Автореферат (1172940), страница 4
Текст из файла (страница 4)
Это позволяет рассчитать последствия измененияуправляющих воздействий, а также выхода из строя отдельных компонент кон-12струкции установки или ее подсистем и определить их соответствие предельнодопустимым значениям (ПДЗ). Расчеты позволяют определить как реакциюопасных параметров (датчики давления и температуры) на опасные измененияпроцессов и структуры установки, так и управляющие воздействия по выводусистемы из аварийной ситуации.Анализ функциональных особенностей технологического блока ректификационной колонны показывает, что для представления элементов и процессовустановки необходимо и достаточно 12 ветвей, соединенных в сетевую модель.Структура сетевой модели состоит из соединенных между собой ветвей, каждаяиз которых представляет необходимые элементы установки в соответствии с ихфункциональным назначением. Это основные потоки от входа до выхода,а также контуры (контур перегретого пара) и два циркулярных орошения.В исследовательской работе рассматривается сетевая модель из 12 ветвей,которая достаточно полно охватывает основные особенности процессов, осуществляемых в исследуемой нефтеперерабатывающей установке.
Данная сетевая модель соответствует технологической схеме (рисунок 4), которая представляет основные узлы и агрегаты ректификационной колонны наиболеевзрывопожароопасного технологического блока открытой технологическойустановки ЭЛОУ АВТ-6 АО «РНПК».Сеть включает в себя входной поток сырья, нагретой нефти, вывод фракции высококипящего компонента (ВКК) – мазута, фракции 290–350 °С.
Такжесюда включены два контура циркуляционного орошения, которые обеспечивают выделение двух фракций, с выводом парогазовой фракции. Кроме того, отдельным контуром представлена циркуляция перегретого пара, предназначеннаядля отпаривания ВКК в нижней части колонны.В качестве примера рассматривается сценарий развития аварии, когда разрушен основной канал движения потока нефтегазовой смеси. Этот вариантпредставлен на рисунке 5, где разорван контур 4` сетевой модели установкиза счет отделения ветви 4 от узла D, т.
е. разрушен основной поток нефтегазовой смеси технологического процесса. Показаны результаты расчета откликов,потоков, которые начинают протекать в сети сразу после разрушений на данном участке.Проводя вычисления методом расчета контурной сети, получаем матрицурешения контурной сети Yc, рассчитываемая по формуле:Yc = mCα´α t1234567891011121501400–4–8281480–4–8214320024–1432–402430039000000–390040000000000005–4200441042–100–3410(mCα´α Z αβ mCβ´β t6–8400102084–2001020728–14004850–14–804813 )−1m814320024–1432–4024Cα´α .98–400–10–20–8–4200–10–20(4)1000–39000000390011–4200–341042–100441012–8400102084–20010201/78Парогазовая смесь,НККЦО-2120–180К-6К-2ПарФракция 150–250 НККТеплообменникХолодильникК-7Поток сыройнефти на входе370ПарХолодильникЦО-1Печь нагреваФракция 240–290Перегретый парХолодильник350 °СМазут, ВККРисунок 4 – Схема работы ректификационной колонны:К2 – ректификационная колонна АВТ; К6 и К7– колонны;ЦО-1 и ЦО-2 – циркуляционные орошения14ЦО 173,085`25,00,003е8 = 70е7 = 80223,8571`1143`В2156,154`С5D17,69е9 = 60е12 = 20E12`12Н5,38873,01–5,3895,38НКК9`е1 = 300е11 = –30ЦО 2–12,311е10 = –50АЦиркуляционные орошения–25,0е6 = 150K66`Рисунок 5 – Сетевая модель технологического блока ректификации на стенде АККИпри разрушениях конструкцииЗначения элементов для матрицы контурной сети Yc представлены целымичислами, деленными на определитель, который здесь равен 78.
Строка и столбец 4 в матрице состоят из нулей, показывая, что эта ветвь оказалась вне контуров данной сети и потоки в них протекать не могут, т.е. канал вывода мазута неработает.Вектор воздействия и ПДЗ – прежние, отклики в аварийной сети получаются путем умножения новой матрицы решения на старый вектор воздействий.Далее сравниваются аварийные отклики с ПДЗ (таблица 1). Левая часть таблицы дает штатному режиму работы, верхние и нижние значения ПДЗ попрежнему прежние.
Правый столбец представляет датчики, которые срабатывают и подают сигнал тревоги при выходе значений давлений за пределы,т.е. ниже и выше допустимых значений.Таблица 1 – Реакция датчиков стенда при разрыве контура 4` сетевой моделиКонтурная сеть, штатный режим работыНомерветвиВоздействие, ВшОткликОш1234567300000015080225,0780,4232,9615,9220,1410,28154,93ПДЗниз–10%Ош202,5672,3829,6614,3218,139,25139,44ПДЗ+верх+ 10% Ош247,5888,4636,2517,5122,1511,31170,4215Аварийная сеть, разрушен контур 2отклонения от ПДЗАбсоОткликОткликПДЗ+ –лютноеОа –при аваОазначеПДЗ–рии Оание223,8573,0825,000,0017,695,38156,15223,8573,0825,000,0017,695,38156,1521,280,70–4,66–14,32-0,43–3,8716,7223,7315,3911,2517,514,465,9314,27Сигналдатчика––Д3Д4Д5Д6–89101112Окончание таблицы 17064,5158,06605,635,07–50–17,04 15,34–30–9,868,872010,289,2570,966,2018,7510,8511,3173,08–5,38–25,00–12,315,384673,085,3825,0012,315,3815,020,319,663,43–3,87–2,120,81–6,25–1,465,93Д8+–Д10+Д11+Д12В данном случае разрушен основной поток нефтегазовой смеси, поэтомупотоки уходят по другим ветвям; некоторые потоки меняют регламентноенаправление.
Датчики давления выдают сигнал о:– снижении показателя ниже ПДЗ в ветвях 3, 4, 5, 6, 12;– превышении ПДЗ в ветвях 8, 10, 11.На рисунке 6, где представлены отклонения потоков массы от границ ПДЗпри разрыве контура 4`, показан расчет изменения потоков массы при изменении структуры, вызванном аварийной ситуацией.Таким образом, возможно получить реакцию датчиков давления, определяющих отклики массовых потоков на изменение воздействий и структуры сетевой модели установки, реализованной на лабораторно-исследовательскомстенде, при возникновении различных вариантов опасного развития ситуации.Аналогичные результаты получены при расчетах изменения тепловых потоков при изменении температурных воздействий, а также при расчете вариантов опасных изменений структуры установки.
Это осуществляется при расчетеузловой подсистемы рассмотренной сетевой модели при соответствующих векторах температурных воздействий. Всего выполнено 7 вычислительных экспериментов для наиболее опасных сценариев аварийных ситуаций:1. Разрушение в верхней части контура циркуляции перегретого пара.2. Разрушение контура ЦО-2 циркуляционного орошения.3. Разрушение контура циркуляционного орошения.4.
Разрушение канала вывода одной из фракций (бензина).5. Разрушение канала вывода, поступления входного потока нефти.6. Разрушение канала вывода фракции ВКК (мазута).7. Разрушение основного канала движения потока нефтегазовой смеси.30,0025,0020,00Давление, атм15,0010,005,000,00-5,001235789101112-10,00-15,00-20,00Номер ветви сетевой моделиРисунок 6 – Расчет изменения потоков массы при изменении структурыот нижней границы ПДЗ; от верхней границы ПДЗ16Полученные результаты предназначены для проведения вычислительныхэкспериментов при разных режимах работы рассматриваемой установки.Накопленные результаты расчетов могут применяться для организации компьютерных тренажерных комплексов и учебного процесса по обучению знаниямо поведении сложной технической системы при опасных изменениях структуры(аварийных ситуациях).В четвертой главе «Исследование и организация технического обеспечения автоматизированного комплекса контроля и испытаний автоматизированной системы управления противопожарной защитой на нефтеперерабатывающем заводе» представлены структурные решения и техническиепредложения по организации технического обеспечения АККИ АСУ ППЗ интегрированного в информационно-управляющую систему (на примереАО «РНПК»), позволяющие в конечном итоге повысить не только уровеньпромышленной безопасности производства, но и пожаровзрывобезопасностьтехнологических процессов и оборудования.Предложена схема комплекса технических средств АККИ АСУ ППЗ, которая предусматривает три уровня управления с иерархической структурой: нижний (первый) уровень, реализованный на базе программируемых контроллеров«ИУК-31» (рисунок 7), второй уровень – на базе промышленного панельногокомпьютера AFL и третий уровень – частный сервер, реализованный на ПЭВМтипа «iCore 2» и выше.Общие требования к составу и техническим характеристикам разрабатываемых автоматизированных стендов как составной части АККИ были опредленыпосле получения результатов проведенного анализа, касающегося техническогообеспечения АККИ АСУ ППЗ НПЗ.
Комплекс обеспечивает решение поставленных научно-исследовательских задач с учетом развития техники в областипромышленной и пожарной безопасности. В состав комплекса входит оборудование и программное обеспечение, применяемое в промышленной автоматизации на современных объектах, а также специально разработанные модули, контрольные программы и тренажерные комплексы (рисунок 8).Разработаны алгоритмы работы функциональных групп автоматизированного стенда АККИ АСУ ППЗ НПЗ и их прикладные программы функционирования и визуализации.
В качестве примера блок-схема алгоритма испытанийтеплового замка спринклерного оросителя и определение времени его срабатывания представлена на рисунке 9.На данной схеме показана структура информационных связей АККИАСУ ППЗ НПЗ с удаленным доступом, а также представлено формализованноеописание трех режимов работы автоматизированного стенда – в режиме контроля, испытаний и в режиме «Виртуальная лаборатория», необходимый длядистанционного проведения исследований и тренировок персонала с использованием сервера удаленного доступа.Выполнен расчет уровня автоматизации процесса контроля и испытанийэлементов систем противопожарной и противоаварийной защиты.
Для решенияпоставленной задачи по определению уровня автоматизации процесса контроляи испытаний АСУ ППЗ за основу принята стандартная методика расчета уровняавтоматизации АСУТП. Данная методика доработана и адаптирована для применения к комплексам контроля и испытаний АСУ ППЗ.17 Комплекс технических средств АККИ АСУ ППЗПервый уровеньПЭВМINTEL CORE 2 DUOПЭВМ абонентских пунктовАГПСОТБПЧОрганизационнодиспетчерское управлениеЦентральныйЦентральнаядиспетчерзаводскаяНПЗлаборатория (ЦЗЛ) РНПЗВторой уровеньПромышленный панельныйкомпьютер AFLТретий уровеньЛокальный лабораторноиспытательный стенд №1 на базе программируемого контроллераИУК-31МодуливводасигналовМодули Устройствавывода локальногосигналов отображенияинформацииЛокальный лабораторноиспытательный стенд № n на базе программируемого контроллера ИУК-31ИнженерыиспытателиУстройстваМодулилокальноговыводаотображения сигналовинформацииМодуливводасигналовТехнические средствапротивоаварийной ипротивопожарнойавтоматикиДатчики ТП, пожарныеизвещатели, исполнительные устройства сигнализации и управленияИспытательный стенд«Тепловой-дымовойканал»,Стенд для испытанияспринклерных оросителейИспытательный стенд«Тепловой-дымовой канал,Стенд для испытанияспринклерных оросителейДатчики ТП, пожарныеизвещатели, исполнительные устройства сигнализации и управленияТехнические средства противоаварийной и противопожарной автоматикияМестноеМестноеРисунок 7 – Блок-схема структуры комплекса технических средств АККИАСУ ППЗ нефтеперерабатывающих производствПункты управленияИсполнительные механизмыПосты управленияКонтроллерыДатчики параметровРисунок 8 – Схема расположения оборудования на автоматизированномстенде АККИ АСУ ППЗ18НачалоПодготовка оросителей к испытаниямТпом =20 (± 2) ° С; Тнср.ор.=(по табл.1, глава 4);номер оросителяЗапуск ПО функциональные группы (F11)Нагрев термостатаНетТисп = Тнср.ор + 30(±2) °СДаПомещение оросителя в термостатЗапуск таймераτср.ор.
= 0Вскрытие колбы оросителяОпределить τср.ор., сНетτср.ор. < τнср.ор. (табл.1)ДаЗапись данных в архив экспериментаКонецРисунок 9 – Блок-схема алгоритма испытаний теплового замка спринклерногооросителя и определение времени его срабатыванияКоличественная оценка уровня автоматизации осуществляется с помощьюпоказателя K (Kmax = 1), его нормативное значение находится в диапазоне0,75–0,9. Показатель K определяется по следующему уравнению:1912K = ∑αi Ki ∑αi ,(5)i =1где Ki – частные показатели уровня автоматизации отдельных функций управления; αi – коэффициент «важности» функций, определяющий относительнуюзначимость данной функции в общем процессе управления.В таблице 2 приведены функции управления технологическим объектомППЗ и коэффициенты их «важности» α.Таблица 2 – Функции управления№п/пПараметры1Контроль параметров процесса проведения экспериментов2Контроль параметров качества проведения экспериментов3Регистрация параметров процесса проведения экспериментов4Контроль состояния основного оборудования ППЗ5Контроль работоспособности комплекса технических средств (КТС)6Расчет технико-экономических показателей (ТЭП)7Анализ аварийных ситуаций основного технологического процесса8Пуск и остановка КТС АККИ9Управление технологическим процессом АККИ10 Оптимизация технологического процесса АККИ11 Оценка качества ведения процесса проведения экспериментов12 Обмен информацией со смежными и вышестоящими уровнями управленияαi0,90,90,71,01,00,80,70,80,90,90,70,7Частный показатель уровня автоматизации этой функции принимаетсяравным нулю, если система автоматизации не выполняет какую-либо функциюуправления.Произведен расчет частных и комплексных показателей уровня автоматизации процесса контроля и испытаний АСУ ППЗ для двух вариантов на примере АО «РНПК»:I вариант – щитовая система, обеспечиваемая автономными приборамиуправления и контроля процесса проведения эксперимента;II вариант – автоматизированная система управления и контроля процессапроведения эксперимента.Получены следующие значения показателя K: KI = 0,58; KII = 0,87.Таким образом, результаты расчетов показывают, что обеспечиваемыйавтономными приборами управления и контроля уровень автоматизации равен0,58, что значительно ниже нормативного значения.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
