Модернизация системы управления процессом депарафинизации нефти

Ильясов Нурлан Серикович – магистрант Казанского национального исследовательского технологического университета.

Усманова Асия Айтугановна – кандидат технических наук, доцент кафедры Систем автоматизации и управления технологическими процессами Казанского национального исследовательского технологического университета.

Аннотация: В статье рассмотрен и проанализирован технологический процесс депарафинизации нефти с позиции модернизации.

Ключевые слова: Контрольно-измерительные приборы (КИПиА), распределенная система управления (РСУ), система противоаварийной защиты (СПАЗ), автоматизированное рабочее место (АРМ).

Введение

Автоматизация выполняется с целью повышения производительности и улучшения условий труда.

Из-за высокой скорости протекания технологических процессов в химической промышленности большое вниманиеуделяется автоматизации, а также чувствительности их к нарушению режима.

Под автоматизацией понимают применение методов и технических средств для управления производственными процессами, то есть целенаправленные воздействия на процесс, который обеспечивает оптимальный или заданный режим его работы.

Автоматизация процесса выполняется с целью получения качественного продукта путем оптимального ведения процесса, исключения субъективных ошибок и тяжелого физического труда, повышения точности ведения процесса, уменьшения потери сырья при получении продукта, уменьшения себестоимости продукции.

По назначению процесс управления делится на три группы:

• Получение и обработка информации о состоянии управляемого технологического процесса.
• Анализ полученной информации и принятие необходимого решения о воздействии на процесс.
• Воздействие на технологический процесс изменением материальных или энергетических потоков.

Для достижения поставленных целей необходимо выбрать комплекс современных технических средств автоматизации необходимых для безопасного ведения процесса. При выборе технических средств необходимо

уделять внимание таким параметрам как надёжность средств автоматизации, простота обслуживания, возможность передача данных по различным протоколам передачи данных, опыт работы на российском рынке фирмы – производителя.

Автоматизированные системы управления технологическим процессом (АСУТП) осуществляют практически полную автоматизацию процессов получения, обработки и представления информации. Возможность активного диалога оператора с вычислительной машиной в процессе управления позволяет выработать наиболее эффективные решения, включая пуск и остановку производства

Модернизация Системы преследует следующие цели:

• обновление программно-технических средств РСУ в соответствии с рекомендациями производителей;
• повышение надежности работы технических средств за счет замены устаревшего оборудования новым;
• замена сетевой инфраструктуры между существующими СПАЗ и РСУ с целью осуществления резервирования связи между этими подсистемами;
• обеспечение защиты информации Системы в соответствии с требованиями нормативных документов;
• повышение производительности и надежности работы автоматизированных рабочих мест (АРМ) за счет замены всех существующих рабочих станций на новые, оснащенные современным аппаратным и программным обеспечением;
• оснащение шкафов вентиляторами охлаждения;
• повышение уровня информационного обеспечения технологического и эксплуатационного персонала;
• повышение культуры труда технологического персонала, за счет предоставляемого системой сервиса.

Достижение вышеприведенных целей должно обеспечиваться применением современных технических и программных средств, а также реализацией новых алгоритмов и методов управления на базе специализированных систем управления, предусмотренных проектными решениями Разработчика Системы.

1.1 Описание технологического процесса

В результате рассматриваемого технологического процесса на выходе установки получают зимнее или арктическое дизельное топливо, маловязкое мало, а также жидкие или мягкие парафины. В качестве сырья можно использовать различные нефтяные прямогонные фракции (например: 180 - 320°С, 200 - 320°С, 180 - 350°С, 200 - 350°С, 200 - 375°С, 240 - 350°С и 325 - 400°С). На выходе установки можно получить следующие депарафинаты (депарафинированные продукты):

• 80 - 82% (масс.) зимнее дизельное топливо с температурой застывания - 45 °С из нефти типа мангышлакской или ставропольской парафинистой;
• 85 - 88% (масс.) из нефти типа ромашкинской или западно-сибирских;
• 82 - 85% (масс.) арктическое дизельное топливо с температурой застывания -60 °С;
• 75 - 80 % (масс.) трансформаторного или веретенного масла.

Общие потери процесса по сырью равны 0,5 - 0,7% (масс.). Жидкий или мягкий парафин без дополнительной очистки содержит 95 - 98% (масс.) комплексообразующих веществ и 0,5 - 2,0% (масс.) ароматических углеводородов; его можно использовать как сырье для нефтехимического синтеза. Депрессия температуры застывания составляет 25 - 33 °С, температуры помутнения 22 - 27 °С.

Технологическая схема установки представлена на рисунке 1.

Рисунок 1. Технологическая схема установки.

На рисунке показаны следующие оборудования: 1-8 - насосы; 9, 10, 14, I5 - центрифуги; 11 - реактор образования комплекса; 12 - реактор разложения комплекса; 13 - конденсатоотводчик: 16, 18 - промежуточные приемники; 17, 20 - скрубберы; 19, 21 - паровые подогреватели

В реактор комплексообразование поступают с помощью насосов 1,2,3 сырье, активатор (для понижения вязкости сырья) и растворитель, в качестве которого выступает бензин Бр-1. Также в этот реактор поступает рециркулят 1 от центрифуги 14 третьей ступени центрифугирования, в составе которого присутствует часть бензинового раствора и суспензия 80% кристаллического карбамида. При механического перемешивания образуется комплекс, в процессе которого выделяется тепло, которое передается через рубашку реактора холодной воде.

Смесь комплекса в углеводородной среде непрерывно отводится из нижней зоны реактора 11 насосом 4 в центрифуги 9 ступени I, куда для промывки комплекса насосом 3 подается также растворитель.

Промытый комплекс из центрифуги 9 и частично из центрифуги 15 ступени III поступает в реактор разложения комплекса 12, куда из центрифуг 15 отводится некоторое количество раствора парафина в бензине рециркулят II. В реакторе 12, идентичном по конструкции реактору 11, при механическом перемешивании комплекс разлагается. Для разложения комплекса в рубашку реактора 12 вводится глухой водяной пар.

Карбамидная пульпа в бензиновом растворе парафина из реактора 12 насосом 5 подается в центрифуги 10 ступени II, откуда карбамид возвращается в реактор 11.

Водно - метанольный раствор с низа колонн 17 и 20 забирается насосом 8 и направляется в блок ректификации, откуда регенерированный метанол возвращается в процесс, а вода - в колонны 17 и 20. С верха колонны 17 выводится раствор депарафината в бензине и после парового подогревателя 19 направляется в блок ректификации. В блок ректификации поступает и раствор парафина в бензине, выходящий с верха колонны 20 и нагреваемый в паровом подогревателе 21. Из блока ректификации бензин возвращается в процесс, а депарафинат и жидкий или мягкий парафин направляется в блок осушки и далее – в резервуар (или на компаундирование).

1.2 Назначение и цели модернизации системы

Модернизируемая Система предназначена для контроля, управления и защиты следующих технологических секций:

• реакторную, в которой образуется смесь из сырья, бензинового раствора, кристаллического карбамида и активатора метонала;
• промывки и разделения. Процесс протекает в саморазгружающихся центрифугах, в процессе которого получают жидкую и твёрдую фазу;
• разложения комплекса, в котором комплекс разрушается из-за нагрева и делится на кристаллический карбамид и жидкий или мягкий парафин;
• промывную, в которой метанол и следы карбамида отмывают водой от растворов депарафината и парафина.

Заключение

Автоматизация была проведена для процесса депарафинизации нефтяных фракций на базе современных технических средств. По контуру регулирования температуры в реакторе была подробно исследована динамика процесса.

В итоге была разработана система приема, обработки, хранения и управления, в состав которой входят датчики фирмы Yokogawa, Emerson, Villina, Solartron, Метран, Промпривод. Все датчики соответствуют данным требованиям процесса.

Для обеспечения оптимального протекания процесса были выбраны контроллеры РСУ Centum VP и ПАЗ ProSafe-RS фирмы Yokogawa. Данные системы обладают большими преимуществами перед другими системами и соответствуют международным стандартам взрыво-пожаробезопасности.

Был произведен расчёт АСР температуры в реакторы разложения комплекса. По показателям качества переходного процесса был выбран ПИД-регулятор.

В разделе технико-экономического обоснования внедрения АСУТП были рассчитаны капитальные затраты, срок их окупаемости и экономическая эффективность.

В разделе по технике безопасности были рассчитаны основные параметры безопасного ведения процесса и выбраны средства защиты работающего персонала.