Приборостроение в нефтехимической промышленности

Приборы используются для контроля и управления технологическими установками в нефтяной, газовой и нефтехимической промышленности. Контрольно-измерительное оборудование гарантирует, что завод работает в пределах определенных параметров для производства материалов стабильного качества и в соответствии с требуемыми спецификациями. Это также обеспечивает безопасную эксплуатацию установки и корректирует работу, выходящую за пределы допуска, а также автоматически останавливает установку для предотвращения возникновения опасных условий. Контрольно-измерительные приборы включают сенсорные элементы, передатчики сигналов, контроллеры, индикаторы и сигналы тревоги, приводные клапаны, логические схемы и интерфейсы оператора.

Схема основных приборов показана на схемах технологических процессов (PFD), на которых указано основное оборудование и поток жидкостей на заводе. Схемы трубопроводов и контрольно-измерительных приборов (P&ID) предоставляют подробную информацию обо всем оборудовании (емкостях, насосах и т. д.), трубопроводах и контрольно-измерительных приборах на заводе в символической и схематической форме.

Элементы приборов

Приборы включают в себя сенсорные устройства для измерения параметров процесса, таких как давление , температура , уровень жидкости , расход, скорость, состав, плотность, вес; а также механические и электрические параметры, такие как вибрация, положение, мощность, ток и напряжение. ^[1]

Измеренное значение параметра отображается и записывается локально и/или в диспетчерской . Если измеряемая переменная превышает заранее определенные пределы, сигнал тревоги предупреждает обслуживающий персонал о потенциальной проблеме. Приборы предпринимают автоматические исполнительные действия по закрытию или открытию запорных клапанов и заслонок или по отключению (остановке) насосов и компрессоров для перевода установки в безопасное состояние. ^[2]
Правильная работа нефтехимического технологического комплекса достигается за счет действия контуров регулирования . ^[1] Они автоматически поддерживают и контролируют давление, температуру, уровень жидкости и расход жидкости в резервуарах и трубопроводах. Контуры управления сравнивают измеренное значение параметра на объекте, например. давление с заранее заданной уставкой . Разница между измеряемой величиной и заданным значением генерирует сигнал, который модулирует положение регулирующего клапана (последнего элемента) для поддержания измеряемой переменной на заданном значении.
Клапаны приводятся в действие электродвигателем, гидравлической жидкостью или воздухом. В регулирующих клапанах с пневматическим приводом электрические сигналы системы управления преобразуются в давление воздуха для привода клапана в токо-пневматическом преобразователе I/P. При потере пневматического или гидравлического давления клапаны могут не перейти в открытое (FO) или закрытое (FC) положение.
Некоторые приборы являются самосрабатывающими. Например, регуляторы давления поддерживают постоянное заданное давление, а разрывные мембраны и предохранительные клапаны открываются при заданном давлении. ^[3]
Контрольно-измерительные приборы включают в себя средства, позволяющие оперативному персоналу вмешиваться в работу станции либо на месте, либо из диспетчерской. Персонал может открывать или закрывать клапаны, изменять заданные значения, запускать и останавливать насосы или компрессоры, а также отключать функции отключения (в определенных контролируемых обстоятельствах, например, во время запуска). ^[1]

Температурные приборы

Нефтяные, газовые и нефтехимические процессы осуществляются при определенных температурах.

Измерение температуры жидкостей в нефтехимической промышленности осуществляется термоэлементами (ТЭ). Это могут быть термопары или платиновые термометры сопротивления (RTD). Последние используются из-за их хорошей реакции на температуру. Локальные указатели температуры (ТИ) расположены на входном и выходном потоках теплообменников для контроля работоспособности теплообменника. ^[4]

В промышленных применениях газообразные или жидкие жидкости можно нагревать или охлаждать. Эта задача выполняется в теплообменнике , посредством которого жидкость нагревается или охлаждается за счет теплопередачи со второй жидкостью, такой как вода, гликоль, горячее масло или другая технологическая жидкость (нагревательная или охлаждающая среда). ^[5]^[4] Регулирование температуры используется для поддержания желаемой температуры первой жидкости. Датчик температуры (ТТ) расположен в первой жидкости на выходе из теплообменника. Эта измеренная температура подается на регулятор температуры (TIC), где она сравнивается с желаемой заданной температурой. Выходной сигнал контроллера, который связан с разницей между измеряемой величиной и заданным значением, подается на регулирующий клапан (TCV) во второй жидкости для регулирования расхода нагревательной или охлаждающей среды. ^[1] В случае охлаждения жидкости, если температура жидкости повышается, контроллер температуры открывает TCV, увеличивая поток охлаждающей среды, что увеличивает теплопередачу и снижает температуру первой жидкости. И наоборот, если температура падает, контроллер закрывает TCV, что уменьшает теплопередачу, увеличивая температуру первой жидкости. В случае нагрева среды с падающей температурой первой жидкости контроллер будет действовать так, чтобы открыть TCV, чтобы увеличить поток нагревательной среды, тем самым повышая температуру первой жидкости. Контроллер (TIC) также может генерировать сигналы тревоги высокой (TAH) и низкой температуры (TAL), чтобы предупредить обслуживающий персонал о потенциальной проблеме. ^[4]

Ребристые вентиляторные охладители используют воздух для охлаждения газов и жидкостей. ^[6] Температура жидкости контролируется (TIC) путем открытия или закрытия заслонок на охладителе или регулирования скорости вентилятора или угла наклона лопастей вентилятора, тем самым увеличивая или уменьшая поток воздуха.
Приборы для мониторинга и контроля температуры используются в огневых нагревателях и печах для регулировки клапана потока топлива (FCV) для поддержания желаемой тепловой мощности. ^[7] Установки рекуперации отходящего тепла (УТРУ) предназначены для извлечения тепла из потока горячих выхлопных газов газовой турбины для нагрева жидкости (теплоносителя). В состав контрольно-измерительных приборов входят контроллеры, обеспечивающие поддержание заданной температуры теплоносителя путем закрытия или открытия заслонок в потоке выхлопных газов.
Сигнализаторы низкой температуры (TSL) используются там, где холодные жидкости могут быть направлены в трубопроводы, которые не подходят для работы в холодных условиях. Контрольно-измерительные приборы могут включать первоначальный сигнал тревоги (TAL), а затем действие по отключению (TSLL) для закрытия отключающего клапана (XV).
Датчики температуры (ТЕ) используются для индикации того, что заводские факелы были непреднамеренно потушены (BAL), возможно, из-за недостаточного расхода газов для поддержания пламени. ^[8]

Приборы для измерения давления

Нефтяные, газовые и нефтехимические процессы осуществляются при определенных рабочих давлениях.

Давление измеряется датчиками давления (PE), которые посылают сигналы давления (PT) на контроллеры давления (PIC). Сосуды и резервуары под давлением снабжены местными индикаторами давления (ПИ).
В нефтехимической промышленности давление контролируют путем поддержания постоянного давления в верхнем газовом пространстве сосуда. ^[1]^[9]^[4] Регулятор давления (PIC) регулирует настройку клапана регулирования давления (PCV), который подает газ на следующую стадию процесса. Повышение давления в резервуаре приводит к открытию PCV для подачи большего количества газа вперед. Если давление продолжает расти, некоторые контроллеры открывают второй клапан PCV, который подает избыточный газ в факельную систему. Датчик давления настроен на подачу предупреждающих сигналов (PAL и PAH), если давление превышает установленные верхний и нижний пределы. При превышении этих пределов (PALL и PAHH) инициируется автоматическое отключение системы, включающее закрытие впускных клапанов емкости. ^[2] Датчик давления (PT), который инициирует отключение, представляет собой отдельный контур прибора от PT, связанный с контуром регулирования давления, для уменьшения синфазных сбоев и обеспечения большей надежности функции отключения. ^[1]
Работа гидроциклонов контролируется с помощью приборов контроля давления, которые поддерживают фиксированный перепад давления между входом и выходами масла и воды. ^[4]
Управление турбодетандерами осуществляется путем поддержания постоянного давления на входе (PIC) путем регулирования угла впускных лопаток детандера. Регулятор давления с разделенным диапазоном может также модулировать клапан Джоуля-Томсона на турбодетандере. ^[10]^[4]
Давление в защитных резервуарах поддерживается самодействующими клапанами регулирования давления (PCV). По мере отбора жидкости из резервуара давление в газовом пространстве падает. Клапан подачи защитного газа открывается для поддержания давления. По мере заполнения резервуара жидкостью давление повышается, и клапан сброса газа открывается для выпуска газа в атмосферу или в вентиляционную систему. ^[11]
Разрывные мембраны (PSE) и предохранительные клапаны давления (PSV) являются важными устройствами контроля давления. ^[3] Оба являются автоматическими и предназначены для открытия при заданном давлении, что обеспечивает важную функцию безопасности на нефтехимическом заводе. ^[8]

Контрольно-измерительные приборы

Производительность нефтехимического завода измеряется и контролируется с помощью контрольно-измерительных приборов.

Устройства измерения расхода (ИП) включают вихревые , объемно-вытесняющие (ПД), ^[12] перепад давления (ДП), ^[13] кориолис , ультразвуковой, ^[14] и ротаметры .

Поток через компрессоры (см. схему) контролируется путем измерения расхода (FT) через машину на всасывании и контроля скорости (SC) первичного двигателя (электродвигателя или газовой турбины ), который приводит в движение компрессор. ^[4] Антипомпажное управление обеспечивает минимальный поток жидкости через компрессор. Измеряются расход (FT) на нагнетании и измерения давлений всасывания и нагнетания (PT) и температуры (TT) жидкости, протекающей через компрессор. Антипомпажный контроллер (FIC) модулирует регулирующий клапан (FCV), который рециркулирует охлажденный газ из послеохладителя компрессора обратно на всасывание компрессора. Сигнализаторы низкого расхода (FAL) предупреждают обслуживающий персонал. ^[10]

Большие технологические насосы имеют минимальную защиту потока. ^[4] Это включает в себя измерение расхода (FE) на выходе насоса. Это измерение является входными данными для контроллера расхода (FIC), уставка которого равна минимальному расходу, необходимому через насос (см. диаграмму). Когда расход снижается до минимального значения, контроллер открывает клапан регулирования расхода (FCV) для рециркуляции жидкости из нагнетания обратно на всасывание насоса. ^[15]

Измерение расхода (FIQ) требуется там, где происходит коммерческая передача жидкостей, например, в исходящем трубопроводе или на станции налива танкеров. Точное измерение расхода имеет важное значение, и измеряются такие параметры, как плотность жидкости. ^[16]
Факельные и вентиляционные системы продуваются для предотвращения попадания воздуха и образования потенциально взрывоопасных смесей. ^[17] Расход продувочного газа устанавливается ротаметром (FIC) или фиксированной диафрагмой (FO). Сигнализация низкого расхода (FAL) предупреждает обслуживающий персонал о том, что расход продувки значительно снизился. ^[8]
Трубопроводы контролируются путем измерения расхода жидкости на каждом конце, несоответствие (FDA) может указывать на утечку в трубопроводе.

Приборы для измерения уровня

Измерение уровня жидкостей в сосудах под давлением и резервуарах в нефтехимической промышленности осуществляется с помощью уровнемеров дифференциального давления, радиолокационных, магнитострикционных, ядерных, магнитных поплавковых и пневматических барботерных приборов. ^[1]^[9]

Приборы для измерения уровня определяют высоту жидкостей путем измерения положения границы раздела газ/жидкость или жидкость/жидкость внутри сосуда или резервуара. К таким интерфейсам относятся масло/газ, масло/вода, конденсат/вода, гликоль/конденсат и т. д. Местная индикация (LI) включает смотровые стекла, которые показывают уровень жидкости непосредственно через вертикальную стеклянную трубку, прикрепленную к резервуару/резервуару.
Фазовые интерфейсы поддерживаются на постоянном уровне с помощью датчиков уровня (LT), передающих сигнал на контроллер уровня (LIC), который сравнивает измеренное значение с желаемым заданным значением. Разница отправляется в качестве сигнала на клапан контроля уровня (LCV) на выходе жидкости из резервуара. По мере повышения уровня контроллер открывает клапан для слива жидкости и снижения уровня. Аналогичным образом, когда уровень падает, контроллер закрывает LCV, чтобы уменьшить отток жидкости. ^[4]
Некоторые сосуды хранят жидкость до тех пор, пока ее не выкачают. Контроллер (LIC) запускает и останавливает насос в пределах заданного диапазона. Например, запустить насос, когда уровень поднимется до 0,6м, остановить насос, когда уровень упадет до 0,4м.
Сигналы тревоги высокого и низкого уровня (LAH и LAL) предупреждают обслуживающий персонал о том, что уровни выходят за заранее определенные пределы. Дальнейшее отклонение (LAHH и LALL) инициирует останов либо для закрытия клапанов аварийного отключения (ESDV) на входе в резервуар, либо на линиях выпуска жидкости. ^[2] Как и в случае с приборами высокого и низкого давления, функция отключения включает в себя независимый контур измерения для предотвращения синфазного отказа. Потеря уровня жидкости в резервуаре может привести к прорыву газа, когда газ под высоким давлением течет в выходной резервуар через линию выпуска жидкости. Структурная целостность нижестоящего судна может быть нарушена. Кроме того, высокий уровень жидкости в резервуаре может привести к попаданию жидкости в выпускное отверстие для газа и может повредить последующее оборудование, например газовые компрессоры.
Высокий уровень жидкости в факельном барабане может привести к нежелательному выносу жидкости на факел. ^[8] Высокий-высокий уровень жидкости (LSHH) в факельном барабане инициирует остановку установки.
Одна из проблем значительного количества технологий заключается в том, что они устанавливаются через насадку и подвергаются воздействию продуктов. Это может создать ряд проблем, особенно при модернизации нового оборудования на судах, которые уже были сняты с нагрузки, поскольку может оказаться невозможным разместить прибор в требуемом месте. Кроме того, поскольку измерительный элемент подвергается воздействию содержимого сосуда, оно может либо повредить прибор, либо покрыть его, что приведет к выходу его из строя. Одним из наиболее надежных методов измерения уровня является использование ядерного манометра , поскольку он устанавливается снаружи сосуда и обычно не требует насадки для измерения уровня. Измерительный элемент устанавливается вне технологического процесса и может поддерживаться в нормальном режиме без остановки. Выключение требуется только для точной калибровки.

Анализ приборов

широкий спектр аналитических приборов . В нефтяной, газовой и нефтехимической промышленности используется ^[1]^[16]

Хроматография - для измерения качества продукта или реагентов.
Плотность (масла) – для коммерческого учета жидкостей
Точка росы (точка росы по воде и точка росы по углеводородам) для проверки эффективности установки обезвоживания или контроля точки росы.
Электропроводность – для измерения эффективности обратного осмоса питьевой воды. установки
Масло в воде – до сброса воды в окружающую среду.
pH реагентов и продуктов
Содержание серы – для проверки эффективности по очистке газа установки

Большинство приборов работают непрерывно и предоставляют журнал данных и тенденций. Некоторые анализаторы настроены на подачу сигнала тревоги (AAH), если измерение достигает критического уровня.

Другое оборудование

Основные насосы и компрессоры оснащены датчиками вибрации (VT), которые предупреждают обслуживающий персонал (VA) о потенциальных механических проблемах с машиной. ^[15]^[10]
Разрывные мембраны (PSE) и предохранительные клапаны давления (PSV) срабатывают автоматически и не дают немедленной индикации того, что они разорвались или поднялись. ^[3] Для индикации их срабатывания могут быть установлены такие приборы, как сигнализаторы давления (PXA) или сигнализаторы движения (PZA). ^[8]
Купоны на коррозию и датчики коррозии обеспечивают локальную индикацию скорости коррозии жидкостей, протекающих в трубопроводах.

Пусковые и приемные устройства для скребков на трубопроводе снабжены сигнализатором скребков (ХА), указывающим на то, что скребок был запущен или прибыл. ^[4]
Комплектное оборудование ( компрессоры , дизельные двигатели , электрогенераторы и т. д.) оснащено контрольно-измерительным оборудованием, поставляемым местным поставщиком. При неисправности оборудования в диспетчерскую подается многопараметрический сигнал (UA).
Система обнаружения пожара и газа включает в себя локальные датчики для обнаружения присутствия газа, дыма или огня. Они вызывают тревогу в диспетчерской. Одновременное обнаружение нескольких датчиков инициирует действия по запуску пожарных насосов и закрытию противопожарных клапанов в закрытых помещениях.
Нефтехимический завод может иметь несколько уровней остановки. Останов агрегата (USD) влечет за собой остановку одного ограниченного агрегата, при этом остальная часть станции остается в эксплуатации. Остановка производства (PSD) влечет за собой остановку всего технологического завода. Аварийный останов (АО) влечет за собой полную остановку установки.
Более старые установки могут иметь местные контуры управления, которые приводят в действие пневматические (3–15 фунтов на квадратный дюйм) приводы конечных элементов. Датчики также могут передавать электрические сигналы (4–20 мА). Преобразование пневматических и электрических сигналов осуществляется преобразователями P/I и I/P. Управление современным предприятием основано на распределенных системах управления с использованием полевой шины . цифровых протоколов

См. также

Ссылки

^ Jump up to: ^а ^б ^с ^д ^и ^ж ^г ^час Ассоциация поставщиков переработчиков газа (2004 г.). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. с. Раздел 4 Приборы.
^ Jump up to: ^а ^б ^с «Рекомендуемая практика 14C для анализа, проектирования, установки и испытаний основных систем наземной безопасности для морских добывающих платформ» (PDF) . Американский нефтяной институт . 2007.
^ Jump up to: ^а ^б ^с Американский институт нефти, Рекомендуемая практика API RP 520. Определение размеров, выбор и установка устройств сброса давления на нефтеперерабатывающих заводах.
^ Jump up to: ^а ^б ^с ^д ^и ^ж ^г ^час ^я ^дж P&IDS Северо-Западный Хаттон, 1988 г.
^ ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. стр. Раздел 9 Теплообменники.
^ ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. стр. Раздел 10 Воздухоохлаждаемые теплообменники.
^ ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. стр. Раздел 8. Противопожарное оборудование.
^ Jump up to: ^а ^б ^с ^д ^и ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. стр. Раздел 5 Системы помощи.
^ Jump up to: ^а ^б ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. с. Раздел 7 Разделительное оборудование.
^ Jump up to: ^а ^б ^с ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. стр. Раздел 13 Компрессоры и детандеры.
^ ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. стр. Раздел 6 Хранение.
^ Алан С. Моррис (9 марта 2001 г.). Принципы измерений и приборов . Баттерворт-Хайнеманн. стр. 328–. ISBN 978-0-08-049648-1 .
^ Роджер К. Бейкер (9 августа 2002 г.). Вводное руководство по измерению расхода . Джон Уайли и сыновья. стр. 52–. ISBN 978-1-86058-348-3 .
^ Липтак, Бела Г. (27 июня 2003 г.). Справочник инженера по приборостроению: Измерение и анализ технологических процессов . Taylor & Francisco, Inc., стр. 151 (Глава 2). ISBN 978-0-8493-1083-6 .
^ Jump up to: ^а ^б ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. С. Раздел 12 Насосы и гидротурбины.
^ Jump up to: ^а ^б ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. стр. Раздел 3 Измерения.
^ Американский институт нефти, Рекомендуемая практика RP 521, Руководство для систем сброса и сброса давления.

[:0-1] Jump up to: ^а ^б ^с ^д ^и ^ж ^г ^час Ассоциация поставщиков переработчиков газа (2004 г.). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. с. Раздел 4 Приборы.

[:6-2] Jump up to: ^а ^б ^с «Рекомендуемая практика 14C для анализа, проектирования, установки и испытаний основных систем наземной безопасности для морских добывающих платформ» (PDF) . Американский нефтяной институт . 2007.

[:7-3] Jump up to: ^а ^б ^с Американский институт нефти, Рекомендуемая практика API RP 520. Определение размеров, выбор и установка устройств сброса давления на нефтеперерабатывающих заводах.

[:8-4] Jump up to: ^а ^б ^с ^д ^и ^ж ^г ^час ^я ^дж P&IDS Северо-Западный Хаттон, 1988 г.

[5] ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. стр. Раздел 9 Теплообменники.

[6] ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. стр. Раздел 10 Воздухоохлаждаемые теплообменники.

[7] ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. стр. Раздел 8. Противопожарное оборудование.

[:1-8] Jump up to: ^а ^б ^с ^д ^и ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. стр. Раздел 5 Системы помощи.

[:2-9] Jump up to: ^а ^б ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. с. Раздел 7 Разделительное оборудование.

[:3-10] Jump up to: ^а ^б ^с ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. стр. Раздел 13 Компрессоры и детандеры.

[11] ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. стр. Раздел 6 Хранение.

[Morris2001-12] Алан С. Моррис (9 марта 2001 г.). Принципы измерений и приборов . Баттерворт-Хайнеманн. стр. 328–. ISBN 978-0-08-049648-1 .

[Baker2002-13] Роджер К. Бейкер (9 августа 2002 г.). Вводное руководство по измерению расхода . Джон Уайли и сыновья. стр. 52–. ISBN 978-1-86058-348-3 .

[Flow-meter-11-30-14] Липтак, Бела Г. (27 июня 2003 г.). Справочник инженера по приборостроению: Измерение и анализ технологических процессов . Taylor & Francisco, Inc., стр. 151 (Глава 2). ISBN 978-0-8493-1083-6 .

[:4-15] Jump up to: ^а ^б ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. С. Раздел 12 Насосы и гидротурбины.

[:5-16] Jump up to: ^а ^б ГПСА (2004). Инженерный справочник . Талса, Оклахома: GPSA. стр. Раздел 3 Измерения.

[17] Американский институт нефти, Рекомендуемая практика RP 521, Руководство для систем сброса и сброса давления.

[1]

[2]

[3]

[4]

[5]

[6]

[7]

[8]

[9]

[10]

[11]

[12]

[13]

[14]

[15]

[16]

[17]