв-1 (контур 19).
Уровень в емкости орошения Е-3 поддерживается каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода не-
стабильного бензина в колонну блока концентрирования газа К-3 с помощью клапана, установленного на линии
ода нестабильного бензина (контур 20).
Легкий газойль выводится боковым погоном с глухой тарелки колонны К-1 и делится на два потока. Первый
I гок поступает самотеком в отпарную секцию (колонну К-2), где происходит отпарка легких углеводородов
Х1Я получения требуемой температуры вспышки газойля. Для подвода тепла в куб отпарной секции К-2 предус-
шатривается подача водяного пара. Постоянство расхода водяного пара в куб отпарной колонны К-2 обеспечи-
> гея контуром, клапан которого установлен на линии подачи пара (контур 22).
Уровень в отпарной секции К-2 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода легко-
газойля из фракционирующей колонны К-1 в отпарную секцию К-2 (контур 21).
Легкий газойль с куба отпарной колонны К-2 забирается насосом Н-4, подается в теплообменник Т-4, где ох-
щается, отдавая тепло питательной воде, доохлаждается в аппарате воздушного охлаждения Хв-2 и выводит-
0 с установки. Температура легкого газойля после холодильника Хв-2 регулируется изменением частоты вра-
шя электродвигателя вентилятора воздушного холодильника Хв-2 (контур 24).
Постоянство расхода легкого газойля обеспечивается контуром, клапан которого установлен на линии выво-
да газойля с установки (контур 25).
Второй поток легкого газойля поступает на прием насоса Н-3 и в качестве теплоносителя подается в тепло-
аб^енник Т-5 для нагрева сырья дебутанизатора К-7 и в подогреватель Т-11 (для нагрева куба колонны К-6).
иод легкого газойля в теплообменник Т-5 регулируется контуром, клапан которого установлен на выходе
гкого газойля из теплообменника Т-5 (контур 23).
Часть потока охлажденного легкого газойля, выходящего из теплообменника Т-5, смешивается с легким га-
дем после подогревателя Т-11 и подается на охлаждение в теплообменник Т-9, где отдает тепло легкому
^Легкий газойль
^Тяжелый газойль
Рис. 9.5, лист 1. Схема автоматизации процесса каталитического крекинга
Хв-3 Х-3
Рис. 9.5, лист 2. Схема автоматизации процесса каталитического крекинга
Н-13
Рис. 9.5, листЗ. Схема автоматизации процесса каталитического крекинга
Топливный газ в сеть
Регенерированный раствор амина
Стабильная нафта
194
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
газойлю, выходящему из К-4, и доохлаждается в холодильнике Х-7. Охлажденный легкий газойль после тепло-
обменника Т-9 поступает в качестве абсорбента в абсорбер К-4.
Обогащенный легкими углеводородами легкий газойль из куба К-4 подается в теплообменник Т-9, где нагре-
вается легким газойлем, объединяется с потоком, выходящим из теплообменника Т-5, и возвращается во фрак-
ционирующую колонну К-1. Избыточное тепло во фракционирующей колонне К-1 снимается циркуляционным
орошением и охлажденным тяжелым газойлем.
Циркуляционное орошение с тарелки фракционирующей колонны К-1 забирается насосом Н-5 и подается
в качестве теплоносителя в рибойлер Т-6 дебутанизатора К-7. Постоянство расхода циркуляционного орошения
поддерживается контуром, клапан которого установлен на линии вывода газойля из рибойлера Т-6 (контур 26).
Охлажденное циркуляционное орошение возвращается во фракционирующую колонну К-1.
Температура циркуляционного орошения, поступающего в рибойлер Т-6, регулируется контуром, клапан
которого установлен на линии перепуска охлажденного циркуляционного орошения из рибойлера Т-6 в прием-
ный трубопровод насоса Н-5 (контур 27).
Часть циркуляционного орошения от насоса Н-5 возвращается во фракционирующую колонну К-1 в каче-
стве рециркулята. Уровень на тарелке возврата циркуляционного орошения поддерживается каскадной схемой
с коррекцией к регулятору расхода рециркулята циркуляционного орошения с помощью клапана, установлен-
ного на линии возврата рециркулята во фракционирующую колонну К-1 (контур 28).
Нижний продукт фракционирующей колонны К-1 из куба забирается насосом Н-6 и делится на четыре по-
тока. Первый поток непосредственно возвращается в колонну в качестве рециркулята, а второй охлаждается
в парогенераторе Т-7, объединяется с первым и направляется в колонну. Третий поток направляется в теплооб-
менник Т-2, где охлаждается, нагревая сырье установки, также объединяется с первым потоком и возвращается
в К-1. Четвертый поток от насоса Н-6 подается в теплообменник Т-1, охлаждается, отдавая тепло потоку сырья,
доохлаждается в холодильнике Х-2 и в качестве тяжелого газойля выводится с установки.
Постоянство расходов первого, второго и третьего потоков обеспечивается контурами, клапаны которых
установлены на линиях возврата соответствующих потоков в колонну К-1 (контуры 29-31). Расход четвертого
потока тяжелого газойля регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода продукта с уста-
новки (контур 32).
Часть избыточного тепла фракционирующей колонны К-1 выводится с тяжелой нафтой из верхней части ко-
лонны, которая забирается насосом Н-7, подается в рибойлер Т-8 сплиттера К-8, где охлаждается, отдавая тепло
бутан-бутиленовой фракции, и возвращается во фракционирующую колонну К-1. Постоянство расхода тяжелой
нафты поддерживается контуром, клапан которого установлен на линии подачи нафты в рибойлер Т-8 (контур 33).
Углеводородный газ из емкости орошения Е-3 фракционирующей колонны К-1 поступает в колонну бло-
ка концентрирования К-3, состоящего из этапов реконтактирования (компримирования и однократной абсорб-
ции), абсорбции и очистки раствором амина.
Газ из емкости орошения Е-3 поступает на прием компрессора ПК-1 на первую ступень компримирования.
На приеме первой ступени компрессора ПК-1-1 предусмотрен сепаратор С-4, где происходит осаждение капель-
ной влаги. Конденсат по мере накопления выводится из сепаратора. Затем газ дожимается и далее охлаждается
в аппарате воздушного охлаждения Хв-3 и в холодильнике Х-3, где происходит частичная конденсация тяже-
лых углеводородных газов, и поступает в сепаратор С-5. В сепараторе С-5 из газового потока удаляется углево-
дородный конденсат.
Температура газа на выходе из холодильника Х-3 регулируется путем изменения частоты вращения электро-
двигателя вентилятора воздушного холодильника Хв-3 (контур 34).
Углеводородный конденсат из сепаратора С-5 насосом Н-8 выводится на смешение с углеводородным газом
из второй ступени компримирования. Уровень в сепараторе С-5 регулируется контуром, клапан которого уста-
новлен на линии подачи углеводородного конденсата на смешение с газом из второй ступени компримирования
(контур 35).
Газ из сепаратора С-5 поступает на вторую ступень компримирования компрессора ПК-1-2. Выходящий из
компрессора газ смешивается с конденсатом из сепаратора С-5, с бензином из куба абсорбера К-3 и с парами ста-
билизационной колонны К-6, охлаждается в аппарате воздушного охлаждения Хв-4 и в холодильнике Х-4, после
чего поступает на разделение в емкость Е-4. Температура газо-жидкостной смеси на выходе из холодильника Х-4
регулируется путем изменения частоты вращения электродвигателя вентилятора воздушного холодильника Хв-4
(контур 36).
При контакте газа с бензином при пониженной температуре происходит поглощение жирных углеводород-
ных газов. В емкости Е-4 происходит разделение газожидкостного потока и отстаивание воды. Вода направля-
ется на установку отпарки.
Бензин из емкости Е-4 забирается насосом Н-9 и направляется в блок стабилизации в стабилизационную ко-
лонну К-6. Газ из емкости направляется на абсорбцию в нижнюю часть первичного абсорбера К-3. Уровень в ем-
кости Е-4 поддерживается каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода бензина, выводимого в блок
стабилизации, с помощью клапана, установленного на линии откачки бензина из Е-4 (контур 37).
9. Автоматизация каталитических процессов переработки бензиновых фракций
195
Обедненный углеводородный газ из емкости Е-4 поступает в первичный абсорбер К-3. В первичном абсорбе-
ре К-3 на тарелках в противотоке углеводородного газа и бензина происходит дополнительное извлечение угле-
водородов С3 и выше.
Постоянство расхода стабильного бензина, подаваемого на верхнюю тарелку первичного абсорбера К-3 насо-
сом Н-13, обеспечивается контуром, клапан которого установлен на линии подачи бензина от насоса Н-13 (кон-
тур 48).
Для поддержания пониженной температуры в первичном абсорбере К-3 предусмотрен вывод двух цирку-
ляционных орошений. Первое и второе циркуляционные орошения насосами Н-10, Н-11 направляются на ох-
лаждение в водяные холодильники Х-5, Х-6 соответственно и возвращаются в первичный абсорбер К-3. По-
гоянство расходов орошений поддерживается контурами, клапаны которых установлены на линиях возврата
циркуляционных орошений в первичный абсорбер К-3 (контуры 38 и 39).
Бензин из куба первичного абсорбера К-3 насосом Н-12 подается на смешение с углеводородным газом вто-
рой ступени реконтактирования перед Хв-4. Уровень бензина в первичном абсорбере К-3 регулируется конту-
ом, клапан которого установлен на линии вывода бензина из первичного абсорбера К-3 (контур 40).
Углеводородный газ с верха первичного абсорбера К-3 поступает в насадочный абсорбер К-4, где происходит
дополнительное извлечение углеводородов из углеводородного газа.
Абсорбция в насадочном абсорбере К-4 осуществляется циркулирующим легким газойлем. Постоянство
расхода легкого газойля в насадочный абсорбер К-4 обеспечивается контуром, клапан которого установлен на
входе в насадочный абсорбер К-4 (контур 41). Постоянство уровня в насадочном абсорбере К-4 регулируется
контуром, клапан которого установлен на линии вывода легкого газойля из насадочного абсорбера К-4 в тепло-
обменнике Т-9 (контур 42).
Углеводородный газ из насадочного абсорбера К-4 проходит охлаждение в холодильнике Х-8 и поступает
э сепаратор С-6, где отбивается унесенный потоком газа легкий газойль.
Из сепаратора С-6 газ поступает в нижнюю часть абсорбера К-5 на очистку от сероводорода раствором ами-
«а. Из верхней части абсорбера К-5 очищенный углеводородный газ поступает в сепаратор С-7, где происходит
отделение капель раствора амина, унесенного газом, после чего выводится в топливную сеть.
Постоянство расхода раствора амина, подаваемого в качестве орошения абсорбера К-5, регулируется конту-
ом, клапан которого установлен на линии подачи свежего раствора на установку (контур 43). Насыщенный се-
водородом раствор амина выводится из куба абсорбера К-5 на установку регенерации амина. Уровень насы-
..енного раствора амина в кубе абсорбера К-5 поддерживается контуром, клапан которого установлен на линии
вода насыщенного раствора с установки (контур 44).
Давление в системе очистки и абсорбции углеводородного газа поддерживается контуром, клапан которого
-становлен на линии вывода очищенного углеводородного газа в топливную сеть (контур 45).
Нестабильный бензин из емкости Е-4 забирается насосом Н-9 и через теплообменник Т-10, где он нагревает-
за счет тепла стабильного бензина, подается в зону питания стабилизационной колонны К-6. Температура пи-
тания стабилизационной колонны К-6 регулируется контуром, клапаны которого установлены на линии вывода
стабильного бензина из теплообменника Т-10 и на линии его байпаса (контур 46).
За счет тепла, подводимого в куб К-6, происходит отпарка растворенных углеводородных газов, которые из
ерхнй части колонны выводятся в блок концентрирования газа в линию углеводородного газа второй ступени
:• контактирования перед воздушным холодильником Хв-4.
Тепло в куб стабилизационной колонны К-6 подводится с горячей струей, циркулирующей через рибойлеры
’-11 и Т-12, обогреваемые теплом легкого газойля и стабильного бензина соответственно. Расход отпаренных
еводородных газов регулируется каскадным контуром с коррекцией по расходу легкого газойля, подаваемо-
го в рибойлер Т-11, клапан которого установлен на линии подачи легкого газойля в рибойлер Т-11 (контур 47).
Отпаренный бензин из куба стабилизационной колонны К-6 поступает в теплообменник Т-5, где нагревается
.. счет тепла легкого газойля и поступает в зону питания дебутанизатора К-7. Уровень в стабилизационной ко-
нне К-6 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода бензина из стабилизационной
. юнны К-6 в теплообменник Т-5 (контур 61).
В дебутанизаторе К-7 за счет тепла, подводимого в куб, происходит выделение из бензина углеводородов
С4. Тепло в куб дебутанизатора К-7 подводится с горячей струей, циркулирующей через рибойлер Т-6, обо-
ваемый теплом циркуляционного орошения фракционирующей колонны К-1.
Стабильный бензин из куба дебутанизатора К-7 поступает в рибойлер Т-12, где охлаждается, отдавая тепло
ячей струе стабилизационной колонны К-6, проходит теплообменник Т-10, где отдает тепло сырью стабили-
юнной колонны К-6, охлаждается в воздушном холодильнике Хв-5 и в холодильнике Х-9, после чего делит-
t на два потока. Часть возвращается насосом Н-13 в насадочный абсорбер К-4 в качестве абсорбента, а балансо-
количество выводится с установки. Температура стабильного бензина после холодильника Х-9 регулируется
1 тем изменения частоты вращения электродвигателя вентилятора воздушного холодильника Хв-5 (контур 48).
Уровень в дебутанизаторе К-7 регулируется каскадной схемой с коррекцией по расходу стабильного бензина
становки клапаном, установленным на линии вывода бензина после Х-9 (контур 49)
196
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
Верхний продукт (углеводороды С3...С4 из верхней части дебутанизатора) поступает в воздушный холодиль-
ник Хв-6, где охлаждается, конденсиреются и поступает в емкость орошения Е-5.
Давление в дебутанизаторе регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода верхнего
продукта из дебутанизатора К-7 (контур 50).
Температура верхнего продукта дебутанизатора К-7 после воздушного холодильника Хв-6 регулируется из-
менением частоты вращения электродвигателя вентилятора воздушного холодильника Хв-6 (контур 51).
Давление в емкости орошения Е-5 поддерживается из расчета перепада давления между дебутанизатором
К-7 и емкостью орошения Е-5 контуром, клапан которого установлен на линии перепуска паров верхнего про-
дукта дебутанизатора К-7 в емкость орошения Е-5 (контур 52).
Сжиженные газы С3...С4 из емкости орошения Е-5 забираются насосом Н-14, и подаются в качестве ороше-
ния дебутанизатора К-7 и в теплообменник Т-11 в качестве сырья сплиттера К-8.
Температура в дебутанизаторе К-7 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода орошения
дебутанизатора с помощью клапана, установленного на линии подачи орошения в дебутанизатор К-7 (контур 53).
Уровень в емкости орошения Е-5 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода балан-
сового количества сжиженных газов С3...С4с помощью клапана, установленного на линии подачи питания в те-
плообменник Т-13 (контур 54).
Балансовое количество углеводородов С3...С4из емкости орошения Е-5 насосом Н-14 подается в теплооб-
менник Т-13, где они нагреваются за счет тепла бутан-бутиленовой фракции (ББФ) и подаются в зону пита-
ния сплиттера К-8. В сплиттере К-8 происходит разделение смеси углеводородных газов на бутан-бутиленовую
(ББФ) и пропан-пропиленовую фракции (ППФ). Тепло, необходимое для разделения углеводородов, подво-
дится в куб сплиттера с горячей струей, циркулирующей через рибойлер Т-8.
Пары ППФ из верхней части сплиттера выводятся в воздушный холодильник Хв-7, где охлаждаются, кон-
денсируются и поступают в емкость орошения Е-6. Давление в сплиттере К-8 регулируется контуром, клапан
которого установлен на линии вывода паров ППФ из сплиттера К-8 (контур 55). Температура ППФ после воз-
душного холодильника Хв-7 регулируется изменением частоты вращения электродвигателя вентилятора воз-
душного холодильника Хв-7 (контур 56).
Давление в емкости орошения Е-6 поддерживается из расчета перепада давлений паров ППФ из сплиттера
К-8 и в емкости орошения Е-6 контуром, клапан которого установлен на линии перепуска паров ППФ из сплит-
тера К-8 в емкость орошения Е-6 (контур 57).
Сжиженная ППФ из емкости орошения Е-6 забирается насосом Н-15 и подается в качестве орошения сплит-
тера К-8, а балансовое количество через холодильник Х-10 выводится с установки. Постоянство температуры
в сплиттере К-8 поддерживается каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода орошения сплиттера
с помощью клапана, установленного на линии подачи орошения (контур 58).
Постоянство уровня в емкости Е-6 поддерживается каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода
с помощью клапана, установленного на линии вывода ППФ с установки (контур 59).
ББФ из куба сплиттера К-8 поступает в теплообменник Т-13, где охлаждается, отдавая тепло потоку питания
сплиттера, после чего охлаждается в холодильнике Х-11 и выводится с установки.
Уровень в кубе К-8 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода ББФ, выводимой
с установки, с помощью клапана, установленного на линии вывода ББФ (контур 60).
9.5. Автоматизация процессов гидрирования
непредельных углеводородов
Гидрирование непредельных углеводородов может протекать в гомогенной (газовой или жидкостной) или
гетерогенной (газ-жидкость, газ- твердое тело, жидкость-твердое тело) системах в присутствии катализаторов
или без них. Все реакции присоединения водорода являются экзотермическими и обратимыми.
Жидкофазное гидрирование проводят путем барботирования водорода через жидкую реакционную массу.
Таким способом всегда гидрируют высококипящие вещества (жиры, высшие карбоновые кислоты и их эфиры,
динитросоединения), поскольку для перевода их в состояние насыщенного пара потребовались бы слишком
большие энергетические затраты. Вместе с тем в жидкой фазе можно гидрировать и более летучие соединения
(при высоком давлении).
Процессы жидкофазного гидрирования можно классифицировать в зависимости от формы применяемого
катализатора.
• Гидрирование с гомогенным катализатором, нередко получаемым непосредственно в массе гидрируемого
вещества. Такой катализатор очень активен, но его трудно отделять от гидрогенизата при последующей перера-
ботке (чаще всего комплексные металлоорганические соединения).
• Гидрирование с катализатором, суспендированным в реакционной среде, который или формируется в этой
среде (например, при разложении неустойчивых соединений), или измельчается вне реактора и вводится в сырье
9. Автоматизация каталитических процессов переработки бензиновых фракций
197
в виде пасты. В обоих случаях отделение катализатора от продуктов реакции оказывается достаточно сложным;
кроме того, возникают затруднения, связанные с эрозией аппаратов, трубопроводов и арматуры. Катализатор
быстро истирается, из-за чего суспендирование применяется для быстро дезактивирующихся катализаторов.
• Гидрирование со стационарным (неподвижным) гранулированным катализатором. Гранулы должны быть
достаточно крупными, чтобы они не выносились из реактора потоками продуктов реакции и водородсодержа-
щими газами. Стадия фильтрования гидрогенизата исключается. Поскольку перегрузка катализатора — опера-
ция довольно сложная, а простои во время перегрузки снижают технико-экономические показатели процесса,
то стационарный катализатор следует применять в случае его высокой стабильности и продолжительного сро-
ка службы.
Для газофазного гидрирования используются следующие реакционные аппараты: а) трубчатый реактор:
б) колонна со сплошными слоями гетерогенного катализатора и охлаждением холодным водородом.
Показателем эффективности процесса является максимальный выход целевого продукта — прогидриро-
ванных непредельных углеводородов. Цель управления — поддержание параметров процесса, а именно рас-
хода, температуры, давления и уровня при максимальном выходе целевого продукта. Критерий управления —
min CKO параметров процесса: расхода, температуры, давления, уровня и концентрации водорода.
Схема автоматизации процесса гидрирования непредельных углеводородов в стационарном слое катализа-
тора приведена на рис. 9.6.
Сырье (непредельные углеводороды) подается насосом Н-1 в узел смешения с циркулирующим водород-
содержащим газом, поступающим с нагнетания компрессора ЦК-1. Расход сырья гидрирования, поступающего
в узел смешения с циркулирующим водородсодержащим газом, регулируется контуром, клапан которого уста-
новлен на трубопроводе нагнетания насоса Н-1 (контур 1).
Газо-сырьевая смесь нагревается до рабочей температуры в теплообменнике Т-1 потоком газопродуктовой
смеси гидрирования, поступающим из реактора Р-1, и поступает в трубное пространство реактора гидрирова-
ния Р-1. В реакторе гидрирования Р-1 на стационарном слое катализатора осуществляется гидрирование непре-
дельных углеводородов. Тепло, выделяющееся в результате реакции гидрирования, используется для выработки
водяного пара низкого давления. Такая схема охлаждения позволяет поддерживать максимальную предельную
температуру на выходе из реактора без необходимости рециркуляции продуктов гидрирования для регулирова-
ния температурного режима.
Температура реакционной смеси контролируется в нескольких точках на разных уровнях по высоте реакци-
нной зоны с обязательной сигнализацией максимального и минимального значения (контур 2). Поддержание
температуры газопродуктовой смеси на выходе из реактора Р-1 осуществляется каскадной схемой с коррекцией
регулятору расхода конденсата с помощью клапана, установленного на линии подачи конденсата в межтруб-
ое пространство реактора Р-1 (контуры 3 и 4).
Продукты гидрирования, поступающие из реактора Р-1, последовательно охлаждаются газосырьевой смесью
в теплообменнике Т-1, в воздушном холодильнике Хв-1 и в водяном холодильнике Х-1, после чего поступают
в продуктовый сепаратор С-1. Температура газопродуктовой смеси после водяного холодильника Х-1 регули-
руется путем воздействия на преобразователь частоты вращения электродвигателя воздушного холодильника
Хв-1 (контур 5).
В сепараторе С-1 газопродуктовая смесь разделяется на циркулирующий водородсодержащий газ (ВСГ)
продукты реакции гидрирования. Для предотвращения накопления в системе инертных компонентов часть
ВСГ выводится с установки в качестве отдува. Для снижения уноса жидких прогидрированных продуктов с от-
дуваемым водородсодержащим газом возможна установка дополнительного узла захолаживания для дополни-
1ьного извлечения легких углеводородов.
Для поддержания необходимой концентрации водорода в циркулирующем газе предусмотрена подача в во-
дсодержащий газ из сепаратора С-1 свежего ВСГ. Через сепаратор С-2 ВСГ поступает на прием компрессо-
циркуляционного газа ЦК-1 и далее в узел смешения с сырьем гидрирования.
Давление в реакторном блоке регулируется контуром, клапаны которого установлены на трубопроводе пода-
свежего водородсодержащего газа и на трубопроводе вывода избытка водородсодержащего газа с установки
нтур 6). Концентрация водорода в свежем водородсодержащем газе, поступающем на установку, контроли-
I ется автоматическим анализатором (контур 7). Расход циркуляционного ВСГ, поступающего в узел смеше-
схл с сырьем гидрирования, регулируется контуром, клапан которого установлен на нагнетании компрессора
_Х-1 (контур 8).
В сепараторе С-2 от циркулирующего ВСГ отделяются унесенные продукты гидрирования, которые направ-
м* тся в линию нестабильного гидрогенизата из сепаратора С-1. Регулирование уровня углеводородов в сепа-
Море С-2 осуществляется контуром, клапан которого установлен на линии сброса жидкой фазы из сепаратора
_ в линию нестабильного гидрогенизата из сепаратора С-1 (контур 9).
Уровень продуктов гидрирования в сепараторе С-1 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регу-
жгору расхода продуктов гидрирования в теплообменник питания стабилизационной колонны К-1 с помо-
t клапана, установленного на линии вывода продуктов гидрирования из сепаратора С-1 (контуры 10 и И).
Сырье_______
гидрирования
Рис. 9.6. Схема автоматизации процесса гидрирования непредельных углеводородов в стационарном слое катализатора
Отдув водородсодержащего газа
Н-2
Н-3
200 Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработ^
Нестабильный гидрогенизат из сепаратора С-1 нагревается теплообменнике Т-2 кубовым продуктом стабили-
зационной колонны К-1, после чего направляется в колонну К-1 В стабилизационной колонне К-1 происходит
удаление из нестабильного гидрогенизата легких компонентов.
Верхний продукт стабилизационной колонны после охлаждения и конденсации в воздушном холодильнике
Хв-2 и водяном холодильнике Х-2 поступает в емкость орошения Е-1. Температура верхнего продукта стабили-
зационной колонны К-1 после водяного холодильника Х-2 регулируется контуром, воздействующим на преоб-
разователь частоты вращения электродвигателя воздушного холодильника Хв-2 (контур 12).
В емкости орошения Е-1 происходит разделение верхнего продукта колонны К-1 на углеводородный газ
и жидкую головку (флегму). При нормальном режиме колонна К-1 работает без вывода избытка флегмы. Из-
быток флегмы выводится только во время пуска установки. Углеводородный газ из емкости орошения Е-1 вы-
водится с установки.
Давление в емкости орошения Е-1 регулируется контуром, клапан которого установлен на трубопроводе вы-
вода углеводородного газа из емкости орошения Е-1 с установки (контур 13).
Флегма из емкости орошения Е-1 насосом Н-3 подается в качестве орошения на первую тарелку стабилиза-
ционной колонны К-1.
Регулирование расхода холодного орошения, поступающего в колонну К-1, осуществляется с коррекцией
по уровню в емкости Е-1 клапаном, который установлен на линии подачи орошения в колонну К-1 (контуры 14
и 15).
Кубовый продукт колонны К-1 (гидрированные углеводороды) охлаждается нестабильным гидрогениза-
том в теплообменнике Т-2, далее — в воздушном холодильнике Хв-3 и водяном холодильнике Х-3, после чего
выводится с установки. Температура продуктов гидрирования после водяного холодильника Х-3 регулируется
контуром, воздействующем на преобразователь частоты вращения электродвигателя воздушного холодильни-
ка Хв-3 (контур 16).
Расход продуктов гидрирования с установки регулируется с коррекцией по уровню в кубе колонны К-1 кла-
паном, который установлен на линии вывода продуктов гидрирования с установки (контуры 17 и 18).
Подвод тепла в стабилизационную колонну К-1 осуществляется циркуляцией кубового продукта колонны
через рибойлер Т-3, обогреваемый паром низкого давления. Постоянство температуры в кубе колонны обеспе-
чивается путем регулирования расхода конденсата водяного пара низкого давления клапаном, который распо-
ложен на линии вывода конденсата из Т-3 (контуры 19 и 20).
10. Автоматизация процесса
гидрооблагораживания нефтяных фракций
Основные требования к процессу гидрооблагораживания отражены в Техническом регламенте «О требова-
ниях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных дви-
гателей и топочному мазуту» (постановление правительства РФ № 118 от 27.02.2008 с изменениями согласно
постановлению правительства РФ № 748 от 17.09.2011). Одним из регламентированных показателей этого Тех-
нического регламента, а также требований, предъявляемых к ним мировыми стандартами, является содержание
серы. В связи с этим основная часть компонентов моторных топлив подвергаются гидроочистке или другим ги-
дрогенизационным процессам, позволяющим снизить содержание сернистых соединений.
10.1. Автоматизация процесса гидроочистки моторных топлив
Гидроочистка нефтяных фракций является одним из наиболее широко распространенных и важных процес-
сов как для получения базовых компонентов для компаундирования моторных топлив, так и в качестве предва-
рительной стадии подготовки сырья для последующих процессов облагораживания нефтяных фракций. Про-
цесс гидроочистки проводится на Со-Мо- или Ni-Мо-катализаторе в присутствии водорода. В зависимости от
качества перерабатываемых фракций и требований к качественным показателям получаемой продукции про-
цесс гидроочистки может проводиться на стационарном слое катализатора, в одном или двух реакторах, в интер-
вале давлений 1,8...5,5 МПа и в интервале температур от 280 до 390 °C.
Показателем эффективности процесса является степень очистки сырья от серо- и азотсодержащих соедине-
ний. Цель управления — обеспечение заданной степени очистки топлив при поддержании активности катализа-
тора в течение регламентированного промежутка времени. Критерий управления — min CKO параметров про-
цесса (расхода, давления, температуры, уровня и концентрации водорода в ВСГ).
Схема автоматизации процесса гидроочистки моторных топлив приведена на рис. 10.1.
Сырье гидроочистки подается сырьевым насосом Н-1 в узел смешения с циркулирующим ВСГ, поступаю-
щим со стороны нагнетания циркуляционного компрессора ЦК-1, образуя газосырьевую смесь. Расход сырья
гидроочистки, поступающего в узел смешения с циркулирующим ВСГ, регулируется изменением подачи сырья
с помощью клапана, который установлен на трубопроводе нагнетания насоса Н-1 (контур 1).
Газо-сырьевая смесь нагревается в межтрубном пространстве теплообменника Т-1 встречным потоком газо-
продуктовой смеси гидроочистки, поступающим из реактора гидроочистки Р-1. Затем газосырьевая смесь на-
гревается в печи гидроочистки П-1 до температуры реакции 280...340 °C и поступает в реактор гидроочистки Р-1.
Для поддержания стабильной активности катализатора гидроочистки при содержании серы в сырье гидро-
очистки менее 15 мг/кг предусматривается подача в сырье гидроочистки сульфидирующего агента.
В реакторе гидроочистки Р-1 на стационарном слое катализатора осуществляется гидрирование сернистых
и азотистых соединений, а также происходит улавливание примесей металлов на защитном слое катализатора.
Температура газосырьевой смеси на выходе из печи П-1 регулируется каскадным контуром с коррекцией
к регулятору давления топливного газа, поступающего к основным горелкам печи П-1, клапан которого установ-
лен на трубопроводе подачи топливного газа к основным горелкам печи П-1 (контуры 2 и 3).
Газопродуктовая смесь гидроочистки после реактора гидроочистки Р-1 последовательно охлаждается газо-
сырьевой смесью гидроочистки в трубном пространстве теплообменника Т-1, в воздушном холодильнике Хв-1
и в водяном холодильнике Х-1, после чего поступает в сепаратор гидроочистки С-1. Температура газопродуктовой
202
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
смеси после водяного холодильника Х-1 регулируется изменением частоты вращения электродвигателей венти
ляторов воздушного холодильника Хв-1 с помощью преобразователя частоты (контур 4).
Для исключения в ходе эксплуатации установки в нормальном рабочем режиме отложения солей на стен-
ках трубопроводов и оборудования и коррозии низкотемпературного тракта газопродуктовой смеси в результа-
те взаимодействия кислых компонентов (сероводорода и хлористого водорода) с аммиаком предусмотрена пе-
риодическая или постоянная промывка оборудования водой или аммиачным раствором. Для предотвращения
замерзания воды и кристаллогидратов в трубках воздушных холодильников в зимний период предусмотрено
регулирование температуры охлаждающего воздуха за счет циркуляции его части путем изменения степени от-
крытия боковых жалюзи рециркулятора.
Регулирование температуры воздуха внутри секций рециркуляции воздуха осуществляется контуром, при-
вод которого изменяет угол наклона жалюзи (контур 24).
В сепараторе гидроочистки С-1 газопродуктовая смесь разделяется на циркулирующий ВСГ, нестабильный
гпдрогенпзат и кислую воду. Давление в сепараторе С-1 регулируется выводом части ВСГ (отдува) из систе-
мы реакторного блока гидроочистки (контур 8). Отдуваемый ВСГ направляется на очистку от сероводорода со-
вместно с углеводородным газом отпарки в абсорбер К-2.
ВСГ из сепаратора С-1 смешивается со свежим ВСГ и через сепаратор С-2 поступает на прием компрессора
циркулирующего газа ЦК-1 и далее в узел смешения с сырьем гидроочистки.
При использовании в качестве циркуляционного компрессора центробежного компрессора в целях предот-
вращения режима помпажа компрессора предусмотрен антипомпажный контур, который обеспечивает возврат
части ВСГ со стороны нагнетания компрессора на прием. В предлагаемом варианте технологической схемы для
организации антипомпажного контура используется основное технологическое оборудование, и ВСГ после ох-
лаждения в воздушном холодильнике Хв-1 и водяном холодильнике Х-1 возвращается со стороны нагнетания
компрессора ЦК-1 в сепаратор гидроочистки С-1.
Расход циркуляционного ВСГ, поступающего в узел смешения с сырьем гидроочистки, регулируется с помо-
щью поддержания давления ВСГ на стороне нагнетания компрессора контуром, клапан которого установлен на
трубопроводе возврата части ВСГ с нагнетания компрессора ЦК-1 на прием через воздушный холодильник Хв-1
и водяной холодильник Х-1 (контур 21).
Расход поступающего на установку свежего ВСГ регулируется с учетом концентрации водорода в свежем
ВСГ и циркуляционном газе гидроочистки (контур 10). Концентрация водорода в поступающем на установку
свежем ВСГ контролируется автоматическим анализатором (контур 22), а концентрация водорода в циркуляци-
онном ВСГ — хроматографом (контур 29).
В сепараторе С-2 на приеме компрессора от циркуляционного ВСГ отделяется унесенный нестабильный ги-
дрогенизат, который направляется из сепаратора гидроочистки С-1 в линию нестабильного гидрогенизата. Регу-
лирование уровня нестабильного гидрогенизата в сепараторе С-2 осуществляется с помощью клапана, который
установлен на линии вывода нестабильного гидрогенизата из сепаратора С-2 в линию нестабильного гидрогени-
зата из сепаратора гидроочистки С-1 (контур 9).
Накапливающаяся в отстойнике сепаратора С-1 кислая вода смешивается с кислой водой из емкости ороше-
ния Е-1 отпарной колонны К-1 и выводится с установки на дальнейшую переработку (например, на очистку пу-
тем отпарки от сероводорода и аммиака).
Уровень раздела фаз «нестабильный гидрогенизат/кислая вода» в сепараторе гидроочистки С-1 регулиру-
ется контуром, клапан которого установлен на трубопроводе вывода кислой воды из сепаратора С-1 (контур 7).
Для оценки необходимости и требуемого расхода подачи водяного конденсата или аммиачной воды на про-
мывку от аммонийных солей осуществляется контроль значения pH кислой воды, выводимой из сепаратора ги-
дроочистки С-1, с помощью автоматического pH-метра (контур 23).
Уровень нестабильного гидрогенизата в сепараторе гидроочистки С-1 регулируется каскадным контуром
с коррекцией к регулятору расхода нестабильного гидрогенизата с помощью клапана, установленного на ли-
нии вывода нестабильного гидрогенизата из сепаратора гидроочистки С-1 в теплообменник Т-2 (контуры 5 и 6).
Нестабильный гидрогенизат выводится из сепаратора гидроочистки С-1 и направляется в теплообменник
Т-2, где он нагревается в межтрубном пространстве кубовым продуктом отпарной колонны К-1, после чего на-
гретый нестабильный гидрогенизат подается в отпарную колонну К-1. В этой отпарной колонне из нестабиль-
ного гидрогенизата отпариваются углеводородные газы, сероводород, аммиак и вода.
Верхний продукт отпарной колонны после охлаждения и конденсации в воздушном холодильнике Хв-2
и водяном холодильнике Х-2 поступает в емкость орошения Е-1.
Температура верхнего продукта отпарной колонны К-1 после водяного холодильника Х-2 регулируется пу-
тем изменения частоты вращения электродвигателя вентиляторов воздушного холодильника Хв-2 с помощью
преобразователя частоты (контур 11).
При эксплуатации установки в нормальном рабочем режиме для исключения коррозии и образования от-
ложений солей в трубах и конденсационном оборудовании тракта верхнего продукта отпарной колонны пред-
усмотрена периодическая или постоянная промывка оборудования водой или аммиачным раствором. Для
10. Автоматизация процесса гидрооблагораживания нефтяных фракций
203
предотвращения замерзания воды и образования кристаллогидратов с легкими углеводородами в трубках воз-
душных холодильников в зимний период предусмотрено регулирование температуры охлаждающего воздуха за
счет рециркуляции его части путем изменения степени открытия боковых жалюзи рециркулятора. Регулирова-
ние температуры воздуха внутри секций рециркулятора воздуха осуществляется контуром, привод которого из-
меняет угол наклона жалюзи (контур 31).
В емкости орошения Е-1 происходит разделение верхнего продукта колонны К-1 на неочищенный углеводо-
родный газ, орошение и кислую воду.
Для процесса гидроочистки бензиновых фракций при нормальном режиме отпарная колонна К-1 работает
без вывода избытка орошения (избыток орошения выводится только во время пуска секции). Для процессов ги-
дроочистки керосиновых и дизельных фракций выводится избыток жидкого продукта (бензиновая фракция).
Углеводородный газ из емкости орошения Е-1 направляется в абсорбер К-2 на очистку от сероводорода ами-
новым раствором.
Давление в емкости орошения Е-1 регулируется изменением расхода углеводородного газа, выводимого
из емкости орошения с помощью клапана, который установлен на трубопроводе вывода углеводородного газа
из емкости орошения Е-1 на аминовую очистку в абсорбер К-2 (контур 12).
Жидкая фаза из емкости орошения Е-1 подается насосом Н-4 в качестве орошения на первую тарелку от-
парной колонны К-1. Уровень жидкой фазы в Е-1 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулято-
ру расхода орошения колонны К-1 с помощью клапана, установленного на линии подачи орошения в колонну
К-1 (контуры 13 и 14).
Накапливающаяся в отстойнике емкости орошения Е-1 кислая вода смешивается с кислой водой из сепара-
тора гидроочистки С-1 и выводится с установки. Контроль pH кислой воды, выводимой из емкости орошения
Е-1, осуществляется с помощью автоматического pH-метра (контур 30)
Уровень раздела фаз «жидкая фаза/кислая вода» в емкости орошения Е-1 регулируется контуром, клапан
которого установлен на линии вывода кислой воды из емкости орошения Е-1 (контур 15).
Кубовый продукт отпарной колонны К-1 (стабильный гидрогенизат) охлаждается в трубном пространстве
теплообменника Т-2 нестабильным гидрогенизатом, охлаждается в воздушном холодильнике Хв-3 и водяном
холодильнике Х-3, после чего выводится с установки.
Уровень в кубе колонны К-1 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода стабиль-
ного гидрогенизата с помощью клапана, установленного на линии вывода стабильного гидрогенизата с установ-
ки (контуры 16 и 17).
Подвод тепла в куб отпарной колонны К-1 осуществляется циркуляцией кубового продукта колонны на-
сосом Н-2 через печь П-2. Температура продукта на выходе из печи П-2 регулируется каскадным контуром
с коррекцией к регулятору расхода топливного газа, поступающего к основным горелкам печи П-2 (конту-
ры 18 и 19).
Стабильный гидрогенизат откачивается из куба колонны насосом Н-3, охлаждается в воздушном холодиль-
нике Хв-3 и водяном холодильнике Х-3, после чего выводится с установки.
Температура стабильного гидрогенизата после водяного холодильника Х-3 регулируется путем изменения
частоты вращения электродвигателя вентиляторов воздушного холодильника Хв-3 с помощью преобразовате-
ля частоты (контур 20).
Отдув ВСГ из сепаратора С-1 и углеводородный газ отпарки из емкости орошения Е-1 смешиваются и по-
ступают в абсорбер К-2 для аминовой очистки от сероводорода. В абсорбере К-2 сероводород из газа абсорбиру-
ется аминовым раствором. Очищенный углеводородный газ из абсорбера К-2 через сепаратор С-3 направляется
в топливную сеть, а насыщенный сероводородом аминовый раствор из куба абсорбера К-2 откачивается насосом
Н-5 на регенерацию.
В сепараторе С-3 происходит разделение очищенного углеводородного газа и унесенного насыщенного
аминового раствора. Давление углеводородного газа в сепараторе С-3 регулируется путем изменения расхода
углеводородного газа из сепаратора с помощью клапана, который установлен на трубопроводе вывода углево-
дородного газа в топливную сеть (контур 25). Регулирование уровня аминового раствора в сепараторе С-3 осу-
ществляется с помощью клапана, установленного на трубопроводе вывода насыщенного аминового раствора
из С-3 в дренажную систему амина (контур 26).
Расход отрегенерированного аминового раствора, поступающего в абсорбер К-2, регулируется контуром, клапан
которого установлен на трубопроводе подачи регенерированного аминового раствора в абсорбер К-2 (контур 27).
Уровень насыщенного аминового раствора в абсорбере К-2 регулируется путем изменения расхода насыщен-
ного амина на регенерацию с помощью клапана, который установлен на трубопроводе вывода насыщенного ами-
нового раствора на регенерацию (контур 28).
При нормальной эксплуатации системы гидроочистки в результате накопления на катализаторе некоторых
побочных продуктов реакции в виде кокса происходит дезактивация катализатора гидроочистки, из-за чего сни-
жается его активность. Активность катализатора можно в значительной степени восстановить путем проведения
регенерации с осаждением металлов на катализаторе.
Рис. 10.1. Схема автоматизации процесса гидроочистки моторных топлив
Кислая вода
Н-2
Н-3
с установки
Насыщенный аминовый
раствор на регенерацию
Н-5
206
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
Регенерацию катализатора проводят, как правило, газовоздушной смесью в две основные стадии:
• стадия окисления, в ходе которой кокс выжигается кислородом воздуха в циркулирующем азоте;
• стадия восстановления, в ходе которой сульфаты металлов, неизбежно образующиеся на стадии окисле-
ния, в присутствии водорода в циркулирующих газах регенерации превращаются в сульфиды.
После этих двух стадий следует стадия сульфидирования.
Для очистки газов регенерации от окислов серы осуществляется нейтрализация газов регенерации 10%-ным
щелочным водным раствором. Для обеспечения максимальной эффективности работы катализатора гидро-
очистки в пусковой период и после регенерации в обязательном порядке проводится его обработка сульфидиру-
ющим агентом (диметилдисульфидом, сероводородом и др.).
10.2. Автоматизация процесса гидрокрекинга
В качестве сырья установки гидрокрекинга используются поступающие с установки вакуумной дистилля-
ции вакуумный газойль, тяжелый вакуумный газойль (ТВГО), легкий вакуумный газойль (ЛВГО), а также ва-
куумные газойли, получаемые при разгонке продуктов таких термических процессов, как замедленное коксова-
ние, крекинг мазута или гудрона и процесс деасфальтизации.
Гидрокрекинг дистиллятных фракций протекает при температурах 370...425 °C и давлении 15...20 МПа в сре-
де ВСГ на катализаторе. Кратность циркуляции ВСГ варьируется от 1000 до 1700 нм3/м3 сырья. Время пребыва-
ния в реакторах составляет от 0,25 до 2 ч в зависимости от требуемой глубины превращения.
Обычно процесс гидрокрекинга организован по двуступенчатой схеме. На первой ступени происходит гидро-
облагораживание сырья на катализаторах, превращающих азотистые и серосодержащие компоненты сырья, а на вто-
рой — гидрокрекинг облагороженного сырья. Полученные на первой ступени более легкие продукты сырья направ-
ляются на вторую ступень, а тяжелая часть, которая не подверглась превращению, возвращается на первую ступень.
Поскольку процесс гидрокрекинга является экзотермическим процессом, то для съема избыточного тепла
реакции катализатор в реакторах засыпают слоями с организацией подачи квенча между слоями.
Продуктами переработки вакуумных газойлей в зависимости от выбранной схемы могут быть дизельное то-
пливо и малосернистые газойли (при одноступенчатой схеме гидрокрекинга), а также бензин, керосин и дизель-
ное топливо (при варианте с рециркуляцией).
Рассмотрим в качестве примера автоматизацию процесса двухступенчатого гидрокрекинга под высоким дав-
лением с получением средних дистиллятов.
10.2.1. Реакторный блок первой ступени
Схема автоматизации процесса гидрокрекинга для реакторного блока первой ступени первой линии приве-
дена на рис. 10.2.
Показателем эффективности процесса является максимальный выход целевых продуктов заданного каче-
ства — средних дистиллятов (бензиновой, керосиновой, дизельной фракций). Цель управления — поддержание
параметров процесса (давления, уровня, расхода, температуры) на заданном уровне. Критерий управления —
rain CKO параметров процесса (давления, уровня, расхода и температуры) при получении максимального выхо-
да целевых продуктов заданного качества.
Вакуумный газойль (ВГО) подается на установку гидрокрекинга, последовательно подогревается в теплооб-
меннике Т-1 продуктом отпарной колонны К-4, в теплообменнике Т-2 продуктом отпарной колонны К-5, в те-
плообменнике Т-3 кубовым продуктом фракционирующей колонны К-2, проходит через сырьевой фильтр Ф-1
и поступает в сырьевую емкость Е-1.
Для исключения контактов ВГО с кислородом воздуха и для снижения выбросов углеводородов в атмосферу
в сырьевой емкости Е-1 поддерживается постоянное давление углеводородного газа контуром, клапаны которо-
го установлены на линиях подачи топливного газа в емкость Е-1 и сброса топливного газа на факел (контур 1).
Регулирование уровня в сырьевой емкости Е-1 осуществляется контуром, клапан которого установлен на линии
подачи сырья в емкость (контур 2)
ВГО из сырьевой емкости Е-1 насосом Н-1 подается в узел смешения с циркулирующим водородсодержа-
щим газом (ВСГ).
Регулирование расхода ВГО в узел смешения осуществляется контуром, клапан которого установлен на ли-
нии подачи ВГО в узел смешения (контур 3). Газо-сырьевая смесь из узла смешения поступает в теплообменник
Т-4, где нагревается газопродуктовой смесью из реактора первой ступени Р-1, а затем — в печи П-1 до темпера-
туры реакции. Температура на выходе из печи П-1 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору
расхода топливного газа с помощью клапана, который установлен на трубопроводе подачи топливного газа к ос-
новным горелкам печи П-1 (контуры 4 и 5).
2
Подпиточный водород
Подпиточный водород
___ Нестабильный гидрогенизат Р-2 от Н-51
-------------------
Кубовый продукт К-2
Хв-5
Кубовый продукт К-2 с установки
Кубовый продукт К-2 кН-3
Н-1
<812
Рис. 10.2, лист 1. Схема автоматизации процесса гидрокрекинга для реакторного блока первой ступени
Вода Н-50
^PRC4
/л?сл
^LRC4
^LRC"4 (Vi
TRC4
FRC4
14 )
ЦК-1
'ЧЁТ
<2М
ВСГ с установки
/Р
На факел
ГPRC4
<27,
LY
17
LY
16
FY^
15/^
^LRC"4
Хв-6
^26yj
Регенерированный
аминовый раствор
Насыщенный аминовый раствор
на регенерацию
Жидкие углеводороды от С-7
Кислая вода с установки
Промывочная вода
и полисульфид аммония
Рис. 10.2, лист 2. Схема автоматизации процесса гидрокрекинга для реакторного блока первой ступени
1Э. Автоматизация процесса гидрооблагораживания нефтяных фракций
211
От утилизационной турбины Н-50 нестабильный гидрогенизат поступает в горячий сепаратор низкого дав-
ления С-2. Уровень в сепараторе С-2 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода выво-
димого из сепаратора С-2 нестабильного гидрогенизата с помощью клапана, который установлен на линии вы-
вода нестабильного гидрогенизата из сепаратора С-2 (контуры 24 и 25).
Нестабильный гидрогенизат, объединенный с жидкими углеводородами из горячего сепаратора низкого дав-
ления С-2, поступает в теплообменник Т-6, где он охлаждает газопродуктовую смесь реактора Р-1. Далее поток
направляется в теплообменник Т-11, где он нагревается газопродуктовой смесью из реактора второй ступени
-2 (рис. 10.3).
Нестабильный гидрогенизат нагревается в теплообменнике Т-15 кубовым продуктом фракционирующей
колонны К-2 и поступает в сепаратор предварительного испарения сырья фракционирующей колонны С-8
(рис. 10.4).
Выделившейся в сепараторе С-2 углеводородный газ (УВГ) охлаждается в воздушном холодильнике Хв-6
н далее поступает в холодный сепаратор низкого давления С-5. Регулирование температуры УВГ на выходе из
здушного холодильника Хв-6 осуществляется путем изменения частоты вращения вентиляторов воздушного
холодильника Хв-6 (контур 26).
В холодном сепараторе низкого давления С-5 происходит разделение жидких углеводородов, ВСГ и кислой
воды. ВСГ из сепаратора С-5 объед! няется с потоком ВСГ из сепаратора С-4 и выводится с установки. Давле-
ние в сепараторе С-5 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода ВСГ с установки
/контур 27). В случае увеличения давления в линии вывода ВСГ с установки осуществляется сдув ВСГ на фа-
кел (контур 28).
Уровень жидких углеводородов в сепараторе С-5 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору
расхода путем изменения расхода жидких углеводородов с помощью клапана, который установлен на линии вы-
в< да жидких углеводородов из сепаратора С-5 в теплообменник Т-8 (контуры 29 и 30).
Уровень раздела фаз «жидкие углеводороды/кислая вода» в сепараторе С-5 регулируется контуром, клапан
которого установлен на линии вывода с установки кислой воды из сепаратора С-5 (контур 31).
Жидкие углеводороды из сепаратора С-5 направляются в теплообменник Т-8, где нагреваются потоком ВСГ
сепаратора С-1, объединяются с нестабильным гидрогенизатом из сепаратора С-2 и направляются в качестве
сырья во фракционирующую колонну К-2 (рис. 10.5).
10.2.2. Реакторный блок второй ступени
Схема автоматизации реакторного блока второй ступени первой линии приведена на рис. 10.3. Кубовый про-
дукт фракционирующей колонны К-2 насосом Н-3 подается в узел смешения с циркулирующим ВСГ. Регулиро-
пе расхода кубового продукта в узел смешения осуществляется контуром, клапан которого установлен на ли-
ши подачи кубового продукта в узел смешения (контур 32).
Газо-сырьевая смесь из узла смешения нагревается в теплообменнике Т-10 газопродуктовой смесью из реак-
тора второй ступени первой линии Р-2, а затем — в печи П-2 до температуры реакции. Температура на выходе из
?чи П-2 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода путем изменения расхода топлив-
ого газа с помощью клапана, который установлен на трубопроводе подачи топливного газа к горелкам печи П-2
• контуры 33 и 34).
Нагретая в печи П-2 до температуры реакции газосырьевая смесь поступает в реактор второй ступени пер-
вой линии Р-2 и последовательно проходит неподвижные слои катализатора, подвергаясь при этом реакциям
п рокрекинга.
Дтя снятия тепла и регулирования температуры в слоях катализатора с нагнетания компрессора ЦК-2 от-
жльными потоками в реактор Р-2 между слоями катализатора подается холодный ВСГ. Температура в слоях ка-
-тизатора реактора Р-2 регулируется путем изменения расхода холодного ВСГ с помощью клапанов, которые
рвспотожены на линиях подачи между слоями катализатора холодного ВСГ в реактор Р-2 (контуры 35...38).
Газо-продуктовая смесь из реактора Р-2 последовательно охлаждается в теплообменниках Т-10...Т-12, отда-
тепло газосырьевой смеси сырью фракционирующей колонны К-2 и поступающему в узел смешения цирку-
| дующему ВСГ. Далее газопродуктовая смесь поступает в парогенератор Т-13, где она охлаждается за счет об-
ванпя водяного пара из питательной котловой воды и направляется в горячий сепаратор высокого давления
Г-6. В горячем сепараторе высокого давления С-6 происходит разделение газопродуктовой смеси на ВСГ и не-
—/ильный гидрогенизат.
Газовая фаза сепаратора С-6 охлаждается в теплообменнике Т-14 смесью циркулирующего ВСГ от компрес-
•»... ЦК-2 и свежего ВСГ от компрессора ПК-1, после чего ВСГ окончательно охлаждается в воздушном кон-
.торе-холодильнике Хв-2. Регулирование температуры потока ВСГ на выходе из воздушного холодильника
осуществляется путем изменения частоты вращения электродвигателей вентиляторов воздушного холо-
». ника Хв-2 (контур 39).
212
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
После воздушного холодильника Хв-2 газо-жидкостная смесь поступает в холодный сепаратор высокого
давления С-7, где разделяется на ВСГ и жидкие углеводороды. Уровень жидких углеводородов в сепараторе С-7
регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода жидких углеводородов из сепаратора С-7
в холодный сепаратор низкого давления С-5 (контур 40).
Из сепаратора С-7 циркулирующий ВСГ поступает на прием центробежного компрессора ЦК-2. Избыточ-
ное количество ВСГ (отдув) из сепаратора С-7 выводится с установки. Расход выводимого избыточного ВСГ ре-
гулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода избыточного ВСГ с установки (контур 41).
Состав и относительная плотность циркулирующего ВСГ, подпиточного водорода и их смеси определяются
автоматическими анализаторами (контур 42).
В целях защиты компрессора ЦК-2 от помпажа предусмотрен антипомпажный контур (возврат части ВСГ
после охлаждения в воздушном холодильнике Хв-2 со стороны нагнетания компрессора ЦК-2 на прием). Регу-
лирование расхода ВСГ осуществляется контуром, клапан которого установлен на линии перепуска ВСГ с на-
гнетания в аппарат воздушного охлаждения Хв-2 (контур 43).
Давление на приеме компрессора ЦК-2 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии све-
жего водорода, подаваемого компрессором ПК-1 на смешение с циркулирующим ВСГ (контур 44).
Со стороны нагнетания компрессора ЦК-2 поток циркулирующего ВСГ последовательно нагревается
в теплообменнике Т-14, где он охлаждает поток ВСГ из горячего сепаратора высокого давления С-6, и в тепло-
обменнике Т-12, где охлаждается газопродуктовая смесь из реактора Р-2.
После нагрева в теплообменнике Т-12 поток циркулирующего ВСГ поступает в узел смешения с сырьем ре-
актора второй ступени Р-2.
Нестабильный гидрогенизат из горячего сепаратора высокого давления С-6 сбрасывает давление в утилиза-
ционной турбине Н-51, энергия которой используется для электродвигателя насоса Н-3. Регулирование подачи
нестабильного гидрогенизата в турбину Н-51 осуществляется дистанционно контуром, клапан которого уста-
новлен на трубопроводе подачи жидкости в турбину Н-51 (контур 45). Уровень нестабильного гидрогенизата
в сепараторе С-6 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии байпаса утилизационной тур-
бины Н-51 (контур 46).
От утилизационной турбины Н-51 нестабильный гидрогенизат поступает в горячий сепаратор низкого дав-
ления С-2 (рис. 10.2).
10.2.3. Блок фракционирующей колонны К-2
Схема автоматизации блока фракционирующей колонны К-2 приведена на рис. 10.4. Сырьем фракциониру-
ющей колонны К-2 является нестабильный гидрогенизат первой и второй ступеней, поступающий из горячего
сепаратора низкого давления С-2, а также жидкие углеводороды, поступающие из холодного сепаратора низко-
го давления С-5 (рис. 10.1).
После нагрева в теплообменниках Т-6, Т-11 и Т-15 парожидкостная смесь поступает на разделение в испари-
тель С-8. Разделение потока на жидкую и паровую фазы обеспечивает хорошее распределение потоков, посту-
пающих в змеевики печи П-3, что снижает вероятность коксообразования в секциях печи П-3. Давление в испа-
рителе С-8 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода выводящейся из испарителя С-8
газовой фазы с помощью клапана, который установлен на выходящем газовом потоке (контуры 47 и 48). Уровень
в испарителе С-8 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода жидкой фазы, выводящей-
ся из испарителя С-8 с помощью клапана, который установлен на выходящем жидком потоке (контуры 49 и 50).
Для обеспечения одинаковой температуры продукта на выходе из всех секций змеевиков печи П-3 контро-
лируют среднее арифметическое значение температуры продукта в каждой секции змеевиков на выходе из печи
П-3 (контур 51). Сигнал от контура 51 является корректирующим для контуров регулирования расхода газовой
(контур 48) и жидкой (контур 50) фаз.
Газовый и жидкостной потоки смешиваются, нагреваются в печи П-3, после чего поступают во фракциони-
рующую колонну К-2. Температура нестабильного гидрогенизата на выходе из печи П-3 регулируется каскад-
ной схемой с коррекцией к регулятору давления топливного газа и мазута, поступающих к печи П-3 (конту-
ры 52...54).
Фракционирующая колонна К-2 и боковые отпарные колонны К-3...К-5 предназначены для разделения про-
дуктов гидрокрекинга с получением фракций необходимого качества.
Давление во фракционирующей колонне К-2 регулируется контуром, клапаны которого установлены на ли-
нии подачи газа из сепаратора С-14 в линию отходящего газа из емкости орошения Е-2 (контур 55) и на линии
сброса газа из емкости орошения Е-2 на факел.
Температура верха фракционирующей колонны К-2 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регуля-
тору расхода путем изменения расхода орошения, поступающего на первую тарелку фракционирующей колон-
ны К-2 с помощью клапана, который установлен на линии подачи орошения в колонну (контуры 56 и 57).
10. Автоматизация процесса гидрооблагораживания нефтяных фракций
213
Пары из верхней части фракционирующей колонны К-2 частично конденсируются в воздушном холодиль-
нике-конденсаторе Хв-3 и направляются в емкость орошения Е-2. Регулирование температуры потока на выхо-
де из воздушного холодильника-конденсатора Хв-3 осуществляется путем изменения частоты вращения элек-
тродвигателей вентиляторов воздушного холодильника Хв-3 (контур 58).
В емкости орошения Е-2 происходит разделение жидких углеводородов (нафты), углеводородного газа
и кислой воды. Часть нафты из емкости орошения Е-2 насосом Н-4 возвращается на первую тарелку фракцио-
нирующей колонны К-2 в качестве орошения, а остальная нафта этим же насосом через водяной холодильник
Х-3 направляется в сепаратор С-9 для дальнейшего извлечения легких фракций.
Тяжелый кислый углеводородный газ из емкости орошения Е-2 поступает на прием поршневых компрессо-
ров ПК-2 (рис. 10.5) для извлечения из него легких фракций. Кислая вода из емкости орошения Е-2 насосом Н-5
выводится с установки на очистку.
Уровень нафты в емкости орошения Е-2 регулируется контуром, клапан которого установлен иа линии вы-
вода нафты в водяной холодильник Х-3 (контур 59). Уровень раздела фаз «нафта/кислая вода» в емкости оро-
шения Е-2 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода кислой воды с установки (кон-
тур 60).
Реактивное топливо выводится из фракционирующей колонны К-2 боковым погоном, который направляет-
ся в отпарную колонну К-3.
Тепло в отпарную колонну К-3 подводится циркуляцией кубового продукта колонны К-3 через рибойлер
Т-16, обогреваемый нижним циркуляционным орошением, которое подается насосом Н-7.
Пары из отпарной колонны К-3 возвращаются во фракционирующую колонну К-2.
Реактивное топливо из отпарной колонны К-3 насосом Н-8 подается на охлаждение в воздушный холодиль-
ник Хв-4 и водяной холодильник Х-11.
Уровень реактивного топлива в отпарной колонне К-3 регулируется контуром, клапан которого установлен
на линии вывода реактивного топлива из фракционирующей колонны К-2 в отпарную колонну К-3 (контур 61).
Расход реактивного топлива, поступающего в воздушный холодильник Хв-4 и выводимого с установки, ре-
гулируется контуром, клапан которого установлен на линии реактивного топлива, поступающего в воздушный
холодильник Хв-4 (контур 62).
Регулирование температуры потока реактивного топлива на выходе из водяного холодильника Х-11 осу-
ществляется путем изменения частоты вращения электродвигателей вентиляторов воздушного холодильника
Хв-4 (контур 63).
Плотность, фракционный состав и температура вспышки продукта, выводимого после водяного холодиль-
ника Х-11, определяются автоматическими анализаторами (контур 64).
Второй боковой погон выводится из фракционирующей колонны К-2 частично в качестве верхнего циркуля-
ционного орошения к насосу Н-6, а другая часть направляется в отпарную колонну К-4.
Верхнее циркуляционное орошение из колонны К-2 насосом Н-6 подается в рибойлер Т-17 (рис. 10.5), где
агревает кубовый продукт деэтанизатора К-6. После теплообменника Т-17 верхнее циркуляционное ороше-
ние поступает на охлаждение в водяном холодильнике Х-2 и возвращается во фракционирующую колонну К-2
(рис. 10.4).
Температура верхнего циркуляционного орошения на выходе из холодильника Х-2 регулируется каскадной
схемой с коррекцией к регулятору расхода путем изменения расхода верхнего циркуляционного орошения с по-
мощью клапанов, которые установлены на линии подачи верхнего циркуляционного орошения во фракциони-
рующую колонну К-2 и на байпасе холодильника Х-2 (контуры 65 и 66).
Тепло в отпарную колонну К-4 подводится циркуляцией кубового продукта колонны К-4 через рибойлер
Т-18, обогреваемый кубовым продуктом фракционирующей колонны К-2. Пары из отпарной колонны К-4 воз-
вращаются во фракционирующую колонну К-2, а среднее дизельное топливо из куба отпарной колонны К-4 на-
'осом Н-9 подается в теплообменник Т-1 реакторного блока первой ступени (рис. 10.2), где оно охлаждается сы-
м установки гидрокрекинга (ВГО).
Уровень среднего дизельного топлива в отпарной колонне К-4 (рис. 10.4) регулируется контуром, клапан ко-
торого установлен на линии среднего дизельного топлива, выводимого из фракционирующей колонны К-2 в от-
ную колонну К-4 (контур 67).
После теплообменника Т-1 (рис. 10.2) среднее дизельное топливо смешивается с тяжелым дизельным то-
Х’.ивом, поступающим из теплообменника Т-2, и направляется на дальнейшее охлаждение в воздушный холо-
_ 1ьник Хв-5. Расход среднего дизельного топлива, поступающего на смешение с тяжелым дизельным топли-
. регулирует ся контуром, клапан которого установлен на линии среднего дизельного топлива, поступающего
а смешение с тяжелым дизельным топливом (контур 68), с коррекцией к многофункциональному регулятору
нтур 79).
Регулирование температуры общего потока дизельного топлива на выходе из воздушного холодильника
-5 осуществляется путем изменения частоты вращения электродвигателей вентиляторов воздушного холо-
виьника Хв-5 (контур 69). После воздушного холодильника Хв-5 дизельное топливо выводится с установки.
Рис. 10.3. Схема автоматизации процесса гидрокрекинга. Реакторный блок второй ступени
ВСГ с установки
Сырье К-2 отТ-11
Продукт К-4 к Т-1
Продукт К-5 к Т-2
Верхнее циркуляционное орошение К-2 кТ-17
Н-6
Н-7
Рис. 10.4, лист 1. Схема автоматизации процесса гидрокрекинга. Блок фракционирующей колонны
Хв-3
Углеводородный газ к ПК-2
Кислая вода от С-11, Е-3, Е-4, С-9 и С-10
Кислая вода от Е-4
Нафта на извлечение
легких фракций к Х-3
Н-8
Рис. 10.4, лист 2. Схема автоматизации процесса гидрокрекинга. Блок фракционирующей колонны
10. Автоматизация процесса гидрооблагораживания нефтяных фракций
219
Плотность, фракционный состав и температура вспышки продукта, выводимого с установки, определяется ав-
томатическими анализаторами (контур 70).
Третий боковой погон выводится из фракционирующей колонны К-2 и направляется в качестве нижнего
циркуляционного орошения к насосу Н-7 и далее через Т-16, Т-19 (рис. 10.5), Т-20 (рис. 10.4) к колонне К-2,
а другая часть направляется в отпарную колонну дизельного топлива К-5.
Нижнее циркуляционное орошение насосом Н-7 подается в рибойлер Т-16, где нагревает кубовый продукт
отпарной колонны К-3.
Тепловая нагрузка рибойлера Т-16 регулируется каскадным контуром, клапаны которого установлены на
выходе нижнего циркуляционного орошения из рибойлера Т-16 (74А) и на байпасе рибойлера Т-16 (74В), в за-
висимости от перепада температуры нижнего циркуляционного орошения на входе и выходе из рибойлера Т-16
и от расхода нижнего циркуляционного орошения, поступающего в рибойлер Т-16 (контуры 71-74). Корректи-
рующий импульс на регулятор (контур 74) поступает от контура 62, регулирующего расход реактивного топли-
ва, поступающего в воздушный холодильник Хв-4.
После рибойлера Т-16 нижнее циркуляционное орошение последовательно охлаждается в рибойлере Т-19
стабилизационной колонны К-7, где оно нагревает кубовый продукт колонны К-7, и затем в парогенераторе
Т-20, где оно охлаждается за счет выработки пара из котловой питательной воды.
Температура нижнего циркуляционного орошения на выходе из парогенератора Т-20 регулируется каскад-
ной схемой с коррекцией к регулятору расхода путем изменения расхода нижнего циркуляционного орошения
на выходе из парогенератора с помощью клапанов, которые установлены на выходе нижнего циркуляционного
орошения из парогенератора и на байпасе парогенератора (контуры 75 и 76). После парогенератора Т-20 нижнее
циркуляционное орошение возвращается во фракционирующую колонну К-2.
Тепло в отпарную колонну К-5 подводится циркуляцией кубового продукта К-5 через рибойлер Т-21, обо-
греваемый подаваемым насосом Н-2 кубовым продуктом фракционирующей колонны К-2.
При пуске установки гидрокрекинга или при недостаточном количестве подводимого в отпарную колонну
К-5 тепла предусмотрена возможность использования водяного пара.
Пары из отпарной колонны К-5 возвращаются во фракционирующую колонну К-2. Тяжелое дизельное то-
пливо из отпарной колонны К-5 насосом Н-10 подается в теплообменник Т-2, где оно охлаждается сырьем
установки гидрокрекинга (ВГО). Уровень тяжелого дизельного топлива в отпарной колонне К-5 регулируется
контуром, клапан которого установлен на линии тяжелого дизельного топлива, поступающего из фракциониру-
ющей колонны К-2 в отпарную колонну К-5 (контур 77).
Расход тяжелого дизельного топлива, поступающего на смешение со средним, регулируется контуром, кла-
пан которого установлен на линии тяжелого дизельного топлива, поступающего на смешение со средним ди-
зельным топливом (контур 78) с коррекцией к регулятору расхода кубового продукта К-2 (контур 85).
В нижнюю часть фракционирующей колонны К-2 подается водяной пар для извлечения дистиллятов из по-
даваемого на вторую ступень тяжелого рециркулята. Расход пара, подаваемого в куб фракционирующей колон-
ны К-2, регулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи пара во фракционирующую ко-
лонну К-2 (контур 80).
Регулирование уровня кубового продукта во фракционирующей колонне К-2 осуществляется каскадным
контуром, клапан которого установлен на линии подачи части кубового продукта фракционирующей колонны
К-2 в поток ВГО перед фильтрами Ф-1 (контур 80.1). Сигнал от контура 80.1 является корректирующим для
контура, регулирующего расход выводимого с установки кубового продукта фракционирующей колонны К-2
(контур 81).
Кубовый продукт фракционирующей колонны К-2 подается насосом Н-2 в рибойлер Т-21 отпарной колон-
ны К-5. Тепловая нагрузка рибойлера Т-21 регулируется каскадным контуром с коррекцией к многофункцио-
нальному регулятору, клапаны которого установлены на выходе кубового продукта из рибойлера Т-21 и на бай-
пасе рибойлера Т-21, в зависимости от перепада температуры кубового продукта на входе и выходе из рибойлера
Т-21 и от расхода кубового продукта в рибойлер Т-21 (контуры 82...85).
Корректирующий сигнал на многофункциональный регулятор 85 поступает от контура, регулирующего рас-
ход тяжелого дизельного топлива, поступающего на смешение со средним дизельным топливом и далее в воз-
душный холодильник Хв-5 (контур 78).
После рибойлера Т-21 кубовый продукт фракционирующей колонны К-2 поступает в рибойлер Т-18, где он
нагревает кубовый продукт отпарной колонны К-4.
Тепловая нагрузка рибойлера Т-18 автоматически поддерживается каскадным контуром с коррекцией к мно-
гофункциональному регулятору 79, клапаны которого установлены на выходе кубового продукта из рибойлера
Т-18 (79А) и на байпасе рибойлера Т-18 (79В), в зависимости от разности температур кубового продукта на вхо-
де и выходе из рибойлера Т-18 и от расхода кубового продукта в рибойлер Т-18 (контуры 86...88).
Корректирующий сигнал к многофункциональному регулятору 79 поступает от контура, регулирующего рас-
ход среднего дизельного топлива, поступающего на смешение с тяжелым дизельным топливом и далее в воздуш-
ный холодильник Хв-5 (контур 68). Затем кубовый продукт фракционирующей колонны К-2 последовательно
206
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
Регенерацию катализатора проводят, как правило, газовоздушной смесью в две основные стадии:
• стадия окисления, в ходе которой кокс выжигается кислородом воздуха в циркулирующем азоте;
• стадия восстановления, в ходе которой сульфаты металлов, неизбежно образующиеся на стадии окисле-
ния, в присутствии водорода в циркулирующих газах регенерации превращаются в сульфиды.
После этих двух стадий следует стадия сульфидирования.
Для очистки газов регенерации от окислов серы осуществляется нейтрализация газов регенерации 10%-ным
щелочным водным раствором. Для обеспечения максимальной эффективности работы катализатора гидро-
очистки в пусковой период и после регенерации в обязательном порядке проводится его обработка сульфидиру-
ющим агентом (диметилдисульфидом, сероводородом и др.).
10.2. Автоматизация процесса гидрокрекинга
В качестве сырья установки гидрокрекинга используются поступающие с установки вакуумной дистилля-
ции вакуумный газойль, тяжелый вакуумный газойль (ТВГО), легкий вакуумный газойль (ЛВГО), а также ва-
куумные газойли, получаемые при разгонке продуктов таких термических процессов, как замедленное коксова-
ние, крекинг мазута или гудрона и процесс деасфальтизации.
Гидрокрекинг дистиллятных фракций протекает при температурах 370...425 °C и давлении 15...20 МПа в сре-
де ВСГ на катализаторе. Кратность циркуляции ВСГ варьируется от 1000 до 1700 нм3/м3 сырья. Время пребыва-
ния в реакторах составляет от 0,25 до 2 ч в зависимости от требуемой глубины превращения.
Обычно процесс гидрокрекинга организован по двуступенчатой схеме. На первой ступени происходит гидро-
облагораживание сырья на катализаторах, превращающих азотистые и серосодержащие компоненты сырья, а на вто-
рой — гидрокрекинг облагороженного сырья. Полученные на первой ступени более легкие продукты сырья направ-
ляются на вторую ступень, а тяжелая часть, которая не подверглась превращению, возвращается на первую ступень.
Поскольку процесс гидрокрекинга является экзотермическим процессом, то для съема избыточного тепла
реакции катализатор в реакторах засыпают слоями с организацией подачи квенча между слоями.
Продуктами переработки вакуумных газойлей в зависимости от выбранной схемы могут быть дизельное то-
пливо и малосернистые газойли (при одноступенчатой схеме гидрокрекинга), а также бензин, керосин и дизель-
ное топливо (при варианте с рециркуляцией).
Рассмотрим в качестве примера автоматизацию процесса двухступенчатого гидрокрекинга под высоким дав-
лением с получением средних дистиллятов.
10.2.1. Реакторный блок первой ступени
Схема автоматизации процесса гидрокрекинга для реакторного блока первой ступени первой линии приве-
дена на рис. 10.2.
Показателем эффективности процесса является максимальный выход целевых продуктов заданного каче-
ства — средних дистиллятов (бензиновой, керосиновой, дизельной фракций). Цель управления — поддержание
параметров процесса (давления, уровня, расхода, температуры) на заданном уровне. Критерий управления —
min CKO параметров процесса (давления, уровня, расхода и температуры) при получении максимального выхо-
да целевых продуктов заданного качества.
Вакуумный газойль (ВГО) подается на установку гидрокрекинга, последовательно подогревается в теплооб-
меннике Т-1 продуктом отпарной колонны К-4, в теплообменнике Т-2 продуктом отпарной колонны К-5, в те-
плообменнике Т-3 кубовым продуктом фракционирующей колонны К-2, проходит через сырьевой фильтр Ф-1
и поступает в сырьевую емкость Е-1.
Для исключения контактов ВГО с кислородом воздуха и для снижения выбросов углеводородов в атмосферу
в сырьевой емкости Е-1 поддерживается постоянное давление углеводородного газа контуром, клапаны которо-
го установлены на линиях подачи топливного газа в емкость Е-1 и сброса топливного газа на факел (контур 1).
Регулирование уровня в сырьевой емкости Е-1 осуществляется контуром, клапан которого установлен на линии
подачи сырья в емкость (контур 2).
ВГО из сырьевой емкости Е-1 насосом Н-1 подается в узел смешения с циркулирующим водородсодержа-
щим газом (ВСГ).
Регулирование расхода ВГО в узел смешения осуществляется контуром, клапан которого установлен на ли-
нии подачи ВГО в узел смешения (контур 3). Газо-сырьевая смесь из узла смешения поступает в теплообменник
Т-4, где нагревается газопродуктовой смесью из реактора первой ступени Р-1, а затем — в печи П-1 до темпера-
туры реакции. Температура на выходе из печи П-1 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору
расхода топливного газа с помощью клапана, который установлен на трубопроводе подачи топливного газа к ос-
новным горелкам печи П-1 (контуры 4 и 5).
Рис. 10.1. Схема автоматизации процесса гидроочистки моторных топлив
Кислая вода
Н-2
с установки
Насыщенный аминовый
раствор на регенерацию
Н-5
206
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
Регенерацию катализатора проводят, как правило, газовоздушной смесью в две основные стадии:
• стадия окисления, в ходе которой кокс выжигается кислородом воздуха в циркулирующем азоте;
• стадия восстановления, в ходе которой сульфаты металлов, неизбежно образующиеся на стадии окисле-
ния, в присутствии водорода в циркулирующих газах регенерации превращаются в сульфиды.
После этих двух стадий следует стадия сульфидирования.
Для очистки газов регенерации от окислов серы осуществляется нейтрализация газов регенерации 10%-ным
щелочным водным раствором. Для обеспечения максимальной эффективности работы катализатора гидро-
очистки в пусковой период и после регенерации в обязательном порядке проводится его обработка сульфидиру-
ющим агентом (диметилдисульфидом, сероводородом и др.).
10.2. Автоматизация процесса гидрокрекинга
В качестве сырья установки гидрокрекинга используются поступающие с установки вакуумной дистилля-
ции вакуумный газойль, тяжелый вакуумный газойль (ТВГО), легкий вакуумный газойль (ЛВГО), а также ва-
куумные газойли, получаемые при разгонке продуктов таких термических процессов, как замедленное коксова-
ние, крекинг мазута или гудрона и процесс деасфальтизации.
Гидрокрекинг дистиллятных фракций протекает при температурах 370...425 °C и давлении 15...20 МПа в сре-
де ВСГ на катализаторе. Кратность циркуляции ВСГ варьируется от 1000 до 1700 нм3/м3 сырья. Время пребыва-
ния в реакторах составляет от 0,25 до 2 ч в зависимости от требуемой глубины превращения.
Обычно процесс гидрокрекинга организован по двуступенчатой схеме. На первой ступени происходит гидро-
облагораживание сырья на катализаторах, превращающих азотистые и серосодержащие компоненты сырья, а на вто-
рой — гидрокрекинг облагороженного сырья. Полученные на первой ступени более легкие продукты сырья направ-
ляются на вторую ступень, а тяжелая часть, которая не подверглась превращению, возвращается на первую ступень.
Поскольку процесс гидрокрекинга является экзотермическим процессом, то для съема избыточного тепла
реакции катализатор в реакторах засыпают слоями с организацией подачи квенча между слоями.
Продуктами переработки вакуумных газойлей в зависимости от выбранной схемы могут быть дизельное то-
пливо и малосернистые газойли (при одноступенчатой схеме гидрокрекинга), а также бензин, керосин и дизель-
ное топливо (при варианте с рециркуляцией).
Рассмотрим в качестве примера автоматизацию процесса двухступенчатого гидрокрекинга под высоким дав-
лением с получением средних дистиллятов.
10.2.1. Реакторный блок первой ступени
Схема автоматизации процесса гидрокрекинга для реакторного блока первой ступени первой линии приве-
дена на рис. 10.2.
Показателем эффективности процесса является максимальный выход целевых продуктов заданного каче-
ства — средних дистиллятов (бензиновой, керосиновой, дизельной фракций). Цель управления — поддержание
параметров процесса (давления, уровня, расхода, температуры) на заданном уровне. Критерий управления —
min CKO параметров процесса (давления, уровня, расхода и температуры) при получении максимального выхо-
да целевых продуктов заданного качества.
Вакуумный газойль (ВГО) подается на установку гидрокрекинга, последовательно подогревается в теплооб-
меннике Т-1 продуктом отпарной колонны К-4, в теплообменнике Т-2 продуктом отпарной колонны К-5, в те-
плообменнике Т-3 кубовым продуктом фракционирующей колонны К-2, проходит через сырьевой фильтр Ф-1
и поступает в сырьевую емкость Е-1.
Для исключения контактов ВГО с кислородом воздуха и для снижения выбросов углеводородов в атмосферу
в сырьевой емкости Е-1 поддерживается постоянное давление углеводородного газа контуром, клапаны которо-
го установлены на линиях подачи топливного газа в емкость Е-1 и сброса топливного газа на факел (контур 1).
Регулирование уровня в сырьевой емкости Е-1 осуществляется контуром, клапан которого установлен на линии
подачи сырья в емкость (контур 2).
ВГО из сырьевой емкости Е-1 насосом Н-1 полается в узел смешения с циркулирующим водородсодержа-
щим газом (ВСГ).
Регулирование расхода ВГО в узел смешения осуществляется контуром, клапан которого установлен на ли-
нии подачи ВГО в узел смешения (контур 3). Газо-сырьевая смесь из узла смешения поступает в теплообменник
Т-4, где нагревается газопродуктовой смесью из реактора первой ступени Р-1, а затем — в печи П-1 до темпера-
туры реакции. Температура на выходе из печи П-1 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору
расхода топливного газа с помощью клапана, который установлен на трубопроводе подачи топливного газа к ос-
новным горелкам печи П-1 (контуры 4 и 5).
2
Подпиточный водород
Подпиточный водород
___ Нестабильный гидрогенизат Р-2 от Н-51
------------------
Кубовый продукт К-2
Хв-5
Кубовый продукт К-2 с установки
Кубовый продукт К-2 к Н-3
Н-1
Рис. 10.2, лист 1. Схема автоматизации процесса гидрокрекинга для реакторного блока первой ступени
Вода Н-50
Кислая вода с установки
Промывочная вода
и полисульфид аммония
Рис. 10.2, лист 2. Схема автоматизации процесса гидрокрекинга для реакторного блока первой ступени
1Э. Автоматизация процесса гидрооблагораживания нефтяных фракций
211
От утилизационной турбины Н-50 нестабильный гидрогенизат поступает в горячий сепаратор низкого дав-
ления С-2. Уровень в сепараторе С-2 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода выво-
димого из сепаратора С-2 нестабильного гидрогенизата с помощью клапана, который установлен на линии вы-
вода нестабильного гидрогенизата из сепаратора С-2 (контуры 24 и 25).
Нестабильный гидрогенизат, объединенный с жидкими углеводородами из горячего сепаратора низкого дав-
ления С-2, поступает в теплообменник Т-6, где он охлаждает газопродуктовую смесь реактора Р-1. Далее поток
аправляется в теплообменник Т-11, где он нагревается газопродуктовой смесью из реактора второй ступени
-2 (рис. 10.3).
Нестабильный гидрогенизат нагревается в теплообменнике Т-15 кубовым продуктом фракционирующей
колонны К-2 и поступает в сепаратор предварительного испарения сырья фракционирующей колонны С-8
(рис. 10.4).
Выделившейся в сепараторе С-2 углеводородный газ (УВГ) охлаждается в воздушном холодильнике Хв-6
и далее поступает в холодный сепаратор низкого давления С-5. Регулирование температуры УВГ на выходе из
здушного холодильника Хв-6 осуществляется путем изменения частоты вращения вентиляторов воздушного
холодильника Хв-6 (контур 26).
В холодном сепараторе низкого давления С-5 происходит разделение жидких углеводородов, ВСГ и кислой
воды. ВСГ из сепаратора С-5 объединяется с потоком ВСГ из сепаратора С-4 и выводится с установки. Давле-
ние в сепараторе С-5 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода ВСГ с установки
/контур 27). В случае увеличения давления в линии вывода ВСГ с установки осуществляется сдув ВСГ на фа-
кел (контур 28).
Уровень жидких углеводородов в сепараторе С-5 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору
расхода путем изменения расхода жидких углеводородов с помощью клапана, который установлен на линии вы-
в< да жидких углеводородов из сепаратора С-5 в теплообменник Т-8 (контуры 29 и 30).
Уровень раздела фаз «жидкие углеводороды/кислая вода» в сепараторе С-5 регулируется контуром, клапан
которого установлен на линии вывода с установки кислой воды из сепаратора С-5 (контур 31).
Жидкие углеводороды из сепаратора С-5 направляются в теплообменник Т-8, где нагреваются потоком ВСГ
и; сепаратора С-1, объединяются с нестабильным гидрогенизатом из сепаратора С-2 и направляются в качестве
сырья во фракционирующую колонну К-2 (рис. 10.5).
10.2.2. Реакторный блок второй ступени
Схема автоматизации реакторного блока второй ступени первой линии приведена на рис. 10.3. Кубовый про-
сто- фракционирующей колонны К-2 насосом Н-3 подается в узел смешения с циркулирующим ВСГ. Регулиро-
ие расхода кубового продукта в узел смешения осуществляется контуром, клапан которого установлен на ли-
ши подачи кубового продукта в узел смешения (контур 32).
Газо-сырьевая смесь из узла смешения нагревается в теплообменнике Т-10 газопродуктовой смесью из реак-
тора второй ступени первой линии Р-2, а затем — в печи П-2 до температуры реакции. Температура на выходе из
?чи П-2 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода путем изменения расхода топлив-
ого газа с помощью клапана, который установлен на трубопроводе подачи топливного газа к горелкам печи П-2
нтуры 33 и 34).
Нагретая в печи П-2 до температуры реакции газосырьевая смесь поступает в реактор второй ступени пер-
вой линии Р-2 и последовательно проходит неподвижные слои катализатора, подвергаясь при этом реакциям
п рокрекинга.
Дтя снятия тепла и регулирования температуры в слоях катализатора с нагнетания компрессора ЦК-2 от-
жльными потоками в реактор Р-2 между слоями катализатора подается холодный ВСГ. Температура в слоях ка-
-тизатора реактора Р-2 регулируется путем изменения расхода холодного ВСГ с помощью клапанов, которые
рвспотожены на линиях подачи между слоями катализатора холодного ВСГ в реактор Р-2 (контуры 35...38).
Газо-продуктовая смесь из реактора Р-2 последовательно охлаждается в теплообменниках Т-10...Т-12, отда-
тепло газосырьевой смеси сырью фракционирующей колонны К-2 и поступающему в узел смешения цирку-
| цлтощему ВСГ. Далее газопродуктовая смесь поступает в парогенератор Т-13, где она охлаждается за счет об-
ванпя водяного пара из питательной котловой воды и направляется в горячий сепаратор высокого давления
Г-6. В горячем сепараторе высокого давления С-6 происходит разделение газопродуктовой смеси на ВСГ и не-
ильный гидрогенизат.
Газовая фаза сепаратора С-6 охлаждается в теплообменнике Т-14 смесью циркулирующего ВСГ от компрес-
ЦК-2 и свежего ВСГ от компрессора ПК-1, после чего ВСГ окончательно охлаждается в воздушном кон-
- . -торе-холодильнике Хв-2. Регулирование температуры потока ВСГ на выходе из воздушного холодильника
осуществляется путем изменения частоты вращения электродвигателей вентиляторов воздушного холо-
L пика Хв-2 (контур 39).
212
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
После воздушного холодильника Хв-2 газо-жидкостная смесь поступает в холодный сепаратор высокого
давления С-7, где разделяется на ВСГ и жидкие углеводороды. Уровень жидких углеводородов в сепараторе С-7
регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода жидких углеводородов из сепаратора С-7
в холодный сепаратор низкого давления С-5 (контур 40).
Из сепаратора С-7 циркулирующий ВСГ поступает на прием центробежного компрессора ЦК-2. Избыточ-
ное количество ВСГ (отдув) из сепаратора С-7 выводится с установки. Расход выводимого избыточного ВСГ ре-
гулируется контуром, клапан которого установлен налипни вывода избыточного ВСГ с установки (контур 41).
Состав и относительная плотность циркулирующего ВСГ, подпиточного водорода и их смеси определяются
автоматическими анализаторами (контур 42).
В целях защиты компрессора ЦК-2 от помпажа предусмотрен антипомпажный контур (возврат части ВСГ
после охлаждения в воздушном холодильнике Хв-2 со стороны нагнетания компрессора ЦК-2 на прием). Регу-
лирование расхода ВСГ осуществляется контуром, клапан которого установлен на линии перепуска ВСГ с на-
гнетания в аппарат воздушного охлаждения Хв-2 (контур 43).
Давление на приеме компрессора ЦК-2 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии све-
жего водорода, подаваемого компрессором ПК-1 на смешение с циркулирующим ВСГ (контур 44).
Со стороны нагнетания компрессора ЦК-2 поток циркулирующего ВСГ последовательно нагревается
в теплообменнике Т-14, где он охлаждает поток ВСГ из горячего сепаратора высокого давления С-6, и в тепло-
обменнике Т-12, где охлаждается газопродуктовая смесь из реактора Р-2.
После нагрева в теплообменнике Т-12 поток циркулирующего ВСГ поступает в узел смешения с сырьем ре-
актора второй ступени Р-2.
Нестабильный гидрогенизат из горячего сепаратора высокого давления С-6 сбрасывает давление в утилиза-
ционной турбине Н-51, энергия которой используется для электродвигателя насоса Н-3. Регулирование подачи
нестабильного гидрогенизата в турбину Н-51 осуществляется дистанционно контуром, клапан которого уста-
новлен на трубопроводе подачи жидкости в турбину Н-51 (контур 45). Уровень нестабильного гидрогенизата
в сепараторе С-6 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии байпаса утилизационной тур-
бины Н-51 (контур 46).
От утилизационной турбины Н-51 нестабильный гидрогенизат поступает в горячий сепаратор низкого дав-
ления С-2 (рис. 10.2).
10.2.3. Блок фракционирующей колонны К-2
Схема автоматизации блока фракционирующей колонны К-2 приведена на рис. 10.4. Сырьем фракциониру-
ющей колонны К-2 является нестабильный гидрогенизат первой и второй ступеней, поступающий из горячего
сепаратора низкого давления С-2, а также жидкие углеводороды, поступающие из холодного сепаратора низко-
го давления С-5 (рис. 10.1).
После нагрева в теплообменниках Т-6, Т-11 и Т-15 парожидкостная смесь поступает на разделение в испари-
тель С-8. Разделение потока на жидкую и паровую фазы обеспечивает хорошее распределение потоков, посту-
пающих в змеевики печи П-3, что снижает вероятность коксообразования в секциях печи П-3. Давление в испа-
рителе С-8 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода выводящейся из испарителя С-8
газовой фазы с помощью клапана, который установлен на выходящем газовом потоке (контуры 47 и 48). Уровень
в испарителе С-8 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода жидкой фазы, выводящей-
ся из испарителя С-8 с помощью клапана, который установлен на выходящем жидком потоке (контуры 49 и 50).
Для обеспечения одинаковой температуры продукта на выходе из всех секций змеевиков печи П-3 контро-
лируют среднее арифметическое значение температуры продукта в каждой секции змеевиков на выходе из печи
П-3 (контур 51). Сигнал от контура 51 является корректирующим для контуров регулирования расхода газовой
(контур 48) и жидкой (контур 50) фаз.
Газовый и жидкостной потоки смешиваются, нагреваются в печи П-3, после чего поступают во фракциони-
рующую колонну К-2. Температура нестабильного гидрогенизата на выходе из печи П-3 регулируется каскад-
ной схемой с коррекцией к регулятору давления топливного газа и мазута, поступающих к печи П-3 (конту-
ры 52...54).
Фракционирующая колонна К-2 и боковые отпарные колонны К-3...К-5 предназначены для разделения про-
дуктов гидрокрекинга с получением фракций необходимого качества.
Давление во фракционирующей колонне К-2 регулируется контуром, клапаны которого установлены на ли-
нии подачи газа из сепаратора С-14 в линию отходящего газа из емкости орошения Е-2 (контур 55) и на линии
сброса газа из емкости орошения Е-2 на факел.
Температура верха фракционирующей колонны К-2 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регуля-
тору расхода путем изменения расхода орошения, поступающего на первую тарелку фракционирующей колон-
ны К-2 с помощью клапана, который установлен на линии подачи орошения в колонну (контуры 56 и 57).
10. Автоматизация процесса гидрооблагораживания нефтяных фракций
213
Пары из верхней части фракционирующей колонны К-2 частично конденсируются в воздушном холодиль-
нике-конденсаторе Хв-3 и направляются в емкость орошения Е-2. Регулирование температуры потока на выхо-
де из воздушного холодильника-конденсатора Хв-3 осуществляется путем изменения частоты вращения .элек-
тродвигателей вентиляторов воздушного холодильника Хв-3 (контур 58).
В емкости орошения Е-2 происходит разделение жидких углеводородов (нафты), углеводородного газа
и кислой воды. Часть нафты из емкости орошения Е-2 насосом Н-4 возвращается на первую тарелку фракцио-
нирующей колонны К-2 в качестве орошения, а остальная нафта этим же насосом через водяной холодильник
Х-3 направляется в сепаратор С-9 для дальнейшего извлечения легких фракций.
Тяжелый кислый углеводородный газ из емкости орошения Е-2 поступает на прием поршневых компрессо-
ров ПК-2 (рис. 10.5) для извлечения из него легких фракций. Кислая вода из емкости орошения Е-2 насосом Н-5
выводится с установки на очистку.
Уровень нафты в емкости орошения Е-2 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вы-
вода нафты в водяной холодильник Х-3 (контур 59). Уровень раздела фаз «нафта/кислая вода» в емкости оро-
шения Е-2 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода кислой воды с установки (кон-
тур 60).
Реактивное топливо выводится из фракционирующей колонны К-2 боковым погоном, который направляет-
ся в отпарную колонну К-3.
Тепло в отпарную колонну К-3 подводится циркуляцией кубового продукта колонны К-3 через рибойлер
Т-16, обогреваемый нижним циркуляционным орошением, которое подается насосом Н-7.
Пары из отпарной колонны К-3 возвращаются во фракционирующую колонну К-2.
Реактивное топливо из отпарной колонны К-3 насосом Н-8 подается на охлаждение в воздушный холодиль-
ник Хв-4 и водяной холодильник Х-11.
Уровень реактивного топлива в отпарной колонне К-3 регулируется контуром, клапан которого установлен
на линии вывода реактивного топлива из фракционирующей колонны К-2 в отпарную колонну К-3 (контур 61).
Расход реактивного топлива, поступающего в воздушный холодильник Хв-4 и выводимого с установки, ре-
гулируется контуром, клапан которого установлен на линии реактивного топлива, поступающего в воздушный
холодильник Хв-4 (контур 62).
Регулирование температуры потока реактивного топлива на выходе из водяного холодильника Х-11 осу-
ществляется путем изменения частоты вращения электродвигателей вентиляторов воздушного холодильника
Хв-4 (контур 63).
Плотность, фракционный состав и температура вспышки продукта, выводимого после водяного холодиль-
ника Х-11, определяются автоматическими анализаторами (контур 64).
Второй боковой погон выводится из фракционирующей колонны К-2 частично в качестве верхнего циркуля-
ционного орошения к насосу Н-6, а другая часть направляется в отпарную колонну К-4.
Верхнее циркуляционное орошение из колонны К-2 насосом Н-6 подается в рибойлер Т-17 (рис. 10.5), где
агревает кубовый продукт деэтанизатора К-6. После теплообменника Т-17 верхнее циркуляционное ороше-
ние поступает на охлаждение в водяном холодильнике Х-2 и возвращается во фракционирующую колонну К-2
(рис. 10.4).
Температура верхнего циркуляционного орошения на выходе из холодильника Х-2 регулируется каскадной
схемой с коррекцией к регулятору расхода путем изменения расхода верхнего циркуляционного орошения с по-
мощью клапанов, которые установлены на линии подачи верхнего циркуляционного орошения во фракциони-
рующую колонну К-2 и на байпасе холодильника Х-2 (контуры 65 и 66).
Тепло в отпарную колонну К-4 подводится циркуляцией кубового продукта колонны К-4 через рибойлер
Т-18, обогреваемый кубовым продуктом фракционирующей колонны К-2. Пары из отпарной колонны К-4 воз-
.ращаются во фракционирующую колонну К-2, а среднее дизельное топливо из куба отпарной колонны К-4 на-
сосом Н-9 подается в теплообменник Т-1 реакторного блока первой ступени (рис. 10.2), где оно охлаждается сы-
м установки гидрокрекинга (ВГО).
Уровень среднего дизельного топлива в отпарной колонне К-4 (рис. 10.4) регулируется контуром, клапан ко-
торого установлен на линии среднего дизельного топлива, выводимого из фракционирующей колонны К-2 в от-
ную колонну К-4 (контур 67).
После теплообменника Т-1 (рис. 10.2) среднее дизельное топливо смешивается с тяжелым дизельным то-
Х’.ивом, поступающим из теплообменника Т-2, и направляется на дальнейшее охлаждение в воздушный холо-
_ шпик Хв-5. Расход среднего дизельного топлива, поступающего на смешение с тяжелым дизельным топли-
В I. регулируется контуром, клапан которого установлен на линии среднего дизельного топлива, поступающего
а смешение с тяжелым дизельным топливом (контур 68), с коррекцией к многофункциональному регулятору
нтур 79).
Регулирование температуры общего потока дизельного топлива на выходе из воздушного холодильника
-5 осуществляется путем изменения частоты вращения электродвигателей вентиляторов воздушного холо-
жльника Хв-5 (контур 69). После воздушного холодильника Хв-5 дизельное топливо выводится с установки.
Подпиточный водород от ПК-1
Рис. 10.3. Схема автоматизации процесса гидрокрекинга. Реакторный блок второй ступени
ВСГ с установки
Сырье К-2 отТ-11
Продукт К-4 к Т-1
Продукт К-5 к Т-2
Верхнее циркуляционное орошение К-2 к Т-17
Н-6
Н-7
Рис. 10.4, лист 1. Схема автоматизации процесса гидрокрекинга. Блок фракционирующей колонны
Хв-3
На факел
Углеводородный газ от С-10
Углеводородный газ к ПК-2
Кислая вода от С-11, Е-3, Е-4, С-9 и С-10
Н-8
Рис. 10.4, лист 2. Схема автоматизации процесса гидрокрекинга. Блок фракционирующей колонны
10. Автоматизация процесса гидрооблагораживания нефтяных фракций
219
Плотность, фракционный состав и температура вспышки продукта, выводимого с установки, определяется ав-
томатическими анализаторами (контур 70).
Третий боковой погон выводится из фракционирующей колонны К-2 и направляется в качестве нижнего
циркуляционного орошения к насосу Н-7 и далее через Т-16, Т-19 (рис. 10.5), Т-20 (рис. 10.4) к колонне К-2,
а другая часть направляется в отпарную колонну дизельного топлива К-5.
Нижнее циркуляционное орошение насосом Н-7 подается в рибойлер Т-16, где нагревает кубовый продукт
отпарной колонны К-3.
Тепловая нагрузка рибойлера Т-16 регулируется каскадным контуром, клапаны которого установлены на
выходе нижнего циркуляционного орошения из рибойлера Т-16 (74А) и на байпасе рибойлера Т-16 (74В), в за-
висимости от перепада температуры нижнего циркуляционного орошения на входе и выходе из рибойлера Т-16
и от расхода нижнего циркуляционного орошения, поступающего в рибойлер Т-16 (контуры 71-74). Корректи-
рующий импульс на регулятор (контур 74) поступает от контура 62, регулирующего расход реактивного топли-
ва, поступающего в воздушный холодильник Хв-4.
После рибойлера Т-16 нижнее циркуляционное орошение последовательно охлаждается в рибойлере Т-19
стабилизационной колонны К-7, где оно нагревает кубовый продукт колонны К-7, и затем в парогенераторе
Т-20, где оно охлаждается за счет выработки пара из котловой питательной воды.
Температура нижнего циркуляционного орошения на выходе из парогенератора Т-20 регулируется каскад-
ной схемой с коррекцией к регулятору расхода путем изменения расхода нижнего циркуляционного орошения
на выходе из парогенератора с помощью клапанов, которые установлены на выходе нижнего циркуляционного
орошения из парогенератора и на байпасе парогенератора (контуры 75 и 76). После парогенератора Т-20 нижнее
циркуляционное орошение возвращается во фракционирующую колонну К-2.
Тепло в отпарную колонну К-5 подводится циркуляцией кубового продукта К-5 через рибойлер Т-21, обо-
греваемый подаваемым насосом Н-2 кубовым продуктом фракционирующей колонны К-2.
При пуске установки гидрокрекинга или при недостаточном количестве подводимого в отпарную колонну
К-5 тепла предусмотрена возможность использования водяного пара.
Пары из отпарной колонны К-5 возвращаются во фракционирующую колонну К-2. Тяжелое дизельное то-
пливо из отпарной колонны К-5 насосом Н-10 подается в теплообменник Т-2, где оно охлаждается сырьем
установки гидрокрекинга (ВГО). Уровень тяжелого дизельного топлива в отпарной колонне К-5 регулируется
контуром, клапан которого установлен на линии тяжелого дизельного топлива, поступающего из фракциониру-
ющей колонны К-2 в отпарную колонну К-5 (контур 77).
Расход тяжелого дизельного топлива, поступающего на смешение со средним, регулируется контуром, кла-
пан которого установлен на линии тяжелого дизельного топлива, поступающего на смешение со средним ди-
зельным топливом (контур 78) с коррекцией к регулятору расхода кубового продукта К-2 (контур 85).
В нижнюю часть фракционирующей колонны К-2 подается водяной пар для извлечения дистиллятов из по-
даваемого на вторую ступень тяжелого рециркулята. Расход пара, подаваемого в куб фракционирующей колон-
ны К-2, регулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи пара во фракционирующую ко-
лонну К-2 (контур 80).
Регулирование уровня кубового продукта во фракционирующей колонне К-2 осуществляется каскадным
контуром, клапан которого установлен на линии подачи части кубового продукта фракционирующей колонны
К-2 в поток ВГО перед фильтрами Ф-1 (контур 80.1). Сигнал от контура 80.1 является корректирующим для
контура, регулирующего расход выводимого с установки кубового продукта фракционирующей колонны К-2
(контур 81).
Кубовый продукт фракционирующей колонны К-2 подается насосом Н-2 в рибойлер Т-21 отпарной колон-
ны К-5. Тепловая нагрузка рибойлера Т-21 регулируется каскадным контуром с коррекцией к многофункцио-
нальному регулятору, клапаны которого установлены на выходе кубового продукта из рибойлера Т-21 и на бай-
пасе рибойлера Т-21, в зависимости от перепада температуры кубового продукта на входе и выходе из рибойлера
Т-21 и от расхода кубового продукта в рибойлер Т-21 (контуры 82...85).
Корректирующий сигнал на многофункциональный регулятор 85 поступает от контура, регулирующего рас-
ход тяжелого дизельного топлива, поступающего на смешение со средним дизельным топливом и далее в воз-
душный холодильник Хв-5 (контур 78).
После рибойлера Т-21 кубовый продукт фракционирующей колонны К-2 поступает в рибойлер Т-18, где он
нагревает кубовый продукт отпарной колонны К-4.
Тепловая нагрузка рибойлера Т-18 автоматически поддерживается каскадным контуром с коррекцией к мно-
гофункциональному регулятору 79, клапаны которого установлены на выходе кубового продукта из рибойлера
Т-18 (79А) и на байпасе рибойлера Т-18 (79В), в зависимости от разности температур кубового продукта на вхо-
де и выходе из рибойлера Т-18 и от расхода кубового продукта в рибойлер Т-18 (контуры 86...88).
Корректирующий сигнал к многофункциональному регулятору 79 поступает от контура, регулирующего рас-
ход среднего дизельного топлива, поступающего на смешение с тяжелым дизельным топливом и далее в воздуш-
ный холодильник Хв-5 (контур 68). Затем кубовый продукт фракционирующей колонны К-2 последовательно
3
Верхний продух । С-10
на первую ступень ПК-2
3
Нафта на извлечение
легких фракций от Н-4
Кислая вода к Е-2
Верхнее циркуляционное орошение К-2 от Н-6
Верхнее циркуляционное орошение К-2 к Х-2
Рис. 10.5. Схема автоматизации процесса гидрокрекинга. Блок колонны деэтанизации
Углеводородный газ
с установки
ЛП)Е^
Углеводородный газ
с установки
С 12
Насыщенный аминовый раствор на регенерацию
Кубовый продукт К-7 от Н-13
Н-16
Кубовый продукт К-6 в К-7
5
222
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
охлаждается — в теплообменнике Т-15, нагревая сырье фракционирующей колонны К-2, и в теплообменнике
Т-3 (рис. 10.2), нагревая сырье установки гидрокрекинга (ВГО). Затем не превращенная тяжелая фракция воз-
вращается насосом Н-3 (рис. 10.3) на дальнейшую переработку в реакторный блок второй ступени Р-2.
10.2.4. Блоки разделения легких фракций
Схема автоматизации блоков разделения легких фракций приведена на рис. 10.5 и 10.6.
Тяжелые пары кислого углеводородного газа из емкости орошения фракционирующей колонны Е-2 посту-
пают на прием двухступенчатого поршневого компрессора ПК-2 (рис. 10.5). Сжатый на первой ступени ком-
прессора ПК-2 углеводородный газ смешивается с нафтой, поступающей на извлечение легких фракций из ем-
кости орошения фракционирующей колонны Е-2 от насоса Н-4. Образовавшаяся смесь охлаждается в первом
межступенчатом водяном холодильнике верхнего продукта фракционирующей колонны Х-3 и поступает далее
на сепарацию в межступенчатый сепаратор верхнего продукта фракционирующей колонны С-9.
В межступенчатом сепараторе С-9 происходит разделение смеси на кислую воду, нафту и углеводородный
газ. Выделившийся в сепараторе С-9 углеводородный газ поступает на вторую ступень поршневого компрессора
ПК-2. Нафта из сепаратора С-9 откачивается насосом Н-11, смешивается со сжатым на второй ступени компрес-
сора ПК-2 углеводородным газом, охлаждается во втором межступенчатом водяном холодильнике Х-4 и посту-
пает в сепаратор верхнего продукта фракционирующей колонны С-10.
Уровень нафты в сепараторе С-9 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии нагнетания
насоса Н-11 (контур 89).
Кислая вода, выделившаяся в сепараторе С-9, направляется в емкость орошения фракционирующей колон-
ны Е-2. Уровень раздела фаз «нафта/кислая вода» в сепараторе С-9 регулируется контуром, клапан которого
установлен на линии вывода кислой воды из сепаратора С-9 в емкость орошения фракционирующей колонны
Е-2 (контур 90).
В сепараторе С-10 происходит разделение смеси на кислую воду, нафту и углеводородный газ. Выделившийся
в сепараторе С-10 углеводородный газ поступает в сепаратор питания абсорбера аминовой очистки кислого угле-
водородного газа С-11. Давление газа в сепараторе С-10 регулируется контуром, клапан которого установлен на
линии вывода газа из сепаратора С-10 в сепаратор питания абсорбера аминовой очистки кислого углеводородного
газа С-11 (контур 91). Часть потока углеводородного газа из сепаратора С-10 возвращается обратно на первую сту-
пень поршневого компрессора ПК-2 для поддержания необходимого давления во фракционирующей колонне К-2.
Нафта из сепаратора С-10 направляется в теплообменник Т-22, где она нагревается кубовым продуктом ста-
билизационной колонны К-7 и поступает далее в деэтанизатор К-6. Уровень нафты в сепараторе С-10 регули-
руется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода путем изменения расхода поступающей в те-
плообменник Т-22 нафты с помощью клапана, который установлен на линии вывода нафты из сепаратора С-10
в теплообменник Т-22 (контуры 92 и 93).
Кислая вода, выделившаяся в сепараторе С-10, направляется в емкость орошения фракционирующей колон-
ны Е-2. Уровень раздела фаз «нафта/кислая вода» в сепараторе С-10 регулируется контуром, клапан которого
установлен на линии вывода кислой воды из сепаратора С-10 в емкость орошения фракционирующей колонны
Е-2 (контур 94).
Деэтанизатор К-6 предназначен для извлечения из нафты гидрокрекинга легких углеводородных газов, се-
роводорода и воды. Пары из верхней части деэтанизатора К-6 перед водяным холодильником Х-5 смешивают-
ся с охлажденным в теплообменнике Т-22 кубовым продуктом стабилизационной колонны К-7, который игра-
ет роль абсорбента и снижает потери пропана и более тяжелых компонентов с газами, выводимыми из емкости
орошения деэтанизатора Е-3.
После охлаждения в водяном холодильнике Х-5 образовавшаяся смесь поступает в емкость орошения де-
этанизатора Е-3. Выделившийся в емкости орошения деэтанизатора Е-3 углеводородный газ, содержащий ме-
тан, этан и некоторое количество пропана, объединяется с газовым потоком из сепаратора С-10 и поступает в се-
паратор питания абсорбера аминовой очистки кислого углеводородного газа С-11.
Жидкие углеводороды из емкости орошения деэтанизатора Е-3 насосом Н-12 возвращаются в деэтанизатор
К-6 в качестве орошения.
Уровень нафты в емкости орошения деэтанизатора Е-3 регулируется каскадным контуром с коррекцией
к регулятору расхода путем изменения расхода подаваемой в деэтанизатор К-6 флегмы с помощью клапана, ко-
торый установлен на линии подачи флегмы в деэтанизатор К-6 (контуры 95 и 96).
Уровень раздела фаз «нафта/кислая вода» в емкости орошения деэтанизатора Е-3 регулируется контуром,
клапан которого установлен на линии вывода кислой воды из емкости орошения деэтанизатора Е-3 в емкость
орошения фракционирующей колонны Е-2 (контур 97).
Давление в деэтанизаторе К-6 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода с уста-
новки углеводородного газа из сепаратора абсорбера аминовой очистки углеводородного газа низкого давления
10. Автоматизация процесса гидрооблагораживания нефтяных фракций
223
С-12 (контур 98). Необходимое количество тепла в деэтанизатор К-6 подводится циркуляцией кубового про-
дукта колонны К-6 через рибойлер Т-17, обогреваемого верхним циркуляционным орошением фракционирую-
щей колонны К-2.
Температура в нижней части деэтанизатора регулируется контуром, клапан которого установлен на байпасе
верхнего циркуляционного орошения фракционирующей колонны К-2 рибойлера Т-17 (контур 99).
Кубовый продукт деэтанизатора К-6 подается насосом Н-16 в качестве сырья в стабилизационную колон-
ну' К-7 (рис. 10.6). Постоянство уровня в кубе К-6 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулято-
ру расхода кубового продукта деэтанизатора К-6, поступающего в стабилизационную колонну' К-7 с помощью
лапана установленного на линии подачи кубового продукта из деэтанизатора К-6 в стабилизационную колон-
К-7 (контуры 100 и 101).
Кислый углеводородный газ, собираемый в сепараторе С-11, направляется на очистку от сероводорода в аб-
сорбер аминовой очистки углеводородного газа низкого давления К-9. Регенерированный аминовый раствор по-
ется в абсорбер аминовой очистки углеводородного газа К-9 после охлаждения в водяном холодильнике Х-6.
мпература регенерированного аминового раствора на выходе из холодильника Х-6 регулируется каскадным
контуром с коррекцией к регулятору расхода регенерированного амина раствора путем изменения расхода с по-
ощью клапанов, которые установлены на входе и байпасе водяного холодильника Х-6 (контуры 102 и 103).
Для предотвращения конденсации паров углеводородов внутри абсорбера К-9 и, следовательно, пенообра-
ванпя температура поступающего в абсорбер К-9 регенерированного аминового раствора должна быть на 6 °C
ше температуры поступающего из сепаратора С-11 углеводородного газа. Разность температур регенериро-
ванного аминового раствора и углеводородного газа, поступающих в абсорбер К-9 (контуры 103 и 105), служит
корректирующим сигналом к регулятору расхода (контур 102).
Кислая вода из сепаратора С-И вручную отводится по мере накопления в емкость орошения фракциониру-
• ей колонны Е-2.
Очищенный от сероводорода углеводородный газ из абсорбера К-9 поступает в сепаратор абсорбера амино-
1 очистки углеводородного газа С-12, где происходит отделение углеводородного газа от унесенного аминово-
раствора, после чего выводится с установки.
Насыщенный аминовый раствор, выделившийся из углеводородного газа в сепараторе С-12, по мере нако-
тения вручную выводится с установки на регенерацию совместно с насыщенным аминовым раствором из аб-
. рбера К-9. Уровень насыщенного аминового раствора в абсорбере К-9 регулируется контуром, клапан кото-
го установлен на линии вывода насыщенного аминового раствора с установки (контур 106). Углеводородная
: ала из абсорбера К-9 сбрасывается в линию насыщенного аминового раствора, выводимого с установки на ре-
генерацию.
В стабилизационной колонне К-7 из нафты выделяется сжиженный углеводородный газ (СУГ). Пары из
хней части стабилизационной колонны К-7 полностью конденсируются в воздушном холодильнике верхне-
продукта стабилизационной колонны Хв-7 и поступают в емкость орошения стабилизационной колонны Е-4.
Температура верхнего продукта стабилизационной колонны К-7 на выходе из воздушного холодильника Хв-7
регулируется путем изменения частоты вращения электродвигателей вентиляторов воздушного холодильника
Хв-7 (контур 107). Давление в стабилизационной колонне К-7 регулируется контуром, клапаны которого уста-
влены на байпасе паров верхнего продукта стабилизационной колонны К-7 воздушного холодильника Хв-7
нтур 108, клапан 108 А).
Верхний продукт стабилизационной колонны К-7 полностью конденсируется в СУГ, но при сбое или в слу-
г поступления в стабилизационную колонну К-7 легких неконденсируемых газов из деэтанизатора К-6 дав-
•е в стабилизационной колонне К-7 будет расти. Для предотвращения увеличения давления и сброса не-
щенсируемых легких углеводородов предусмотрено регулирование давления контуром, клапан которого
становлен на линии сброса углеводородных паров из емкости орошения Е-4 в топливную сеть (контур 108,
L . ан 108В).
Емкость орошения Е-4 предназначена для разделения СУГ и кислой воды. Кислая вода из емкости орошения
i ; по мере накопления вручную выводится в емкость орошения фракционирующей колонны Е-2. СУГ из емко-
гти орошения Е-4 направляется насосом Н-14 в качестве орошения в стабилизационную колонну К-7 и на ами-
• е_то очистку в контактор К-10 для очистки от сероводорода после охлаждения в водяном холодильнике Х-7.
Расход орошения, поступающего в стабилизационную колонну К-7, регулируется контуром, клапан которо-
: становлен на линии орошения, поступающего в стабилизационную колонну К-7 (контур 110).
вровень СУГ в емкости орошения Е-4 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи
в контактор К 10 после водяного холодильника Х-7 (контур 111).
одвод тепла в стабилизационную колонну К-7 осуществляется путем циркуляции кубового продукта ко-
К-7 через рибойлер Т-19, который нагревается нижним циркуляционным орошением фракционирующей
^инны К-2. Температура нафты в кубе стабилизационной колонне К-7 регулируется контуром, клапан кото-
। > становлен на байпасе нижнего циркуляционного орошения фракционирующей колонны К-2 рибойлера
9 (контур 112).
224
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
Часть нижнего продукта стабилизационной колонны К-7 направляется насосом Н-13 в теплообменник Т-22
(рис. 10.5), где охлаждается нафтой из сепаратора С-10 и подается затем на смешение с верхним продуктом де-
этанизатора К-6 для абсорбции тяжелых углеводородов.
Расход поступающего в теплообменник Т-22 кубового продукта стабилизационной колонны К-7 регулирует-
ся контуром, клапан которого установлен на линии подачи кубового продукта стабилизационной колонны К-7
в теплообменник Т-22 (контур 113).
Основная часть кубового продукта стабилизационной колонны К-7 направляется в виде сырья в колонну
вторичного разделения нафты К-8 (рис. 10.6) для получения легкой и тяжелой нафты.
Уровень в кубе стабилизационной колонны К-7 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулято-
ру расхода путем изменения расхода направляемого в колонну К-8 кубового продукта колонны К-7 с помощью
клапана, который установлен на линии вывода кубового продукта стабилизационной колонны К-7 в колоннх
разделения нафты К-8 (контуры 114 и 115).
Пары легкой нафты с верха колонны разделения К-8 полностью конденсируется в воздушном холодильни-
ке Хв-8 и поступают в емкость орошения Е-5. Температура верхнего продукта колонны разделения нафты К-8
на выходе из воздушного холодильника Хв-8 регулируется путем изменения частоты вращения электродвигате-
лей вентиляторов воздушного холодильника Хв-8 (контур 116) Давление в колонне разделения нафты К-8 ре-
гулируется контуром, клапаны которого установлены на линии подачи топливного газа в емкость орошения Е-5
и сброса газов на факел (контур 117).
Легкая нафта из емкости орошения Е-5 возвращается насосом Н-15 в качестве орошения в колонну разделе-
ния нафты К-8, а другая часть после охлаждения в водяном холодильнике Х-8 выводится с установки. Расход
поступающего в колонну разделения нафты К-8 орошения регулируется контуром, клапан которого установлен
на линии орошения, поступающего в колонну разделения нафты К-8 (контур 118).
Уровень легкой нафты в емкости орошения Е-5 регулируется контуром, клапан которого установлен на ли-
нии вывода с установки легкой нафты после водяного холодильника Х-8 (контур 119). Предусмотрен контроль
расхода легкой нафты и ее качества по упругости паров на выводе с установки (контуры 120 и 121).
Подвод тепла в колонну разделения нафты К-8 осуществляется циркуляцией кубового продукта колонны
К-8 через нагреваемый водяным паром рибойлер Т-23. Расход поступающего в рибойлер Т-23 водяного пара ре-
гулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи водяного пара в рибойлер Т-23 (контур 122).
Тяжелая нафта из куба колонны разделения нафты К-8 направляется насосом Н-17 на охлаждение в воз-
душный холодильник Хв-9 и далее в водяной холодильник Х-9, после чего выводится с установки. Температу-
ра тяжелой нафты на выходе из водяного холодильника Х-9 регулируется путем изменения частоты вращения
электродвигателей вентиляторов воздушного холодильника Хв-9 (контур 123). Уровень тяжелой нафты в кубе
колонны разделения нафты К-8 регулируется контуром, клапан которого установлен на выводе тяжелой нафты
с установки после водяного холодильника Х-9 (контур 124).
Предусмотрен автоматический контроль расхода тяжелой нафты и ее качества по упругости паров на выво-
де с установки (контуры 125 и 126). Октановые характеристики легкой и тяжелой нафты контролируются, как
правило, по результатам лабораторных анализов.
Контактный аппарат аминовый очистки СУГ К-9 представляет собой контактор «жидкость-жидкость»
и предназначен для удаления сероводорода из СУГ аминовым раствором. СУГ после охлаждения в водяном хо-
лодильнике Х-7 поступает в контактор К-9 под нижний слой насадок в нижнем отделении колонны. Регенери-
рованный аминовый раствор поступает в контактный аппарат К-9 через водяной холодильник Х-10.
Температура поступающего в колонну К-9 регенерированного аминового раствора поддерживается каскад-
ным контуром с коррекцией к регулятору расхода регенерированного аминового раствора, поступающего в во-
дяной холодильник Х-10, с помощью клапанов, которые установлены на входе и байпасе водяного холодильни-
ка Х-10 (контуры 127 и 128).
Очищенный от сероводорода СУГ из контактного аппарата К-9 поступает в коагулятор аминового раствора
Е-6, где происходит отделение СУГ от унесенного аминового раствора. СУГ из коагулятора аминового раство-
ра Е-6 выводится с установки. Давление выводимого с установки СУГ регулируется контуром, клапан которого
установлен на линии вывода СУГ с установки (контур 129).
Предусмотрен контроль расхода СУГ и автоматический контроль его качества по углеводородному составу
на выводе с установки (контуры 130 и 131).
Насыщенный аминовый раствор по мере накопления выводится из коагулятора аминового раствора Е-6
вручную, после чего совместно с насыщенным аминовым раствором из контактора К-10 выводится с установки
на регенерацию.
Уровень раздела фаз «СУГ/насыщенный аминовый раствор» в контакторе К-9 регулируется контуром, кла-
пан которого установлен на линии вывода насыщенного аминового раствора с установки (контур 132).
При нормальной работе установки некоторые побочные продукты реакции накапливаются на катализато-
ре в виде кокса, тем самым снижая его активность. Для компенсации такого снижения активности катализато-
ра и сохранения требуемой степени превращения сырья температуру в реакторах повышают. При достижении
10. Автоматизация процесса гидрооблагораживания нефтяных фракций
225
максимально регламентированных значений температуры установку останавливают и регенерируют катализа-
тор. Такую регенерацию рекомендуется проводить вне установки на специализированных предприятиях.
10.3. Автоматизация гидротермических процессов
Для более глубокой переработки нефти и получения качественных моторных топлив или сырья для уста-
новок каталитического крекинга газойлевых и дистиллятных фракций совершенствуются гидрогенизацион-
ные процессы переработки тяжелых нефтяных остатков. Основной задачей таких процессов является удаление
серы, азота и (частично) деметаллизация сырья в присутствии водорода с образованием сероводорода и аммиа-
ка и удалением металлов, оседающих на поверхности катализаторов защитных слоев. В результате можно полу-
чать малосернистое котельное топливо или сырье, подготовленное для дальнейшей переработки.
Процесс гидрокрекинга, как правило, проводят при жестких условиях — высоком давлении (от 12 до 17 МПа)
и достаточно высокой температуре (от 390 до 420 °C). Процесс имеет явно выраженный экзотермический эф-
фект В зависимости от конструктивного оформления схемы процесса (стационарный или «кипящий слой» ка-
тализатора) проблема отвода избыточного тепла решается по-разному.
Существует два направления каталитической переработки нефтяных остатков: комбинация каталитическо-
го крекинга остаточного сырья с предварительным гидрооблагораживанием и гидрокрекинг с предварительным
гидрооблагораживанием нефтяных остатков. Гидрооблагораживание гудрона, интегрированное с процессом ги-
дрокрекинга, позволяет получать как малосернистое котельное, так и судовое и моторные топлива (дизельное
и реактивное).
Показателем эффективности процесса является степень подготовки сырья для дальнейшей переработки или
степень гидрооблагораживания получаемых моторных топлив. Цель управления — получение моторных топлив
с заданным содержанием серы, азота и металлов. Критерий управления — min CKO параметров процесса (дав-
ления и температуры).
Процесс гидрооблагораживания тяжелых остатков может быть реализован по схеме на стационарном слое
катализатора (процессы RCD-Unibon компании UOP, RDS и VRDS компании Sherron Lummus и процессы других
фирм (Exxon Reseach, Union Oil, Texcako, Shell, IFP-BASF, ВНИИ НП и др.). В этом случае схема автоматизации
процесса идентична схеме автоматизации процессов гидроочистки и гидрокрекинга, описанных ранее.
Второе направление — это реализация процесса по схеме с «кипящим слоем» катализатора, в частности про-
цессы LC-Fining компании Shevron Lummus или H-Oil компании Axens, но в настоящее время процесс гидрокре-
кинга тяжелых остатков с «кипящим слоем» катализатора применяется в ограниченных масштабах из-за высо-
ких капитальных и эксплуатационных затрат.
3
Нижнее циркуляционное
орошение К-2 кТ-20
Нижнее циркуляционное
—/ орошениеК-2отТ-16
Рис. 10.6. Схема автоматизации процесса гидрокрекинга. Блоки колонн К-7-К-9
раствор на регенерацию
4ксл
ЕЖ
Регенерированный
аминовый раствор
^FQR4 QRA
ЕЖ Ж
т
Легкая нафта с установки
----------------------Ф
Н-15
Тяжелая нафта с установки
-----------------------Ф
11. Автоматизация термических
процессов нефтепереработки
11.1. Автоматизация процесса замедленного коксования
При переработке тяжелых нефтяных остатков на установках висбрекинга основными продуктами являютс
газ, бензин и крекинг-остаток, который содержит значительное количество газойлевых фракций. Для увеличс
ния выхода газойлевых фракций и уменьшения остатка служат установки замедленного коксования. Все жи/
кие продукты содержат значительное количество непредельных углеводородов, то есть являются нестабилт
ными, не подлежат хранению и требуют дальнейшей переработки. Бензиновые и легкие газойлевые фракци
подвергают гидрооблагораживанию, газойлевые фракции — гидрокрекингу или используют в качестве комш
нентов сырья каталитического крекинга. Получаемый в процессе замедленного коксования кокс в зависимост
от содержания серы в исходном сырье может использоваться в алюминиевой промышленности, в качестве сь
рья для графитовых электродов для сталеплавильных печей, а специальные сорта нефтяного кокса применяк
в качестве конструкционных материалов для изготовления химической аппаратуры.
Для промышленного процесса используют установки трех типов:
• периодические (в коксовых кубах);
• полурегенеративные (в необогреваемых коксовых камерах);
• непрерывные (в псевдоожиженном слое кокса-теплоносителя).
Наиболее распространенным является полурегенеративный тип с непрерывной подачей сырья и периодич’
ской выгрузкой кокса, что обеспечивается наличием нескольких коксовых камер. Установки замедленного ко:
сования (УЗК) последних поколений являются четырехкамерными. Коксовые камеры рассчитаны на давлен!
от 0,2 до 0,6 МПа и работают с сырьем, предварительно нагретым до 470- 510 °C.
Для подготовки кокса к последующей отгрузке применяют местную систему обработки кокса, включающу
коксодробильную установку и транспортер.
Показателем эффективности процесса является максимальный выход жидких продуктов. Цель управл
ния — получение заданного количества жидких продуктов при поддержании параметров процесса (расхода, да
ления, уровня и температуры) на заданном значении. Критерий управления — min CKO параметров процес
(давления, уровня и температуры).
Схема автоматизации двухкамерной установки замедленного коксования приведена на рис. 11.1.
Сырье поступает в сырьевую емкость Е-1. Уровень в емкости Е-1 регулируется каскадной схемой с корре
цией к регулятору расхода вакуумного остатка, клапан которого установлен на линии подачи сырья в сырьеву
емкость (контуры 1, 2). Давление в емкости Е-1 регулируется контуром, клапаны которого установлены на л
ниях подачи топливного газа в Е-1 и сброса на факел (контур 3).
Из сырьевой емкости Е-1 сырье коксования насосом Н-1 направляется в нижнюю часть колонны фракци
нирования К-1, предварительно нагреваясь (сначала в теплообменнике Т-1 теплом тяжелого газойля коксов
ния, а затем в теплообменнике Т-2 теплом циркуляционного орошения тяжелого газойля коксования). Урове
в колонне фракционирования К-1 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода сыр
в теплообменники, клапан которого установлен на линии подачи сырья в теплообменники (контуры 4, 5).
В колонне свежее сырье смешивается с парами из коксовой камеры (Км-1, Км-2), работающей в режиме кс
сования. За счет контакта паров коксования с менее нагретым сырьем коксования сырье подогревается, пр
чем часть паров конденсируется. Смешанное сырье из нижней части колонны К-1 насосом Н-2 подается в пе
11. Автоматизация термических процессов нефтепереработки
229
коксования П-1-П-3 (рис. 11.2) для нагревадо температуры, необходимой для начала реакции крекинга без пре-
ждевременного образования кокса в трубах печи.
На входе в каждую секцию печи сырье коксования разделяется на параллельные потоки, проходит конвек-
ционную и радиантную камеры, где нагревается до температуры начала коксования, и, объединившись с подо-
гретым в других секциях сырьем, направляется по общему трубопроводу через переключающий клапан Кл-1
в коксовые камеры Км-1 и Км-2. Для равномерного распределения сырья по параллельным потокам на входе
в секции печи предусмотрены контуры регулирования расхода, клапаны которых с коррекцией от регулятора
полной загрузки печи системы управления (РСУ) (контуры 93А, 93В, 94) установлены на каждом из потоков.
Для поддержания необходимой скорости движения в змеевиках и устранения возможности преждевремен-
ного образования кокса в каждый поток сырья на входе в печь и на выходе из конвекционной камеры подается
конденсат высокого давления. Расход этого конденсата, подаваемого в каждый сырьевой поток печей П-1-П-3,
на входе в конвекционную камеру регулируется контурами, клапаны которых установлены на каждом парал-
лельном потоке конденсата (контур 95). Расход конденсата высокого давления в параллельные потоки радиант-
ных змеевиков печей П-1-П-3 регулируется контуром, клапан которого установлен на общем потоке конденса-
та в радиантные камеры секций печи (контур 96).
Для поддержания устойчивой работы печи коксования в заданном режиме предусмотрена система управле-
ния процессом горения. Контроллер системы горения обрабатывает данные по температуре сырья коксования на
выходе из печи по потокам, содержанию кислорода и СО в дымовых газах на «перевалах» каждой из секций и ка-
лорийности топливного газа, после чего выдает корректирующие уставки — к контурам регулирования давления
топливного газа перед каждой секцией печи, клапаны которых установлены на трубопроводах подачи топливного
газа к основным горелкам, и к контурам регулирования соотношения расхода «топливо/воздух горения» к каждой
из секций, клапаны которых установлены на трубопроводах подачи воздуха к горелкам (контуры 97...102).
В качестве топливного газа может использоваться газ собственной выработки из емкости Е-20 или топлив-
ный газ из сети завода. Последний проходит сепаратор С-3 для удаления унесенного конденсата и подогревается
в теплообменнике Т-21. Давление топливного газа на входе в сепаратор топливного газа регулируется контуром,
клапаны которого установлены на сбросе газа из емкости Е-20 в топливную сеть завода и на подаче топливного
газа из сети завода (в случае недостатка собственного газа) или на пуск установки (контур 103).
Уровень конденсата регулируется контуром, клапан которого установлен на Линин вывода конденсата в ем-
кость продувки Е-17 (контур 104).
Температура топливного газа на выходе из теплообменника Т-21 регулируется контуром, клапан которого
становлен на линии подачи пара в теплообменник Т-21 (контур 105).
Для удаления коксовой пыли из колонны фракционирования К-1 поддерживается постоянная рециркуля-
ция части потока жидкости куба колонны фракционирования К-1 через фильтры нижнего продукта колонны
Ф-1 насосом циркуляции кубового продукта колонны фракционирования Н-3.
Нижний продукт колонны фракционирования К-1 (сырье печей П-1-П-3, подогретое до температуры нача-
ла коксования) направляется через переключающий клапан Кл-1 (рис. 11.2) в нижнюю часть полого необогрева-
емого вертикального цилиндрического аппарата — коксовой камеры (Км-1, Км-2), где происходит крекинг сы-
рья с последующей полимеризацией до образования кокса.
Коксовые камеры работают циклично и поочередно. В них последовательно чередуются циклы реакции, ох-
1аждения кокса, выгрузки кокса и разогрева камеры. Одна из камер всегда находится в работе и принимает по-
ток сырья из печи коксования.
Для предотвращения выноса пены, коксовой мелочи и смол в колонну фракционирования К-1 на последнем
этапе цикла заполнения в коксовую камеру впрыскивается антивспениватель.
После заполнения камеры коксом поток сырья переключается на другую камеру при помощи переключаю-
его клапана Кл-1, и отключенная камера переходит на режим выгрузки кокса.
Пары из коксовой камеры направляются в колонну фракционирования К-1 (рис. 11.1), охлаждаясь потоком
.азойля для прекращения реакции крекинга и полимеризации, что сводит к минимуму образование кокса в ли-
ни верхнего продукта, идущей от коксовых камер в колонну фракционирования. В колонне фракционирования
К-1 происходит разделение выходящих из коксовой камеры паров на «жирный» газ коксования с высоким со-
ержанием бензиновых фракций, легкий газойль, тяжелый газойль и поток тяжелого рециркулята.
Колонна фракционирования К-1 делится на две основные секции тарелкой отбора тяжелого газойля кок-
ования. Тяжелый газойль выводится из колонны К-1 нижним боковым погоном и поступает в стриппер — от-
арную колонну тяжелого газойля К-3. На тарелке отбора тяжелого газойля коксования предусмотрено регули-
- вание уровня контуром, клапан которого установлен на линии тяжелого газойля коксования, выводимого из
шлонны фракционирования в отпарную колонну К-3 (контур 7). Часть потока тяжелого газойля с тарелки от-
• ра поступает на прием насоса циркуляционного орошения Н-4.
Для снижения упругости паров и улучшения процесса отпарки легких фракций в отпарную колонну тяже-
жго газойля К-3 подается перегретый водяной пар. Пары из верхней части отпарной колонны тяжелого газой-
К-3 отводятся обратно в колонну фракционирования К-2. Расход пара в отпарную колонну регулируется
Рис. 11.1, лист 1. Схема автоматизации двухкамерной установки замедленного коксования
Рис. 11.1, лист 2. Схема автоматизации двухкамерной установки замедленного коксования
Н-41
Рис. 11.1. лист 3. Схема автоматизации двухкамеоной установки замедленного коксования
---- о
Легкий газойль коксования
на разбавление антивспенивателя _
Нафта коксования с установки
Углеводородный газ на факел
Щелочной раствор на регенерацию
Огрегенерированный щелочной раствор
236
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработк
контуром, клапан которого установлен на линии подачи водяного пара среднего давления в отпарную колоннх
тяжелого газойля К-3 (контур 6).
Тяжелый газойль коксования забирается из нижней части отпарной колонны К-3 насосом Н-6 и подается
в теплообменник сырья Т-1, где тяжелый газойль коксования отдает тепло для нагрева свежего сырья коксова-
ния. Далее при необходимости поток тяжелого газойля охлаждается в воздушном холодильнике Хв-1 и выво-
дится на дальнейшую переработку.
Уровень в отпарной колонне К-3 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода тяжело-
го газойля коксования, клапан которого установлен на линии вывода тяжелого газойля коксования (контуры 8.
9). Температура потока тяжелого газойля на выходе из воздушного холодильника Хв-1 регулируется изменени-
ем частоты вращения электродвигателя вентилятора Хв-1 (контур 103).
Часть потока с тарелки отбора тяжелого газойля коксования колонны фракционирования насосами цирку-
ляционного орошения Н-4 через фильтры Ф-2 возвращается в куб колонны фракционирования двумя потока-
ми в качестве рециркулята. Расход подаваемого тяжелого газойля в куб колонны К-1 регулируется контурами,
клапаны которых установлены на линиях подачи тяжелого газойля в нижнюю секцию колонны фракциониро-
вания К-1 (контуры 10, И).
Балансовое количество потока тяжелого газойля со стороны нагнетания насосов циркуляционного ороше-
ния Н-4, отдав тепло на нагрев сырья в теплообменнике Т-2 и далее в рибойлере дебутанизатора Т-10, направ-
ляется в парогенератор Т-4, где тяжелый газойль отдает тепло на нагрев конденсата водяного пара. Температура
потока циркуляционного орошения на выходе из парогенератора регулируется контуром, клапан которого уста-
новлен на линии перепуска тяжелого газойля мимо парогенератора Т-4 (контур 14).
Часть охлажденного потока тяжелого газойля из парогенератора в качестве циркуляционного орошения воз-
вращается в колонну фракционирования К-1. Расход циркуляционного орошения в колонну фракционирова-
ния К-1 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи циркуляционного орошения в ко-
лонну фракционирования К-1 (контур 15).
Другая часть потока охлажденного тяжелого газойля из парогенератора Т-4 направляется в линию вывода па-
ров из коксовых камер Км-1 или Км-2 в качестве квенча для минимизации образования кокса в трубопроводе паров
коксовых камер. Расход тяжелого газойля в линию паров коксовых камер регулируется контуром, клапан которого
установлен на линии подачи тяжелого газойля в трубопровод вывода паров из коксовых камер (контур 16, рис. 11.2).
Поток легкого газойля коксования выводится из колонны фракционирования К-1 верхним боковым пого-
ном и поступает в стриппер (отпарную колонну легкого газойля К-2). На тарелке отбора легкого газойля пред-
усмотрено регулирование уровня контуром, клапан которого установлен на линии подачи легкого газойля в от-
парную колонну К-2 (контур 17). В этой колонне легкие фракции при подаче перегретого пара отпариваются.
Пары из верхней части отпарной колонны К-2 отводятся обратно в колонну фракционирования К-1. Расход
пара в отпарную колонну К-2 регулируется контуром, клапан которого расположен на линии подачи водяного
пара в отпарную колонну К-2 (контур 18).
Легкий газойль коксования из нижней части колонны К-2 насосом Н-7 направляется в теплообменники Т-9
и Т-5, где отдает свое тепло на нагрев потоков насыщенного легкого газойля коксования из колонны К-6 и кон-
денсата водяного пара соответственно.
Уровень конденсата в испарителе Т-4 (рис. 11.1) регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору
расхода конденсата водяного пара среднего давления в теплообменник Т-5, клапан которого установлен на ли-
нии подачи конденсата в Т-5 (контуры 19, 20).
После теплообменника Т-5 легкий газойль охлаждается в воздушном холодильнике Хв-6, подается насосом
Н-16 в поглотительный абсорбер К-6 и выводится с установки на дальнейшую переработку. Температура потока
легкого газойля на выходе из воздушного холодильника Хв-6 регулируется изменением частоты вращения элек-
тродвигателя вентилятора Хв-6 (контур 21).
Уровень в отпарной колонне К-2 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода легкого
газойля коксования из секции, клапан которого установлен на трубопроводе вывода охлажденного легкого га-
зойля коксования с колонны К-2.
Пары, выходящие из верхней части колонны фракционирования К-1 и включающие углеводородный газ,
СУГ и нафту коксования, охлаждаются и конденсируются в воздушном холодильнике-конденсаторе Хв-2.
Температура верхнего продукта колонны фракционирования К-1 на выходе из воздушного холодильника
Хв-2 регулируется изменением частоты вращения электродвигателя вентилятора Хв-2 (контур 24). Верхний
продукт колонны фракционирования К-2, пройдя воздушный холодильник Хв-2, поступает в емкость ороше-
ния колонны фракционирования Е-5, где происходит разделение «жирного» газа, нестабильной нафты и кислой
воды. Часть потока нестабильной нафты из емкости орошения Е-5 насосом Н-11 возвращается на верхнюю та-
релку колонны фракционирования К-2 в качестве орошения.
Температура верхнего продукта колонны К-1 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору рас-
хода орошения, клапан которого установлен на трубопроводе возврата нестабильной нафты в колонну (конту-
ры 25, 26).
11. Автоматизация термических процессов нефтепереработки
237
Балансовое количество нестабильной нафты из емкости орошения Е-5 насосом верхнего продукта фракци-
онирующей колонны Н-10 направляется в абсорбер К-4. Уровень нефтепродукта в емкости орошения Е-5 ре-
гулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода нестабильной нафты в абсорбер К-4 (кон-
тур 27), а давление в емкости орошения Е-5 регулируется контуром, клапаны которого установлены на линиях
подачи топливного газа в емкость орошения Е-5 и сброса газа на факел (контур 28).
Кислая вода из емкости орошения Е-5 откачивается насосом Н-9 на отпарку или дальнейшую утилизацию.
Уровень раздела фаз «кислая вода-углеводороды» в отстойнике емкости орошения Е-5 регулируется контуром,
клапан которого установлен на линии нагнетания насосов Н-9 (контур 29).
Общий поток паров и жидких верхних продуктов фракционирования разделяется на углеводородный газ,
СУГ и нафту коксования.
Пары из емкости орошения колонны Е-5 комприм! руются в двухступенчатом компрессоре ЦК-1 с проме-
жуточным (межступенчатым) охлаждением в аппарате воздушного охлаждения 1-й ступени Хв-3 и поступают
в емкость Е-6.
Для обеспечения постоянного объема паров на приеме компрессора часть потока паров отбирается со сторо-
ны нагнетания 1-й ступени компрессора и направляется в линию паров из колонны фракционирования К-1 пе-
ред воздушным холодильником Хв-2. Расход паров регулируется контуром, клапан которого установлен на ан-
типомпажной линии компрессора (контур 30).
Температура паров на выходе из воздушного холодильника Хв-3 на приеме 2-й ступени компрессора регули-
р>ется изменением частоты вращения электродвигателя вентилятора Хв-3 (контур 31).
Пары из Е-6 поступают на прием 2-й ступени компрессора ЦК-1, а сконденсированный нефтепродукт насо-
сами Н-12 подается в линию паров на стороне нагнетания 2-й ступени компрессора.
Уровень жидких углеводородов в межступенчатой емкости компрессора Е-6 регулируется контуром, клапан
оторого установлен на линии нагнетания насосов Н-12 (контур 32).
Кислая вода из емкости Е-6 под собственным давлением возвращается на вход в воздушный холодильник-
конденсатор верхнего продукта колонны фракционирования Хв-2. Уровень раздела фаз «кислая вода-углево-
дороды» в отстойнике емкости Е-6 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода кис-
лой воды из емкости (контур 33).
В линию паров со стороны нагнетания 2-й ступени компрессора ЦК-1 насосом Н-5 осуществляется подача
де* инерализованной (промывной) воды перед воздушным холодильником Хв-4. Расход этой воды регулирует-
ся контуром, клапан которого установлен на линии нагнетания насоса Н-5 (контур 34).
После охлаждения и частичной конденсации в холодильнике воздушного охлаждения Хв-4 парожидкостная
смесь смешивается с потоками верхнего продукта К-5 и нижнего продукта К-4, доохлаждается в холодильнике
Т-6 и поступает в емкость Е-7 на разделение.
Температура потока после 2-й ступени компрессора на выходе из воздушного холодильника Хв-4 регулиру-
ется изменением частоты вращения электродвигателя вентилятора Хв-4 (контур 35).
Жидкие углеводороды из емкости Е-7 откачиваются насосом питания отпарной колонны Н-13 и подают-
ся на верхнюю тарелку отпарной колонны К-5. Уровень в емкости Е-7 регулируется каскадной схемой с кор-
р кцпей к регулятору расхода жидких углеводородов, клапан которого установлен на линии питания отпарной
колонны К-5 (контуры 36, 37). Кислая вода из емкости Е-7 под собственным давлением возвращается на вход
в воздушный холодильник на стороне нагнетания 1-й ступени компрессора Хв-3. Уровень раздела фаз «кислая
вода-углеводороды» в отстойнике емкости Е-7 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии
в: вода кислой воды из емкости (контур 38).
Пары из емкости Е-7 направляются в абсорбер К-4 для извлечения сжиженных углеводородных газов из по-
эка газа коксования. Для этого в верхнюю часть абсорбера К-4 насосом Н-14 подается охлажденная стабильная
фта из куба дебутанизатора К-8 вместе с потоком нестабильной нафты из емкости орошения колонны фрак-
ионирования Е-5. Расход охлажденной стабильной нафты из куба дебутанизатора К-8 регулируется контуром,
апан которого установлен на линии нагнетания насосов Н-14 (контур 39).
Для снятия тепла абсорбции предусмотрено циркуляционное орошение, для чего насосом Н-27 выводится
оковой погон абсорбера К-4, который охлаждается в воздушном холодильнике Хв-10. Расход бокового погона
регулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи орошения после насоса Н-27 (контур 40).
Температура потока на выходе из воздушного холодильника Хв-10 регулируется изменением частоты вра-
щения электродвигателя вентилятора Хв-10 (контур 41). Пары из верхней части абсорбера К-4 направляются
в поглотительный абсорбер К-6.
В отпарной колонне К-5 происходит выделение легких углеводородов из сжиженного углеводородного газа
«» нафты, подаваемых насосом Н-13 из емкости Е-7. Подвод в куб отпарной колонны К-5 необходимого для от-
парки тепла осуществляется циркуляцией нижнего продукта колонны через испаритель Т-7 и рибойлер Т-8.
Теплоносителями являются соответственно пар среднего давления и нижний продукт дебутанизатора К-8.
1 -мпература в отпарной колонне К-5 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода пара
спаритель Т-7, клапан которого установлен на линии подачи пара в испаритель (контуры 42,43).
238
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
Верхний продукт отпарной колонны К-5 выводится в линию парожидкостной смеси на входе в холодильник
Т-6 со стороны нагнетания 2-й ступени компрессора ЦК-1. Нижний продукт отпарной колонны К-5 поступает
в теплообменник Т-7 и далее насосом Н-15 направляется в дебутанизатор К-8. Уровень в отпарной колонне К-5
регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода нижнего продукта К-5, клапан которого уста-
новлен на линии вывода нижнего продукта насосом Н-15 из испарителя Т-7 в дебутанизатор К-8 (контуры 44,45).
В поглотительном абсорбере К-6 происходит выделение унесенной нафты из верхнего потока паров абсор-
бера К-4, а также поглощение остатков СУГ из углеводородного газа коксования. Для этого в верхнюю часть
поглотительного абсорбера К-6 насосом Н-16 подается охлажденный легкий газойль коксования. Расход ох-
лажденного легкого газойля коксования регулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи
легкого газойля в поглотительный абсорбер К-6 (контур 46).
Часть охлажденного легкого газойля коксования насосом Н-16 подается на разбавление антивспенивателя
в линию нагнетания насоса Н-24. Расход охлажденного легкого газойля коксования на разбавление антивспени-
вателя регулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи легкого газойля в линию нагнета-
ния насосов антивспенивателя (контур 47).
Нижний продукт поглотительного абсорбера К-6 (насыщенный легкий газойль коксования) самотеком по-
ступает через теплообменник Т-9 в верхнюю часть колонны фракционирования К-1. Уровень нефтепродукта
в поглотительном абсорбере К-6 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии выхода кубово-
го продукта абсорбера из теплообменника Т-9 (контур 48).
Верхний продукт абсорбера К-6 (газ коксования) направляется в скруббер аминовой очистки топливного
газа К-7. Расход газа из абсорбера К-6 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору давления
в системе поглотительного абсорбера К-6, клапан которого установлен на линии вывода газа в скруббер амино-
вой очистки топливного газа К-7 (контуры 49, 50). В скруббере аминовой очистки газа К-7 происходит очистка
углеводородного газа от сероводорода, для чего на верхнюю тарелку этого скруббера К-7 подается регенериро-
ванный раствор амина. Этот раствор, поступающий с блока или установки регенерации амина, насосами Н-17
направляется в скруббер К-7 и контактор аминовой очистки СУГ, предварительно охлаждаясь в воздушном хо-
лодильнике Хв-11. Температура регенерированного амина на выходе из Хв-11 регулируется контуром, клапан
которого установлен на байпасе воздушного холодильника Хв-11 (контур 51), а расход регенерированного ами-
на в скруббер К-7 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи амина (контур 52).
Очищенный газ коксования из верхней части скруббера К-7 направляется в сепаратор С-20 для отделения
унесенной жидкости. Газ коксования из этого сепаратора направляется через сепаратор С-3 к печам коксования
П-1-П-3. Регулирование давления в С-20 осуществляется контуром, клапан которого расположен на линии вы-
вода углеводородного газа в С-3 (контур 53).
Унесенная из сепаратора С-20 жидкость самотеком направляется в емкость насыщенного раствора амина
Е-21. Уровень жидкости в сепараторе С-20 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии пере-
тока жидкости из сепаратора С-20 в емкость Е-21 (контур 54).
В емкость насыщенного раствора амина (Е-21) выводится также насыщенный раствор амина из скруббера
аминовой очистки газа К-7, из нижней части сепаратора С-20 и из контактора аминовой очистки СУГ К-9. Уро-
вень насыщенного раствора амина в скруббере К-7 регулируется контуром, клапан которого установлен на ли-
нии вывода насыщенного раствора амина в емкость Е-21 (контур 55). Из емкости Е-21 насыщенный раствор
амина насосами И-29 направляется на регенерацию. Уровень в емкости Е-21 регулируется каскадной схемой
с коррекцией к регулятору расхода насыщенного раствора амина из емкости Е-21, клапан которого установлен
на линии вывода насыщенного раствора амина на регенерацию (контуры 56, 57).
Нижний продукт отпарной колонны К-5 насосом Н-15 направляется в качестве питания в дебутанизатор К-8,
где происходит разделение СУГ и стабильной нафты коксования. Подвод необходимого количества тепла в куб де-
бутанизатора осуществляется циркуляцией нижнего продукта К-8 через рибойлер Т-10. В качестве теплоносителя
используется поток циркуляционного орошения тяжелого газойля коксования. Температура в кубе дебутанизато-
ра К-8 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода теплоносителя, клапан которого уста-
новлен на линии подачи тяжелого газойля в парогенератор Т-4 из рибойлера дебутанизатора Т-10 (контуры 12,13).
Нижний продукт дебутанизатора К-8 (нафта коксования) направляется в рибойлер отпарной колонны Т-8,
где отдает тепло на поддержание температуры в кубе отпарной колонны К-5. После рибойлера Т-8 нафта коксо-
вания направляется на охлаждение в воздушный холодильник Хв-5 и насосами Н-14 подается на верхнюю та-
релку абсорбера К-4 в качестве поглотителя, а балансовое количество выводится с установки. Температура пото-
ка на выходе из воздушного холодильника Хв-5 регулируется изменением частоты вращения электродвигателя
вентилятора Хв-5 (контур 58).
Уровень в дебутанизаторе К-8 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода нафты
коксования, клапан которого установлен на линии вывода нафты с установки (контуры 59, 60).
Верхний продукт дебутанизатора К-8 (СУГ) полностью конденсируется в воздушном холодильнике-
конденсаторе Хв-7 и направляется в емкость орошения Е-10. Давление в дебутанизаторе регулируется контуром,
клапан которого установлен на линии вывода верхнего продукта дебутанизатора К-8 (контур 61). Температура
11. Автоматизация термических процессов нефтепереработки
239
потока на выходе из воздушного холодильника Хв-7 регулируется изменением частоты вращения электродви-
гателя вентилятора Хв-7 (контур 62).
Из емкости орошения Е-10 рефлюкс насосами дебутанизатора Н-18 подается в качестве орошения на верх-
нюю тарелку дебутанизатора К-8. Температура верхнего продукта дебутанизатора К-8 регулируется каскадной
схемой с коррекцией к регулятору расхода орошения, клапан которого расположен на линии подачи орошения
в дебутанизатор (контуры 63, 64).
Балансовое количество СУГ из емкости орошения Е-10 насосами Н-31 направляется в контактор аминовой
очистки СУГ К-9. Уровень в емкости орошения Е-10 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулято-
ру расхода СУГ, направляемого в контактор К-9, клапан которого расположен на линии подачи СУГ в контак-
тор К-9 (контуры 65, 66).
Уровень раздела фаз «кислая вода -углеводороды» в отстойнике емкости орошения Е-10 регулируется кон-
туром, клапан которого установлен на линии вывода кислой воды в линию верхнего продукта колонны фракци-
онирования перед воздушным холодильником Хв-2 (контур 67).
Давление в емкости орошения дебутанизатора Е-10 регулируется контуром, клапаны которого установлены
на подаче верхнего продукта дебутанизатора по байпасу воздушного холодильника-конденсатора Хв-7 в емко-
сти орошения дебутанизатора Е-10 и на трубопроводе вывода газов в линию парожидкостной смеси в емкость
орошения колонны фракционирования Е-5 (контур 68).
СУГ из емкости орошения дебутанизатора Е-10 поступает в нижнюю часть контактора аминовой очист-
ки К-9, в котором происходит очистка СУГ от сероводорода, для чего в верхнюю часть контактора насосами
Н-17 подается регенерированный раствор амина, предварительно охлажденный в воздушном холодильни-
ке Хв-11. Расход регенерированного раствора амина в контактор К-9 регулируется контуром, клапан которого
установлен на линии подачи амина в К-9 (контур 69).
Очищенный СУГ выходит из верхней части контактора К-9, смешивается с циркулирующим потоком промы-
вочной воды в смесителе См-6, после чего поступает в аминовый коагулятор Е-11, где происходит отделение от
СУГ остаточного амина и промывочной воды Циркуляция промывочной воды поддерживается насосами Н-26.
Уровень насыщенного амина в нижней части аминового коагулятора Е-11 регулируется контуром, клапан
которого установлен на выводе насыщенного амина из Е-11 (контур 70). Уровень раздела фаз «насыщенный
амин-СУГ» в верхней части контактора К-9 регулируется контуром, клапан которого установлен на выводе на-
сыщенного амина из К-9 (контур 71).
Для извлечения меркаптанов СУГ направляется из коагулятора Е-11 в контактор щелочной очистки К-11.
Расход сжиженного газа в блок очистки СУГ от меркаптанов регулируется контуром, клапан которого установ-
лен на линии вывода сжиженного газа из аминового коагулятора Е-11 (контур 72).
В контакторе щелочной очистки К-11 происходит хемосорбция содержащихся в СУГ сероводорода и мер-
каптановой серы раствором щелочи. Подача СУГ осуществляется через распределитель ввода сырья под ниж-
нюю тарелку контактора. В верхнюю часть контактора насосами Н-42 осуществляется подача охлажденного
в водяном холодильнике Х-31 регенерированного водного раствора щелочи, расход которого в контактор К-11
регулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи водного раствора щелочгг в холодильник
Х-31 (контур 73). Температура регенерированного водного раствора щелочи регулируется каскадной схемой
с коррекцией к регулятору расхода охлаждающей воды в холодильник Х-31, клапан которого установлен на ли-
ши подачи оборотной воды в холодильнике Х-31 (контуры 74, 75).
Очищенный от кислых сернистых соединений СУГ проходит отстойную зону контактора К-11 и из верхней ча-
— и контактора поступает в сепаратор-отстойник С-31, оборудованный каплеотбойником для отделения унесенно-
го в виде капельной влаги раствора щелочи. Из сепаратора-отстойника С-31 СУГ направляется в товарный парк.
Насыщенный меркаптидами водный раствор щелочи выводится из нижней части сепаратора-отстойника
С-31 по мере накопления. Уровень водного раствора щелочи в сепараторе-отстойнике С-31 регулируется конту-
м, клапан которого установлен на линии вывода щелочи ггз сепаратора-отстойника (контур 76)
Уровень раздела фаз «СУГ/водный раствор щелочи» в верхней или нижней частях контактора К-11 регу-
ируется контуром, клапаны которого установлены на линии подачи насыщенного водного раствора щелочи
дегазатор Е-32 (контур 77). Давление в контакторе К-И регулируется контуром, клапан которого установлен
-. линии вывода очищенного СУГ из сепаратора-отстойника С-31 (контур 78).
Насыщенный меркаптидами водный раствор щелочи из кубовой части контактора К-11 поступает в дега-
ор водного раствора щелочи Е-32, где в результате снижения давления из щелочного раствора выделяются
^створенные под давлением в контакторе углеводородные газы, которые направляются в факельный коллек-
Давление в дегазаторе водного раствора щелочи Е-32 регулируется контуром, клапан которого установлен
I линии сброса газов из дегазатора водного раствора щелочи Е-32 на факел (контур 79).
Из дегазатора водного раствора щелочи Е-32 дегазированный насыщенный меркаптидами водный раствор
__лочи насосом Н-41 подается на регенерацию. Уровень в дегазаторе водного раствора щелочи Е-32 регулиру-
ется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода дегазированного насыщенного меркаптидами водно-
h. раствора щелочи, клапан которого установлен на нагнетательном трубопроводе насоса Н-41 (контуры 80,81).
__, Пары коксовых камер в К-1
11----------——-------------
Рис. 11.2, лист 1. Схема автоматизации процесса выгрузки кокса
Н-22
Н-23
Пар перегретый к К-1, К-2, К-3
Конденсат водяного пара
Калорийность
топлива
---- о -
Воздух из атмосферы
Топливный газ к П-1
ZQRC'4'
Топливный газ к П-2
Топливный газ к П-3
Рис. 11.2, лист 2. Схема автоматизации процесса выгрузки кокса
Рис. 11.2, лист 3. Схема автоматизации процесса выгрузки кокса
11. Автоматизация термических процессов нефтепереработки
245
Цикл выгрузки кокса. После заполнении одной коксовой камеры выходящий из печи коксования продукт
направляется в другую (пустую) коксовую камеру при помощи переключающего клапана Кл-1 на линии входа
в коксовые камеры Км-1 и Км-2 (рис. 11.2).
Первоначально в нижнюю, наполненную коксом часть камеры вводится пар. При этом летучие легкие угле-
водороды отдуваются в колонну фракционирования К-1. Пары из коксовой камеры направляются в колонну
продувки К-10. Расход пара на пропарку регулируется контуром, клапан которого установлен на общей линии
подачи пара к коксовым камерам (контур 82).
В колонне продувки К-10 водяной пар и пары углеводородов, выделяющиеся в ходе различных операций про-
парки, охлаждения водой и нагрева коксовой камеры, охлаждаются и конденсируются. Пары углеводородов с вы-
сокой температурой кипения, контактируя с потоком рециклового охладительного нефтепродукта, конденсируют-
ся. Верхние пары колонны продувки К-10, состоящие преимущественно из водяного пара и небольшого количества
легких углеводородов, конденсируются в воздушном холодильнике-конденсаторе верхнего продукта продувочной
колонны Хв-8 и направляются в емкость продувочной колонны Е-17. В емкость Е-17 также направляется конден-
сат топливного газа из сепаратора топливного газа С-3. Температура потока на выходе из воздушного холодильни-
ка Хв-8 регулируется изменением частоты вращения электродвигателя вентилятора Хв-8 (контур 83).
Давление в емкости Е-17 регулируется контуром, клапаны которого установлены на линии подачи топлив-
ного газа и сброса газа на факел, а также на линии возврата паров со стороны нагнетания ЦК-2 в трубопровод
верхнего продукта колонны продувки (контур 84).
Водяной конденсат (кислая вода) из емкости Е-17 по уровню раздела фаз «кислая вода-углеводороды» на-
сосом Н-20 выводится на очистку. Расход кислой воды регулируется контуром, клапан которого установлен на
нагнетании насоса Н-20 (контур 85).
Конденсат жидких углеводородов по уровню раздела фаз откачивается из емкости продувочной колонны
Е-17 насосом Н-21 в линию рециклового нефтепродукта продувки и далее в колонну фракционирования, сме-
шиваясь со свежим сырьем перед теплообменником Т-2 (рис. 11.1).
Часть потока со стороны нагнетания насосов Н-21 возвращается обратно в колонну продувки К-10 или (че-
рез теплообменник Т-2) в колонну фракционирования К-1. Количество возвращаемого продукта регулируется
онтуром, клапан которого установлен на линии возврата в колонну продувки К-10 (контур 106).
Кубовый продукт колонны продувки К-10 через фильтры Ф-3 поступает на прием насоса Н-19 и далее на-
правляется в колонну фракционирования К-1. Уровень в колонне продувки К-10 регулируется каскадной схе-
юй с коррекцией к регулятору расхода нижнего продукта, выводимого из колонны продувки К-10 в колонну
фракционирования К-1, клапан которого расположен на линии подачи нефтепродукта в колонну фракциони-
вания К-1 (контуры 86, 87). Кубовый продукт колонны продувки К-10 используется в качестве охлаждающе-
го потока для паров коксовой камеры и паров продувки. Расход потока на охлаждение паров коксовой камеры
репетируется контуром, клапан которого расположен на линии подачи кубового продукта в коксовую камеру
>контур 88).
Для охлаждения паров продувки предусмотрена циркуляция кубового продукта колонны К-10 через воз-
гонный холодильник Хв-9 с возвратом на верхнюю тарелку колонны. Температура потока на выходе из воз-
; тпного холодильника Хв-9 регулируется изменением частоты вращения электродвигателя вентилятора Хв-9
>нтур 89), а расход циркулирующего потока регулируется контуром, клапан которого расположен на линии
| дачи кубового остатка в колонну продувки (контур 90). Расход циркулирующего нижнего продукта колонны
родувки регулируется контуром, клапан которого установлен на линии нагнетания насоса Н-19 в узел смеше-
вмл с конденсатом коксовых камер (контур 91).
Неконденсирующиеся пары из емкости колонны продувки Е-17 направляются на компрессор сбросного газа
ПК-2. Со стороны нагнетания компрессора эти пары направляются в емкость орошения колонны фракциони-
занпя Е-5 (рис. 11.1) или (для поддержания давления в емкости Е-17) обратно в трубопровод паров колонны
>.-ДуВКИ.
11з коксовых камер кокс удаляют с помощью системы гидравлической резки кокса в два этапа. Сначала в на-
аь. щемся в коксовой камере коксе выбуривается отверстие диаметром 1 м. Затем кокс по мере того, как опера-
опускает резак, режется на слои. Гидравлические устройства для резки кокса монтируют на конце пустотело-
ра, оснащенного электроприводом. На площадке устанавливают подъемник, поднимающий и опускающий
Ь внутри конструкции коксовых камер.
Вода для резки кокса из резервуара чистой воды Е-22 (рис. 11.2) насосом Н-23 подается под давлением до
* МПа. Управление гидрорезкой осуществляется с помощью специального блока управления, клапаны кото-
хстановлены на линии подачи воды под высоким давлением в коксовые камеры и на линии возврата воды
»ре.-»-рвуар Е-22 (контуры 107 А, В). Вода из резервуара Е-22 для охлаждения коксовых камер Н-22 подается
«в нем насосов подачи воды.
После выгрузки кокса из камеры люки закрывают, а для удаления воздуха проводят пропарку и опрессов-
> и еры паром. После этого пустая камера нагревается парами другой коксовой камеры, работающей в цикле
Ьк ванпя. Пары из коксовой камеры направляются в отпарную колонну К-10
246
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
Парожидкостная смесь охлаждается в пустой коксовой камере и направляется в емкость конденсата Е-23
на разделение. Из емкости Е-23 сконденсированный продукт, пройдя через фильтр Ф-2, подается насосом по-
дачи конденсата Н-8 в теплообменник Т-15, смешиваясь с потоком циркулирующего нижнего продукта колон-
ны К-10. В этом теплообменнике смешанный с нефтепродуктом конденсат нагревается паром среднего давления
и направляется в колонну продувки К-10.
Температура продукта регулируется контуром, клапан которого установлен на линии пара среднего давле-
ния в теплообменник Т-15 (контур 92). Пары из емкости Е-23 направляются в колонну продувки К-10 по урав-
нительной линии.
После того как камера полностью прогрета, начинается цикл заполнения. Выгруженный из камеры кокс на-
правляется в узел отгрузки и хранения кокса, состоящий из коксовой ямы, транспортера, дробилок и другого
оборудования (эта система на схеме показана условно).
11.2. Автоматизация процесса термического крекинга
Процесс термического крекинга относится к термическим процессам переработки тяжелых остатков нефти.
Сырьем для термического крекинга служат мазут или гудрон. Этот процесс предназначен для углубления пе-
реработки нефти в целях получения газов и жидких продуктов (в том числе бензиновых фракций, дизельных
фракций и газойлей). В отличие от висбрекинга данный процесс ведется в жестких условиях при высоких дав-
лении (до 5 МПа) и температурах (до 510 °C).
Показателем эффективности процесса является максимальный выход целевых продуктов — бензиновых, ди-
зельных фракций и газойлей. Цель управления — поддержание параметров процесса (уровня, расхода, темпера-
туры, давления) на заданном значении. Критерий управления — min CKO параметров процесса (уровня, расхо-
да, температуры и давления).
Схема автоматизации процесса термического крекинга приведена на рис. 11.3.
Сырье из парка поступает в сырьевую емкость Е-1, откуда забирается насосом Н-1 и прокачивается через те-
плообменник Т-1, где оно нагревается за счет тепла крекинг-остатка. Уровень в емкости поддерживается конту-
ром, клапан которого установлен на линии подачи сырья из парка (контур 1).
Подогретое сырье делится на два потока: одна часть подается в основную ректификационную колонну К-3,
а вторая — в испаритель низкого давления К-4 Расходы поддерживается контурами, клапаны которых установ-
лены на линиях подачи потоков в ректификационную колонну К-3 и испаритель низкого давления К-4 (конту-
ры 2 и 3 соответственно).
Обогащенная тяжелыми газойлями фракция с глухой тарелки испарителя низкого давления К-4 забирается
насосом Н-5 и подается в нижнюю часть ректификационной колонны К-3. Уровень в испарителе низкого давле-
ния К-4 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода с глухой тарелки, клапан которого
установлен на линии нагнетания насоса Н-5 (контуры 4, 5).
Отпаренный от легких фракций поток из нижней части ректификационной колонны К-3 забирается насосом
Н-3 и подается на нагрев в печь П-1. Уровень в ректификационной колонне К-3 регулируется каскадной схемой
с коррекцией к регулятору расхода потока в печь П-1, клапан которого установлен на линии подачи продукта
в печь П-1 (контуры 6, 7).
Газойлевая фракция с глухой тарелки ректификационной колонны К-3 забирается насосом Н-2 и подается
на нагрев в печь П-2 для глубокого крекинга. Уровень на глухой тарелке ректификационной колонны К-3 регу-
лируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода газойлевой фракции, клапан которого установ-
лен на линии подачи продукта в печь П-2 (контуры 8, 9).
Температура продуктовых потоков на выходе из печей П-1 и П-2 регулируется каскадными контурами,
клапаны которых установлены на линиях подачи топливного газа к печам П-1 и П-2 (контуры 10... 13 соответ-
ственно).
Продукты крекинга из печей П-1 и П-2 поступают в верхнюю часть выносной реакционной камеры К-1, от-
куда из нижней части выводятся в испаритель высокого давления К-2. Давление в камере реакционной камере
К-1 поддерживается контуром, клапан которого установлен на линии перетока продукта из реакционной каме-
ры К-1 в испаритель высокого давления К-2 (контур 14).
В испарителе высокого давления К-2 происходит разделение продуктов крекинга на паровую и жидкую
фазы. Жидкость из нижней части испарителя высокого давления К-2 (крекинг-остаток) поступает в испари-
тель низкого давления К-4, где за счет снижения давления происходит выделение паров газойлевых фракций,
которые поднимаются в верхнюю часть испарителя, контактируют с сырьем, частично конденсируются и ска-
пливаются на глухой тарелке, откуда они забираются насосом Н-5 и возвращаются в ректификационную ко-
лонну К-3. Уровень жидкости в испарителе высокого давления К-2 регулируется контуром, клапан которого
установлен на линии вывода жидкости из испарителя высокого давления К-2 в испаритель низкого давления
К-4 (контур 15).
11. Автоматизация термических процессов нефтепереработки
247
Несконденсированные пары из верхней части испарителя низкого давления К-4 охлаждаются и конденси-
руются в воздушном холодильнике Хв-1 и поступают в емкость орошения Е-2. Давление в испарителе низкого
давления К-4 регулируется контуром, клапаны которого установлены на линии подачи в емкость орошения Е-2
углеводородного газа и вывода его избытка на факел (контур 16).
Температура продукта на выходе из воздушного холодильника Хв-1 поддерживается путем воздействия
на преобразователь частоты вращения электродвигателя вентилятора воздушного холодильника Хв-1 (кон-
тур 17). Во избежание застывания продукта в нижнем ряду трубок воздушного холодильника предусмотрено
регулирование температуры воздуха внутри секций путем рециркуляции воздуха. Регулирование осуществля-
ется с помощью приводов, изменяющих угол наклона жалюзи (контур 18).
Жидкость из емкости орошения Е-2 забирается насосом Н-7 и делится на два потока — часть возвращает-
ся в верхнюю часть колонны К-4 в качестве орошения, а часть в качестве керосино-газойлевой фракции вы-
водится с установки на дальнейшую переработку. Расход орошения в испаритель низкого давления К-4 регу-
ируется с помощью контура, клапан которого установлен на линии подачи орошения (контур 19). Уровень
в емкости орошения Е-2 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода балансового ко-
личества керосино-газойлевой фракции, клапан которого установлен на линии вывода продукта с установки
। контуры 20, 21).
Крекинг-остаток из куба испарителя низкого давления К-4 поступает на прием насоса Н-4, направляется
в теплообменник Т-1 и охлаждается в воздушном холодильнике Хв-5. Уровень жидкости в кубе испарителя
низкого давления К-4 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода, клапан которо-
расположен на линии вывода крекинг-остатка с установки (контуры 22, 23) Температура крекинг-остатка на
выходе из воздушного холодильника Хв-5 регулируется изменением частоты вращения электродвигателя вен-
I ьтятора воздушного холодильника Хв-5 (контур 24).
Во избежание застывания продукта в нижнем ряду трубок воздушного холодильника предусмотрено регу-
рование температуры воздуха внутри секций рециркуляцией воздуха. Регулирование осуществляется с помо-
ю приводов, изменяющих угол наклона жалюзи (контур 25).
Пары из верхней части испарителя высокого давления К-2 поступают в нижнюю часть основной ректифика-
ционной колонны К-3, поднимаются вверх и последовательно контактируют с сырьем, газойлевыми фракциями
I циркуляционным орошением, в результате чего из верхней части ректификационной колонны К-3 выводится
'нзиновая фракция и углеводородные газы. Пары бензина конденсируются в воздушном холодильнике Хв-2
• । водяном холодильнике Х-1, поступая затем на разделение в емкость орошения Е-3. Температура продукта
- выходе из водяного холодильника X-1 регулируется контуром, воздействующим на преобразователь частоты
синя электродвигателя вентилятора воздушного холодильника Хв-2 (контур 26).
Разделение продукта на бензиновую фракцию и жирный газ происходит в емкости орошения Е-3. Жирный
из верхней части рефлюксной емкости выводится с установки на дальнейшую переработку. Жидкость из
toil части емкости орошения Е-3 забирается насосом Н-8, подается на нагрев в теплообменник Т-2 и далее
ток стабилизации бензина в стабилизатор К-5.
Часть бензиновой фракции из емкости орошения Е-3 направляется на смешение с циркуляционным ороше-
. м ректификационной колонны К-3 (на прием насоса Н-6). Уровень в емкости орошения Е-3 регулируется ка-
''жадной схемой с коррекцией к регулятору расхода бензиновой фракции выводимой в блок стабилизации, кла-
su которого установлен на линии подачи бензиновой фракции в блок стабилизации (контуры 27, 28).
Расход бензиновой фракции, подаваемой на смешение с циркуляционным орошением ректификационной
нны К-3, обеспечивается контуром, клапан которого установлен на линии из емкости орошения Е-3 (кон-
: 29). Давление в емкости Е-3 поддерживается контуром, клапан которого установлен на линии вывода газа
: установки (контур 30).
Для снятия избытка тепла в ректификационной колонне К-3 предусмотрено циркуляционное орошение, ко-
ц» выводится из верхней части ректификационной колонны К-3, охлаждается в холодильнике Х-2, смеши-
*•-. с бензиновой фракцией из Е-2 и подается на первую тарелку ректификационной колонны К-3. Расход
ъг- <- ляционного орошения регулируется контуром, клапан которого установлен на линии возврата его в рек-
•** ••кацпонную колонну К-3 (контур 31).
> нзиновая фракция из емкости орошения Е-3, подаваемая насосом Н-8, через теплообменник Т-2 поступает
• питания стабилизатора К-5, где происходит отпарка легких углеводородов из бензиновой фракции. Пары,
Ла аимые из верхней части стабилизатора К-5, конденсируются в воздушном холодильнике Хв-3 и водяном
шльнике Х-3, откуда газожидкостная смесь направляется в емкость орошения Е-4 стабилизатора К-5.
I щкпе углеводороды забираются из емкости орошения Е-4 насосом Н-10 и делятся на два потока: часть
ца шлется в стабилизатор в качестве орошения, а балансовое количество в качестве нестабильной голов-
дптся с установки на дальнейшую переработку. Расход орошения регулируется контуром, клапан кото-
: .становлен на линии нагнетания насоса Н-10 в стабилизатор К-5 (контур 32). Давление в системе стаби-
м—. pa К-5 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода газа из емкости орошения
нтур 33). Уровень в этой емкости регулируется каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода
Рис. 11.3, лист 1. Схема автоматизации процесса термического крекинга
Хв-2
Х-1
Н-4
Н-5
Н-7
Жирный газ на переработку
Рис. 11.3, лист 2. Схема автоматизации процесса термического крекинга
11. Автоматизация термических процессов нефтепереработки
251
нестабильной головки, клапан которого установлен на линии вывода нестабильной головки на дальнейшую пе-
реработку (контуры 34, 35).
Температура верхнего продукта на выходе из водяного холодильника Х-3 регулируется путем воздействия на
преобразователь частоты вращения электродвигателя вентилятора воздушного холодильника Хв-3 (контур 36).
Тепло, необходимое для отпарки легких фракций, подводится в стабилизатор К-5 путем циркуляции ниж-
него продукта через рибойлер с паровым пространством Т-3, обогреваемый водяным паром. Температура в кубе
стабилизатора К-5 регулируется контуром с коррекцией по расходу пара, подаваемого в рибойлер Т-3, клапан
которого установлен на трубопроводе подачи водяного пара (контуры 37, 38).
Стабильный бензин из рибойлера Т-3 стабилизатора К-5 забирается насосом Н-9, прокачивается через тепло-
обменник Т-2, где отдает тепло питанию колонны, и направляется в воздушный холодильник Хв-4 на охлаждение.
Далее бензин доохлаждается в водяном холодильнике Х-4 и выводится с установки на дальнейшую переработку.
Уровень в рибойлере Т-3 регулируется каскадным контуром с коррекцией по расходу стабильного бензина,
клапан которого расположен на трубопроводе вывода стабильной нафты из холодильника Х-4 (контуры 39,40).
Температура стабильного бензина на выходе из водяного холодильника Х-4 регулируется контуром, воздейству-
ющим на преобразователь частоты вращения электродвигателя вентилятора Хв-4 (контур 41).
11.3. Автоматизация процесса висбрекинга
Получающийся при вакуумной перегонке мазута гудрон из-за его высокой вязкости не может использовать-
ся в качестве котельного топлива. Для получения товарного топлива для разбавления гудронов требуется зна-
чительное количество дистиллятных разбавителей, в результате чего эффект углубления переработки нефти за
счет процесса вакуумной перегонки сводится на нет. Наиболее простым способом снижения вязкости, а следо-
вательно, и экономии расхода разбавителей является процесс висбрекинга. Процесс висбрекинга вакуумного
остатка (гудрона) относится к термическим процессам переработки тяжелых остатков нефти. Его применение
обычно уменьшает использование разбавителей на 20-25 %масс.
Как правило, сырьем для висбрекинга является гудрон, но возможна и переработка тяжелых видов нефти,
мазутов и других тяжелых остатков. Отличиями процесса висбрекинга от термического крекинга являются бо-
лее мягкие условия проведения процесса, так как перерабатывается более тяжелое, легче крекируемое сырье,
а также низкая глубина крекинга, ограниченная началом коксообразования. Обычно висбрекинг проводят при
температурах 450...500 °C и давлении 1,4...3,5 МПа. Схема процесса реализуется по двум основным вариантам:
•печной» висбрекинг, когда высокая температура (480...500 °C) сочетается с коротким временем пребывания
(1.5-2 мин), и висбрекинг с выносной реакционной камерой (реактором или сокинг-камерой), где процесс про-
текает при температурах 430...450 °C и времени пребывания 10...30 мин.
Показателем эффективности процесса является получение котельного топлива заданного состава. Цель
•правления — поддержание характеристик целевого продукта на заданном значении путем регулирования пара-
етров процесса (температуры, давления, уровня и расхода). Критерий управления — min CKO регулируемых
яараметров (температуры, давления, уровня и расхода).
Схема автоматизации процесса висбрекинга приведена на рис. 11.4.
Рассмотрим процесс висбрекинга с выносной реакционной камерой — реактором. Сырье (вакуумный оста-
ток) поступает в сырьевую емкость Е-1. Уровень в емкости Е-1 регулируется каскадным контуром с коррекцией
а. регулятору расхода сырья в печь П-1, клапан которого установлен на линии подачи сырья в печь (контур 1).
Вакуумный остаток из емкости Е-1 насосом Н-1 подается в межтрубное пространство теплообменника Т-1, где
- агревается теплом кубового продукта фракционирующей колонны К-1 и направляется далее в печь П-1.
Для придания турбулентности потоку жидкости на входе в радиантную секцию в каждый поток змеевика
ечи П-1 насосом подается питательная вода (на схеме не показано), которая сразу же испаряется в змеевиках
чи, увеличивая таким образом скорость потока в той части печи, где начинается образование кокса и где легче
ж его происходит отложение кокса на стенках труб. Увеличение скорости потока приводит к снижению темпе-
р туры стенки змеевика и толщины пристенной пленки, что способствует снижению образования кокса. Коли-
во вводимой питательной воды составляет примерно 0,25 %масс. от расхода сырья.
Из печи продукты реакции поступают в реактор (сокинг-камеру) Р-1, где в течение 10...30 мин происходит кре-
вание нефтепродуктов до требуемой глубины конверсии. Оптимизация режима зависит от двух параметров —
?ратуры и времени пребывания нефтепродуктов в реакторе Р-1. Крекинг и испарение сырья начинается в ра-
рингной секции печи П-1 и продолжается в реакторе Р-1. Температура на выходе из печи регулируется контуром,
. лан которого установлен на линии подачи топлива в печь П-1 (контур 3), а давление в реакторе Р-1 контроли-
>ется контуром, клапан которого установлен на трубопроводе выхода продукта из реактора (контур 7).
Из реактора Р-1 продукт направляется в колонну фракционирования К-1, где происходит его разделение на
нестабильную нафту, газойль и остаток висбрекинга. Колонна условно делится на три зоны (секции): отпар-
| и (низ колонны), охлаждающую (зона подачи квенча) и промывную (зона подачи циркуляционного орошения).
252
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
Из верхней части колонны фракционирования К-1 выводятся кислый газ, водяной пар и пары нафты. Си-
стема вывода верхнего продукта состоит из одноступенчатой конденсации с циркуляцией кислой воды из ем-
кости Е-2. Циркуляция воды предусматривается для предотвращения коррозии в системе. Пары, выводимые из
верхней части колонны фракционирования, конденсируются и охлаждаются в аппарате воздушного охлажде-
ния Хв-1 и водяном холодильнике Х-1, после чего направляются в емкость орошения Е-2.
Для предотвращения замерзания продукта в трубках воздушных холодильников в зимний период предус-
мотрено регулирование температуры охлаждающего воздуха за счет циркуляции части охлаждающего воздуха
путем изменения степени открытия боковых и псреточных жалюзи рециркулятора. Регулирование температх -
ры воздуха внутри секций рециркуляции воздуха осуществляется контуром, привод которого изменяет угол на-
клона жалюзи (контур 13). Далее парожидкостная смесь охлаждается в водяном холодильнике Х-1 и поступает
в емкость орошения Е-2. Температура продукта на выходе из холодильника Х-1 регулируется путем изменения
частоты вращения электродвигателя вентиляторов воздушного холодильника Хв-1 с помощью преобразователя
частоты (контур 14). В емкости орошения Е-2 происходит разделение парожидкостной смеси на углеводород-
ный газ, нафту и кислую воду. Углеводородный газ из емкости направляется на прием компрессора ПК-1 через
газосепаратор С-1.
Давление в колонне фракционирования К-1 определяется давлением в емкости орошения Е-2 и регулирует-
ся контуром, клапан которого установлен на трубопроводе возврата части газа от компрессора ПК-1 перед воз-
душным холодильником Хв-1 (контур 17).
Нестабильная нафта из емкости орошения Е-2 насосом Н-2 подается на орошение фракционирующей колон-
ны К-1, а балансовое количество направляется на абсорбцию с углеводородным газом и далее на стабилизацию
в колонну К-3. Нестабильная нафта после насоса Н-2 смешивается с углеводородным газом после компрессора
ПК-1, а образовавшаяся смесь через воздушный холодильник Хв-2 направляется в емкость Е-3.
Температура на третьей тарелке фракционирующей колонны К-1 регулируется каскадным контуром с кор-
рекцией к регулятору расхода, клапан которого расположен на подаче орошения в фракционирующую колонну
К-1 (контур 9).
Уровень нестабильной нафты в емкости орошения Е-2 регулируется контуром, клапан которого установ-
лен на трубопроводе подачи нафты с углеводородным газом перед воздушным холодильником Хв-2 (контур 15).
Кислая вода, собирающаяся в отстойной зоне емкости орошения Е-2, насосом Н-7 частично возвращает-
ся в холодильник Хв-1, а балансовое количество кислой воды выводится с установки на отпарку сероводорода
и аммиака. Расход кислой воды, возвращаемой перед воздушным холодильником Хв-1, поддерживается посто-
янным н регулируется контуром, клапан которого установлен на трубопроводе подачи кислой воды в воздуш-
ный холодильник Хв-1 (контур 18). Уровень кислой воды в отстойной зоне емкости орошения Е-2 регулируется
контуром, клапан которого установлен на трубопроводе вывода кислой воды с установки на отпарку (контур 16).
Для снижения коррозии в трубопровод парогазовой смеси перед воздушным холодильником Хв-1 вводится
ингибитор коррозии в смеси с нестабильной нафтой.
Из средней части фракционирующей колонны К-1 боковым погоном выводится газойлевая фракция, кото-
рая подается в отпарную колонну К-2. Для отпарки легких фракций в куб отпарной колонны К-2 подается водя-
ной пар среднего давления. Расход пара регулируется контуром, клапан которого установлен на трубопроводе
подачи пара в отпарную колонну К-1 (контур 12). Пары, выводимые из верхней части отпарной колонны, воз-
вращаются в колонну фракционирования К-1 выше тарелки вывода бокового погона.
Газойль с куба отпарной колонны К-2 насосом Н-5 подается на смешение с остатком висбрекинга. Уровень
в кубовой части колонны К-2 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода, клапан ко-
торого установлен на трубопроводе нагнетания насоса Н-5 (контур 11).
Избыточное тепло из колонны фракционирования К-1 отводится циркуляционным орошением, которое за-
бирается насосом Н-4 и подается в межтрубное пространство генератора пара среднего давления Т-3, где ох-
лаждается и возвращается во фракционирующую колонну К-1. Температура на тарелке под зоной вывода
циркуляционного орошения регулируется контуром, клапан которого установлен на трубопроводе выхода цир-
куляционного орошения из генератора пара Т-3 (контур 8). Для уменьшения колебаний расхода циркуляцион-
ного орошения и обеспечения стабильной работы колонны предусмотрено регулирование расхода циркуляци-
онного орошения с помощью контура, клапан которого установлен на байпасе генератора пара Т-3 (контур 10).
Для повышения температуры вспышки остатка висбрекинга в куб фракционирующей колонны К-1 подается
водяной пар среднего давления, расход которого регулируется контуром, клапан которого установлен на трубо-
проводе подачи пара (контур 4).
Тяжелый газойль висбрекинга выводится из нижней части фракционирующей колонны К-1. Для очистки от
частиц кокса тяжелый газойль висбрекинга поступает в фильтр Ф-1, а затем насосом Н-3 подается в фильтр Ф-2.
Далее он поступает в теплообменник Т-1, где охлаждается вакуумным остатком (сырьем установки) и направ-
ляется в генератор пара Т-2. Часть тяжелого газойля висбрекинга после генератора пара Т-2 возвращается во
фракционирующую колонну К-1 в качестве квенча для предотвращения дальнейшего крекирования продук-
та и закоксовывания куба фракционирующей колонны. Температура под тарелкой ввода квенча регулируется
Рис. 11.4, лист 1. Схема автоматизации процесса висбрекинга
Ингибитор коррозии
Н-5
Рис. 11.4, лист 2. Схема автоматизации процесса висбрекинга
Кислая вода
на отпарку
Регенерированный
раствор амина
Углеводородный газ
в топливную сеть
Стабильная нафта
----------------
Насыщенный
раствор амина
256
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
каскадным контуром с коррекцией по расходу, клапан которого установлен на трубопроводе подачи квенча во
фракционирующую колонну К-1 (контур 6).
Уровень в кубе фракционирующей колонны К-1 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регуля-
тору расхода, клапан которого установлен на трубопроводе вывода тяжелого газойля висбрекинга с установки
(контур 2).
Температура выводимого тяжелого газойля висбрекинга из фракционирующей колонны К-1 регулируется
каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода, клапан которого установлен на трубопроводе подачи
квенча во фракционирующую колонну К-1 (контур 5). Балансовое количество тяжелого газойля висбрекинга
после генератора пара Т-2 смешивается с газойлем из отпарной колонны К-2, поступающим со стороны нагнета-
ния насоса Н-5, и выводится с установки.
Углеводородный газ из газосепаратора С-1 со стороны нагнетания компрессора ПК-1 поступает на смешение
с нестабильной нафтой, подаваемой насосом Н-2. Образовавшаяся парожидкостная смесь направляется в воз-
душный холодильник повторного контактирования Хв-2. После охлаждения смесь поступает в емкость повтор-
ного контактирования Е-3, где разделяется на газ, нестабильную нафту и воду.
Регулирование давления в емкости орошения Е-2 обеспечивает также регулирование давления на приеме и
тем самым, производительности компрессора ПК-1.
Температура парожпдкостной смеси на выходе из воздушного холодильника Хв-2 регулируется путем изме-
нения частоты вращения электродвигателя вентиляторов воздушного холодильника Хв-2 с помощью преобра-
зователя частоты (контур 20).
Для предотвращения замерзания продукта в трубках воздушного холодильника Хв-2 в зимний период пред-
усмотрено регулирование температуры охлаждающего воздуха за счет циркуляции части охлаждающего возду-
ха путем изменения степени открытия боковых и переточных жалюзи рециркулятора. Регулирование темпера-
туры воздуха внутри секций рециркуляции воздуха осуществляется путем воздействия на привод, изменяющий
угол наклона жалюзи (контур 19). Давление в емкости повторного контактирования Е-3 регулируется конту-
ром. клапан которого установлен на трубопроводе подачи газа в каплеотбойник С-2 (контур 21).
Нестабильная нафта насосом Н-6 откачивается из емкости Е-3 через теплообменник Т-4 на стабилизацию
в колонну К-3. Уровень в емкости повторного контактирования Е-3 регулируется каскадным контуром с кор-
рекцией к регулятору расхода с помощью клапана, установленного на трубопроводе подачи нафты в стабилиза-
ционную колонну К-3 (контур 23).
Уровень кислой воды в отстойнике емкости повторного контактирования Е-3 регулируется контуром, кла-
пан которого установлен на трубопроводе подачи кислой воды к воздушному холодильнику Хв-1 (контур 22).
Нестабильная нафта в межтрубном пространстве теплообменника Т-4 нагревается теплом стабильной на-
фты и поступает в стабилизационную колонну К-3, оснащенную клапанными тарелками, где осуществляется
стабилизация нафты путем отпарки легких фракций. Тепло, необходимое для отпарки, подводится в эту ко-
лонну путем циркуляции нижнего продукта через рибойлер Т-6, обогреваемый водяным паром среднего дав-
ления.
Пары, выводимые сверху стабилизатора К-3, конденсируются в межтрубном пространстве водяного конден-
сатора ХК-1, откуда газожидкостная смесь направляется в емкость орошения стабилизационной колонны Е-4.
Жидкие углеводороды из емкости орошения стабилизационной колонны Е-4 насосом Н-8 возвращаются в ста-
билизационную колонну К-3 в качестве орошения. Постоянство расхода орошения регулируется контуром, кла-
пан которого установлен на трубопроводе нагнетания насоса Н-8 (контур 32). Уровень в емкости орошения
стабилизационной колонны Е-4 регулируется контуром, клапан которого установлен на трубопроводе вывода
оборотной воды из ХК-1 (контур 33). Несконденсировавшийся углеводородный газ из Е-4 направляется в ка-
плеотбойник газа С-2 и далее на очистку от сероводорода в абсорбер К-4.
Давление в системе стабилизационной колонны регулируется контуром, клапан которого установлен на ли-
нии вывода газа из емкости орошения стабилизационной колонны Е-4 (контур 34).
Стабильная нафта из куба стабилизационной колонны К-3 поступает в трубное пространство теплообмен-
ника Т-4, где отдает тепло на нагрев нестабильной нафты (питания стабилизационной колонны) и направляется
в воздушный холодильник Хв-3 на охлаждение. Уровень в стабилизационной колонне К-3 регулируется каскад-
ным контуром с коррекцией к регулятору расхода стабильной нафты, клапан которого установлен на трубопро-
воде выхода стабильной нафты из холодильника Х-2 (контур 28). Температура стабильной нафты на выходе из
водяного холодильника Х-2 регулируется изменением частоты вращения электродвигателя вентиляторов воз-
душного холодильника Хв-3 с помощью преобразователя частоты (контур 30).
Для предотвращения замерзания продукта в трубках воздушных холодильников в зимний период предусмо-
трено регулирование температуры охлаждающего воздуха за счет циркуляции части охлаждающего воздуха пу-
тем изменения степени открытия боковых и переточных жалюзи рециркулятора. Регулирование температуры
воздуха внутри секций его рециркуляции осуществляется контуром, воздействующим на привод, изменяющим
угол наклона жалюзи (контур 29).
После доохлаждения в водяном холодильнике Х-2 стабильная нафта выводится с установки.
11. Автоматизация термических процессов нефтепереработки
257
Для очистки от сероводорода углеводородный газ из емкости повторного контактирования Е-3 и емкости
орошения Е-4 через каплеотбойник С-2 направляется в аминовый абсорбер К-4. В каплеотбойнике С-2 «отби-
вается» и накапливается нафта, унесенная углеводородным газом. В абсорбере аминовой очистки К-4, запол-
ненном насадкой (типа однодюймовых колец Палля), углеводородный газ проходит очистку 25 %-ным водным
раствором диэтаноламина (ДЭА) и выводится с установки в топливную сеть или подается на отопление соб-
ственной печи П-1.
Расход свежего отрегенерированного раствора амина, поступающего на установку, регулируется контуром,
клапан которого установлен на трубопроводе подачи амина в абсорбер К-4 (контур 26). Давление в абсорбере
К-4 регулируется контуром, клапан которого установлен на трубопроводе выхода очищенного газа с установки
(контур 27).
Для предотвращения пенообразования в абсорбере К-4 температуру подаваемого в этот абсорбер отрегене-
рпрованного раствора амина необходимо поддерживать выше температуры поступающего на очистку углево-
дородного газа. Разница между температурами подаваемого на очистку углеводородного газа и отрегенерпро-
ванного раствора амина поддерживается около 3 °C и регулируется контуром, клапан которого установлен на
трубопроводе выхода оборотной воды из холодильника Х-3 (контур 25). Уровень раствора амина в абсорбере
К-4 регулируется контуром, клапан которого установлен на трубопроводе вывода насыщенного амина с уста-
новки (контур 24).
11.4. Автоматизация процесса пиролиза
Процесс пиролиза является наиболее крупнотоннажным промышленным способом целевого получения
олефиновых углеводородов — сырья для нефтехимического синтеза. Сырьем для установок пиролиза служат
газообразные и жидкие углеводороды — газы, ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов), легкие бен-
зиновые фракции, газовые конденсаты, бензиновые фракции, а также рафинаты каталитического риформинга.
В зависимости от вида сырья и технологических параметров пиролиза изменяется выход целевых продуктов.
По мере утяжеления сырья уменьшается выход этилена и увеличивается выход жидких продуктов (смол пи-
ролиза). Газы используются в нефтехимической промышленности, жидкие продукты — для получения бензола
и других ароматических углеводородов, а смола пиролиза — это сырье для производства технического углерода,
пеков и высококачественных коксов.
Показателем эффективности процесса является выход основного целевого продукта олефина (этилена, пропи-
лена или пропиленбутиленовой фракции). Цель управления — поддержание выхода целевого продукта на задан-
ном уровне. Критерий управления — rain CKO параметров процесса (давления, уровня, расхода и температуры).
Схема автоматизации процесса пиролиза приведена на рис. 11.5.
Сырье (ШФЛУ) поступает на установку, подогревается в паровом подогревателе Т-1 и подается в сборник
Е-1, где частично испарившаяся ШФЛУ разделяется на паровую и жидкую фазы. Пары из верхней части сбор-
ника Е-1 и жидкость из нижней части раздельными потоками подаются в колонну предварительного разделения
К-1. Давление в сборнике поддерживается контуром, клапан которого установлен на линии вывода конденсата
из парового подогревателя Т-1 (контур 1).
Уровень в емкости Е 1 и давление в емкости орошения Е-2 регулируются каскадными контурами с коррек-
цией к регулятору расхода ШФЛУ, клапан которого установлен на линии вывода ШФЛУ в колонну предвари-
тельного разделения К-1 (контуры 2-4).
В колонне предварительного разделения К-1 происходит разделение ШФЛУ на фракцию С2 и фракцию С3+.
Фракция С2 из верхней части колонны предварительного разделения К-1 поступает в конденсатор Т-2, где ча-
стично конденсируется, отдавая тепло испаряющемуся пропилену, и направляется в емкость орошения Е-2, где
разделяется на паровую и жидкую фазы.
Уровень жидкости в емкости орошения Е-2 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору
уровня пропилена в конденсаторе Т-2, клапан которого установлен на линии подачи жидкого пропилена в кон-
денсатор Т-2 (контуры 5, 6).
Газовая часть из емкости орошения Е-2 смешивается с рециклом этана и поступает на смешение с углеводо-
родным сырьем С3+. Жидкость из емкости орошения Е-2 забирается насосом Н-1 и подается в качестве ороше-
ния в верхнюю часть колонны предварительного разделения К-1. Расход подаваемого орошения регулируется
контуром, клапан которого установлен на линии подачи жидкости в колонну предварительного разделения К-1
(контур 7).
Фракция С3+ из нижней части колонны предварительного разделения К-1 поступает на смешение с реци-
клом пропана и подогревается в теплообменнике Т-3. Уровень жидкости в кубе колонны предварительного раз-
деления К-1 и расход суммарной фракции С3_, в линии перед узлом смешения с углеводородами С3 регулируют-
ся каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода фракции С3+, клапан которого установлен на линии
вывода жидкости из куба колонны предварительного разделения К-1 (контуры 8-10).
258
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
Необходимое для разделения ШФЛУ тепло подводится в колонну предварительного разделения К-1 путем
циркуляции нижнего продукта через обогреваемый паром рибойлер Т-4. Температура в нижней части колонны
предварительного разделения К-1 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода пара,
подаваемого в рибойлер Т-4, клапан которого установлен на линии подачи пара (контуры 11, 12).
Поток свежей фракции С3+ и рецикловой фракции С3 смешивается с потоком рецикла углеводородов
СГ..С5, смешивается с сырьевым потоком углеводородов С2 и направляется в крекинг-печь П-1. Для обеспе-
чения оптимальной работы печи и максимального снижения коксообразования в змеевиках радиантной зоны
печи предусматривается подача перегретого пара в подогретый в конвективной зоне печи объединенный по-
ток сырья С2...С5.
Контурами, клапаны которых установлены на линиях подачи сырья С2, сырья С3...С5 и линии водяного пара
перед смешением (контуры 13-15) регулируются соотношения расходов отдельных сырьевых потоков и расхода
пара, подаваемого на смешение с сырьем (для поддержания оптимального соотношения «углеводороды/пар»).
Современные конструкции печей позволяют повысить температуру процесса до 840...870 °C и сократить вре-
мя пребывания до 0,25...0,4 ч.
В крекинг-печи П-1 при очень высоких температурах и очень малых значениях времени реакции происхо-
дит пиролиз исходного сырья с образованием широкого спектра углеводородов. Продукты реакции на выходе
из радиантных змеевиков подвергаются закалке (резкому охлаждению водой) и масляной промывке (непосред-
ственному впрыску в поток закалочного масла из колонны первичного фракционирования К-2). Необходимое
для протекания реакций тепло подводится в крекинг-печь П-1 путем сжигания газового топлива. Топливный газ
подводится раздельно на подовые и стеновые горелки печи.
Температура пирогаза на выходе из радиантных змеевиков регулируется каскадной схемой с коррекцией
к регуляторам давления топливного газа перед горелками крекинг-печи, клапаны которых установлены на пото-
ках топлива к горелкам (контуры 16, 17Д В, 18, 19 А, В).
Избыточное тепло печи утилизируется путем производства водяного пара среднего или высокого давления
(СВД), для чего предусмотрены специальные змеевики в конвективной части печи и паросборник Е-3.
Питательная вода проходит подогреватель в зоне конвекции крекинг-печи П-1, где вырабатывается посту-
пающий в паросборник пар, куда также поступает пар из закалочно-испарительных аппаратов, в которых ох-
лаждается пирогаз. Пар из паросборника поступает в перегреватель, расположенный в нижней части конвекции
крекинг-печи П-1 откуда пар СВД направляется потребителям. Температура пара СВД регулируется каскадной
схемой с коррекцией к регулятору расхода питательной воды, клапан которого установлен на линии впрыска пи-
тательной воды в поток пара (контуры 20, 21). Уровень питательной воды, подаваемой в подогреватель, регули-
руется клапанами, установленными на линии подачи питательной воды в подогреватель и на байпасе основного
клапана, обеспечивающего постоянство расхода (контур 22).
Разрежение в крекинг-печи П-.1 регулируется с коррекцией от регулятора содержания кислорода в дымовых
газах путем воздействия на частоту вращения электродвигателя дымососа Д-1 (контуры 23, 24).
Пирогаз из крекинг-печи поступает в колонну первичного фракционирования К-2. Температура пирогаза
на входе в колонну первичного фракционирования К-2 регулируется контуром^ клапан которого установлен на
линии подачи закалочного масла в трансферную линию пирогаза (контур 25). Разделение продуктов реакции
происходит в колонне первичного фракционирования К-2, предназначенной для отделения тяжелой части про-
дуктов реакции (смолы пиролиза).
Смола пиролиза (закалочное масло) из куба колонны первичного фракционирования К-2 проходит фильтр
Ф-1 и поступает на прием насоса Н-2, подающего смолу в систему фильтрации. Эта система состоит из цикло-
на Ц-1 и фильтра Ф-2 , причем циклон делит смолу на две фракции (с низким и высоким содержанием кокса).
Фракция с высоким содержанием кокса проходит фильтр Ф-2 и возвращается в куб колонны К-2. Расход смолы,
возвращаемой в куб колонны первичного фракционирования К-2, поддерживается контуром, клапан которого
установлен на линии подачи смолы в колонну первичного фракционирования К-2 (контур 26).
Фракция с низким содержанием кокса делится на два потока — одна часть направляется на охлаждение пи-
рогаза и используется в качестве орошения нижней ректификационной секции колонны первичного фракци-
онирования К-2, тогда как вторая часть подается в отпарную колонну К-3 для удаления легких углеводородов
и обеспечения требуемой температуры вспышки смолы. Расход смолы в колонну первичного фракционирова-
ния К-2 и отпарную колонну К-3 регулируется контурами, клапаны которых установлены на подаче в колонну
первичного фракционирования К-2 и отпарную колонну К-3 (контуры 27 и 28 соответственно).
Для удаления легких углеводородов в куб отпарной колонны К-3 предусмотрена подача водяного пара высо-
кого давления. Расход водяного пара в отпарную колонну К-3 регулируется контуром, клапан которого установ-
лен на линии подачи пара (контур 29).
Легкие углеводороды из верхней части отпарной колонны К-3 направляются в поток пирогаза (в линию пи-
тания колонны первичного фракционирования К-2). Стабильная смола пиролиза из куба отпарной колонны К-3
забирается насосом Н-3. Часть возвращается в качестве рецикла в отпарную колонну К-3, а балансовое количе-
ство охлаждается в холодильнике Х-1 и выводится с установки в качестве товарного продукта.
11. Автоматизация термических процессов нефтепереработки
259
Расход рецикла стабильной смолы в отпарную колонну К-3 регулируется контуром, клапан которого уста-
новлен на линии возврата стабильной смолы в отпарную колонну К-3 (контур 30). Уровень жидкости в отпар-
ной колонне К-3 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода смолы в холодильник
Х-1 (контур 31). Для промывки пирогаза от смолы предусмотрена подача в верхнюю часть колонны стабильно-
го и нестабильного пиробензина. Их расход регулируется контурами, клапаны которых установлены на линиях
подачи пиробензина в колонну первичного фракционирования К-2 (контуры 32 и 33 соответственно)
Пирогаз из верха колонны первичного фракционирования К-2 поступает в скруббер К-4, где происходит ох-
лаждение пирогаза. В результате происходит конденсация пара и тяжелого бензина, и тем самым осуществляет-
ся окончательная очистка пирогаза перед компрессорами. Охлаждение пирогаза осуществляется путем цирку-
ляции большого количества закалочной воды.
Закалочная вода из куба скруббера К-4 забирается насосом Н-4 и подается через холодильники Х-2 и Х-3
в верхнюю и среднюю часть скруббера К-4 соответственно. Расход подаваемой в верхнюю часть скруббера К-4
воды регулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи воды (контур 34). Температура зака-
лочной воды на приеме насоса Н-4 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода воды,
подаваемой в среднюю часть скруббера К-4, клапан которого установлен на линии подачи воды (контуры 35,36).
В нижней части скруббера К-4 предусмотрена выносная емкость Е-4 для разделения воды и бензина. Вода из
емкости Е-4 насосом Н-6 через фильтр Ф-3 возвращается в процесс. Тяжелый бензин по уровню раздела фаз заби-
рается насосом Н-5, часть его выводится через холодильник Х-4 в качестве орошения колонны первичного фрак-
ционирования К-2, а часть направляется на отпарку. Уровень воды в емкости Е-4 регулируется контуром, клапан
которого установлен на линии нагнетания насоса Н-6 (контур 37). Уровень тяжелого бензина в емкости Е-4 регу-
лируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода балансового количества на отпарку (контур 38).
Пирогаз из верхней части скруббера К-4 поступает в блок компримирования многоступенчатого компрессо-
ра пирогаза ГК-1. На рис. 11.5 двухступенчатый компрессор показан условно (без межступенчатой очистки ще-
лочным раствором). Пирогаз из скруббера К-4 поступает в приемный сепаратор пирогаза С-1, где отделяется ка-
пельная жидкость (вода, бензин), и затем на прием первой ступени компрессора ГК-1.
Жидкость из приемного сепаратора С-1 насосом Н-7 откачивается в сепаратор С-3, где происходит отделе-
ние воды от нефтепродукта. Уровень в сепараторе С-1 регулируется контуром, клапан которого установлен на
линии нагнетания Н-7 (контур 39). Уровни нефтепродукта и воды в сепараторе С-3 регулируются контурами,
клапаны которых установлены на линиях вывода бензина и воды (контуры 40 и 41 соответственно).
Сжатый после первой ступени пирогаз охлаждается в холодильнике Х-5 и подается в сепаратор С-2, где из
него отделяется жидкость, которая выводится в сепаратор С-1. Уровень жидкости в сепараторе С-2 регулирует-
ся контуром, клапан которого установлен на линии перетока жидкости из сепаратора С-2 в сепаратор С-1 (кон-
тур 42).
Газ из сепаратора С-2 объединяется с охлажденными газами С2 блока деэтанизации и поступает в приемный
сепаратор С-4 второй ступени компрессора ГК-1. Отделенная жидкость выводится из сепаратора С-4 в скруббер
К-4 по мере накопления. Уровень жидкости в сепараторе С-4 регулируется контуром, клапан которого установ-
ки на линии вывода жидкости из сепаратора С-4 в скруббер К-4 (контур 43).
Сжатый после второй ступени пирогаз охлаждается в пропиленовом конденсаторе Х-5, где пирогаз охлаж-
дается и частично конденсируется, отдавая тепло испаряющемуся жидкому пропилену, после чего пирогаз по-
дается в сепаратор С-5.
Уровень пропилена в холодильнике Х-6 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии по-
дачи в него жидкого пропилена (контур 44). В сепараторе С-5 жидкость и газ разделяются, откуда раздельными
потоками поступают соответственно в осушители К-6 и К-5. Уровень в сепараторе С-5 регулируется каскадным
контуром с коррекцией к регулятору расхода жидкости, поступающей в осушитель жидкости К-6, клапан кото-
рого установлен на линии вывода потока жидкости из осушителя К-6 (контуры 45, 46).
Температура газа на входе в осушитель К-5 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору
тавлению пропилена, клапан которого установлен на линии вывода газообразного пропилена из холодильника
Х-6 (контуры 47, 48).
Потоки жидкости (из осушителя К-6) и газа (из осушителя К-5) далее поступают на низкотемпературное
азделение в блок деэтанизации. Жидкость из осушителя К-6 поступает непосредственно в нижнюю часть деэ-
: .нпзатора К-8. Газ из осушителя К-5 охлаждается в многокамерном криогенном теплообменнике Т-5, затем ох-
лаждается в пропиленовом холодильнике Х-7, где частично конденсируется, и поступает в емкость-сепаратор
редварительного охлаждения Е-5. В емкости-сепараторе Е-5 происходит разделение жидкости и газовой части.
Газ направляется в абсорбер К-7, а жидкость проходит теплообменник Т-5, где нагревается и поступает в зону
питания деэтанизатора К-8.
Уровень пропилена в холодильнике Х-7 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии пода-
в него жидкого пропилена (контур 49).
Температура выводимого из емкости-сепаратора Е-5 газа и уровень в рефлюксной емкости Е-6 деэтани-
затора К-8 регулируются каскадными контурами с коррекцией к регулятору давления пропилена на выходе
Рис. 11.5, лист 1. Схема автоматизации процесса пиролиза
о ---- о ---- о ---- о ---- о ---- о ---- о ---- о ---- о ---- о ---- о ----- о ---- о ---- о ---- о ---- о ---- о ----
Рис. 11.5, лист 2. Схема автоматизации процесса пиролиза
о ----- о ------ о ----- о ------ о ------ о ------ о ------ о ----- о ------ о ------ о ------ о ----- о ------ о ------ о ------ о ------ о ----- о ------ о ----
---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------I
Рис. 11.5, лист 3. Схема автоматизации процесса пиролиза
о ---- о ----- о ---- о ----- о ---- о ----- о ---- о ----- о ---- о ----- о ---- о ----- о ---- о ----- о ---- о ----- о ---- о ----- о
о ---- о ---- о ----- о ---- о ----- о ---- о ----- о ---- о ----- о ---- о ----- о ---- о ----- о ---- о ----- о ---- о ----- о ----
о ---- о ---- о ---- о ---- о ---- о ---- о ---- о ----- о ---- о ---- о ---- о ---- о ---- о ----- о ---- о ---- о ---- о
Рис. 11.5, лист 4. Схема автоматизации процесса пиролиза
Рис. 11.5, лист 5. Схема автоматизации процесса пиролиза
Рис. 11.5, лист 6. Схема автоматизации процесса пиролиза
Н-20
Пропилен жидкий
-----------------О
Этилен жидкий
-----------------О
Смола пиролиза
---------------О
272
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
из холодильника Х-7, клапан которого установлен на линии вывода газообразного пропилена из холодильника
Х-7 (контуры 50...52).
Уровень в емкости сепаратора Е-5 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода
жидкости, клапан которого установлен на линии вывода жидкости из емкости-сепаратора Е-5 в многокамерный
теплообменник Т-5 (контуры 53, 54).
В абсорбере К-7 происходит поглощение углеводородов С3+ из газовой части, восходящей по высоте колонны
в противотоке жидкости, в результате чего из верхней части К-7 выводятся углеводороды С,...С2. Жидкость из
куба абсорбера К-7 поступает в деэтанизатор К-8, где происходит дополнительное удаление углеводородов С2 .
Уровень жидкости в кубе абсорбера К-7 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода
жидкости, выводимой из куба абсорбера К-7, клапан которого установлен на линии перетока Ж1 дкости из абсор-
бера К-7 в деэтанизатор К-8 (контуры 55, 56).
Верхний продукт абсорбера К-7 направляется в теплообменники Т-7 и Т-8, а затем в блок гидрирования
фракции С2 .
Верхний продукт деэтанизатора К-8 поступает в многокамерный теплообменник Т-6, где он частично кон-
денсируется и поступает в рефлюксную емкость Е-6. Полной конденсации препятствует наличие нейтральных
газов — метана и водорода. В рефлюксной емкости Е-6 происходит разделение жидкости и газа. Несконденсиро-
ванные газы из верхней части рефлюксной емкости Е-6 проходят теплообменники Т-6, Т-5 и направляются на
прием второй ступени компримирования пирогаза в сепаратор С-4.
Жидкость из рефлюксной емкости Е-6 забирается насосом Н-8 и подается в абсорбер К-7 (в качестве абсор-
бента) и в деэтанизатор К-8 (в качестве орошения). Расход жидкости в абсорбер К-7 и деэтанизатор К-8 регу-
лируется контурами, клапаны которых установлены на линиях подачи жидкости в абсорбер К-7 и деэтанизатор
К-8 (контуры 57 и 58 соответственно).
Давление в деэтанизаторе К-8 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода га-
зов из рефлюксной емкости Е-6 (контур 59). Тепло, необходимое для отпарки легких углеводородов подво-
дится циркуляцией нижнего продукта деэтанизатора К-8 через рибойлер Т-9, обогреваемый водяным паром.
Температура куба деэтанизатора К-8 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода
водяного пара, подаваемого в рибойлер Т-9, клапан которого установлен на линии подачи пара (контуры 60,
61). Температурный режим теплообменника Т-6 обеспечивается двумя контурами хладагента — пропилено-
вым и этиленовым.
Температура верхнего продукта деэтанизатора К-8 на выходе из теплообменника Т-6 регулируется каскад-
ным контуром с коррекцией по разности температур этилена на входе и выходе его из теплообменника Т-6, кла-
пан которого установлен на линии подачи этилена в теплообменник Т-6 (контуры 62, 63).
Для пропиленового контура хладагента в теплообменнике Т-6 предусмотрена также циркуляция пропиле-
на через теплообменник Т-6 и выносной аккумулятор Е-8, где происходит разделение жидкого и испарившегося
в теплообменнике Т-6 пропилена. Уровень пропилена в аккумуляторе Е-8 регулируется контуром, клапан кото-
рого установлен на линии подачи пропилена в Е-8 (контур 64).
С низа деэтанизатора К-8 выводится фракция углеводородов С3+, которая поступает на дальнейшее разделе-
ние в депропанизатор К-12. Уровень в жидкости в деэтанизаторе К-8 регулируется каскадным контуром с кор-
рекцией к регулятору расхода фракции С3+, клапан которого установлен на линии подачи питания в депропани-
затора К-12 (контуры 65 и 66).
Углеводороды С2 , выводимые с верха абсорбера К-7, нагреваются в теплообменниках Т-7 и Т-8 за счет теп-
ла продуктов реактора гидрирования и водяного пара и поступают в трубчатый реактор гидрирования Р-1. В ре-
акторе Р-1 в присутствии водорода происходит селективное гидрирование ацетилена до этилена (фракция С2 ).
Реакция гидрирования ацетилена экзотермическая, и тепло реакции снимается за счет испарения метанола,
омывающего снаружи трубки реактора. Температура на входе в реактор гидрирования ацетилена Р-1 регули-
руется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода, клапаны которого установлены на линии бай-
пасирования группы теплообменников Т-7 и Т-8, а также на линии подачи пара в теплообменник Т-8 (конту-
ры 67,68). Расход сырьевого потока реактора Р-1 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии
вывода продуктов реакции из реактора гидрирования Р-1 (контур 69).
Продукты реакции гидрирования из реактора Р-1 подаются в теплообменник Т-7, где они охлаждаются, от-
давая тепло сырьевому потоку реактора, и поступают в сепаратор С-6, где происходит отделение зеленого масла.
Зеленое масло (продукт олигомеризации ацетилена) в обычном режиме не образуется. Уровень зеленого масла
в сепараторе С-6 регулируется с помощью контура, клапан которого установлен на линии вывода масса из сепа-
ратора (контур 70). Затем газовый поток из сепаратора С-6 направляется в осушитель К-9, после чего поступа-
ет в блок фракционирования С2 .
В блоке фракционирования С2 предварительно происходит охлаждение и конденсация фракции по мно-
гоступенчатой схеме (на рисунке упрощенно показаны две ступени). Поток С2 проходит многопоточный те-
плообменник Т-10, где происходит охлаждение и частичная конденсация, после чего поступает на разделение
в емкость Е-9. Жидкая фаза из емкости Е-9 непосредственно поступает в зону питания деметанизатора К-10,
11. Автоматизация термических процессов нефтепереработки
273
а газовая поступает в многопоточный теплообменник Т-11, где происходит ее глубокое охлаждение и частичная
конденсация, после чего поток разделяется в емкости Е-10.
Жидкая фаза из емкости Е-10 непосредственно поступает в зону питания деметанизатора К-10, а обогащен-
ная водородом газовая фаза возвращается в теплообменники Т-11 и Т-10, где она используется в качестве хлада-
гента. Затем она направляется на извлечение водорода в блок КЦЛ (на рис. 11.5 показан условно), откуда товар-
ный водород выводится с установки. Давление в контуре водорода после КЦА регулируется контуром, клапан
которого установлен на линии вывода товарного водорода с установки (контур 71). Охлаждение потоков в те-
плообменниках Т-10 и Т-11 осуществляется за счет испарения потоков жидкого этилена этиленового холодиль-
ного цикла.
Температура фракции С2 после каждой ступени регулируется каскадными контурами с коррекцией по раз-
ности температуры между входным и выходным потоками этилена, клапаны которых установлены на линиях
подачи этилена в теплообменники Т-10 и Т-11 (контуры 72 -75).
Уровни жидкой фазы в емкостях Е-9 и Е-10 регулируются каскадными контурами с коррекцией к регулято-
рам расхода жидкой фракции С2 , выводимой из емкостей Е-9 и Е-10, клапаны которых установлены на линиях
вывода жидкости из емкостей Е-9 и Е-10 (контуры 76...7Э). Давление в емкости Е-10 и в деметанизаторе поддер-
живается контуром, клапан которого установлен на линии вывода избытка водорода в поток метана (контур 80).
В деметанизаторе К-10 происходит удаление метана из фракции С2 . Метан выводится с верха колонны К-10
и проходит теплообменники Т-11 и Т-10, где он нагревается и выводится в топливную сеть.
Часть верхнего продукта из деметанизатора К-10 поступает в теплообменник Т-12, установленный в верх-
ней части деметанизатора К-10, где продукт конденсируется и в качестве орошения возвращается на верхнюю
тарелку. Охлаждение в теплообменнике Т-12 осуществляется за счет испарения жидкого этилена, подаваемого
из этиленового холодильного цикла.
Уровень этилена в теплообменнике Т-12 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору раз-
ности температуры выводимого метана и температуры под первым пакетом тарелок, клапан которого установ-
лен на линии подачи жидкого этилена (контуры 81, 82).
Расход метана, выводимого с верха деметанизатора, регулируется контуром, клапан которого установлен
на линии вывода метана (контур 83).
Тепло, необходимое для выделения метана, подводится путем циркуляции нижнего продукта деметанизато-
ра через рибойлер Т-13, обогреваемый пропиленом.
Температура в нижней части деметанизатора К-10 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регу-
лятору расхода пропилена, подаваемого в рибойлер Т-13, клапан которого установлен на линии вывода пропи-
лена (контуры 84,85).
Кубовый продукт деметанизатора (фракция С2, представляющая собой смесь этилена и этана) выводится
с низа деметанизатора К-10 и проходит теплообменник Т-10, где он подогревается и поступает на четкую ректи-
фикацию в зону питания С2 -сплиттера К-11.
Уровень фракции С2, выводимой из куба деметанизатора К-10, после теплообменника Т-10 регулируется ка-
скадным контуром с коррекцией к регулятору расхода и температуры фракции С2 в кубе деметанизатора К-10,
клапаны которого установлены на входе фракции С2 в теплообменник Т-10 и на линии байпаса (контуры 86...88).
Верхний продукт С2 -сплиттера К-И охлаждается в многопоточном теплообменнике Т-14, объединяется
с парами этилена открытого этиленового холодильного цикла и поступает на компримирование в компрессор
ГК-2.
Сжатый газ охлаждается в водяном холодильнике Х-8 и теплообменнике Т-14, после чего делится на два по-
тока. Первый поток направляется в рибойлер Т-15, где он конденсируется и возвращается в качестве орошения
С2 -сплиттера К-11. Второй поток поступает в теплообменник Т-16, где конденсируется за счет испарения жид-
кого пропилена из пропиленового холодильного цикла. Часть жидкого этилена также возвращается в качестве
орошения С2 -сплиттера К-11, а балансовое количество выводится в качестве товарного этилена с установки.
С низа С2 -сплиттера К-11 жидкий этан поступает в теплообменники Т-6 и Т-5, где он нагревается и испаря-
ется и в качестве рецикла этана возвращается на смешение с этаном из емкости Е-2, после чего в качестве сырья
поступает в крекинг-печь П-1.
Расходы потоков этилена, подаваемых в качестве орошения в С2 -сплиттер К-11, регулируются контурами,
клапаны которых установлены на линии вывода этилена из рибойлера Т-15 и общей линии подачи орошения
(контуры 89 и 90 соответственно).
Расход этилена от компрессора регулируется контуром, клапан которого установлен на линии перепуска
этилена со стороны нагнетания на прием компрессора (контур 91). Уровень рециклового этана в К-11 регули-
руется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода рециклового этана из куба С2 -сплиттера К-И,
клапан которого установлен на линии вывода жидкости из С2 -сплиттера К-11 (контуры 92 и 93).
Уровень пропилена в теплообменнике Т-16 регулируется контуром, клапан которого установлен на ли-
нии подачи жидкого пропилена из пропиленового холодильного цикла (контур 94). Давление паров пропиле-
на в теплообменнике Т-16 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода газообразного
274
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
пропилена (контур 95). Давление товарного этилена регулируется контуром, клапан которого установлен на ли-
нии вывода этилена с установки (контур 96).
Фракция С3+, выходящая из куба деэтанизатора К-8, проходит через водяной холодильник сырья депропа-
низатора Х-9 и поступает в зону питания депропанизатора К-12, в котором осуществляется разделение сырьево-
го потока С3+ на фракции С3 и С4+.
Фракция С3 из верхней части депропанизатора К-12 поступает в пропиленовый конденсатор Т-17, где она
полностью конденсируется и направляется в рефлюксную емкость Е-11. Жидкая фракция С3 забирается из реф-
люксном емкости Е-11 насосом Н-9 и возвращается в качестве орошения в депропанизатор К-12, а балансовое
количество направляется в блок гидрирования на смешение с потоком водорода.
Давление в депропанизаторе К-12 поддерживается каскадным контуром с коррекцией к регулятору уровня
пропилена в пропиленовом конденсаторе Т-17, клапан которого установлен на линии подачи пропилена (кон-
туры 97 и 98).
Постоянство расхода орошения регулируется контуром, клапан которого установлен на линии его подачи
в колонну (контур 99).
Уровень жидкости в рефлюксной емкости Е-1 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулято-
рам расхода фракции С3, подаваемой в блок гидрирования, и расхода водорода, подаваемого в блок гидрирования
на смешение с фракцией С3, клапаны которых установлены на линии вывода балансового количества фракции С3
в блок гидрирования и на линии подачи водорода (контуры 100, 101,106). Тепло, необходимое для отпарки фрак-
ции С3, подводится путем циркуляции нижнего продукта депропанизатора через обогреваемый паром рибойлер
Т-18. Температура в кубе депропанизатора К-12 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору рас-
хода пара, подаваемого в рибойлер Т-18, клапан которого установлен на линии подачи пара (контуры 102,103).
Нижний продукт депропанизатора К-12 (фракция С4+) направляется на дальнейшее фракционирование
в блок дебутанизатора К-16. Уровень жидкости в депропанизаторе К-12 регулируется каскадным контуром
с коррекцией к регулятору расхода фракции С4 р клапан которого установлен на линии вывода ее из депропани-
затора К-12 (контуры 104, 105).
Балансовое количество фракции С3 смешивается с рециклом продукта реактора гидрирования Р-2, после
чего общий поток смешивается с водородом и подается в реактор гидрирования Р-2. В реакторе гидрирования
Р-2 со стационарным слоем катализатора при частичном испарении сырья происходит (за счет тепла реакции)
гидрирование непредельных углеводородов (метилацетилена и пропандиена) до пропилена и пропана. '
Расход рецикла гидрированного продукта регулируется контуром, клапан которого установлен на линии его
подачи на смешение со свежей фракцией С (контур 107). Гидрированный продукт из реактора Р-2 охлаждается
в водяном холодильнике Х-10 и подается в емкость Е-12, где он разделяется на паровую и жидкую фазы, после
чего они отдельными потоками подаются в зону питания отпарной колонны К-13. Давление в блоке гидрирова-
ния регулируется контуром, клапаны которого установлены на линии вывода фракции С3 из Е-12 в отпарную
колонну К-13 и линии подачи водорода (контур 108).
Уровень жидкости в емкости Е-12 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регуляторам рас-
хода фракции С3 из К-13 и фракции С3 на перетоке из отпарной колонны К-13 в колонну разделения
С3/С3 -С3-сплиттер К-14, клапаны которых установлены на линии вывода фракции С3 из К-13 и линии пере-
тока (контуры 109-111).
В отпарной колонне К-13 происходит удаление углеводородов С2 , которые с верха отпарной колонны К-13
выводятся на прием компрессора 1-й ступени пирогаза ГК-1-1. Давление в отпарной колонне К-13 регулируется
контуром, клапан которого установлен на линии вывода фракции С, (контур 112).
Отпарная колонна К-13 в верхней части оборудована дефлегматором, в котором осуществляется охлаждение
верхнего продукта за счет испарения жидкого пропилена из пропиленового холодильного цикла. Уровень про-
пилена в дефлегматоре отпарной колонны К-13 поддерживается контуром, клапан которого установлен на ли-
нии подачи пропилена (контур ИЗ).
Нижний продукт отпарной колонны К-13 (смесь пропанас пропиленом) насосом Н-11 подается в С3 -сплиттер
К-14. Уровень жидкости в отпарной колонне К-13 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору
расхода фракции С3, поступающей на разделение в С3 -сплиттер К-14, клапан которого установлен на линии на-
гнетания насоса Н-11 (контуры 114,115).
В С3 -сплиттере К-14 происходит разделение пропана и пропилена. Пропилен из верхней части С3 -сплиттера
К-14 охлаждается в конденсаторе Т-18 и поступает в рефлюксную емкость Е-13. Жидкость из рефлюксной емко-
сти Е-13 забирается насосом Н-12 и подается на орошение С3 -сплиттера К-14, а балансовое количество охлаж-
дается в водяном холодильнике Х-11 и выводится с установки в качестве товарного пропилена.
Расход орошения С3 -сплиттера К-14 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии его по-
дачи (контур 116).
Уровень в рефлюксной емкости Е-13 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхо-
да балансового количества пропилена, клапан которого установлен на линии вывода его с установки (конту-
ры 117,118).
11. Автоматизация термических процессов нефтепереработки
275
Нижний продукт С3 -сплиттера К-14 (пропан) возвращается в качестве рецикла на смешение с сырьем
(фракцией С3+) и поступает в крекинг-печь П-1.
Тепло, необходимое для разделения углеводородов, подводится путем циркуляции нижнего продукта через
рибойлер Т-19, обогреваемый теплом технологической воды. Температура воды до и после рибойлера регулиру-
ется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода технологической воды в рибойлер Т-19, клапан ко-
торого установлен на линии подачи воды (контуры 119,120).
Уровень в С3 -сплиттере К-14 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода реци-
клового пропана, клапан которого установлен на линии вывода пропана из К-14 (контуры 121, 122).
Конденсат пирогаза после первой ступени компримирования, а также жидкие углеводороды, сконденсиро-
ванные в скруббере пирогаза К-4, объединяются и поступают в колонну стабилизации бензина К-15 для удале-
ния воды и легких углеводородов.
Верхний продукт (пары воды и легкие углеводороды С4 ) возвращаются на прием первой ступени компрес-
сора пирогаза, а нижний продукт (фракция С5+) насосом Н-13 подается на смешение с нижним продуктом дебу-
танизатора, после чего смесь фракций С5+ направляется в блок гидрирования.
Тепло, необходимое для отпарки воды и легких углеводородов, подводится путем циркуляции нижнего про-
дукта через рибойлер Т-20, обогреваемый теплом пара.
Температура в нижней части колонны стабилизации бензина К-15 регулируется каскадным контуром с кор-
рекцией к регулятору расхода пара в рибойлер Т-20, клапан которого установлен на линии подачи пара (кон-
туры 123, 124). Уровень в колонне стабилизации бензина К-15 регулируется каскадным контуром с коррекци-
ей к регулятору расхода стабильной фракции С5+, клапан которого установлен на линии нагнетания насоса Н-13
(контуры 125,126).
Фракция С4+ с низа депропанизатора К-12 поступает в зону питания дебутанизатора К-16, где происходит
удаление из фракции С4+ фракции С4, содержащей как насыщенные, так и ненасыщенные компоненты.
Фракция С4, выходящая с верха дебутанизатора К-16, конденсируется в водяном холодильнике Х-12 и по-
ступает в рефлюксную емкость Е-14. Из этой емкости жидкость забирается насосом Н-14 и возвращается в ка-
честве орошения в дебутанизатор К-16, а балансовое количество фракции С4 смешивается с рециклом гидриро-
ванного продукта и свежим водородом, после чего подается в блок гидрирования фракции С4.
Давление в дебутанизаторе К-16 поддерживается контуром, клапан которого установлен на линии вывода
охлаждающей воды из конденсатора Х-12 (контур 127). Расход орошения регулируется контуром, клапан кото-
рого установлен на линии подачи орошения (контур 128).
Уровень жидкости в Е-14 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода балансово-
го количества фракции С4, клапан которого установлен на линии вывода балансового количества фракции С4
на смешение с рецикловым потоком фракции С4 из реактора гидрирования Р-3 (контуры 129, 130).
С низа дебутанизатора К-16 фракция С5+ забирается насосом Н-15, смешивается со стабильным бензином
колонны К-15 и подается в блок гидрирования фракции С5+. Уровень жидкости в дебутанизаторе К-16 регули-
руется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода фракции С5+, клапан которого установлен на ли-
нии нагнетания насоса Н-15 (контуры 131,132).
Тепло, необходимое для отпарки углеводородов С4, подводится путем циркуляции нижнего продукта через
обогреваемый паром рибойлер Т-21. Температура низа дебутанизатора К-16 регулируется каскадным контуром
с коррекцией к регулятору расхода пара, клапан которого установлен на линии подачи пара в рибойлер Т-21
(контуры 133,134).
Балансовое количество фракции С4 смешивается с рециклом продукта реактора гидрирования Р-3, по-
сле чего общий поток смешивается с водородом. Смесь фракции С4 и водорода подается в реактор гидрирова-
ия Р-3. Расход водорода, подаваемого на смешение с фракцией С4, регулируется каскадным контуром с коррек-
цией к регулятору расхода фракции С4, выводимой из рефлюксной емкости Е-14, клапан которого установлен
-. линии подачи водорода (контуры 130, 135).
В реакторе Р-3 со стационарным слоем катализатора происходит гидрирование непредельных углеводоро-
дов (ацетиленов С4, диолефинов и большей части олефинов) до моноолефинов и парафинов. Из-за высокой эк-
ермичности реакции гидрирования сырье разбавляется рециклом гидрированного продукта.
Гидрированный продукт из реактора Р-3 подается в емкость Е-15, где он разделяется на газовую и жидкую
”йзы. Газовая фаза охлаждается в водяном холодильнике Х-13 и направляется на прием второй ступени ком-
прессора пирогаза ГК-1-П. Жидкость забирается насосом Н-16 и частично возвращается на смешение с сырье-
ЫМ потоком реактора гидрирования Р-3, а балансовое количество охлаждается в водяном холодильнике Х-14
смешивается с потоком из емкости Е-17. Затем общий поток смешивается с сырьевым потоком С3+ и подается
кинг-печь П-1.
Температура сырья на входе в реактор гидрирования Р-3 регулируется контуром, клапан которого установ-
> ; на линии возврата рецикла гидрированного продукта (контур 136). Расход рецикла гидрированного про-
д кта регулируется контуром, клапан которого установлен на линии охлажденной фракции С4 из холодильни-
ка Х-14 (контур 137).
276
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
Уровень жидкости в Е-15 и давление в точке смешения с сырьем С3+ регулируются каскадными контурами
с коррекцией к регуляторам расходов балансового количества гидрированной фракции С^+, клапаны которого
установлены на линии вывода фракции С4 из холодильника Х-14 (контуры 138... 140).
Расход фракции С4 , возвращаемой на вторую ступень компримирования пирогаза, регулируется контуром,
клапан которого установлен на линии вывода газа из холодильника Х-13 (контур 141).
Фракция С5+ из дебутанизатора К-16 и колонны стабилизации К-15 поступает в теплообменник Т-22, где
она нагревается за счет тепла продуктов реактора гидрирования Р-4, смешивается со свежим водородом и по-
дается в реактор гидрирования Р-4, где происходит насыщение стирола и диолефинов до олефиновых углево-
дородов. Из-за высокой экзотермичности реакции гидрирования сырье разбавляется рециклом гидрирован-
ного продукта.
Расход подачи водорода регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода фракции С5+,
подаваемой в блок гидрирования с помощью клапана, установленного на линии подачи свежего водорода в ре-
актор Р-4 (контуры 142, 143).
Охлажденный в теплообменнике Т-22 гидрированный продукт из реактора гидрирования Р-4 подается в ем-
кость Е-16, где разделяются газовая и жидкая фазы. Газовая фаза охлаждается в водяном холодильнике X I6
и направляется на прием второй ступени компрессора пирогаза ГК-1-П. Жидкость частично забирается насо-
сом Н-17, охлаждается в водяном холодильнике Х-17 и возвращается на смешение с сырьевым потоком реакто-
ра. Балансовое количество подается в депентанизатор К-17.
Температура на входе в реактор гидрирования Р-4 регулируется контуром, трехходовой клапан которого
установлен на продуктовом потоке перед теплообменником Т-22 (контур 144). Давление в реакторе гидрирова-
ния регулируется контуром, клапан которого расположен на линии перетока газовой составляющей продукта из
реактора гидрирования Р-4 в емкость Е-16 (контур 145).
Уровень жидкости в нижней части реактора регулируется контуром, клапан которого установлен на линии
продуктов реакции в емкость Е-16 (контур 146). Уровень в этой емкости регулируется каскадным контуром
с коррекцией к регулятору расхода гидрированной фракции С5+, клапан которого установлен на линии вывода
жидкости в депентанизатор К-17 (контуры 147,148).
Температура рециклового гидрированного продукта регулируется контуром, трехходовой клапан которого
установлен на линии нагнетания насоса Н-17 (контур 149), а расход этого продукта — контуром, клапан которо-
го установлен на линии охлажденного рецикла после холодильника Х-17 (контур 150)-.
Давление в емкости Е-16 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода водород-ме-
тановой смеси на прием второй ступени компрессора пирогаза ГК-1-П (контур 151).
В депентанизаторе К-17 происходит выделение фракции С5 из суммарного сырьевого потока (фракции С5+).
С верха депентанизатора К-17 выводится фракция С5, которая конденсируется в холодильнике Х-18 и поступа-
ет в рефлюксную емкость Е-17. Жидкость из рефлюксной емкости Е-17 забирается насосом Н-18 и подается ча-
стично в депентанизатор К-17 (в качестве орошения) и возвращается в качестве рецикла в поток сырья С3+ и да-
лее в крекинг-печь П-1.
Давление в депентанизаторе К-17 регулируется контуром, клапаны которого установлены на линиях подачи
углеводородного газа в рефлюксную емкость и вывода избытка газа на факел (контур 152). Расход орошения де-
пентанизатора К-17 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии его подачи в колонну (кон-
тур 153).
Уровень в рефлюксной емкости Е-17 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода
балансового количества фракции С5, возвращаемой в сырьевой поток в качестве рецикла, клапан которого уста-
новлен на линии нагнетания насоса Н-18 (контуры 154, 155).
Необходимое для ректификации тепло подводится путем циркуляции нижнего продукта через обогревае-
мый водяным паром рибойлер Т-23.
Температура в нижней части депентанизатора К-17 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регу-
лятору расхода пара, подаваемого в рибойлер Т-23, клапан которого установлен на линии подачи пара (конту-
ры 156, 157).
Фракция С6+ из куба депентанизатора К-17 забирается насосом Н-19 и подается на дальнейшее фракцио-
нирование в деоктанизатор К-18. Уровень жидкости в депентанизаторе К-17 регулируется каскадным конту-
ром с коррекцией к регулятору расхода фракции С6+, выводимой из куба депентанизатора К-17 в деоктанизатор
К-18, клапан которого установлен на линии нагнетания насоса Н-19 (контуры 158, 159).
В деоктанизаторе К-18 происходит выделение фракции С6...С8. Из верхней части деоктанизатора К-18 вы-
водится фракция C6...Cg, которая конденсируется в холодильнике Х-19 и поступает в рефлюксную емкость
Е-18. Жидкость из рефлюксной емкости Е-18 забирается насосом Н-19 и подается частично в деоктаниза-
тор К-18 в качестве орошения, а балансовое количество выводится с установки в качестве товарной бензол-
толуол-ксилольной фракции (БТК). Давление в деоктанизаторе К-18 регулируется контуром, клапаны кото-
рого установлены на линиях подачи углеводородного газа в рефлюксную емкость Е-18 и вывода избытка газа
на факел (контур 160).
11. Автоматизация термических процессов нефтепереработки 277
Расход орошения деоктанизатора регулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи его
в колонну (контур 161).
Уровень в рефлюксной емкости Е-18 регулируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхо-
да балансового количества товарной фракции C6...Cg, клапан которого установлен на линии нагнетания насоса
Н-19 (контуры 162,163).
Необходимое для ректификации тепло подводится путем циркуляции нижнего продукта через обогревае-
мый водяным паром рибойлер Т-24. Температура в нижней части деоктанизатора К-18 регулируется каскадным
контуром с коррекцией к регулятору расхода пара, подаваемого в рибойлер Т-23, клапан которого установлен на
линии подачи пара (контуры 164,165).
Фракция С9+ из куба деоктанизатора забирается насосом Н-20 и выводится в качестве товарного гидриро-
ванного тяжелого пиробензина (фракции С9т). Уровень жидкости в К-18 регулируется каскадным контуром
с коррекцией к регулятору расхода фракции Сд+, выводимой из куба деоктанизатора К-18, клапан которого уста-
новлен на линии нагнетания насоса Н-20 (контуры 166,167)
12. Автоматизация процессов получения водорода,
серы и компаундирования моторных топлив
12.1. Схема автоматизации процесса получения водорода
Основными потребителями водорода на НПЗ являются процессы гидроочистки нефтяных фракций (бензи-
новых, керосиновых, дизельных и т. д.), гидрокрекинга вакуумных газойлей и гидрооблагораживания тяжелых
остатков.
Сырьем для производства водорода может выступать природный газ, сжиженные углеводородные газы
(СУГ) или бензиновые фракции. Технология производства водорода позволяет получать водород с концентра-
цией 99,9 %об. и состоит из следующих основных процессов:
• гидроочистка сырья;
• предварительный риформинг;
• паровой риформинг;
• высокотемпературная конверсия СО.
Сырье — технологический (природный) газ — поступает на установку и сначала подвергается процессу ги-
дроочистки, поскольку соединения серы и хлора являются ядами для катализаторов парового риформинга. Про-
цесс гидроочистки проводится на Со-Мо или Ni-Мо-содержащих катализаторах при давлении до 4,4 МПа (изб.)
и температуре 380...400 °C в среде водорода. Серосодержащие соединения сырья превращаются на катализато-
ре в сероводород. Для удаления хлорсодержащих соединений используется адсорбенты на основе оксида цинка.
Показатель эффективности процесса — максимальный выход водорода как целевого продукта процесса.
Цель управления — поддержание заданного выхода водорода путем стабилизации параметров процесса (уров-
ня, давления, расхода и температуры). Критерием управления является mm CKO параметров процесса (уровня,
давления, расхода и температуры) и минимальное содержание СО и СО2 в получаемом водороде.
Схема автоматизации процесса получения водорода приведена на рис. 12.1 и 12.2.
Технологический газ поступает в сепаратор С-1 и направляется на прием компрессора ЦК-1 (рис. 12.1). В се-
параторе С-1 происходит отделение сконденсировавшихся углеводородов от технологического газа. Уровень
жидкости в сепараторе С-1 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода жидкости из
сепаратора в систему закрытого дренажа (контур 1). Давление технологического газа на приеме компрессора
ЦК-1 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи технологического газа на установ-
ку (контур 2).
Для обеспечения устойчивой работы центробежного компрессора ЦК-1 предусмотрен антипомпажный кон-
тур, который предусматривает регулирование расхода газа на приеме компрессора перепуском газа со стороны
нагнетания на прием компрессора через антипомпажный водяной холодильник Х-1 и сепаратор С-1 (контур 3).
Со стороны нагнетания компрессора ЦК-1 технологический газ направляется на смешение с водородом, ко-
торый отбирается после блока короткоцикловой адсорбции (КЦА) БК-1 и дожимается компрессором ПК-1/1,2.
Расход и давление подаваемого на смешение с водородом технологического газа регулируется контуром под
управлением логического блока контроля соотношения «водород/сырье» (контуры 4, 5). Работа логического
блока контроля соотношения «водород/сырье» включает следующие показатели, которые вводятся вручную
с панели оператора по результатам технологических расчетов и лабораторного контроля:
• мольное соотношение «водород/технологический газ» (контур 6);
• молекулярная масса технологического газа (контур 7).
12. Автоматизация процессов получения водорода, серы и компаундирования моторных топлив
279
Расход и давление рециклового водорода для гидроочистки технологического газа, поступающего в узел сме-
шения, также регулируется контуром под управлением логического блока «контроля соотношения водород/сы-
рье», регулирующие клапаны контура установлены на линии байпаса компрессора ПК-1/1,2 перед водяным хо-
лодильником Х-3 (контур 8 на рис. 12.1 и контур 9 на рис. 12.2).
Смесь сырья и водорода предварительно последовательно нагревается — сначала в теплообменнике сырья
Т-7 обратным объединенным потоком газопродуктовой смеси из подогревателя деаэрированной питательной
воды Т-5 и подогревателя дегазированного технологического конденсата Т-6, а затем дымовыми газами в зме-
евике конвекционной камеры печи парового риформинга ПР-1 (рис. 12.2). В змеевике конвекционной камеры
газосырьевая смесь нагревается до 380 °C, после чего поступает в реактор гидроочистки Р-1, в котором загру-
жен слой катализатора гидроочистки и слой адсорбента хлора (рис. 12.1). Температура на входе в реактор гидро-
очистки Р-1 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии байпаса продуктовой газовой смеси
подогревателя Т-7 из реактора высокотемпературной конверсии СО (контур 10).
Газопродуктовая смесь из реактора гидроочистки Р-1 далее направляется в работающие поочередно адсорбе-
ры Р-2/1,2 для адсорбции сероводорода, образовавшегося из сырья в процессе гидроочистки. После адсорберов
Р-2/1, 2 содержание примеси хлора и сероводорода в гидроочищенном сырье составляют менее 1 мг/кг.
Далее гидроочищенное сырье смешивается с необходимым количеством водяного пара и подогревается
в змеевике конвекционной камеры печи риформинга (рис. 12.2), после чего направляется в реактор предрифор-
мера Р-3, в котором на катализаторе при температуре до 470 °C и давлении до 3,9 МПа (изб.) происходит кре-
кинг углеводородов С2 и выше до метана, а также частичная паровая конверсия метана.
Расход газопродуктовой смеси на выходе из адсорберов Р-2/1, 2 и водяного пара, подаваемых на смеше-
ние, регулируется контуром под управлением логического блока «Регулятор производительности и соотноше-
ния пар/углерод» с помощью клапана, установленного на выходе газопродуктовой смеси из адсорберов Р-2/1,2
(контур 11) и на линии подачи водяного пара на смешение с сырьем парового риформинга (контур 12).
Работа логического блока «Регулятор производительности и соотношения пар/углерод и пар/сырье предри-
формера» включает следующие показатели, которые вводятся с панели оператора вручную по результатам тех-
нологических расчетов и лабораторного контроля:
• производительность (контур 13);
• углеродное число технологического газа (контур 14);
• общее мольное соотношение «водяной пар/углерод» для риформера ПР-1 (контур 15);
• массовое соотношение «водяной пар/сырье предриформера» (контур 16).
Температура на входе в реактор предриформинга Р-3 регулируется каскадной схемой с коррекцией к регуля-
тору температуры общего потока подаваемого на реакцию водяного пара высокого давления с помощью клапа-
на, установленного на линии подачи котловой питательной воды в систему производства пара (контур 17 и 18),
.пгбо с помощью регулирующего клапана, установленного на линии подачи водяного пара после подогревателя
-4 (контур 19).
Продукт реактора предриформера Р-3 (парогазовая смесь) поступает на смешение с основным количеством
•одяного пара. Расход водяного пара на реакцию риформинга регулируется контуром, клапан которого установ-
:ен на линии подачи водяного пара в узел смешения (контур 12). Контур регулирования подачи пара находится
иод управлением логического блока «контроль соотношения водяной пар/сырье, контроль соотношения водя-
ной пар/углерод и регулирование производительности».
Далее газопродуктовая смесь реактора предриформера Р-3 нагревается в змеевике конвекционной секции
печи риформинга ПР-1 (рис. 12.2) и направляется в радиантную камеру печи. В радиантной камере печи ри-
> рминга ПР-1 парогазовая смесь распределяется по заполненным катализатором трубам. Печь риформинга
ПР-1 состоит из радиантной камеры и отдельно расположенной конвекционной камеры, соединенной дымо-
1 ом с радиантной. В радиантной камере в несколько рядов расположены заполненные катализатором верти-
кальные трубы змеевика, между которыми на своде печи установлены горелки.
В конвекционной камере по ходу дымовых газов расположены змеевики парогенератора, предварительного
огрева питания риформинга, подогрева питания предриформинга, перегревателя экспортного пара, подогре-
вателя воздуха, подогрева сырья и выработки экспортного пара.
В радиантной камере печи ПР-1 газосырьевая смесь равномерно распределяется по заполненным катализа-
- > м трубкам. При температуре 630...880 °C и давлении до 3,2 МПа осуществляется паровая конверсия метана
«лучением водорода и диоксида углерода, а также оксида углерода (промежуточного продукта конверсии).
Температура парогазовой смеси в печи ПР-1 регулируется подачей топлива к горелкам печи. Основной по-
плива представляют низкокалорийные хвостовые газы, выводимые из блока короткоцикловой адсорбции
KLLA). Регулирование производится с помощью каскадных контуров через панель «Контроль горения» (конту-
_ . .23) Температура выходных потоков из печи ПР-1 перед парогенераторами Т-1, Т-2 регулируется конту-
рами с коррекцией к блоку «Контроль горения» (контуры 24, 25).
контурам регулирования температуры технологического газа перед Т-1 и Т-2 поступает корректирующий
И ждающий) сигнал от блока регулирования соотношения подачи пара и сырья.
о ---- о ---- о ---- о ---- о ---- о ---- с
Состав сырья для контроля
--- о ---- о --- о ---- о —
Рис. 12.1. Схема автоматизации процесса получения водорода. Блоки компримирования сырья, реактора гидроочистки,
адсорберов и предриформера
KTRC, ПР-1
- о --- о —
Нгс4
Р-3
о
о
НС
ЛНСЛ
Регулятор производительности
и соотношения пар/углерод,
пар/сырье предриформера
Общее
соотношение
пара и углерода,
моль/моль
Углеродное
число
Блок контроля горения
4rc^
А-1,рис. 12.2
Смесь сырья и водорода
из подогревателя ПР-1
дмдс
Гидроочищенное сырье
из подогревателя ПР-1 /
Производительность о
Соотношение пара
и сырья предриформера
кг/кг
| Пререформированные газ + пар
в конвекционную зону печи риформинга ПР-1
2
ТЁН
I0 '
КА-1 рис. 12.2
Водяной пар отА-1
ми
Гидроочищенное сырье
в конвекционную зону печи риформинга ПР-1
2
Водород от ПК-1/1,2 .—
--------------—<2
Смесь сырья и водорода
в подогреватель Т-7
2
282
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
В качестве топлива печи реформинга ПР-1 используется природный газ, поступающий к горелкам печи
от границы установки. Количество природного газа рассчитывается по разности общего количества тепла, необ-
ходимого для обеспечения тепловой мощности печи, и тепла, вносимого хвостовыми газами КЦА.
Давление хвостового газа перед горелками печи регулируется контуром с регулирующим клапаном, установ-
ленным на трубопроводе подачи хвостовых газов КЦА к горелкам (контур 22). Давление топливного газа регу-
лируется каскадным контуром с коррекцией к регулятору расхода с помощью клапанов, установленных на кол-
лекторе и на байпасе природного газа на установку (контуры 20, 21).
Природный газ, используемый в качестве топлива для печи риформера ПР-1, проходит через теплообменник
Т-9, сепаратор С-6, фильтр Ф-1 и направляется к горелкам печи риформера ПР-1. Давление природного газа, ис-
пользуемого в качестве топлива для горелок печи, регулируется с помощью контура, клапан которого установ-
лен на линии подачи природного газа к печам (контур 26).
Температура природного газа после подогревателя Т-9 регулируется контуром с регулирующим клапа-
ном, установленным на трубопроводе подачи водяного пара низкого давления в подогреватель Т-9 (контур 27).
Из подогревателя природный газ поступает в сепаратор С-6 и фильтр Ф-1 для удаления конденсата и механи-
ческих примесей.
Уровень углеводородного конденсата в сепараторе С-6 регулируется с помощью контура с клапаном, уста-
новленным на линии вывода конденсата на факел (контур 28).
К горелкам печи помимо природного газа подается хвостовой газ из блока КЦА, который полностью сжига-
ется. Расчет количества природного газа осуществляется в блоке управления горением топлива с коррекцией от
расхода хвостовых газов КЦА, потока горячего воздуха, поступающего к горелкам после воздухоподогревателя,
а также от температуры технологического газа на выходе из радиантной камеры печи ПР-1.
В блок контроля горения топлива по результатам лабораторных анализов и технологических расчетов вруч-
ную вводят следующие величины;
• теплотворная способность природного газа (контур 29);
• стехиометрический состав природного газа (контур 30);
• теплотворная способность хвостовых газов КЦА (контур 31);
• плотность хвостовых газов КЦА (контур 32);
• стехиометрический состав хвостовых газов (контур 33);
• коэффициент избытка воздуха (контур 34).
Парогазовая смесь, выходящая из радианных труб печи ПР-1, делится на два потока в соотношении 65 и 35%
и отдает тепло на получение технологического водяного пара высокого давления в генераторы пара Т-1 и Т-2.
Температура парогазовой смеси на выходе из парогенераторов Т-1 и Т-2 поддерживается контурами, которые
встроены непосредственно в парогенераторы (контуры 35 и 36). После парогенераторов Т-1 и Т-2 потоки объеди-
няются и поступают в реактор высокотемпературной конверсии СО (Р-4). Процесс высокотемпературной конвер-
сии СО позволяет снизить его содержание в технологическом газе и повысить общий выход водорода. Высокотем-
пературная конверсия СО проводится на катализаторе, содержащем оксид железа и оксиды хрома и меди.
В реакторе Р-4 на катализаторе при температуре 330...340 °C и давлении до 3,2 МПа в присутствии непро-
реагировавшего водяного пара происходит дополнительная конверсия оксида углерода с получением водорода
и диоксида углерода.
Выходящая из реактора Р-4 парогазовая смесь делится на два потока, поступающие в перегреватели пара Т-3
и Т-4. Далее парогазовая смесь поступает в подогреватели Т-5 и Т-6, где отдает тепло на нагрев деаэрированной
питательной воды или дегазированного технологического конденсата.
Температура деаэрированной питательной воды после подогревателя Т-5 регулируется с помощью контура,
клапан которого установлен на линии подачи газопродуктовой смеси на входе в подогреватель Т-6 с коррекцией
к регулятору температуры дегазированного технологического конденсата на выходе из подогревателя Т-6 (кон-
туры 37 и 38).
Потоки парогазовой продуктовой смеси из подогревателей Т-5 и Т-6 вновь объединяются и поступают в по-
догреватель сырья Т-7, где объединенный поток парогазовой смеси отдает тепло на нагрев и испарение смеси сы-
рья с водородом. Охлажденная парогазовая смесь поступает в сепаратор С-2, где происходит отделение газовой
части от технологического конденсата. Сепаратор С-2 обеспечивает устойчивый режим работы регулирующего
клапана, установленного на линии газового потока в теплообменник Т-8.
Уровень в сепараторе С-2 поддерживается контуром, клапан которого установлен на выводе конденсата во-
дяного пара из С-2 в сепаратор С-3 (контур 39). После сепаратора С-2 газовый поток делится на два потока —
один поток поступает в теплообменник Т-8, где отдает тепло на нагрев деминерализованной воды и далее на-
правляется в сепаратор С-3, а второй непосредственно направляется в сепаратор С-3.
Температура нагрева деминерализованой воды в теплообменнике Т-8 регулируется контуром, клапан кото-
рого установлен на линии подачи газового потока из сепаратора С-2 (контур 40).
Технологический конденсат из сепаратора С-2 направляется в сепаратор С-3, где происходит отделение
водородсодержащего газа от технологического конденсата. Водородсодержащий газ из сепаратора С-3 после
Смесь сырья и водорода в Р-1
1
'нс''
Гидроочищенное сырье в Р-3
1
КБК-1 рис. 12.1
Дымовые газы
в дымовую трубу
Воздух
из атмосферы
Плотность
хвостовых
газов
Пререформированные газ + пар из Р-3
Гидроочищенное сырье
^tbcNKtrc^
<оцденсат пара
“сводный газ
-денсат газа
-чой пар в узел смешения с сырьем предреформера
Тепло-
творность ।
хвостовых газов
Тепло-
творность
топлива ПГ
нс-
S2
<33j ее;
Стехиометриче- Стехиометриче- Избыток
ский состав ский состав воздуха
’ топлива ПГ хвостовых газов
ВД-1
/гг
5V кб!^ <51
К PRC-48 хвостовые газы
после КЦА рис. 12.1
427,
ПР-1
^PRC4
° ЛНСЛ
|
Контроль горения
/тасЛ
/lrc4
И
<21, <20,
Рис. 12.2, лист 1. Схема автоматизации процесса получения водорода. Узлы печи реактора конвекции СО, охлаждения
и сепарации газа, а также короткоцикловой адсорбции
Т-7
В блок регулятора производительности,
соотношения пар/углерод,
пар/сырье пререформера
Водяной пар
<367
С-2
Водяной пар
Питательная вода
Деаэрированная
питательная вода
LY
42
Деаэрированная
питательная вода
Дегазированный
технологический конденсат
Дегазированный
технологический конденсат
От TRC-18 на водяном паре
К FRC-19 после Р-3
К TRC-18 после Р-3
От TRC-10 на входе Р-1
Водяной пар
Водяной пар
<35, I
/LRC>
4392
^trc^ Лтт
<38 J <38.
Рис. 12.2, лист 2. Схема автоматизации процесса получения водорода. Уэлы печи реактора конвекции СО, охлаждения
и сепарации газа, а также короткоцикловой адсорбции
Смесь сырья и водорода от узла смешения
1
Деминерализованная вода с химводоподготовки
Деминерализованная вода в систему производства пара
KPRC-22 на трубопроводе
к горелкам печи
286
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
охлаждения в воздушном холодильнике Хв-1 и водяном холодильнике Х-2 поступает в сепаратор С-4. Регули-
рование температуры на выходе из водяного холодильника Х-2 обеспечивается изменением частоты вращения
электродвигателей вентиляторов воздушного холодильника Хв-1 с помощью преобразователя частоты (кон-
тур 41).
В сепараторе С-4 происходит дополнительное отделение из водородсодержащего газа технологического
конденсата, который из сепараторов С-3 и С-4 смешивается и возвращается в систему приготовления техноло-
гического водяного пара. Уровни в сепараторах С-3 и С-4 регулируются с помощью контуров, регулирующие
клапаны которых установлены на линиях вывода технологического конденсата после сепараторов С-3 и С-4 со-
ответственно (контуры 42 и 43).
На линии вывода водородсодержащего газа из сепаратора С-4 установлен автоматический анализатор, пред-
назначенный для определения в нем содержания метана (контур 45). Водородсодержащий газ из сепаратора С-4
поступает в блок короткоцикловой адсорбции (КЦА) БК-1, где из него адсорбируются примеси углеводородов,
СО, СО2 и влага.
Выходящий из блока короткоцикловой адсорбции БК-1 водород с концентрацией 99,9 %об. поступает на ох-
лаждение в водяной холодильник Х-3 и далее делится на два потока — основной поток выводится с установки,
а часть водорода (рецикловый поток) возвращается на гидроочистку сырья установки.
Необходимое количество водорода направляется в узел смешения с сырьем для проведения процесса гидро-
очистки в реакторе Р-1.
Давление водорода после блока КЦА регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода
водорода с установки (контур 46). На линии продуктового водорода после блока КЦА устанавливается автома-
тический анализатор, предназначенный для определения в нем содержания СО и СО2 (контур 47). Слои адсор-
бента блока КЦА БК-1 регенерируются путем снижения давления с последующей продувкой потоком водорода
и получением углеводородного газа адсорбции (хвостового газа).
Хвостовой газ из блока КЦА БК-1, состоящий из метана, оксида и диоксида углерода, а также воды направ-
ляется на сжигание в печь риформинга ПР-1 в качестве основного компонента топлива. Давление в системе хво-
стовых газов регулируется клапаном, установленным на сбросе газов на факел (контур 48).
Рецикловый поток водорода возвращается на гидроочистку сырья установки с помощью дожимного ком-
прессора ПК-1/1, 2. На приеме компрессора установлен сепаратор С-5 для удаления унесенных капель конден-
сата и сконденсированной жидкости. Уровень жидкости в сепараторе С-5 регулируется с помощью контура, кла-
пан которого установлен на линии вывода жидкости из сепаратора на факел (контур 49).
Установка производства водорода является как производителем, так и потребителем пара высокого давле-
ния. Тепло дымовых газов, образующихся от сжигания топлива, используется не только для нагрева сырьевых
потоков перед реакторами гидроочистки, предриформера и риформинга, но и для выработки пара высокого дав-
ления и его перегрева для технологических целей.
Давление газов на выходе из радиантной камеры печи риформинга ПР-1 регулируется контуром, регули-
рующая заслонка которого установлена на приеме дымососа Д-1 (контур 50) с корректирующим воздействием
от блока «Контроль горения». Расход атмосферного воздуха на горение регулируется контуром, регулирующая
заслонка которого установлена на приеме воздуходувки ВД-1 (контур 51) с корректирующим воздействием от
блока «Контроль горения».
12.2. Схема автоматизации процесса получения серы
Процессы гидрооблагораживания, гидроочистки или термического крекинга сопровождаются получением
газообразных и жидких продуктов, содержащих сероводород. Еще совсем недавно углеводородные газы, полу-
чаемые на соответствующих установках, направлялись в качестве топлива на отопление технологических печей
без всякой очистки. В процессе горения сероводород превращался в диоксид серы и выбрасывался в атмосферу
в составе дымовых газов. Ужесточение экологических требований к технологическим процессам и качеству то-
варной продукции привело к необходимости очистки газообразных продуктов перечисленных выше процессов
от содержащегося в них сероводорода.
Обычно для очистки газов от сероводорода используют процесс его абсорбции водным раствором аминов.
На практике используют раствор моноэтаноламина (МЭА), диэтаноламина (ДЭА) или диметилэтаноламина
(МДЭА). Насыщенный раствор амина в дальнейшем подвергается регенерации, при которой из раствора выде-
ляется сероводород. Регенерированный раствор амина возвращается обратно в процесс очистки газов от серово-
дорода, а выделившийся из раствора сероводород направляется в процесс получения серы.
Кроме газообразных продуктов, содержащих сероводород, на установках гидроочистки, гидрокрекинга, за-
медленного коксования, а также производства элементарной серы образуются кислые стоки — технологические
конденсаты, содержащие как сероводород, так и аммиак. Эти потоки также подвергают очистке от сероводоро-
да и аммиака и направляют на установки или блоки отпарки, которые могут входить в состав соответствующих
12. Автоматизация процессов получения водорода, серы и компаундирования моторных топлив
287
установок. В результате процесса отпарки из стоков и конденсатов выделяются сероводород и аммиак, кото-
рые направляются на установки производства серы. Очищенные технологические конденсаты и стоки, возвра-
щаемые в технологический процесс, могут использоваться на установках ЭЛОУ, гидроочистки и гидрокрекинга
в качестве промывной воды и в других технологических целях.
Процесс превращения сероводорода в элементарную серу (Клаус-процесс) был разработан Клаусом еще
в 1883 г. и доведен до современного аппаратурного оформления немецким концерном «И. Г. Фарбсниндустри».
В настоящее время этот процесс имеет ряд модификаций однако до сих пор процесс каталитической окисли-
тельной конверсии сероводорода по методу Клауса является наиболее распространенным и эффективным про-
мышленным методом его утилизации.
Современные процессы утилизации сероводорода по методу Клауса включают три этапа:
• термическую ступень (сжигание сероводорода при недостатке кислорода);
• каталитическую конверсию сероводорода и диоксида серы;
• восстановление в среде водорода неконвертированного диоксида серы до сероводорода с последующим его
удалением раствором амина.
Показателем эффективности процесса является степень извлечения основного компонента и получение це-
левого продукта (серы). Цель управления — поддержание максимального выхода серы при регулировании пара-
метров процесса (расхода, уровня, давления и температуры). Критерий управления — шт СКО параметров про-
цесса (расхода, давления, температуры) при минимальном остаточном содержании SO2 в дымовых газах.
Схема автоматизации процесса получения серы приведена на рис. 12.3.
Кислый газ (сероводород) может подаваться в процесс получения серы либо с блока (установки) регенера-
ции раствора амина, либо с блока (установки) регенерации амина и блока (установки) отпарки кислых стоков.
Сероводород, поступающий на установку из блока отпарки кислых стоков, проходит сепаратор С-1, где проис-
ходит удаление капельной влаги, и направляется непосредственно к горелкам термического реактора Р-1. Серо-
водород, поступающий из блока регенерации раствора амина, поступает в скруббер К-1, где газ предварительно
подвергается очистке от аммиака с помощью водной промывки. Циркуляция промывной воды в этом скруббе-
ре осуществляется насосом Н-1 с постоянной подпиткой контура промывной воды деминерализованной водой.
Балансовое количество загрязненной воды выводится с установки на отпарку.
Постоянство расхода кислого газа из блока регенерации амина поддерживается конту ром, клапан которого
установлен на линии кислого газа перед скруббером К-1 (контур 1).
Постоянство расхода деминерализованной воды обеспечивается контуром, клапан которого установлен на
линии ее подачи в скруббер К-1 (контур 2). Уровень воды в скруббере поддерживается контуром, клапан кото-
рого установлен на линии вывода промывной воды с установки (контур 3).
Выходящий из скруббера К-1 сероводород делится на два потока: одна часть подается к горелкам термиче-
ского реактора Р-1, а вторая непосредственно в зону горения термического реактора Р-1. Расход сероводорода,
подаваемого из скруббера К-1 к горелкам реактора Р-1, регулируется каскадной схемой с коррекцией к регуля-
тору давления в скруббере К-1 с помощью клапана, установленного на линии подачи сероводорода к горелкам
термического реактора Р-1 (контур 5).
К горелкам термической ступени предусматривается подвод топливного газа, который используется в тер-
мическом реакторе Р-1 только при пуске и остановке Топливный газ используется также для отопления печи
дожита отходящих газов П-1.
Топливный газ поступает на установку в сепаратор С-2, где удаляется капельная влага, и делится на два пото-
ка: к горелкам термической ступени термического реактора Р-1 и к печи дожита П-1. Давление топливного газа
в сети установки регулируется контуром, клапан которого установлен на линии после сепаратора С-2 (контур 22).
Для поддержания горения сероводорода в термическом реакторе Р-1 предусматривается подача воздуха.
Воздух забирается из атмосферы через систему фильтров Ф-1 воздуходувкой В-1 и подается в зону горения тер-
мического реактора Р-1 и в серную яму Е-1 для дегазации жидкой серы. Постоянство давления воздуха на линии
нагнетания воздуходувки регулируется контуром, клапан которого установлен на линии сброса избытка возду-
ха в атмосферу (контур 4).
Для эффективной работы установки и максимального извлечения сероводорода рассчитывается оптималь-
ное соотношение H2S/SO2, которое поддерживается регулятором соотношения, включающим нижеперечислен-
ные регуляторы расходов с клапанами, установленными на соответствующих линиях кислого газа и воздуха
(контур 6):
• общего расхода кислого газа из скруббера К-1;
• кислого газа, подаваемого к горелкам реактора Р-1 из сепаратора С-1 с коррекцией по давлению газа
в сепараторе С-1;
• кислого газа, подаваемого к горелкам реактора Р-1 из скруббера К-1;
• воздуха от воздуходувки В-1.
Соотношение H2S/SO2 в дымовых газах, отходящих из третьей ступени конденсатора серы Т-2, регулирует-
ся каскадной схемой с коррекцией к регулятору расхода воздуха, подаваемого непосредственно в зону горения
Водород
о
Рис. 12.3, лист 1. Схема автоматизации процесса получения серы
о
о
о
о
о
Рис. 12.3, лист 2. Схема автоматизации процесса получения серы
12. Автоматизация процессов получения водорода, серы и компаундирования моторных топлив
291
термического реактора Р-1, клапаном, установленным на обводной линии основной подачи воздуха в термиче-
ский реактор Р-1 (контур 7).
Газы реакции, полученные на термической ступени в реакторе Р-1, направляются в котел-утилизатор Т-1, где
вырабатывается пар низкого давления. Котел-утилизатор совмешен с термической ступенью и является его тех-
нологической частью.
Для выработки пара в котел-утилизатор Т-1 подается питательная вода. Уровень воды в котле-утилизаторе ре-
гулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи воды (контур 8). Давление пара на выходе из
котла-утилизатора Т-1 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии вывода пара (контур 9).
Сера, полученная на термической ступени и сконденсированная в котле-утилизаторе, дренируется через ги-
дрозатвор Г-1 в серную яму Е-1.
Охлажденные газы из котла-утилизатора Т-1 поступают на первую ступень трехступенчатого конденсатора
серы, где сера конденсируется, отделяется и через гидрозатвор Г-2 поступает в серную яму Е-1.
В конденсаторе серы Т-2 вырабатывается пар низкого давления. Для выработки пара предусматривается по-
дача питательной воды в конденсатор Т-2. Ее уровень в конденсаторе регулируется контуром, клапан которого
установлен на линии подачи воды (контур 10).
Давление пара на выходе из конденсатора Т-2 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии
вывода пара (контур 11).
Охлажденный газ из первой ступени конденсатора Т-2 направляется в электрический подогреватель Т-3, на-
гревается и подается в реактор Клауса Р-2, где на твердом катализаторе происходит взаимодействие H2S и SO2
с образованием элементарной серы и воды. Температура на входе в реактор Р-2 регулируется контуром, изменя-
ющим мощность нагревательных элементов подогревателя (контур 12), клапан которого установлен на линии
перепуска газов реакции из котла-утилизатора Т-1 на вход в Р-2.
Газы из реактора Р-2 направляются на вторую ступень конденсатора Т-2, где сера конденсируется, отделяет-
ся и через гидрозатвор Г-3 дренируется в серную яму Е-1.
Газ из второй ступени конденсатора Т-2 поступают в электрический подогреватель Т-4, где он нагревается до
температуры реакции и поступает в реактор Клауса Р-3. Температура на входе в реактор Р-3 регулируется кон-
туром, изменяющим мощность нагревательных элементов подогревателя Т-4 (контур 13).
Газы из реактора Р-3 поступают в третью ступень конденсатора Т-2, где сера конденсируется, отделяется,
и через гидрозатвор Г-4 дренируется в серную яму Е-1. Хвостовые газы из конденсатора серы Т-2 направляются
в теплообменник Т-5, где они нагреваются продуктами реакции, выходящими из реактора гидрирования Р-4, до-
греваются в электрическом подогревателе Т-6, смешиваются с потоком водорода и поступают в реактор гидри-
рования Р-4. В этом реакторе происходит восстановление оксида серы в среде водорода с получением сероводо-
рода. Расход водорода регулируется контуром с коррекцией по содержанию SO2 в потоке газа из скруббера К-2
с помощью клапана, установленного на линии подачи водорода (контур 15).
Температура на входе в реактор гидрирования Р-4 регулируется контуром, клапаны которого установлены на
линии вывода продуктов реакции реактора Р-4 из теплообменника Т-5 и линии, байпасирующей теплообменник
Т-5 (контур 14) с коррекцией от регулятора температуры хвостовых газов после подогревателя Т-6 (контур 22).
Температура хвостовых газов на выходе из электроподогревателя Т-6 регулируется изменением мощности
электроподогревателя Т-6 с коррекцией по температуре хвостовых газов на входе в реактор гидрирования Р-4
(контуры 14 и 22).
Гидрированные продукты реакции из реактора гидрирования Р-4 поступают в теплообменник Т-5, где ох-
лаждаются, отдавая тепло сырьевому потоку реактора, и поступают на охлаждение в скруббер К-2. Циркуля-
ция воды обеспечивается насосом Н-2 через холодильник Х-1. Постоянство расхода циркулирующей воды обе-
спечивается контуром, клапан которого установлен на линии ее подачи в скруббер К-2 (контур 16). Уровень
в скруббере поддерживается контуром, клапан которого установлен на линии вывода избытка воды с установки
(контур 17), а давление в скруббере К-2 —контуром, клапан которого установлен на линии вывода газа из К-2
в абсорбер К-3 (контур 18).
Охлажденный газ из скруббера К-2 поступает в абсорбер К-3, где происходит очистка газа от сероводорода
раствором амина. Расход амина, подаваемого в абсорбер К-3, регулируется контуром, клапан которого установ-
лен на линии подачи раствора амина в абсорбер (контур 19).
Постоянство уровня насыщенного раствора амина в кубе абсорбера К-3 обеспечивается контуром, клапан
которого установлен на линии вывода раствора амина с установки (контур 20).
Очищенный хвостовой газ из абсорбера К-3 направляется в печь дожита П-1, где в избытке воздуха происхо-
дит сжигание сероводорода, после чего дымовые газы печи дожита П-1 сбрасываются в атмосферу. Температура
в зоне горения печи П-1 регулируется контуром, клапан которого установлен на линии подачи топливного газа
к горелкам печи П-1 (контур 21).
Для снижения содержания растворенного в жидкой сере сероводорода полученная жидкая сера дегазируется
во внутренней колонне дегазации К-5, расположенной внутри серной ямы Е-1. Дегазация обеспечивается путем
подачи воздуха от воздуходувки В-1 в нижнюю часть насадочной колонны дегазации К-5.
292
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
Газы из серной ямы эжектируются паровым эжектором Э-1 и направляются в печь дожита П-1. Дегазирован-
ная сера хранится в отделении для дегазированной серы в серной яме Е-1, откуда она насосом Н-4 выводится
с установки на отгрузку в жидком виде или на грануляцию.
12.3. Автоматизация процессов компаундирования моторных
топлив
С развитием моторостроения и ужесточением требований к моторным топливам возникла необходимость
внедрения различных процессов, облагораживающих топливо и расширяющих их ресурс, для чего при приго-
товлении моторных топлив используется несколько различных компонентов. Так, для приготовления бензинов
используется до 12 компонентов, а в составе летнего дизельного топлива — до 6. Усложнилась и рецептура при-
готовления котельных топлив.
Схема приготовления моторных топлив включает парки смешения, состоящие из резервуаров, насосных
и смесительных устройств. Широкое применение нашли циркуляционная схема смешения и автоматизирован-
ные системы смешения.
Наиболее простой является циркуляционная схема смешения, в которой производится последовательная
закачка компонентов моторного топлива в резервуар и затем осуществляется циркуляция продуктов через ре-
зервуар или из резервуара в резервуар. Этот способ требует значительного времени и сопровождается потерями
легких фракций за счет «дыхания» резервуаров.
Автоматизированная система смешения представляет собой смешение компонентов в трубопроводе с ис-
пользованием станций смешения и включает, как правило, расходные резервуары для каждого компонента,
приемные резервуары для готового продукта и подачу компонентов насосами. Приготовление осуществляется
с применением вычислительной техники на основе расчетных данных по качеству с учетом качества отдельных
компонентов, определенных заранее с помощью лабораторных анализов.
Более совершенной представляется автоматизированная система смешения без промежуточных парков в по-
токе, когда смешение компонентов осуществляется в автоматизированном узле смешения. Расход и качество ба-
зовых компонентов определяется непосредственно в потоке с помощью приборов учета (расходомеров) и ана-
лизаторов, а также автоматизированного расчета соотношения компонентов смешения для получения заданных
характеристик топлива. Результаты смешения контролируются по показаниям анализаторов качества, установ-
ленных после узла смешения. При необходимости осуществляется корректирующее воздействие на дозирова-
ние компонентов смешения.
12.3.1. Автоматизация процесса компаундирования бензина
Независимо от способа приготовления товарных бензинов при компаундировании контролируют такие по-
казатели, как моторное октановое и исследовательское октановое числа (МОЧ и ИОЧ соответственно), содер-
жание общей ароматики и бензола, давление упругости паров, фракционный состав (температура выкипания 10,
50 и 90%), а также содержание общей серы.
Оптимизация смешения сводится к распределению исходных компонентов между отдельными марками бен-
зинов для снижения затрат и себестоимости, а также для получения максимальной прибыли. При использова-
нии автоматизированной системы необходимо предусмотреть «обратную связь», обеспечиваемую поточными
анализаторами качества, корректирующими расходные показатели участвующих в смешении компонентов.
Для смешения бензинов в зависимости от структуры завода можно использовать различные компоненты,
поступающие с технологических установок — риформат, катализат, изомеризат, бутан, метил-трет-бутиловый
эфир (МТБЭ), алкилат и др.
Показателем эффективности процесса является компаундирование бензинов, дизельных и котельных то-
плив. Цель управления — поддержание характеристик топлив — октанового числа (МОЧ и ИОЧ), цетанового
числа, температур помутнения, содержания сернистых соединений и других характеристик — на заданном зна-
чении путем регулирования соотношения смешиваемых компонентов. Критерий управления — min CKO харак-
теристик топлив от заданных значений.
Схема автоматизации узла смешения автобензинов приведена на рис. 12.4.
Получение товарной продукции (автобензина марок АИ-95 и АИ-98) осуществляется на узле смешения
путем автоматического смешения в потоке отдельных компонентов с получением требуемых марок товарных
бензинов. Перед узлом смешения потоки компонентов для приготовления автобензина марок АИ-95 и АИ-98
делятся на две части. Расход базового компонента, поступающего на узел смешения для приготовления автобен-
зина АИ-98, регулируется контуром, клапан которого установлен на трубопроводе подачи базового компонента
Рис. 12.4. Схема автоматизации узла смешения автобензинов
Базовый компонент
с установки
Базовый компонент
в резервуарный парк
Компонент 1
QR
о
о
294
Часть 2. Схемы автоматизации процессов нефтепереработки
на коллектор автобензина АИ-98 узла смешения (контур 1), а расход базового компонента, поступающего на
узел смешения для приготовления автобензина АИ-95, регулируется контуром, клапан которого установлен на
трубопроводе подачи базового компонента на коллектор автобензина АИ-95 узла смешения (контур 2).
Для получения автобензина АИ-95 и АИ-98 в поток базового компонента подаются компонент 1 и компо-
нент 2 в заданном соотношении. Расход компонента 1, поступающего на узел смешения для приготовления ав-
тобензина АИ-98, регулируется контуром, клапан которого установлен на трубопроводе подачи компонента 1 на
коллектор автобензина ЛИ-98 узла смешения (контур 4). Расход компонента 1, поступающего на узел смешения
для приготовления автобензина АИ-95, регулируется контуром, клапан которого установлен на трубопроводе
подачи компонента 1 на коллектор автобензина АИ-95 узла смешения (контур 5).
Расход компонента 2, поступающего на узел смешения для приготовления автобензина АИ-98, регулируется
контуром, клапан которого установлен на трубопроводе подачи компонента 2 на коллектор автобензина АИ-98
узла смешения (контур 7). Расход компонента 2, поступающего на узел смешения для приготовления автобен-
зина АИ-95, регулируется контуром, клапан которого установлен на трубопроводе подачи компонента 2 на кол-
лектор автобензина АИ-95 узла смешения (контур 8).
Для исключения подпора технологических установок при превышении давления перед узлом смешения
предусмотрен сброс компонентов в соответствующие резервуарные парки. Давление базового компонента, по-
ступающего на узел смешения, регулируется контуром, клапан которого установлен на трубопроводе возврата
базового компонента в резервуарный парк (контур 3). Давление компонента 1, поступающего на узел смешения,
регулируется контуром, клапан которого установлен на трубопроводе возврата компонента 1 в резервуарный
парк (контур 6). Давление компонента 2, поступающего на узел смешения, регулируется контуром, клапан кото-
рого установлен на трубопроводе возврата компонента 2 в резервуарный парк (контур 9).
Для аналитического контроля компонентов и получаемых товарных продуктов устанавливаются анали-
заторы, определяющие плотность, МОЧ и ИОЧ, фракционный состав (НК 10, 50 и 90%), давление насыщен-
ных паров, содержание бензола, серы, ароматических веществ, олефинов и т. п. Данные от анализаторов (кон-
туры 10...14) поступают на рабочую станцию управления смешением (контур 15), оператор задает требуемое
качество товарных продуктов, и система управления смешением в зависимости от характеристик компонентов
устанавливает значения расходов и соотношение компонентов.
12.3.2. Автоматизация процесса компаундирования
дизельных и котельных топлив
При получении товарных дизельного и котельных видов топлива контролируют такие показатели, как со-
держание общей серы, фракционный состав (начало и конец кипения), температура помутнения и фильтруемо-
сти, температура вспышки, вязкость и т. д., однако рассчитать показатели качества по некоторым показателям
весьма сложно, так как связывающие важнейшие показатели зависимости, как правило, нелинейны Например,
зависимость между вязкостью отдельных компонентов мазута при компаундировании котельных топлив не
подчиняются правилу аддитивности. Аналогична ситуация и для температуры застывания, которая в результа-
те старения мазутов непостоянна во времени.
Для приготовления указанных видов топлива в качестве базовых компонентов используют гидроочищенные
дизельные фракции и продукты различных гидрогенизационных процессов, соответствующие по фракционной
разгонке. В случае необходимости предусмотрена подача депрессионных присадок (как в дизельное, так и в ко-
тельное топливо). Для эффективного смешения базового компонента с дозируемыми компонентами использу-
ют смесители.
Смешение дизельных топлив может быть организовано как в потоке (и базовые, и часть дозируемых компо-
нентов направляются в узел смешения, минуя промежуточные резервуары), так и путем направления базовых
и дозирующих компонентов в промежуточные резервуары с последующей подачей их насосами. После смесите-
ля поток анализируют на содержание серы, температуру вспышки и вязкость.
Смешение котельных топлив может быть организовано тремя способами:
• путем накопления компонентов в резервуаре, их анализа в лаборатории, подготовки рецептуры и смеше-
ния с последующим размещением готовых продуктов в товарных резервуарах;
• смешение компонентов в потоке с определением результатов смешения по вязкости с помощью поточных
анализаторов (вискозиметров) и направления смешанного продукта в товарные резервуары;
• каскадным методом.
Автоматизация технологической схемы смешения дизельных и котельных топлив аналогична схеме автома-
тизации компаундирования бензинов.
Заключение
В процессах нефтепереработки получают широкий спектр нефтепродуктов — автомобильные бензины, ре-
активное, дизельное и котельное топливо, смазочные и специальные масла, смазки, парафины, битумы, кокс
и другие продукты. Полная технологическая схема нефтеперерабатывающего завода включает и целый ряд тех-
нологических установок для дальнейшей переработки полученных нефтяных фракций, набор которых зависит
от профиля предприятия.
Развитие современных процессов нефтепереработки идет по пути создания высокоэффективных установок
и целых производственных комплексов, обеспечивающих интенсификацию технологических процессов, систем
управления технологическими процессами и их безопасную эксплуатацию.
Качество сырья для вторичных процессов облагораживания нефтяных фракций определяется работой уста-
новок первичной перегонки нефти. Качество получаемых продуктов в процессах нефтепереработки определя-
ется разнообразием технологических схем и высокой степенью автоматизации процессов. Применение автома-
тических поточных анализаторов содержания в нефти воды, солей, серы и азота, парафина, а также определение
физико-химических свойств нефти (плотности, вязкости, давления насыщенных паров, фракционного состава,
температуры вспышки и др.) позволяет оптимизировать ход протекания процессов в течение всего технологи-
ческого цикла.
Структура систем автоматизации процессов нефтепереработки включает современные средства автома-
тизации — модульные ПЛК и станции сбора данных и управления, рабочие станции на базе промышленных
компьютеров, приборы технологического контроля и исполнительные механизмы во взрывозащищенном ис-
полнении.
Получили применение в процессах нефтепереработки распределенные системы управления компаний Hon-
eywell, Emerson, Siemens, Invensys и др. При управлении технологическими процессами используются адаптивные
и нейронечеткие системы управления, а также управление с использованием прогнозирующих моделей. С уче-
том запаздывания в транспортных системах широко применяются каскадные схемы регулирования параметров.
Структура АСУ ТП НПЗ кратко изложена в главе 1.
Организационное, информационное и техническое обеспечение, программное и алгоритмическое обеспече-
ние АСУТП, распределенные системы управления приведены в главах 2-5. Процессы нефтепереработки отно-
сятся к взрыво- и пожароопасным процессам, и поэтому в главе 6 приведены основные требования к взрыво-
и пожаробезопасности НПЗ, средства обнаружения взрыво- и пожароопасности НПЗ и системы специальной
связи операторов с рабочими местами во взрывоопасных зонах. Все эти общие вопросы описаны в части 1 на-
стоящего пособия.
Главы второй части посвящены подробному описанию схем автоматизации отдельных технологических про-
цессов, краткое описание которых приведено в главе 7. Процессы первичной переработки нефти, поступающей
с промыслов, включают процессы обезвоживания и обессоливания нефти на установках ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-
АВТ, и им посвящена глава 8.
Повышение октановых характеристик бензинов достигается в процессах изомеризации и каталитического
риформинга (глава 9). К числу крупнотоннажных процессов углубленной переработки нефти для получения
высокооктановых компонентов товарных бензинов относятся процессы каталитического крекинга (глава 10).
К гидрогенизационным процессам, позволяющими снизить содержание серо- и азотсодержащих соедине-
ний, относятся процессы гидроочистки нефтяных фракций, гидрокрекинга и гидротермические процессы пере-
работки тяжелых нефтяных остатков (глава 11).
К термическим процессам переработки тяжелых нефтяных остатков относятся процессы термического
крекинга, проводимые при высоком давлении (до 5 МПа) и температуре (до 510 °C). Термические процессы
296 Приложение
замедленного коксования, проводимые в двух- и четырехкамерных установках, служат для получения кокса за-
данного качества и увеличения выхода газойлевых фракций.
Для получения сырья нефтехимического синтеза (этилена, пропилена, бензола, смол пиролиза и др.) исполь-
зуются процессы пиролиза, являющиеся наиболее крупнотоннажными промышленными процессами получе-
ния олефиновых углеводородов.
К числу обязательных процессов относятся процессы получения водорода, необходимого для процессов ги-
дрооблагораживания нефтяных фракций. Сырьем для производства водорода является природный газ, сжи-
женные углеводородные газы или бензиновые фракции. К сопутствующими процессам гидрооблагораживания
и термического крекинга, содержащим сероводород, относятся процессы получения водорода и серы, рассма-
триваемые в главе 12, где также описаны современные процессы компаундирования моторных топлив, совре-
менное оборудование которых включает автоматизированные узлы смешения компонентов для получения бен-
зина с заданными моторным или исследовательским октановыми числами.
Литература
1. Вержичинская С. В., Дигуров Н. Г., Синицин С. А. Химия и технология нефти и газа: учебн. пособие. — 2-е изд. —
М.: Форум, 2009. — 400 с.
2. Баннов П. Г. Процессы переработки нефти. — СПб.: Химиздат, 2009. —365 с.
3. Ахметов С.А., Ишмияров М.Х., Кауфман А.А. Технология переработки нефти, газа и твердых горючих ископае-
мых. — СПб.: Недра, 2009. — 832 с.
4. Леффлер У. Л. Переработка нефти. — Перев. с англ. — М.: Олимп-Бпзнес, 2007. 227 с.
5. Технология переработки нефти: в 2-х ч. — Ч. I. Первичная переработка нефти / под ред. О. Ф. Глаголевой и В. М. Ка-
пустина. — М.: Химия: Колосс, 2007. — 400 с.
6. Ахметов С. А. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа / С. А. Ахметов, Т. П. Серпков,
И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов; под ред. С. А. Ахметова. — СПб.: Недра, 2006. 871 с.
7. Ахметов С. А., Ишмияров М. X., Веревкин А. П. Докучаев Е. С., Малышев Ю. М. Технология, экономика и автома-
тизация процессов переработки нефти и газа. — М.: Химия, 2005. - 736 с.
8. Рудин М. Г. Карманный справочник нефтепереработчика / М. Г. Рудин, В. Е. Сомов, А. С. Фомин; под ред. М Г. Ру-
дина; КИНЕФ. — 2 изд. — М.: ЦНИИЭнефтехим, 2004. — 332 с.
9. Мановян А. К. Технология переработки природных энергоносителей: учеб, пособие. — М.: Химия; Колосс, 2004. — 454 с.
10. Ахметов С.А. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа / С. А. Ахметов, Т. П. Сериков,
И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов; под ред. С. А. Ахметова. — СПб.: Недра, 2006. — 871 с.
11. Брагинский О. Б. Мировая нефтехимическая промышленность. — М.: Наука, 2003. — 556 с.
12. Абросимов А. А. Экология переработки углеводородных систем: учебник / под ред. М. Ю. Доломатова, Э. Г. Теля-
шева. — М.: Химия, 2002. — 608 с.
13. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа. — Уфа: Гилем, 2002. — 671 с.
14. Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: учеб, пособие для вузов. — 2-е изд. —
М.: Химия, 2001. — 568 с.
15. Каминский Э. Ф., Хавкин В. А. Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты. — М.: 11зд-
во «Техника»; ООО «ТУМА ГРУПП», 2001. — 384 с.
16. Скобло А. И„ Молоканов Ю. К., Владимиров А. И., Щелкунов В. А. Процессы и аппараты нефтепереработки и не-
фтехимии. — М.: Химия, 2000. — 677 с.
17. Ахметов С. А. Физико-химическая технология глубокой переработки нефти и газа: учеб, пособие. — Ч. 1. // С. А. Ах-
метов; М-во общ. и проф. образования РФ; Уфимский гос. нефт. техн ун-т. — Уфа: Изд-во УГНТ, 1997. — 279 с.
18. Химия нефти и газа: Учеб, пособие для вузов / А. И. Богомолов, А. А. Гайле, В. В. Громова и др; под ред. В. А. Про-
скурякова, А. Е. Драбкина. — 3-е изд. — СПб.: Химия, 1995. — 448 с.
19. Справочник нефтепереработчика: справочник / под ред. Г. А. Ласточкина, Б. Д. Радченко и М. Г. Рудина. — Л.: Хи-
мия, 1986. — 648 с.
20 Жоров Ю. М. Моделирование физико-химических процессов нефтепереработки и нефтехимии. — М.: Химия,
1978. - 376 с.
21. Кузьмин С. Т, Липовский В. Н., Смирнов П. Ф. Промышленные приборы и средства автоматизации в нефтеперера-
батывающей и нефтехимической промышленности. — М.: Химия, 1987. — 272 с.
22. Леньшин В., Синенко О. Интеграция на пути повышения эффективности предприятия // Мир компьютерной авто-
матизации, 2000,1, с. 12-16.
23. Любашин А Н. Системная интеграция и системный консалтинг // Мир компьютерной автоматизации, 2000,1, с. 55-59.
24. Славин Р. Единственный путь повышения эффективности производства — интеграция «снизу-вверх» // Мир ком-
пьютерной автоматизации, 2000,1 с. 17-22.
25. Хамицкий В. А. МЕУ-система. Что делать? // Мир компьютерной автоматизации, 2003,4, с. 64-72.
26. Потапова Т. Б. Большая автоматизация. Информационно-управляющие системы (ИУС) в непрерывных производ-
ствах. — Тула: Гриф и К, 2006. — 294 с.
298
Приложения
27. Ицкович Э. Л. Классификация микропроцессорных программно-технических комплексов // Промышленные АСУ
и контроллеры. — 1999, 10. с. 8-11.
28. Анашкин А. С., Кадыров Э. Д., Харазов В. Г. Техническое и программное обеспечение распределенных систем управ-
ления. — СПб.: П-2, 2004. — 368 с.
29. Ицкович Э. Л. Особенности выбора средств и систем автоматизации // Автоматизация в промышленности, 2005,
12, с. 7-10.
30. Харазов В. Г. Интегрированные системы управления технологическими процессами. — СПб.: Профессия, 2009. — 592 с.
31. ГОСТ Р 8.585-2001. Термопары. Номинальные статические характеристики преобразования.
32. Кремлевский П. П. Расходомеры и счетчики количества вешеств: справочник. — Книга 1. — 5-е изд., перераб. и доп. -
СПб.: Политехника, 2002. —409 с.
33. Кремлевский П. П. Расходомеры и счетчики количества веществ: справочник. — Книга 2. / под общ. ред. Е. А. Шор-
никова. — 5-е изд., перераб. и доп. - СПб.: Политехника, 2004. — 412 с.
34. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. — М.: Стандар-
тпиформ, 2007. — 243 с.
35. Система многоканальная измерения уровня и раздела жидких сред РУПТ-МН-РС64: Промышленный каталог
СКВ «Приборы и системы». — Рязань, 2004.
36. КСР — магнитострикционные датчики уровня (высокоточные): Каталог фирмы KSR KUEBLER Niveau-Messtechnik
AG. - 2005.
37. Современные компьютерные сети / В. Столингс и др. — 2-е изд. — СПб.: Питер, 2003. — 783 с.
38. Олифер В. Г., Олифср Н. А. Компьютерные сети. Принципы, технологии, протоколы. — СПб.: Питер, 2002. — 668 с.
39. Industrial Ethernet — наиболее используемая промышленная шина 2003 г. // Автоматизация в промышленности,
2004, 7, с. 20-22.
40. Кругляк К. В. Промышленные сети: цели и средства // Современные технологии автоматизации, 2002, 4, с. 6-17.
41. Любашин А.Н. Промышленные сети // Мир компьютерной автоматизации, 1999, 1, с. 38-44.
42. Трофимович А. Г. Пневмооборудование для систем управления // Автоматизация в промышленности, 2006, 5, с. 45-46.
43. Рудаков В. В., Столяров И. М., Дартау В. А. Асинхронные электроприводы с векторным управлением. — Л.: Энерго-
атомиздат, 1987. — 134 с.
44. Соколовский Г. Г. Теория и системы электропривода (электроприводы переменного тока): учеб, пособие — СПб.:
ТЭТУ, 1999. - 78 с.
45. Дартау В. А., Павлов Ю. П., Рудаков В. В., Аверкиев А. Л., Козярук А. Е. Теоретические основы построения частот-
ных электроприводов с векторным управлением // Автоматизированный электропривод. — М.: Энергия, 1980. — С. 93-101.
46. Петров И. В. Программируемые контроллеры. Стандартные языки и приемы прикладного программирования / под
ред. В. П. Дьяконова. — М.: Солон-Пресс, 2004. — 256 с.
47. Методы классической и современной теории автоматического управления: учебник в 5 т. — Т. 5. Методы совре-
менной теории автоматического управления / под ред. К. А. Пупкова. Н. Д. Егупова. — М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана.
2004. - 784 с.
48. Юрков Н. К. Модели и алгоритмы управления интегрированными производственными комплексами / Пенз.
Гос. ун-т. — Пенза: ПГУ, 2003. — 197 с.
49. Юревич Е. И. Теория автоматического управления. — 3-е изд. — СПб.: БХВ-Петербург, 2007. — 560 с.
50. Бессекерский В. А., Попов Е. П. Теория систем автоматического управления.— 4-е изд., перераб. и доп. — СПб, Про-
фессия, 2004. — 752 с.
51. Кофман А. Введение в теорию нечетких множеств / пер. с франц. В. Б. Кузьмина.— М.: Радио и связь, 1982. — 432 с.
52. Яхьяева Г. Э. Нечеткие множества и нейронные сети: учеб, пособие. — М.: Интернет-университет информ, техноло-
гий: Бином; Лаборатория знаний, 2006. — 314 с.
53. Позняк А. С. Основы робастного управления: Учеб. пос. / Моск. Физ.-техн. ин-т. — М.: МФТИ, 1991. — 128 с.
54. Бессекерский В. А., Небылов А. В. Робастные системы автоматического управления. — М.: Наука, Гл. ред. физ.-мат.
литературы, 1983. — 240 с.
55. Методы робастного, нейронечеткого и адаптивного управления: учебник / под ред. проф. К. А. Пупкова. — 2-е изд. —
М.: Изд-во МГТУ им. Н. Э. Баумана, 2002. — 743 с.
56. Поспелов Д. А. Ситуационное управление: теория и практика. — М.: Наука, 1986. — 284 с.
57. Катков М. С. Непрерывные системы адаптивного управления с идентификаторами. — М.: Изд-во МПИ «Мир кни-
ги», 1992. - 385 с.
58. Ким Д. П. Теория автоматического управления: учеб, пособие. — Т. 2. Многомерные, нелинейные, оптимальные
и адаптивные системы. — М.: Физматлит, 2004. — 464 с.
59. Аносов А. А., Бородин П. Е., Дозорцев В. М., Ефитов Г. Л., Кнеллер Д. В. Высокотехнологичные решения корпора-
ции Eloneywell на базе платформы Experian PKS // Автоматизация в промышленности, 2011, 8, с. 29-37.
60. Распределенные системы зарубежных производителей // Автоматизация в промышленности, 2011, 8.
61. Gary J. Н., Handwerk G. Е., Kaiser М. J. Petroleum Refining. Technology and Economics. — 5th ed. — London: Taylor and
Francis Group, LLC., 2007. —465 p.
Приложение I. Глоссарий
Абсорбция Адсорбция Процесс поглощения газов жидкими поглотителями (абсорбентами) Процесс поглощения газов, паров или жидкостей поверхностью твердых тел или адсорбентами (активированный уголь, силикагель, алюмогель и др.)
Алкилирование Процесс получения углеводородной фракции с высоким содержанием парафино- вых углеводородов изомерного строения. Процесс осуществляется при температу- ре 0...30 °C и давлении 0,4...0,5 МПа
Висбрекинг Разновидность термического крекинга, применяемая для снижения вязкости гу- дронов и получения из гудронов котельных топлив (топочных мазутов и тяжелых нефтепродуктов)
Бензин Сложная смесь углеводородов различного строения (преимущественно С4-С12). получаемая дистилляцией нефти (то есть путем ее прямой перегонки) и из тяже- лых остатков в результате вторичной переработки с добавками различных приса- док, повышающих октановое число и другие эксплуатационные свойства бензинов
Газойль (от англ, gas oil) Нефтяной дистиллят с границами выкипания 200...500 °C. При первичной атмос- ферной перегонке нефти получают атмосферный газойль с границами выкипания 270...360 °C, а при первичной вакуумной перегонке — вакуумный газойль с гра- ницами выкипания 350...500 °C. В процессе каталитического крекинга или гидро- крекинга вакуумного газойля получают легкий газойль с границами выкипания 200...360 °C и тяжелый газойль с границами выкипания 360...500 °C
Гидрогенизация (от лат. Процессы взаимодействия с молекулярным водородом
Hydrogenium — водород) Гидрокрекинг Процесс переработки высококипящих нефтяных фракций (мазута, вакуумного га- зойля или деасфальтизата) для получения бензина, реактивного и дизельного то- плив, а также сырья для каталитического крекинга. Процесс осуществляется на ката- лизаторе в присутствии водорода при температуре 380...500 °C и давлении водорода 10...20 МПа
Гидроочистка Процесс химического превращения серо- и азотсодержащих соединений в нефтя- ных фракциях под воздействием водорода в целях получения обессеренных то- пливных фракций и масел. Процесс осуществляется при температуре 340...430 °C и давлении водорода 5...7 МПа
Деасфальтизация Процесс извлечения из остаточных продуктов дистилляции нефти (мазута, гудро- на) высокомолекулярных смолисто-асфальтеновых веществ с помощью легких ор- ганических растворителей (жидкого пропана, бутана и др.)
Депарафинизация Процесс извлечения из нефтепродуктов (дизельных топлив, смазочных масел и т п.) высокоплавких алифатических углеводородов с применением растворите- лей для улучшения эксплуатационных свойств нефтепродуктов
Десорбция Деэмульгатор Процесс выделения растворенных газов из растворителя Специальная присадка для разрушения эмульсий (деэмульгации) в процессах обе- звоживания и обессоливания нефти
Дистиллят Углеводородный конденсат (отдельные фракции)
300
Приложения
Изомеризация Процесс получения углеводородов-изомеров (изопентана, изогексана) в производ- стве высокооктанового сырья для добавления в моторное топливо бензинов. Про- цесс осуществляется на катализаторах с использованием хлорида алюминия при температуре 150...200 °C и давлении 1.5...3 МПа
Каталитический крекинг Термокаталитический процесс каталитического расщепления нефтяных фракций
(от англ, crack — расще- (вакуумного газойля), в результате которого образуются углеводороды с меньшим
плять) числом атомов углерода в молекуле. Используется для получения высокооктаново- го бензина, газов (в основном пропана, бутана, бутиленовых фракций), сырья для нефтехимии и производства технического углерода и кокса. Процесс осуществляет- ся при температуре 470...540 °C и давлении 0,13...0,15 МПа
Каталитический рифор- Процесс получения бензинов с высоким содержанием ароматических углеводоро-
минг (от англ, reforming — дов (ароматизация). Процесс осуществляется на платиновых катализаторах, на-
переделка, улучшение) несенных на алюмосиликатный носитель при температуре 450...540 °C и давлении 2...4 МПа
Квенч (kvench) Подача охлажденного потока в газообразной или жидкой фазе для снятия избыточ- ного тепла
Коалесценция Коксование Слияние мелких капелек воды в более крупные капли Процесс получения высококачественного электродного или топливного кокса из нефтяных остатков. Процесс осуществляется при температуре 490...520 °C и давле- нии 0,2...0,6 МПа
Меркаптиды Нафта Олигомеризация Соли, образующиеся в результате взаимодействия меркаптанов и щелочей Легкая жидкая углеводородная смесь, а также устаревшее название нефти Процесс получения низкомолекулярных полимеров (олигомеров) из пропилена и бутиленов. Продукт используется в качестве компонентов моторных топлив или нефтехимического сырья
Пиробензин Жидкий продукт процесса пиролиза, содержащий широкий спектр углеводородов, выкипающих в интервале температур 25...160 (180) °C
Пирогаз Продукт процесса пиролиза на выходе из крекинг-печи, содержащий широкий спектр углеводородов
Рефлюксная емкость Емкость для разделения охлажденного верхнего продукта фракционирующих или стабилизационных колонн на газовую и жидкую часть (рефлюкс)
Рибойлер Кипятильник (спиральный теплообменник для передачи тепла от теплоносителя к нагреваемой среде)
Риформат Риформинг Высококтановый жидкий продукт каталитического риформинга Процесс переработки бензиновых фракций для получения высокооктановых бен- зинов или ароматических углеводородов. Основан на превращении парафиновых и нафтеновых углеводородов в ароматические, нормальных парафиновых углево- дородов — в углеводороды с изостроением, имеющие более высокое октановое чис- ло, чем молекулы других углеводородов (поэтому они предпочтительней для произ- водства современного высокооктанового бензина). При термическом риформинге превращение фракций первичной перегонки нефти в высокооктановый бензин про- исходит под воздействием высокой температуры, а при каталитическом риформин- ге — при одновременном воздействии высокой температуры и катализаторов
Сокинг-камера Сплиттер Суспендирование Выносная реакционная камера в процессе висбрекинга Колонна разделения нефтяных фракций или смеси углеводородов Способ приведения твердых веществ (в частности, катализатора) во взвешенное со- стояние
Электродегидратор Аппарат для глубокого обезвоживания и обессоливания нефти в электрическом поле
Экстракция Процесс избирательного извлечения компонентов жидкой или твердой фазы при обработке ее селективным растворителем
Приложение II. Список используемых сокращений
АВТ
АСУ
АСУП
АСУТП
АТ
АЦП
БД
БД РВ
ВГО
ВОК
ВСГ
Е
жки
им
к
лвго
лвж
ЛВС
н
озх
ОС
ОС РВ
п
ПК
ппк
ПИД-регулятор
ПЛК
ПО
пп
ПРК
птк
р
РСУ
с
СУБД
СУГ
твго
УВГ
ф
X
Хв
ЦАП
ЦК
ШФЛУ
эим
ЭЛОУ
IEC
ISO
VAC
VDC
Атмосферно-вакуумная трубчатая установка для перегонки нефти
Автоматизированная система управления
АСУ предприятием
АСУ технологическим процессом
Атмосферно-трубчатая установка для перегонки нефти
Аналого-цифровой преобразователь
База данных
БД реального времени
Вакуумный газойль
Волоконно-оптический кабель
Водородсодержащий газ
Емкость
Жидкокристаллический индикатор
Исполнительный механизм
Колонна (ректификационная, отпарная, адсорбер, абсорбер)
Легкий вакуумный газойль
Легковоспламеняемые жидкости
Локальная вычислительная сеть
Насос (центробежный, дозировочный)
Общезаводское хоязйство
Операционная система
ОС реального времени
Печь
Поршневой компрессор
Промышленный персональный компьютер
Пропорционально-интегро-дифференциальный регулятор
Программируемый логический контроллер
Программное обеспечение
Первичный преобразователь
Пневматический регулирующий клапан
Программно-технический комплекс
Реактор
Распределенная система управления
Сепаратор
Система управления БД
Сжиженный углеводородный газ
Тяжелый вакуумный газойль
Углеводородный газ
Фильтр
Холодильник водяной
Холодильник воздушный
Цифро-аналоговый преобразователь
Циркуляционный компрессор
Широкая фракция легких углеводородов
Электрический исполнительный механизм
Электрообессоливающая установка
Международная электротехническая комиссия
Международная организация по стандартизации
Напряжение переменного тока, В
Напряжение постоянного тока, В
Приложение III. Основные нормативные документы
ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров.
ГОСТ 2177-99 (ИСО 3405-88) Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава.
ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.
ГОСТ 11851-85 Нефть. Метод определения парафина.
ГОСТ Р 8.580-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение
показателей прецизионности методов испытаний нефтепродуктов.
ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плот-
ности в градусах ареометром.
ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия.
ГОСТ Р 51330.0-99. Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0.
ГОСТ Р ЕН 1127-1-2009 Взрывоопасные среды. Взрывозащита и предотвращение взрыва. Часть 1.
ГОСТ Р 8.599-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность и объем нефти.
Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массы.
ГОСТ 8.610-2004 Плотность нефти. Таблицы пересчета.
ГОСТ 12.1.044-89 (ИСО 4589-84) Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывоопасность ве-
ществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения.
ГОСТ Р 50994 -96 (ИСО 4256-78) Газы углеводородные сжиженные. Метод определения давления насы-
щенных паров.
ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.
ГОСТ 6258-85 Нефтепродукты. Метод определения условной вязкости.
ГОСТ 1929-87 Нефтепродукты. Методы определения динамической вязкости на ротационном вискози-
метре.
ГОСТ 2.710-81* ЕСКД. Обозначения буквенно-цифровые в электрических схемах.
ГОСТ Р 21.1101-2009 Система проектной документации для строительства. СПДС. Основные требования
к проектной и рабочей документации.
ГОСТ 21.408-93 СПДС. Правила выполнения рабочей документации автоматизации технологических про-
цессов.
ГОСТ 21.404-85 СПДС. Автоматизация технологических процессов. Обозначения условные приборов
и средств автоматизации в схемах.
ГОСТ 21.614-88 (СТ СЭВ 3217-81) СПДС. Изображения условные, графические электрооборудования
и проводок на плане.
ГОСТ 21.110-95 СПДС. Правила выполнения спецификаций оборудования, изделий и материалов.
ГОСТ 12.1.010-76* ССБТ Взрывобезопасность. Общие требования.
ГОСТ 12.1.004-91* ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования.
ГОСТ 12.1.018-93 ССБТ. Пожаровзрывобезопасность статического электричества. Общие требования.
ГОСТ Р 12.1.019-2009 ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.
ГОСТ 34.003-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Ав-
томатизированные системы. Термины и определения.
ГОСТ 34.201-89* Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы.
Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем.
Приложение III. Основные нормативные документы
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизироваиш
томатизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ 34.602-89 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированн - -. » Тех-
ническое задание на создание автоматизированной системы.
ГОСТ 24.104-85 Единая система стандартов автоматизированных систем управления Автомат ив а н*
системы управления. Общие требования.
ГОСТ 34.603-92 Информационная технология. Виды испытаний автоматизированных систем.
ГОСТ 24.701-86 Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Надежность а гоа*
газированных систем управления. Основные положения.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные поло/ нх*
ГОСТ 8.586.1-2005 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужа-
ющих устройств. Часть 1. Принцип метода измерений и общие требования
ГОСТ 8.586.2-2005 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужг
ющих устройств. Часть 2. Диафрагмы. Технические требования.
ГОСТ 8.586.5-2005 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужа-
ющих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений.
ГОСТ 8.586.4-2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих
устройств. Трубы Вентури. Технические требования.
ГОСТ 12893-2005 Клапаны регулирующие односедельные, двуседельные и клеточные. Общие технические
условия.
ГОСТ Р 50775-95 (МЭК 60839-1-1-1988) Системы тревожной сигнализации. Часть 1. Общие требования.
Раздел 1. Общие положения.
ГОСТ Р 53325-2009 Техника пожарная. Технические средства пожарной автоматики. Общие технические
требования. Методы испытаний.
ГОСТ12.1.0Ю-76*ССБТ Взрывобезопасность. Общие требования.
ГОСТ12.1.004-91*ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования.
ГОСТ Р 12.1.019-2009 ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.
ГОСТ 12.1.030-81 ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление.
ГОСТ Р 12.1.019-2009 ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.
ГОСТ Р 12.3.047-98 ССБТ. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Мето-
ды контроля.
ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-95) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие т ребования
ГОСТ Р 51330.10-99 (МЭК 60079-11-99) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезо-
пасная электрическая цепь i.
ГОСТ Р 51330.1-99 (МЭК 60079-1-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 1. Взрывозащита
вида «взрывонепроницаемая оболочка».
ГОСТ Р 51330.8-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 7. Защита вида е.
ГОСТ Р 51330.9-99 (МЭК 60079-10-95) Электрооборудование взрывозащигценное Часть 10. Классифика-
ция взрывоопасных зон
ГОСТ Р 50571.3-2009 (МЭК 60364-4-41-2005) Электроустановки низковольтные. Часть 4-41. Требования
по обеспечению безопасности. Защита от поражения электрическим током.
ПУЭ Правила устройства электроустановок. 7-е изд. (Включает главы СО 153-34.47.44-2003, а также
вы 6 1-6.6; гл. 7.1; 7.2; 7.5; 7.6; 7.10) Правила устройства электроустановок. 6-е изд. Глава 7.3 Электроустановки
во взрывоопасных зонах.
РД 03-293-99 Положение о порядке технического расследования причин аварий на опасных произволствеи-
ных объектах. Утверждено постановлением № 40 Госгортехнадзора России от 08.06.1999 г.
РД 38.009-090 Отраслевой руководящий методический матер! !ал. Исполнительные устройства систем мвти-
ческого регулирования. Методика расчета пропускной способности, выбора типоразмера и пропускной л ~Пф»-
стики. Утвержден и введен в действие Приказом НПО «Нефтехимавтоматика» № 127 от 08.12.93. Сог. «
комендован к применению Комитетом нефтепереработки Минтопэнерго РФ. Введен в действие 8 дека
РД 03-247-98 Положение о регистрации, оформлении и учете решений на изготовление и пр: еаеям —-
нических устройств в системе Госгортехнадзора России. Утверждено приказом № 239 Госгорге.хкл юра г*л:та
от 10.12.98 г.
РМ 4-223-89 Требования к выполнению электроустановок систем автоматизации во взрыв • авшва
ММСС СССР
ОСТ 36.13-90 Щиты и пульты систем автоматизации технологических процессов
условия