Помощь студентам в учебе
Модернизация системы противоаварийной защиты резервуарного парка хранения сжиженного природного газа
|
Глоссарий 18
Обозначения и сокращения 19
Введение 21
1 Основные задачи и цели модернизации противоаварийной системы 23
1.1 Назначение и задачи создания автоматизированной системы
управления резервуарным парком 23
1.2 Характеристика объекта автоматизации 24
1.3 Требования к системе 24
1.3.1 Требования к числу уровней иерархии и степени централизации .. 24
1.3.2 Требования к режимам функционирования 25
1.4 Требования к видам обеспечения 25
1.4.1 Требования к техническому обеспечению 25
1.4.2 Требования к программному обеспечению 27
1.4.3 Требования к метрологическому обеспечению 27
2 Основная часть 29
2.1 Процесс сжижения природного газа 29
2.2 Описание технологического процесса резервуарного парка 33
2.2.1 Режим ожидания 33
2.2.2 Режим выгрузки 34
2.2 Выбор архитектуры автоматизированной системы 36
2.3 Разработка структурной схемы автоматизации 37
2.3.1 Полевой уровень 37
2.3.2 Контроллерный уровень 38
2.3.3 Диспетчерский уровень 38
2.3.4 Размещение оборудования 38
2.4 Разработка функциональной схемы автоматизации 39
2.5 Разработка схемы информационных потоков резервуарного парка 40
2.6 Комплекс аппаратно-технических средств 44
2.6.1 Уровнемер 44
2.6.2 Преобразователи давления 46
2.6.3 Манометры 48
2.6.4 Температурные элементы 48
2.6.4 Преобразователи температуры 49
2.6.6 Исполнительные элементы 50
2.6.7 Программируемый логический контроллер управления 54
2.6.8 Предохранительный клапан 55
2.6.9 Вакуумный клапан давления 56
2.6.10 Полевой коммуникатор 57
2.7 Схема внешних проводок 58
2.8 Описание системы противоаварийной защиты резервуарного парка
хранения СПГ 61
2.8.1 Модернизация системы противоаварийной защиты 63
2.8.2 Модернизация среднего уровня АСУТП 64
2.8.3 Модернизация верхнего уровня АСУТП 68
2.9 Разработка программного, информационного и алгоритмического
обеспечения 70
2.9.1 Разработка алгоритма сбора данных измерений с уровнемеров 70
2.9.2 Разработка алгоритма пуска/останова погружного насоса 71
2.9.3 Разработка алгоритма системы автоматического регулирования
давления продукта на входе в резервуар 71
2.9.4 Разработка программного обеспечения для программируемых
логических контроллеров 77
2.10 Экранные формы автоматизированной системы управления
технологическим процессом 77
2.10.1 Разработка мнемосхем SCADA-системы в среде Centum VP 79
2.10.2 Разработка трендов в среде PI ProcessBook 81
3 Оценка коммерческого потенциала и перспективности проведения исследования с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения 83
3.1 Технология QuaD 83
3.2 SWOT-анализ 84
3.3 Структура работ в рамках научного исследования 87
3.4 Определение трудоемкости выполнения работ 89
3.5 Разработка графика проведения научного исследования 90
3.6 Расчет материальных затрат НТИ 92
3.6.1 Расчет амортизации оборудования 93
3.6.2 Основная заработная плата исполнителей темы 94
3.6.3 Дополнительная заработная плата исполнителей темы 96
3.6.4 Отчисления во внебюджетные фонды (страховые отчисления) 97
3.6.5 Накладные расходы 97
3.7 Определение ресурсной, финансовой и экономической эффективности исследования 98
3.7.1 Определение финансовой эффективности исследования 98
3.7.2 Определение ресурсоэффективности исследования 100
3.7.3 Определение ресурсоэффективности исследования 101
Вывод по разделу финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение 101
4 Социальная ответственность 103
Введение 103
4.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 103
4.2 Производственная безопасность 104
4.2.1 Анализ вредных производственных факторов 106
4.2.1.1 Освещение 106
4.2.1.2 Шум 106
4.2.1.3 Вибрация 108
4.2.1.4 Отклонение показателей микроклимата 109
4.3.1 Анализ опасных производственных факторов 110
4.3.1.1 Электромагнитное излучение 110
4.3.1.2 Поражение электрическим током 111
4.3 Экологическая безопасность 112
4.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 114
Вывод по разделу социальная ответственность 115
Заключение 117
Список использованных источников 118
Приложение А (обязательное) Общая функциональная схема резервуара .. 122
Приложение Б (справочное) План производственного комплекса
Пригородное 124
Приложение В (справочное) План терминала отгрузки нефти 125
Приложение Г (обязательное) Трехуровневая структурная схема АС 126
Приложение Д (обязательное) Функциональная схема автоматизации 128
Приложение Е (справочное) Перечень входных/выходных сигналов 130
Приложение Ж (справочное) Основные технические характеристики уровнемера Honeywell ENRAF 854 ATG 131
Приложение З (справочное) Основные технические характеристики преобразователя избыточного давления Yokogawa EJA430A 132
Приложение И (справочное) Основные технические характеристики преобразователя дифференциального давления Yokogawa EJA110A 133
Приложение К (справочное) Основные технические характеристики преобразователя температуры Yokogawa YTA-320 134
Приложение Л (справочное) Основные технические характеристики блока управления полевыми устройствами и модуля связи 135
Приложение Л (продолжение) 136
Приложение М (справочное) Принцип работы клапана Anderson Greenwood серии 96A 137
Приложение Н (справочное) Общее описание полевого коммуникатора 475 138
Приложение О (обязательное) Схема внешних проводок Fieldbus 139
Приложение П (обязательное) Схема внешних проводок 141
Приложение Р (обязательное) Схема ПАЗ 143
Приложение С (обязательное) Диаграмма причин и следствий резервуара СПГ 145
Приложение Т (справочное) Основные технические характеристики маршруторизатора AVR10D V-net 147
Приложение У (справочное) Алгоритм сбора данных измерений уровня СПГ в резервуаре 148
Приложение Ф (справочное) Алгоритм пуска/останова погружного насоса выгрузки СПГ 149
Приложение Х (справочное) Заземление оборудования
Обозначения и сокращения 19
Введение 21
1 Основные задачи и цели модернизации противоаварийной системы 23
1.1 Назначение и задачи создания автоматизированной системы
управления резервуарным парком 23
1.2 Характеристика объекта автоматизации 24
1.3 Требования к системе 24
1.3.1 Требования к числу уровней иерархии и степени централизации .. 24
1.3.2 Требования к режимам функционирования 25
1.4 Требования к видам обеспечения 25
1.4.1 Требования к техническому обеспечению 25
1.4.2 Требования к программному обеспечению 27
1.4.3 Требования к метрологическому обеспечению 27
2 Основная часть 29
2.1 Процесс сжижения природного газа 29
2.2 Описание технологического процесса резервуарного парка 33
2.2.1 Режим ожидания 33
2.2.2 Режим выгрузки 34
2.2 Выбор архитектуры автоматизированной системы 36
2.3 Разработка структурной схемы автоматизации 37
2.3.1 Полевой уровень 37
2.3.2 Контроллерный уровень 38
2.3.3 Диспетчерский уровень 38
2.3.4 Размещение оборудования 38
2.4 Разработка функциональной схемы автоматизации 39
2.5 Разработка схемы информационных потоков резервуарного парка 40
2.6 Комплекс аппаратно-технических средств 44
2.6.1 Уровнемер 44
2.6.2 Преобразователи давления 46
2.6.3 Манометры 48
2.6.4 Температурные элементы 48
2.6.4 Преобразователи температуры 49
2.6.6 Исполнительные элементы 50
2.6.7 Программируемый логический контроллер управления 54
2.6.8 Предохранительный клапан 55
2.6.9 Вакуумный клапан давления 56
2.6.10 Полевой коммуникатор 57
2.7 Схема внешних проводок 58
2.8 Описание системы противоаварийной защиты резервуарного парка
хранения СПГ 61
2.8.1 Модернизация системы противоаварийной защиты 63
2.8.2 Модернизация среднего уровня АСУТП 64
2.8.3 Модернизация верхнего уровня АСУТП 68
2.9 Разработка программного, информационного и алгоритмического
обеспечения 70
2.9.1 Разработка алгоритма сбора данных измерений с уровнемеров 70
2.9.2 Разработка алгоритма пуска/останова погружного насоса 71
2.9.3 Разработка алгоритма системы автоматического регулирования
давления продукта на входе в резервуар 71
2.9.4 Разработка программного обеспечения для программируемых
логических контроллеров 77
2.10 Экранные формы автоматизированной системы управления
технологическим процессом 77
2.10.1 Разработка мнемосхем SCADA-системы в среде Centum VP 79
2.10.2 Разработка трендов в среде PI ProcessBook 81
3 Оценка коммерческого потенциала и перспективности проведения исследования с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения 83
3.1 Технология QuaD 83
3.2 SWOT-анализ 84
3.3 Структура работ в рамках научного исследования 87
3.4 Определение трудоемкости выполнения работ 89
3.5 Разработка графика проведения научного исследования 90
3.6 Расчет материальных затрат НТИ 92
3.6.1 Расчет амортизации оборудования 93
3.6.2 Основная заработная плата исполнителей темы 94
3.6.3 Дополнительная заработная плата исполнителей темы 96
3.6.4 Отчисления во внебюджетные фонды (страховые отчисления) 97
3.6.5 Накладные расходы 97
3.7 Определение ресурсной, финансовой и экономической эффективности исследования 98
3.7.1 Определение финансовой эффективности исследования 98
3.7.2 Определение ресурсоэффективности исследования 100
3.7.3 Определение ресурсоэффективности исследования 101
Вывод по разделу финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение 101
4 Социальная ответственность 103
Введение 103
4.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 103
4.2 Производственная безопасность 104
4.2.1 Анализ вредных производственных факторов 106
4.2.1.1 Освещение 106
4.2.1.2 Шум 106
4.2.1.3 Вибрация 108
4.2.1.4 Отклонение показателей микроклимата 109
4.3.1 Анализ опасных производственных факторов 110
4.3.1.1 Электромагнитное излучение 110
4.3.1.2 Поражение электрическим током 111
4.3 Экологическая безопасность 112
4.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 114
Вывод по разделу социальная ответственность 115
Заключение 117
Список использованных источников 118
Приложение А (обязательное) Общая функциональная схема резервуара .. 122
Приложение Б (справочное) План производственного комплекса
Пригородное 124
Приложение В (справочное) План терминала отгрузки нефти 125
Приложение Г (обязательное) Трехуровневая структурная схема АС 126
Приложение Д (обязательное) Функциональная схема автоматизации 128
Приложение Е (справочное) Перечень входных/выходных сигналов 130
Приложение Ж (справочное) Основные технические характеристики уровнемера Honeywell ENRAF 854 ATG 131
Приложение З (справочное) Основные технические характеристики преобразователя избыточного давления Yokogawa EJA430A 132
Приложение И (справочное) Основные технические характеристики преобразователя дифференциального давления Yokogawa EJA110A 133
Приложение К (справочное) Основные технические характеристики преобразователя температуры Yokogawa YTA-320 134
Приложение Л (справочное) Основные технические характеристики блока управления полевыми устройствами и модуля связи 135
Приложение Л (продолжение) 136
Приложение М (справочное) Принцип работы клапана Anderson Greenwood серии 96A 137
Приложение Н (справочное) Общее описание полевого коммуникатора 475 138
Приложение О (обязательное) Схема внешних проводок Fieldbus 139
Приложение П (обязательное) Схема внешних проводок 141
Приложение Р (обязательное) Схема ПАЗ 143
Приложение С (обязательное) Диаграмма причин и следствий резервуара СПГ 145
Приложение Т (справочное) Основные технические характеристики маршруторизатора AVR10D V-net 147
Приложение У (справочное) Алгоритм сбора данных измерений уровня СПГ в резервуаре 148
Приложение Ф (справочное) Алгоритм пуска/останова погружного насоса выгрузки СПГ 149
Приложение Х (справочное) Заземление оборудования
Нефтегазовая промышленность - одна из важнейших в мире. Она также является одной из самых инновационных, и существует множество способов использования новых технологий и инноваций для повышения производительности. Одним из наиболее важных способов технологического улучшения отрасли является внедрение автоматизации. Как и в любой другой отрасли, когда возникает тема автоматизации, она обременена обещаниями ускоренных процессов и безопасной рабочей среды, а также множеством опасений по поводу безопасности рабочих мест.
Природный газ обеспечивает чистую, надежную и доступную энергию по всему миру. Природный газ криогенен, то есть он переводится в жидкое состояние при очень низких температурах. Природный газ можно эффективно и безопасно транспортировать в виде жидкости из районов с богатыми ресурсами в районы с высоким спросом.
Системы резервуаров для хранения СПГ (сжиженный природный газ) поддерживают газ в жидком состоянии для хранения или транспортировки. Эти системы резервуаров сложны и высокотехнологичны. В системах хранения СПГ используется автоматическое охлаждение, чтобы поддерживать постоянное давление и температуру в резервуаре.
Хранение нефти и природного газа помогает сгладить несоответствия спроса и предложения. Компании хранят больше, когда цены ниже, чем они хотели бы, и продают, когда цены высоки. Самый дешевый способ хранения - подземные пространства, например, истощенная залежь. Этот метод в основном используется для природного газа. Готовые нефтепродукты нельзя хранить в подземных природных пространствах в соответствии с правилами. Наземные резервуары используют для сырой и очищенной нефти, готовых нефтепродуктов и природного газа. Танкеры используют для временного хранения, когда сухопутные хранилища загружены, такой способ хранения является наиболее дорогостоящим вариантом. В резервуарных парках хранения и распределения технологические приборы КИПиА устанавливаются непосредственно в трубопровод или в резервуар для хранения, где системы измерения и безопасности резервуаров гарантируют, что резервуары не будут переполнены.
Необходимость применения систем ПАЗ устанавливается «общими правилами взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утвержденных приказом Ростехнадзора № 96 от 11.03.2013.
Основная цель систем ПАЗ - контроль измеряемых параметров установки в эксплуатационных пределах, а при возникновении условий риска они должны вызывать аварийные сигналы и переводить установку в безопасное состояние или даже в состояние останова.
Система ПАЗ комплекса СПГ должна обеспечивать аварийную остановку комплекса в случаях возникновения пожара на комплексе; падения давления рабочего газа при использовании пневмоприводной отсечной арматуры; также при достижении предельного уровня СПГ в криогенном резервуаре; отключении электроснабжения комплекса; при срабатывании датчиков загазованности в рабочей зоне криогенных резервуаров (в пределах защитного ограждения) или на площадке налива; если оператор комплекса СПГ подал сигнал в целях упреждения нежелательного развития аварийной ситуации или в других, непредвиденных аварийных ситуациях.
Целью выпускной квалификационной работы является модернизация автоматизированной системы управления для резервуарного парка СПГ. Парк хранения СПГ входит в состав производственного комплекса Пригородное, который включает в себя завод по производству сжиженного природного газа и терминал отгрузки нефти (ТОН).
Завод СПГ имеет высокий уровень автоматизации. Но поскольку он был построен в 2009 году, то требуется модернизация уже устаревших систем, чтобы в дальнейшем обеспечивать безопасность комплекса.
Природный газ обеспечивает чистую, надежную и доступную энергию по всему миру. Природный газ криогенен, то есть он переводится в жидкое состояние при очень низких температурах. Природный газ можно эффективно и безопасно транспортировать в виде жидкости из районов с богатыми ресурсами в районы с высоким спросом.
Системы резервуаров для хранения СПГ (сжиженный природный газ) поддерживают газ в жидком состоянии для хранения или транспортировки. Эти системы резервуаров сложны и высокотехнологичны. В системах хранения СПГ используется автоматическое охлаждение, чтобы поддерживать постоянное давление и температуру в резервуаре.
Хранение нефти и природного газа помогает сгладить несоответствия спроса и предложения. Компании хранят больше, когда цены ниже, чем они хотели бы, и продают, когда цены высоки. Самый дешевый способ хранения - подземные пространства, например, истощенная залежь. Этот метод в основном используется для природного газа. Готовые нефтепродукты нельзя хранить в подземных природных пространствах в соответствии с правилами. Наземные резервуары используют для сырой и очищенной нефти, готовых нефтепродуктов и природного газа. Танкеры используют для временного хранения, когда сухопутные хранилища загружены, такой способ хранения является наиболее дорогостоящим вариантом. В резервуарных парках хранения и распределения технологические приборы КИПиА устанавливаются непосредственно в трубопровод или в резервуар для хранения, где системы измерения и безопасности резервуаров гарантируют, что резервуары не будут переполнены.
Необходимость применения систем ПАЗ устанавливается «общими правилами взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утвержденных приказом Ростехнадзора № 96 от 11.03.2013.
Основная цель систем ПАЗ - контроль измеряемых параметров установки в эксплуатационных пределах, а при возникновении условий риска они должны вызывать аварийные сигналы и переводить установку в безопасное состояние или даже в состояние останова.
Система ПАЗ комплекса СПГ должна обеспечивать аварийную остановку комплекса в случаях возникновения пожара на комплексе; падения давления рабочего газа при использовании пневмоприводной отсечной арматуры; также при достижении предельного уровня СПГ в криогенном резервуаре; отключении электроснабжения комплекса; при срабатывании датчиков загазованности в рабочей зоне криогенных резервуаров (в пределах защитного ограждения) или на площадке налива; если оператор комплекса СПГ подал сигнал в целях упреждения нежелательного развития аварийной ситуации или в других, непредвиденных аварийных ситуациях.
Целью выпускной квалификационной работы является модернизация автоматизированной системы управления для резервуарного парка СПГ. Парк хранения СПГ входит в состав производственного комплекса Пригородное, который включает в себя завод по производству сжиженного природного газа и терминал отгрузки нефти (ТОН).
Завод СПГ имеет высокий уровень автоматизации. Но поскольку он был построен в 2009 году, то требуется модернизация уже устаревших систем, чтобы в дальнейшем обеспечивать безопасность комплекса.
В результате проделанной работы был подготовлен проект по модернизации системы противоаварийной защиты, а именно подбор и замена устаревшего контроллера. Также был подобран новый сервер базы данных и рабочие станции операторов.
Выпускная квалификационная работа охватывает обширный круг аспектов автоматизации - технологический процесс резервуарного парка хранения сжиженного природного газа, используемые средства автоматизации, алгоритм пуска/останова погружного насоса и алгоритм сбора данных измерений уровня СПГ в резервуаре, математическое моделирование системы автоматического регулирования давления, разработка различных схем, разработка диаграммы причин и следствий.
При выборе средств автоматизации применялись современные решения, всюду используется цифровая связь, которая дает возможность производить удаленную диагностику и настройку.
В процессе выполнения выпускной квалификационной работы были решены основные задачи и достигнуты цели модернизации системы противоаварийной защиты.
В разделах социальной ответственности и финансовый менеджмент был произведен анализ и расчет требуемых параметров.
Выпускная квалификационная работа охватывает обширный круг аспектов автоматизации - технологический процесс резервуарного парка хранения сжиженного природного газа, используемые средства автоматизации, алгоритм пуска/останова погружного насоса и алгоритм сбора данных измерений уровня СПГ в резервуаре, математическое моделирование системы автоматического регулирования давления, разработка различных схем, разработка диаграммы причин и следствий.
При выборе средств автоматизации применялись современные решения, всюду используется цифровая связь, которая дает возможность производить удаленную диагностику и настройку.
В процессе выполнения выпускной квалификационной работы были решены основные задачи и достигнуты цели модернизации системы противоаварийной защиты.
В разделах социальной ответственности и финансовый менеджмент был произведен анализ и расчет требуемых параметров.