石油化工自动化仪表选型设计规范
SH 3005-1999
3 温度仪表
3.1单位和量程
3.1.1温度仪表的标度(刻度)单位，应采用摄氏度(C)。
3.1.2 温度标度(刻度)应采用直读式。
3.1.3 温度仪表正常使用温度应为量程的50%一70%，最高测量值不应超过量程的90%。多个测量元件共用一台显示表时，正常使甩温度应为量程的20%一90%，个别点可低到量程的10%。
3.2 就地温度仪表
3.2.1就地温度仪表应根据工艺要求的测温范围、精确度等级，检测点的环境、工作压力等因素选用。
3.2.2一般情况下，就地温度仪表宜选用带外保护套管双金属温度计，温度范围为-80一5OOC。刻度盘直径宜为1OOmm；在照明条件较差、安装位置较高或观察距离较远的场合，可选用15Omm。需要位式控制和报警的，可选用耐气候型或防爆型电接点双金属温度计。仪表外壳与保护管连接方式，宜按便于观察的原则选用轴向式或径向式，也可选用万向式。
3.2.3 在精确度要求较高、振动较小、观察方便的场合，可选用玻璃液体温度计，其温度范围:有机液体的为-80一1OO℃。需要位式控制及报警，且为恒温控制时，可选用电接点温度计。
3.2.4 被测温度在-200一50℃或-80一500℃范围内，在无法近距离读数、有振动、低温且精确度要求不高的场合，可选用压力式温度计。压力式温度计的毛细管应有保护措施，长度应小于2Om。
3.2.5 就地测量、调节，宜选用基地式温度仪表。
3.2.6关键的温度联锁、报警系统，需接点信号输出的场合，宜选用温度开关。
3.2.7 安装在爆炸危险场所的就地带电接点的温度仪表、温度开关，应选用隔爆型或本安型。
3.3集中检测温度仪表
3.3.1要求以标准信号传输的场合，应采用温度变迭器。在满足设计要求的情况下，可选用测量和变送一体化的温度变送器。
3.3.2 检测元件及保护套管，应根据温度测量范围、安装场所等条件选择(不同检测元件的温度测量范围见表3.3.2)，且应符合下列规定:
1热电偶适用于一般场合；热电阻适田于精确度要求较高、无振动场合；热敏电阻适用于要求测量反应速度快的场合。
2 采用热电阻温度检测元件时，宜采用PtlO0热电阻。
3 测量设备或管道的外壁温度，应选用表面热电偶或表面热电阻。
4 测量流动的含固体颗粒介质的温度，应选用耐磨热电偶。
5 下列情况，可选用销装热电阻、热电偶:
a测量部位比较狭小，测温元件需要弯曲安装；
b 被测物体热容量非常小；
c设备结构复杂；
d对测温元件有快速响应的要求；
e为节省特殊保护管材料；
f用多点热电偶的场合；
3.3.3 热电阻、热电偶的连接方式，一般介质的管道上宜选用螺纹连接，亦可选用法兰连接。下列场合宜采用法兰连接:
1设备上安装;
2 在衬里管道或有色金属管道上;
3 测量高温、强腐蚀介质，结晶、结焦、堵塞、粉状和剧毒介质，以及测触媒层多点温度时；
4 烟道或烟囱上；
5 公称直径大于5OOmm的管道上。
3.3.4 热电偶、热电阻时间常数，应根据系统对响应速度的要求分别选普通型、小惰性型或皑装型。
3.3.5 热电偶、热电阻接线盒，应根据环境条件选用普通式、防溅式、防水式或隔爆式。
3.3.6 在爆炸危险场所，可选用隔爆型温度变送器、热电偶、热电阻;也可选用本安
型温度变送器、热电偶、热电阻，配安全栅构成本安型回路。
3.3.7 设备、管道上安装的检测元件的插入长度，应使检测元件插至被测介质温度变化灵敏、具有代表性的位置。
3.3.8 检测元件保护套管材质不应低于相应设备或管道材质。不同材质保护套管适用的环境条件及介质，见表3.3.8。
3.3.9温度显示仪表的选用，应符合下列要求:
1当测温精确度等级要求高(0.5级以上)时，宜选用数字式温度指示仪;
2在振动较大的场合(如压缩机的就地机组盘)，应选用防振性能良好的仪表;
3记录仪表应根据测量点数和生产需要，分别选用大、中、小型自动平衡记录仪。3.3.10检测元件与显示仪表的连接，应符合下列规定:
1单支热电偶，不宜并联两台仪表;
2显示仪表的分度号，应与检测元件的分度号一致。
3.3.11测温元件为热电偶时，应采用冷端温度补偿。
3.3.12测温元件为热电偶时，温度仪表应设置断偶保护机构。
3.3.13测温元件可直接与DCS的温度输入卡连接。
4 压力仪表
4.1 单位和量程
4．1．1压力仪表应采用法定计量单位，即:Pa(帕)、kPa(干帕)和MPa(兆帕)。
4.1.2测量稳定压力时，正常操作压力应为量程的1/3一2/3
4.1.3 测量脉冲压力时，正常操作压力应为量程的1/3一1/2
4.1.4 测量压力大于4MPa时，正常操作压力应为量程的1/3一3/5。
4.2就地压力仪表
4.2.1一般介质的压力测量仪表的选用，应符合下列规定:
1压力在4OkPa以上时，宜采用弹簧管压力表;
2 压力在4OkPa以下时，宜选用膜盒压力表;
3 压力在-0.1—0—2.4MPa，应选用弹簧管压力真空表;
4 压力在-500~5OOPa时，应选用矩形膜盒微压计或微差压压力计。
4.2.2 乙炔、氨及含氨介质的测量，应选用氨用压力表。
4.2.3 氧气的测量，应选用氧气压力表。
4.2.4 硫化氢和含硫介质的测量，应选用抗硫压力表。
4.2.5对于粘稠、易结晶、含有固体颗粒或腐蚀性的介质，应选用隔膜压力表或膜片压力表，隔膜或膜片的材质，应根据测量介质的特性选择。
4.2.6安装于振动场所或振动部位时，宜选用耐振压力表。
4.2.7 无指示的压力调节器、压力开关、减压阀宜配置直接测量工艺介质的压力表。
4.2.8 就地压力调节器宜选用基地式或自力式仪表。
4.2.9 一般测量用的压力表、膜盒压力表及膜片压力表的精确度宜为 1.5级或2.5级。精密测量和校验用压力表，确度应选用0.4级、0.25级或0.16级。
4.2.10 弹簧管压力表外形尺寸的选择，应符合下列规定:
1在管道和设备上安装的压力表，宜为径向无边、表壳直径1OOmm或l5Omm;
2 就地盘装压力表宜为轴向带边、表壳直径15Omm或lOOmm;
3仪表气动管路及其辅助装置上安装的压力表，直径宜为6Omm;气动仪表的输出压力泰直径宜为1OOmm。
4.2.11 压力、真空的报警或联锁可分别选用带电接点的压力表、真空表、压力真空表或压力开关等;关键部位报警或联锁，不宜选用带电接点压力表;在爆炸危险场合，应选用防爆型的。压力开关的接点宜为双刀双掷(DPDT)，快速动作。
4.2.12 压力超过lOMPa压力表，应有泄压安全措施。
4.3压力(差压)变送器、传感器
4.3.1当采用标准信号传输时，应选用压力(差压)变送器。
4.3.2 在爆炸危险场合，应选用隔爆型或本安型的电动压力变送器，亦可选用气动压力变送器。
4.3.3 微小压力、微小负压的测量，宜选用差压变送器。
4.3.4对粘稠、易结晶、含有固体颗粒或腐蚀性介质，应选用法兰式压力变送器。当采取灌隔离液、吹气或冲洗液等措施时，宜选用一般的压力变送器。
4.3.5 在多雷地区，压力（差压）变送器、传感器应有防雷保护措施。
5 流量仪表
5.1 刻度选择的规定
5.1.1流量单位的采用，应符合下列规定:
1 体积流量采用m3/h、l/h;
2 质量流量采用kg/h、t/h
3 标准状态下(O℃，O.101325MPa)，气体体积流量采用(N)m3/h。
5.1.2刻度的选择，应符合下列规定:
1仪表刻度应符合仪表刻度模数的要求;对于基地式差压流量仪表，应符合仪表制造厂的刻度模
2方根刻度范围，满刻度读数为0~10。
a最大流量的刻度读数不应超过9.5;
b正常流量的刻度读数应为6.5一8.5;
c最小流量的刻度读数不应小于3。
3线性刻度范围，满刻度读数为0一100%。
a最大流量的刻度读数不应超过90%;
b正常流量的刻度读数应为50%一70%。
c最小流量的刻度读数不应小于10%。
5.2气体、液体、蒸汽流量仪表
5.2.1差压式流量计的选用，应符合下列规定:
1节流装置
a一般流体的流量测量，宜选用标准节流装置。标准节流装置的选用，应符合国际标准《用差压装置测量流体流量第一部分安装在充满流体的圆形截面管道中的孔板、喷嘴和文丘里管刀5()5167-1991或国家标准《流量测量节流装置用孔板、喷嘴、文丘里管测量充满圆管的流体流量》GB/T2624-93的规定。
b特殊情况下的流体流量测量，可选用非标准节流装置:
1)被测介质为干净的气体、液体，雷诺数为200一100000时，可选埔1/4圆喷嘴;
2) 被测介质为干净的气体、液体，雷诺数为3000一300000时，可选用双重孔板;
4)测量液体中含有气体或气体中含有凝液的介质以及液体中岔有固体颗粒的介质时，可选用偏心孔板或楔式流量汁;
5)测量高粘度、低雷诺数(低至100)的流体(如原油、油浆、渣油、沥青等)，可选楔式流量计。
c无悬浮物的洁净气体、波体、蒸汽的微小流量，测量精确度等级要求不高时，可选用内藏孔板差压变送器。
2 差压式流壁汁宜采用法兰取压或角接取压方式，同一工程应尽量宋用统一的取压方式。也可根据使用条件和测量要求，彩D-D/2取压等其它取压方式。
3差压范围的选择应根据计算确定，压差范围等级宜为6、10、16、25、40、6OkPa
5.2.2当测量精确度等级不高于1.5级，量程比不大于10:1时，可选用转子流量计(面积式流量计)。
5.2.3速度式流量计的选用，应符合下列规定:
1靶式流量计的选用，应符合下列要求:
a流体粘度较高且含少量固体颗粒;
b精确度等级要求不高于1.5级，量程比不大于3:1
2涡轮流量计的选用，应符合下列要求:
a流体为洁净的气体和运动粘度不大于5×lO-6m2/s的洁净液体; b精确度要求高，量程比不大于10:1;
c大管径的流量测量，当要求压力损失小时，可采用插入式涡轮流量计。
5.2.4 容积式流量计的选用，应符合下列规定:
1椭圆齿轮流量计的选用，应符合下列要求:
a 洁净的、粘度较高的液体的流量测量;
b要求流量计量较准确;
c量程比小于10:1;
d对微小流量，可选用微型椭圆齿轮流量计;
e当测量各种易气化介质及油品并要求精确计量时，应增设消气器;
f应设置过滤器。
2腰轮流量计(气体腰轮流量计和液体腰轮流量计)的选用，应符合下列要求: a洁净气体或液体，特别是有润滑性的粘度较高的油品的流量测量;
b要求流量测量精度较高时;
c应设置过滤器。
3刮板流量计选用，应符合下列规定:
a各种油品的精确计量;
b应设置过滤器;
c要求精确计量时，应增设消气器。
5.2.8 质量流量计不受流体温度、压力、密度或粘度变化的影响，能提供精确可靠的质量流量计量。质量流量计的选用，应符合下列要求:
1需直接精确测量液体的质量流量或密度时，可选用质量流量计。
2 测量气体的质量流量时，宜选用热质量流量计。
5.2.9 根据工艺流体和操作条件的要求以及流量仪表的特性，可选用弯管流量卡八堰式流量计等。
5.2.10根据工艺流体及操作条件的要求以及流量开关的性能，可选用热质量流量开关、金属转子流量开关等。
6 物位仪表
6.1 一般规定
6.1.1就地液位指示可恨据被测介质的温度、压力选用玻璃板液位计或磁性浮子液位计。
6.1.2 液位和界面的测量宜选用差压式、浮筒式或浮子式液位仪表。当不能满足要求时，可根据具体情况选用电容式、电阻式(电接触式)、声波式、静压式、雷达式、辐射式等物位仪表。
6.1.3 料位测量仪表应根据被测物料的工作条件、粒度、安息角、导电性、腐蚀性、料仓的结构型式以及测量要求进行选择。
6.1.4 物位仪表的结构型式和材质，应根据被测介质的特性选择:
1 压力、温度、腐蚀性、导电性;
2 是否存在聚合、粘稠、沉淀、结晶、结膜、气化、起泡等现象;
3 密度或密度变化的程度;
4 液体中含悬浮物的多少;
5 液位扰动的程度;
6 固体物料的粒度。
6.1.5 仪表的显示方式及其它功能，应根据工艺操作及测量控制系统组成的要求确定。当要求信号传输时，可选择具有模拟信号输出功能或数宇信号输出功能的物位仪表。
6.1.6 仪表的量程应根据测量对象实际需要显示的范围或实际变化的范围确定。除计量用的物位仪表外，应使正常物位处于仪表量程的50%左右。
6.1.7 仪表的精确度应根据工艺要求选择。
6.1.8 用于爆炸危险场所的电子式物位仪表，应根据仪表安装场所的爆炸危险类别及被测介质，选择合适的防爆结构型式。
6.1.9 用于腐蚀性气体或有害粉尘等场所的电子式物位仪表，应根据使甩现场环境，选择合适的防护型式。
6.2液位和界面测量仪表
6.2.1玻璃板液位计的选用，应符合下列规定:
1就地液位指示宜选用玻璃板液位十九但测量深色、粘稠并与管壁有沾染作用的介质时不宜使用。具体要求如下:
a洁净、透明、低粘度和无沉积物介质的液位指示，宜选甩反射式，其它场合使用透光式;
b 界面测量和重质油品及含固体颗粒介质的液位测量，应选用透光式;如介质较粘稠、脏污或安装场合光线不足，宜选用照明式;
c对于易冻、易凝介质，应选用带蒸汽夹套式;
d 低温介质易造成结霜时，应选用防霜式。
2对于温度低于80℃、压力小于0.4MPa、不易燃、无爆炸危险和无毒的洁净介质，可选用带护罩的玻璃管液位计。
3玻璃板液位计的长度不宜大于170Omm，当测量范围大于170Omm时，可采用几个液位计上下重叠安装。
6.2.2磁性浮子液位计适用于就地液位界面指示，但测量粘度高于60OmPas的介质时，不宜采用。
具体要求如下:
1选用长度不宜大于400Omm
2 工作压力不宜大于lOMPa。
3 介质温度不宜大于250℃。
4 介质密度宜为400一20OOkg/m3，介质密度差应大于15Okg/m3。
6.2.3 差压式液位计的选用，应符合下列规定:
1液位(界面)测量，宜选用差压变送器;
2 对于腐蚀性液体、粘稠性液体、熔融性液体、沉淀性液体等，当采取灌隔离液、
吹气或冲液等措施时，亦可选用差压变送器;
3 对于腐蚀性介质、粘稠性液体、易气化液体、含悬浮物液体等，宜选用平法兰
式差压变送器;
4 对于易结晶的液体、高粘度的液体、结胶性液体、沉淀性液体等，宜选用插入
式法兰差压变送器;
5 当被测对象有大量冷凝物或沉淀物析出时，宜选用双法兰式差压变送器;
6 用差压式仪表测量锅炉汽包液位时，应采用双室平衡容器;
7 测液位的差压变送器宜带有迁移机构，其正、负迁移量应在选择仪表量程时确
定;
8 对于正常工况下液体密度发生明显变化介质，不宜选用差压式变送器。
6.2.4 浮筒式液位计的选用，应符合下列规定:
1在密度、操作压力范围比较宽的场合，一般介质的液位界面测量，宜选用浮筒式
液位计，但在密度变化较大的场合，不宜选用浮筒式液位计。下列场合宜选用浮筒式
液位计:
a测量范围在20OOmm以内，比密度差为0.5一1.5的液体的液位连续测量;
b 测量范围在12OOmm以内，比密度差为0.1一0.5的液体界面的连续测量;
c真空、负压或易气化的液体的液位测量。
2 对于清洁液体，宜选用外浮筒式液位士尤并优先采用"侧-侧"法兰连接型。
3对于粘稠、易凝、易结晶的介质，宜选用内浮筒式液位汁，也可选用带蒸汽夹套
式的外浮筒式液选内浮筒式液位计用于被测液体扰动较大的场合，应加装防扰动影响
的平稳套管。电动浮筒液位计用于被测液位波动频繁的场合，其输出信号应加阻厄器。
电动浮筒液位计在被测介质温度高于2O0℃时应带散热片，温度低于O℃时应带延伸管。
6.2.5浮子(球)式液位计的选用，应符合下列规定:
1对于液位变化范围大或含有颗粒杂质的液体以及负压系统，在下列场合可采用浮
子式液位计:
a各类贮槽液位的连续测量和容积计量;
b两种液体的密度变化不大，且比密度差大于0.2的界面测量。对于粘度较大、温
度较高(不高于450C)、不宜引出的介质(如减压渣油、润滑油等)的液位测用内浮子(球)液位计。对于脏污液体，以及在环境温度下易结晶、结冻的液体，不宜采用浮子(球)式液位计。
6.2.7 对于深度为5m一lOOm的水池、水井、水库的液位连续测量，应选用静压式液位计。
6.2.8超声波式液位计的选用，应符合下列规定:
1普通液位计难于测量的腐蚀性、高粘性、易燃性、易挥发性及有毒性的液体的液位、液-液分界面、固-液分界面的连续测量和位式测量，宜选用超声波式液位计，但不宜用于液位波动大的场合;
2超声波式液位计适用于能充分反射声波且传播声波的介质测量，但不得用于真空场合，不宜用于易挥发、含气泡、含悬浮物的液体和含固体颗粒物的液体;
3 对于内部存在影响声波传播的障碍物的工艺设备，不宜采用超声波式液位计;
4 对于连续测量液位的超声波仪表，当被测液体温度、成份变化较显著时，应对声波的传播速度的变化进行补偿，以提高测量精度;
5 对于检测器和转换器之间的连接电缆，应采取抗电磁干扰措施;
6 超声波液位计的型号、结构型式、探头的选用等，应根据被测介质的特性等因素来确定。
6.2.10 液位开关宜选用浮球式或浮子式，开关接点宜选用双刀双掷(DPDT)
6.2.11储罐液位仪表，可分为接触式(浮子式、差压式等)与非接触式(雷达式、超声波式等)，其选用应符合下列规定:
1原油、重质油储罐液位测量，宜采用非接触式;轻质油、化工原料产品(非腐蚀性)储罐液位测量，宜采用非接触式或接触式。
2 储罐就地液位指示，宜选用磁性浮子液位计、浮球液位计，也可选用直读式彩色玻璃板液位计。
3拱顶罐、浮顶罐液位测量，宜选用重锤式钢带液位计、恒力盘簧式钢带液位计或光导式液位计。
4 内浮顶罐、外浮顶罐、有压罐、带有搅拌器或有旋流的储罐液位测量，宜选用有导向管安装方式的伺服式液位计。
5大型拱顶罐、球形罐的原油、成品油、沥青、乙烯、丙烯、液化石油气、液化天
然气、及其它介质液位的测量，可选用雷达式液位计。
6 常压罐、压力罐、拱顶罐、浮顶罐的液体质(重)量、密度、体积、液位等测量，可选用静压式储罐液位计，但高粘度液位测量不宜采用。
7 过程分析仪表
7.1一般规定
7.1.1选用过程分析仪表时，应详尽了解被分析对象工艺过程介质特性、仪表的技术性能及其它限制条件。
1应对分析仪表的技术性能和经济效果作充分评估，使之能在保证产品质量和生产安全、增加经、减轻环境污染等方面起到应有的效果;
2所选用的分析仪表的技术指标，应能满足被分析介质操作温度、压力和物料性质，特别是全部背及含量的要求;
3仪表的选择性、适用范围、精确度、测量范围、最小检测量和稳定性等技术指标，应满足工艺流程性能可靠，操作、维修简便;
4用于腐蚀性介质测量或安装在易燃、易爆、危险场所的分析仪表，应符合有关标准规范的规定。
7.1.2 用于控制系统的分析仪表，其线性范围和响应时间应满足控制系统的要求。
7.1.3分析仪表需要与DCS进行数据通信时，应选用通用的通信接口，其通信协议、通信速率应相同。
7.2取样与预处理装置
7.2.1取样要求
1 由取样点取出的试样应有代表性，当通过取样系统后不应引起组份和含量的变化。
2 取样口应设置在维护人员易接近之处，并应兼顾到试样的温度、压力和滞后时间;取样口不应设置在流体呈层流的低流速区及节流件下游的涡流区和死角。
3 气体试样应避免液体混入，液体试样应避免夹带气体。当工艺管线管壁易附着赃物时，应将取样探头插入管线中心;当试洋中有固体颗粒时，应在取样处安装过滤器，并备有反吹接口。
4 根据取样的工艺状况，取样系统应具备相应的减压稳流、冷凝液排放、超压放
空、负压抽吸、故障报警或耐高温等功能。
5 在取样过程中如出现凝结物时，应采取保温伴热措施，但应避免过热引起试样组成变化。
6取样管路应尽量短，使滞后时间最小。样品输送系统的滞后时间不宜大于60s。取样管管径宜为DN6一DNl5.
7 取样管材质宜采用不锈钢，当试样中含有可腐蚀不锈钢的组份时，可采用聚乙烯、聚四氟乙烯等其他合适的材质。
7.2.2预处理装置，应符合下列要求:
1预处理装置一般包括样品净化、汽化、稳压稳流、恒温等部分，应根据具体试样条件和分析仪表的技术要求确定;
2预处理装置应靠近分析取样点设置，并由分析仪制造厂成套配置;
3试样通过预处理装置后，应符合分析仪表检测器对试样的技术要求;
4 经过预处理装置后的试样，其待测组份的浓度应不受影响。
7.2.3 样品的排放，应符合下列要求:
1被测介质样品，宜集中排放;
2 多种气体试样放空，应先接至集气管，然后排至火炬或适当高度空间;
3有毒气体和除水以外的液体试样，在符合国家环保的有关标准要求时方可排放。
7.3液相混合物组份的分析仪表
7.3.1水质分析仪表的选用，应符合下列规定:
1蒸馏水、饮用水、纯水、工业用水、锅炉用水等，当其电导率为0.05一100Oμs/cm时，可选用工业电导率分析仪。
2 测定经阳离子交换树脂处理后的锅炉用水中的钠离子浓度，当钠离子浓度为2.3一2300μg/l(PNa7~4)时，可选用钠离子自动分析仪，其测量精度为土0.2PNa。水的PH值应大于 10，水温应为20一40℃。发送器到转换器之间距离宜小于40m。
3 测定经阴离子或阳离子交换树脂处理后的锅炉用水，硅酸根含量为0一100μg /1，温度为15—4O℃，水中干扰离子浓度符合下列数值时，可选用硅酸根自动分析仪: Na+＜5OOμg/l，Ca++＜2OOμg/l，Zn++＜2OOμg/l
Cu++<2OOμg/l,Fe++<2OOμg/l,Fe+++<2OOμg/l
Al+++<15Oμg/l
4 在控制脱盐水中磷酸盐的加入量时，需测定水申磷酸根的含量。当磷酸根含量为0~2Omg/l,水温为15一45℃C，水中干扰离子浓度符合下列数值时，可选用磷酸根自动分析仪:
--＜5Omg/l，Fe+++＜5mg/l
Cl-<15Omg/l,Cu++＜lmg/l，SiO
3
6 水中溶解氧量分析，当锅炉用软水温度低于105「，压力为0·1一0·5MPa，水中氧溶解量为0~ 2OOmg@/1@十，可选用电化学式溶解氧分析器;对原水或污水，温度为0~40C，压力为常压，水中氧溶解量为0一3Omg/1时，可选用溶解氧分析仪。
7.3.2 氢离子浓度分析仪表的选用，应符合下列规定:
1水槽、明渠、密封管道或设备内液体，其PH值在1一14之间，温度为5~60C(最高可达gOC)，且溶液内无对电极造成严重污染(油污或结垢等)的介质时，可选用工业酸度计。
2 水槽、明渠等敞开容器，可选用沉入式发送器。若溶液对电极略有沾污时，应选用沉入清洗式发送器。
3 密封管道内溶液压力低于1.OMPa时，可选用流通式发送器。当管道内溶液压力为常压，但对电极略有沾污时，应选用流通清洗式发送器。
4 当液体中含有较多的污染介质，但不含氧化性介质时，宜选田锑电极酸度计。
7.3.9粘度计的选用
2 当被测溶液为油品或其他溶液，其粘度为0—2000Mpa S，温度低于 300℃，压力低于1.OMPa，粘度变化较大时，可选用超声波粘度计。
7.3.10液体比密度(或密度)分析仪的选用，应符合下列规定:
1当被测液体比密度的变化会引起超声波反射时间的变化时，可选用超声波比密度仪;
2被测液体中不含较多杂质或大量气泡时，可选用振动管式密度计。
7.3.11油品的干点、闪点、初馏点、凝固点分析仪的选用，应符合下列规定:
1测量汽油和煤油的干点，当测量范围为120一320C，测量精确度低于±3℃，响应时间小于3min时，可选用在线干点自动分析仪;
2测量石脑油、喷气燃料、灯用煤油的闪点，当测量范围为25一70℃，精确度低于±1.5℃，响应时间为5一15min，可选用在线闭口月点分析仪;
3测量汽油和煤油等油品的初馏点，当测量范围为60一12OC时，可选用在线初馏点自动分析仪;
4测量柴油、润滑油的凝固点，当测量范围为-30~lOC，测量精确度低于*2.5C，响应时间为 10~2Omin时，可选用在线凝固点自动分析仪。
7.4气相混合物组分的分析仪表
7.4.2 氧分析仪的选用，应符合下列规定:
1气体中含氧量分析应根据背景气组成及含氧量多少选用不同类型的氧量分析仪: a微量氧分析，宜采用电化学式或热化学式氧量分析仪;
b 常量氧分析，宜采用磁导式或氧化错氧量分析仪。
3含氧量在21%以下，背景气中不含腐蚀性气体和粉尘及一氧化碳、二氧化碳等正磁化率的组份，且背景气的热导率、热容、粘度变化不大，响应时间为30s时，宜选用磁导式氧分析器。
4 含氧量为0一100%，背景气中不含腐蚀性气体和粉尘及一氧化碳、二氧化碳等正磁化率的组份，且背景气的热导率、热容、粘度等有变化，响应时间为7s时，宜选用磁力机械式氧分析器。
5 对于含氧量为0一5%或0一10%的工业锅炉烟道气或其他燃烧系统烟道气，当响应时间要求短时，宜选用氧化锆氧量分析仪。但应符合以下要求:
a被测气体中不宜含有甲烷、一氧化碳、氢气等可燃气体(或还原性气体)和硫及其他酸雾;
b 被测气体无火苗和强烈气流冲击;
c当气样温度为600一850C时，可选用直接式氧化错氧量分析仪;
d 当气样温度低于600C时，宜选用旁热式氧化错氧量分析仪。
7.4.4 红外线分析仪的选用，应符合下列规定:
1测量混合气中甲烷、氨气、二氧化碳及烃类化合物含量，当背景气干燥清洁、无粉尘、无腐蚀性，宜选用红外线分析仪;
2 在爆炸危险场所，应选用隔爆型红外线分析仪。
7.4.9大气湿度计的选用，应符合下列规定:
1 当空气相对湿度范围为0一20%、20一100%、50一100%，气温为10一40C，
要求测量精确度为 3级，响应时间为605，气相无结露时，可选用氯化锤电阻式湿度计、镍电阻温度计式干湿球湿度计及铂电阻温度计式干湿球湿度计;
2 选用湿度计，可根据需要配置显示仪表。
8 显示调节仪表
8.1 一般规定
8.1.1气动与电动显示、调节仪表的选用，应符合工艺装置仪表选型原则，且应符合下列要求:
1当信号传送距离较远，要求响应速度快、运算比较复杂或与计算机系统联用时，宜选用电动仪表。
2当控制系统较简单，气动仪表能满足控制要求时，可选用气动仪表。
8.1.2显示调节仪表的功能，应根据工艺过程的要求确定，且应符合下列规定:
1对工艺过程需经常监视的各种工艺变量，应设指示功能;
2对需了解其变化趋势或历史情况的重要工艺变量，宜设记录功能;
3对工艺过程影响较大，必须严格控制的变量，应设自动调节功能;
4某些变量需进行适当调节，但不频繁时，宜设遥控功能;
5某些主要工艺变量，当超过正常值范围时需操作人员处理的，应设信号报警功能;
6要求计量或经济核算的流量，宜设积算功能;
7需与智能仪表、可编程序控制系统(PLC)、分散型控制系统(DCS)和数据处理等汁算机系统联表，应设通信接口。
8.1.3仪表的精确度应按工艺要求确定，一般指示的精确度不应低于1级，记录的精确度不应低于1.5级。
8.1.5 仪表刻度或量程示值的使用范围，应符合下列规定:
1对于0一100%线性刻度，变量的正常值宜为50一70%，最大值可为90%,10%以下不宜使用。液位正常值宜为50%左右。
2 对0一10方根刻度，流量的正常值宜为6.5一8.5，最大值可为9.5，当在3以下时，不宜使用。
3 对于数字显示仪表，变量的最大示值、最小示值必须在量程示值范围之内。
8．2显示仪表
8.2.1指示、记录仪表的选用，应符合下列规定:
1指示仪、记录仪的量程，宜按正常条件选取，必要时还应包括开停车及生产故障时预计的变量变动范围。
2仪表盘上安装的指示、记录仪，宜选用条形仪表和长图自动平衡仪表;当密集安装时，宜选用小型仪表;当需要醒目显示时，宜选用大、中型仪表。
3 对于多点指示的切换装置，切换点数宜留有10%的备甩量。
4 要求显示精确度高、读数直观时，宜选用数字式指示仪。
5 重要工艺变量的记录，宜选用单笔或双笔记录仪。
6 相关的多个工艺变量的记录，宜采用多通道(或多点)记录仪，且应符合下列要求:
a需要在多个变量中选择某几个进行记录时，可采用切换开关与记录仪相配合的方式;
b 对于变化缓慢且能在记录纸上明显区分的多个一般变量，可选用多点记录仪。
7 对于双笔或多笔记录仪，应根据被测变量的情况，选用单一刻度或双重混合刻度的记录纸和标尺。
8 为使液位和阀位指示形象化，可选用0一100%线性刻度的单、双色带指示仪。
9 为了提高分辩率，减少读数误差，可选用带量程切换装置的自动平衡式显示仪。
10 记录间歇性生产过程的变量，可选用带自动变速装置的记录仪。
8.2.2报警仪表的选用，应符合下列规定:
1可根据需要选用具有报警功能的指示及记录仪表。
2 多点指示、记录仪表需要增加报警功能时，对于设定值相同的变量，可采用多点固定值越限报警;对于设定值不同的变量，可采用多点各定值越限报警。
3 多个重要变量的报警，宜将报警触点信号引入多点闪光报警仪表进行声光报警，并可根据需要选用第一事故记忆、复位、触点输出等附加功能。
9 调节阀
9.1 调节阀口径的确定
9.1.1调节阀口径的确定，应符合下列要求:
，使其符合1根据工艺正常流量计算的流量系数C计值，经适当放大，圆整为C
选
制造厂提供的流量系数系列，由此确定调节阀口径。
2对于S≥0.3的一般工况，可采用下列方法估算调节阀流量系数放大倍数:
C
选/C
计
≥m (9.0.1)
式中 m 流量系数放大倍数(线性调节阀取1.63，等百分比调节阀取1.97)
3圆整后的C
选
值应保证调节阀的相对行程处于表9.1.1所规定的范围。
9.6 执行机构的选择
9.6.1调节阀，宜选用气动薄膜执行机构;当要求执行机构有较大的输出力、较快
的响应速度时，宜选甩气动活塞式执行机构或长行程执行机构。
9.6.2 调节阀执行机构的输出力(或力矩)，应根据调节阀的压降、调节阀口径以及对响应速度的要求，合理确定，必要时应迸行核算。应按工艺专业提供的阀门最大关闭压差来决定执行机构的输出力。
9.6.3 调节阀气开式或气关式的选择，应满足在气源中断时，调节阀的阀位能保证工艺操作处于安全状态的要求。
10 仪表盘
10.1 一般规定
10.1.1 仪表盘宜选用标准仪表盘，且应符合现行《工业自动化仪表盘通用技术条件》ZBNO4009和《工业自动化仪表盘型式及基本尺寸》GB7353的有关规定。有特殊要求时，可选用非标准仪表盘。
10.2 仪表盘的选用
10.2.1控制室内安装的仪表盘，宜采用柜式、框架式，通道式仪表盘。盘前区可设置操作台，台上可安装显示及报警仪表、信号器、按钮、开关、通信装置等。
10.2.2 仪表盘数量较少时，可采用屏式或柜式仪表盘。
10.2.3 环境条件较差的小型控制室和现场安装的仪表盘，宜采用柜式仪表盘。
10.2.4 现场安装仪表盘，宜采用防护型(1P55)密闭柜式仪表盘。
10.2.5 在有可燃性气体环境设置的仪表盘，应选用防爆柜式仪表盘。其技术要求必须符合现行《爆炸环境用电气设备通田要求》GB3836，1和《爆炸环境用电气设备正压型电气设备"P"》GB38365防爆标准，并应通过国家授权部门的认证。
10.2.6现场安装的仪表盘，应采取防止日晒、雨淋、环境温湿度变化等影响的措施。
10.2.7 仪表盘外表涂层材料应考虑防腐、防火等因素。涂层表面状况应是无光或
半光，涂层颜色应符合现行《仪器仪表协调颜色》JB/T5218的有关规定。
10.3仪表盘面布置
10.3.1 仪表盘上仪表应按工艺流程和方便操作的要求布置，做到顺序合理。
1当采用较复杂的调节系统时，应按照该系统的各台仪表的操作要求排列。
2 采用半模拟盘时，模拟流程与仪表盘上相应的仪表应尽可能对应。
3 仪表盘上仪表及电气设备在盘正面或背面应设置铭牌。
4 仪表高密度排列时，每块盘应适当预留备用安装孔。
5 仪表盘上仪表的布置高度宜分三段布置:
a上段距地面1650一19OOmm，宜布置指示仪表、闪光信号报警器和信号灯等;
b 中段距地面1000一165Omm，宜布置需要经常监视的重要仪表，如记录仪表、调
节仪表等;
c下段距地面800一10OOmm，宜布置操作器、遥控板、切换开关和控制按钮等。
6 仪表盘上仪表外形边缘至盘顶距离不应小于15Omm，至盘边距离不应小于1OOmm。
10.4仪表盘内配线
10.4.1仪表盘内配线宜采用暗配方式，暗配线采用汇线槽。个别场合也可用明配
方式。
10.4.2 交流电源线应与信号线分开敷设，电源线端子与信号线端子之间应用标记
端子隔开。
10.4.3 进出仪表盘的导线应通过接线端子进行连接，但热电偶的补偿导线及特
殊要求的仪表接线可百接接到仪表。
10.4.4 仪表盘与仪表盘之间接线，除特殊电缆外，必须经过两盘各自的接线端
子或接插件连接。
1每个仪表盘接线端子备用量不宜小于总量的10%;
2仪表盘内应设有检修用电源插座;
3 本质安全型仪表信号线与非本质安全型仪表信号线应分开敷设;
4 本质安全型仪表信号线的接线端子，应与非本质安全型仪表信号线端子或其他
端子分开，并应有蓝色标记，且应装防护罩。本安回路的导线颜色应为蓝色。
10.4.5仪表盘内应设有照明装置。
10.5 仪表盘内配管
10.5.1进出仪表盘的气动管线应经过穿板接头，用φ6×l(mm)紫铜管由穿板接头接到相应的仪表上。
10.5.2穿板接头宜安装在仪表盘上方，在每一个穿板接头处应设铭牌标明用途和仪表位号。
10.6 操作台的选用
10.6.1控制室宜设独立式操作台，操作台上可安装屏幕显示装置、经常观察的数字温度显示仪、信号报繁装咒、按钮开关、通信装置等。
10.6.2 操作台上的设备应合理布置、便于操作和检修。
10.6.3 仪表盘和操作台都应设置接地端子排或汇流排，盘(台)上如果装有不同系统的仪表，其工作接地应分别接至不同汇流排或端子排端子，相互之间应绝缘。
本标准共摘录一百一十一条
《测量仪表及自动化》考试答案 一、简答与名词解释 1、简述压力仪表选择原则。 2、简述均匀调节系统的调节目的和实现原理？ 3、如何评价系统过渡过程？ 4、简述比例积分调节规律作用特点？写出该调节规律数学表达式。 5、名词解释：余差、灵敏度。 6、如何评价测量仪表性能，常用哪些指标来评价仪表性能？ 7、简述串级调节系统的结构，阐述副回路设计的一些基本原则？ 8、简述比例微分调节规律作用特点？写出该调节规律数学表达式。 9、名词解释：控制点、负反馈。 10、简述系统参数整定的目的和常用方法？ 11、试阐述调节作用与干扰作用对被调参数的影响，以及两者之间的关系？ 12、简述比例积分微分调节规律作用特点？写出该调节规律数学表达式。 13、名词解释：精度、比值调节系统。 14、简述节流现象中流体动压能与静压能之间的变化关系，标准化节流装置由哪几个部分组成？ 15、简述热电阻工作原理，为何在热电阻测量线路中采用三线制连接？ 16、试阐述简单调节系统中被调参数的选择原则？ 17、简述调节规律在控制系统的作用？写出PID调节规律数学表达式。 18、名词解释：执行机构、热电效应。 二、单项选择 1、为了正常测取管道（设备）内的压力，取压管线与管道（设备）连接处的内壁应（）。 A 平齐 B 插入其内C插入其内并弯向介质来流方向 2、用单法兰液位计测量开口容器液位。液位计已经校好，后因维护需要，仪表安装位置下移了一段位移，则仪表的指示（） A.上升 B.下降 C.不变。 3、罗茨流量计，很适于对（）的测量。 A 低粘度流体 B 高雷诺数流体
C 含砂脏流体 D 高粘度流体 4、补偿导线的正确敷设，应该从热电偶起敷到（）为止？ A 就地接线盒 B 仪表盘端子板 C 二次仪表 D 与冷端温度补偿装置同温的地方 5、具有“超前”调节作用的调节规律是（） A、P B、PI C、PD D、两位式 6、调节器的正作用是指（）。 A．测量值大于给定值时，输出增大 B. 测量值大于给定值时，输出减小 C．测量值增大，输出增大 D. 测量值增大，输出减小 7、下列哪种流量计与被测介质的密度无关? （） A. 质量流量计 B. 转子流量计 C. 差压式流量计 8、测量高粘度、易结晶介质的液位,应选用下列哪种液位计?（） A. 浮筒式液位计 B. 雷达液位计 C. 差压式液位计 9、补偿导线的作用是（） A. 延伸热电偶冷端 B. 作为普通导线传递热电势 C. 补偿热电偶冷端温度 10、与热电偶配用的自动电位差计带有补偿电桥，当热点偶短路时，应显示（） A. 下限值 B.上限值 C. 环境温度（室温） 11、在用热电阻测量温度时若出现热电阻断路时，与之配套的显示仪表如何变化（） A 指示值最小 B 指示值最大 C 指示值不变 D 指示室温 12、浮球式液位计适合于如下哪一种情形的使用条件？（） A 介质粘度高、压力低、温度高 B 介质粘度高、压力低、温度低 C 介质粘度低、压力高、温度低 D 介质粘度高、压力高、温度低 13、用K分度号的热偶和与其匹配的补偿导线测量温度。但在接线中把补偿导线的极性接反了，则仪表的指示（） A.偏大、 B.偏小、 C.可能大,也可能小,要视具体情况而定。 14、下列说法错误的是（） A 转子流量计是一种变流通面积，压差不变的流量计； B 孔板式差压流量计是一种差压变化，流通面积固定的流量计； C 喷嘴式差压流量计是一种流通面积变化，差压变化的流量计。 15、积分时间增大，积分作用（）
石油化工自动化仪表常见故障分析及处理钟凡 摘要：自动化仪表在石油化工生产工作中具备监管的作用，因此其运行的平稳 性直接影响着企业生产的安全性。深层探索石油化工自动化仪表在工作中经常出 现的故障，了解发生的原因，并提出相对应的解决方案，可以保障自动化仪表在 应用中的效率和质量，提升石油化工生产工作的水平。 关键词：石油化工；自动化仪表；常见故障；处理措施 引言 目前石油化工企业内的自动化仪表主要有温度仪表、压力仪表、流量仪表以 及液位仪表，这些仪表在使用的过程中不可避免的会出现故障问题，企业需要根 据故障出现的原因，结合仪表的运行原理，采用有效的措施及处理步骤，保障自 动化仪表正常运行。 1.温度仪表故障分析及处理措施 1.1温度仪表简介 在石油化工生产工作中，有很多化学反应和化学变化都要在规定条件下进行 操作，因此为了保障生产工作环境的变化符合要求，准确掌握温度的控制范围， 工作人员一定要在生产中安装相应的温度测量仪表。现阶段，对温度的控制主要 选择接触式测量，一般会用热电偶与热电阻等原件来加以控制，并依据生产现场 的总线技术构建自动化测量控制系统。 1.2温度仪表故障分析 这一自动化仪表出现问题后，工作人员要先观察两方面的内容，一方面是仪 表引用电动仪表进行测量、指示及管理；另一方面系统仪表的测量一般要滞后。 具体情况分为以下几点：其一，温度仪表系统的指示数值突然变大或变小通常是 仪表系统出现问题。由于温度仪表系统的测量较为落后，所以不会突然出现问题，此时出现故障的缘由大都是因为热电偶、补偿导线断线等因素带来的；其二，温 度仪表系统指示出现加速震荡问题，一般情况下是由PID调节不正确带来的；其三，温度仪表系统的指示若是出现较大变化，一般是由手工操作带来的，如当时 的操作没有问题，就表明仪表控制系统本身存在问题 1.3处理措施及步骤 在温度仪表日常运行的过程中，一般仪表内的测量组件主要采用的是热电偶，该种类型的组件一般都是采用的双金属显示，所以控制室内的温度测量仪表显示 数值应和现场的温度测量仪表显示数值相同，如果两者的温度不同，则说明温度 仪表出现了故障问题。在处理温度仪表的故障时，由于双金属显示的组件相对较 为简单，所以需要从控制室内的温度仪表入手，首先对热电偶的热电势数值进行 测量，同时查看其对应的温度变化情况，如果热电偶的热电势数值相对较低，这 说明热电偶出现了问题，该种问题大多数都是由于热电偶保护组件内积水造成， 由于热电偶进行温度测量的过程中采用的是点温测量原理，当保护组件内大量积水，会使得热电势大大降低。 2.压力仪表故障分析及处理措施 2.1压力仪表简介 这种仪表的类型有很多种，如变送器、传感器及特种压力等。在石油化工企 业生产工作中应用的压力仪表需要适宜高温环境，且可以在高温、腐蚀性强的环 境下正常测量。通常情况下，石油化工在生产阶段实施压力调节都要以压力变送 器为基础进行操作，此时可以让生产阶段收集的信息传递到控制系统中，以此实
自动化仪表工程主要施工程序 自动化仪表工程施工的原则是：先土建后安装，先地下后地上，先安装设备再配管布线，先两端(控制室，就地盘，现场和就地仪表)后中间(电缆槽，接线盒，保护管，电缆，电线和仪表管道等)。 仪表设备安装应遵循的原则是：先里后外，先高后底，先重后轻。 仪表调校应遵循的原则是：先取证后校验，先单校后联校，先单回路再复杂回路;先单点后网络。 (一) 自动化仪表工程施工程序 施工准备(施工技术，施工现场，施工机具设备，施工人员，标准仪器审查标定)-配合土建制造安装盘柜基础-盘柜，操作台安装-电缆槽，接线箱(盒)安装-取源部件安装，仪表单体校验，调整安装-电缆初验，敷设，导通，绝缘试验，校、接线-测量管、伴热管、气源管、气动信号管安装-综合控制系统试验-回路试验、系统试验-保运-竣工资料编制、-交工验收。 (二) 仪表管道安装 仪表管道有测量管路，气动信号管道，气源管道，液压管道和伴热管道等。 仪表管道安装主要工作内容有：管材管件出库检验;管材及支架的除锈，防腐;阀门压力试验;管路预制，弯制和敷设，固定;测量管道的压力试验;气动信号管道和气源管道的压力试验与吹扫;伴热管道的压力试验;管材及支架的二次防腐。 (三) 仪表设备安装及试验 仪表设备主要有仪表盘，柜，操作台及保护(温)箱，温度检测仪表，压力检测仪表，流量检测仪表，物位检测仪表，机械量检测仪表，成分分析和物性检测仪表及执行器等。 仪表设备安装及试验主要内容有：取源部件安装，仪表单体校验，调整;现场仪表支架预制安装，仪表箱保温箱和保护箱的安装;现场仪表安装(温度检测仪表，压力检测仪表，流量检测仪表，物位检测仪表，机械量检测仪表，成分分析和物性检测仪表等);执行器安装。 (四) 仪表线路安装 仪表线路是仪表电线、电缆、补偿导线、光缆和电缆槽、保护管等附件的总称。其主要工作内容有：型钢的除锈、防腐;各种支架的制作与安装;电缆槽安装(电缆槽按其制造的材质主要为玻璃钢电缆槽架、钢制电缆槽架和铝合金槽架。);现场接线箱安装;保护管安装;电缆，电线敷设;电缆、电线导通、绝缘试验;仪表线路的配线。 (五) 中央控制室内的施工项目 施工项目包括：盘、柜、操作台型钢底座安装;盘、柜、操作台安装;控制室接地系统、控制仪表安装;综合控制系统设备安装;仪表电源设备安装与试验;内部卡件测试;综合控制系统试验;回路试验和系统试验(包括检测回路试验、控制回路试验、报警系统、程序控制系统和联锁系统的试验)。 (六) 工程验收 仪表工程的回路试验和系统试验进行完毕，即可开通系统投入运行;仪表工程连续48h 开通投入运行正常后，即具备交接验收条件;编制并提交仪表工程竣工资料。
技术要求 一.石油化工塔盘设计规范 1.塔盘的形式，应尽量减少其在安装时的焊接工作量。 2.可拆卸的塔盘零、部件应能在塔盘上部进行拆卸和安装，其大小应能通过塔 的人孔，单件的质量不宜大于30kg。 3.塔盘所用浮阀，应符合现行《FI型浮阀》JB1118的要求。 4.塔盘的制造与安装，应符合现行《塔盘技术条件》JB1205的要求。 5.塔盘的材料，应符合现行有关国家标准或行业标准的要求。未列入标准的材 料，必须符合有关技术条件的要求。 二.塔盘 1.机械加工件表面的自由尺寸公差按GB/T1804规定的m级精度；非机械加工件表面的自由尺寸公差c级精度。 若自由尺寸为长度尺寸时，则长度尺寸的上偏差等于孔的上偏差，下偏差等于轴的下偏差。 2.制成的零、部件内外边缘不应有影响使用、装配、检修的毛刺。 3.塔盘板局部平面度在300㎜长度内公差为2㎜。塔盘板在整个板面内的平面度公差为3㎜。 4.塔盘板长度的允差为（0~﹣4）㎜，宽度的允差为（0~﹣2）㎜。 5.F1型浮阀应符合JB/T1118的规定。 6.F1型浮阀塔盘板孔径应为Ф39﹢0.3﹣0.1㎜，相邻孔距的允差为±2㎜，任意孔距的允差为±5㎜。 a)相邻固定舌片中心距的允差为±2㎜，任意固定舌片中心距的允差为±5㎜。 b)固定舌片及舌片孔尺寸允差为0.5㎜。 c)相邻浮动舌片中心距的允差为±2㎜，任意浮动舌片中心距的允差为±5㎜。 7.受液盘的局部平面度在300㎜长度内差为2㎜。整个受液盘长度小于或等于4㎜时不得超过3㎜，长度大于4m时不得超过其长度的1/1000，且不得大于7㎜。 8.受液盘、降液板与塔体装配后，降液板底端与受液盘上表面的垂直距离K ±3㎜，降液板与受液盘立边的水平距离D的允差﹣3~﹢5㎜。 9.必须做出支持圈的基准圆，基准圆作为支持圈划线的基准，并应将此基准圆在塔内、外给以永久的明显标记。 支持圈与塔壁焊接后，其上表在300㎜弦长上的局部平面度为1㎜，整个支持圈的上表面水平公差为5㎜。 10.主梁、支梁制成后，上表面的局部平面度在300㎜长度内公差为1㎜，在整个上表面内的平面度公差为梁的长度的1/1000，且不得超过7㎜。 11.相邻两层支持圈的间距允差为±3㎜。任意两层支持圈间距的允差在20层内为±10㎜。
石油化工自动化仪表选型设计规范 SH 3005-1999 3 温度仪表 3.1单位和量程 3.1.1温度仪表的标度(刻度)单位，应采用摄氏度(C)。 3.1.2 温度标度(刻度)应采用直读式。 3.1.3 温度仪表正常使用温度应为量程的50%一70%，最高测量值不应超过量程的90%。多个测量元件共用一台显示表时，正常使甩温度应为量程的20%一90%，个别点可低到量程的10%。 3.2 就地温度仪表 3.2.1就地温度仪表应根据工艺要求的测温范围、精确度等级，检测点的环境、工作压力等因素选用。 3.2.2一般情况下，就地温度仪表宜选用带外保护套管双金属温度计，温度范围为-80一5OOC。刻度盘直径宜为1OOmm；在照明条件较差、安装位置较高或观察距离较远的场合，可选用15Omm。需要位式控制和报警的，可选用耐气候型或防爆型电接点双金属温度计。仪表外壳与保护管连接方式，宜按便于观察的原则选用轴向式或径向式，也可选用万向式。 3.2.3 在精确度要求较高、振动较小、观察方便的场合，可选用玻璃液体温度计，其温度范围:有机液体的为-80一1OO℃。需要位式控制及报警，且为恒温控制时，可选用电接点温度计。 3.2.4 被测温度在-200一50℃或-80一500℃范围内，在无法近距离读数、有振动、低温且精确度要求不高的场合，可选用压力式温度计。压力式温度计的毛细管应有保护措施，长度应小于2Om。 3.2.5 就地测量、调节，宜选用基地式温度仪表。 3.2.6关键的温度联锁、报警系统，需接点信号输出的场合，宜选用温度开关。 3.2.7 安装在爆炸危险场所的就地带电接点的温度仪表、温度开关，应选用隔爆型或本安型。 3.3集中检测温度仪表
《石油化工企业设计防火规范》（ GB50160-2008 ） Installations[ 液化石油气（ LPG ）设施的设计和建造 ] 第 5.1.2.5 条规定旋转设备与储罐的防 火间距为 15m （ 50ft ）。 5.3.5 罐组的专用泵区应布置在防火堤外，与储罐的防火间距应符合下列规定：1
距甲 A 类储罐不应小于 15m ； 2 距甲 B 、乙类固定顶储罐不应小于 12m ，距小于或等于 500m 3 的甲 B 、乙类固定顶 储罐不应小于 10m
； 3 距浮顶及内浮顶储罐、丙A 类固定顶储罐不应小于 10m ，距小于或等于 500m 3 的内 浮顶储罐、丙 A 类固定顶储罐不应小于 8m 。 [ 条文说明 ]
一般情况下，罐组防火堤内布置有多台罐，如将罐组的专用泵区布置在防火 堤内，一旦某一储罐发生罐体破裂，泄漏的可燃液体会影响罐组的专用泵的使用。罐组的专用泵区通常集中布置了多个品种可燃液体的输送泵，为了避免泵与储罐之间及不同品种可燃液体系统之间的相互影响，故规定了泵与储罐之间的防火间距。泵区包括泵棚、泵房及露天布置的泵组。 5.3.6 除甲 A 类以外的可燃液体储罐的专用泵单独布置时，应布置在防火堤外，与可燃液体 储罐的防火间距不限。 [ 条文说明 ] 当可燃液体储罐的专用泵单独布置时，其与该储罐是一个独立的系统，无论 哪一部分出现问题，只影响自身系统本身。储罐的专用泵是指专罐专用的泵，单独布置是指与其他泵不在同一个爆炸危险区内。因此，当可燃液体储罐的专用泵单独布置时，其与
该储罐的防火间距不做限制。甲 A 类可燃液体的危险性较大，无论其专用泵是否单独布置， 均应与储罐之间保持一定的防火间距。 5.3.7 压缩机或泵等的专用控制室或不大于 10kV 的专用变配电所，可与该压缩机房或泵 房等共用一幢建筑物，但专用控制室或变配电所的门窗应位于爆炸危险区范围之外，且专用控制室或变配电所与压缩机房或泵房等的中间隔墙应为无门窗洞口的防火墙。 范》（ GB50016 ）规定 “ 变、配电所不应设置在爆炸性气体、粉尘环境的危险区域内。供甲、 乙类厂房专用的 10kV
关于石油化工自动化仪表技术的应用探讨 发表时间：2019-01-21T15:37:40.093Z 来源：《建筑模拟》2018年第31期作者：牛文海 [导读] 从改革开放以来，国家的社会经济水平一直在努力发展，不断追逐世界的脚步。科学技术的发展促使国家对于各种能源的需求也逐渐增加。 牛文海 青岛石化检修安装工程有限责任公司山东青岛 266043 摘要：从改革开放以来，国家的社会经济水平一直在努力发展，不断追逐世界的脚步。科学技术的发展促使国家对于各种能源的需求也逐渐增加。石油，作为我国能源使用的主要生产原料，其开发采集的油田数量以及石油产量对于整个国家都非常重要。生产采集石油的化工企业，其社会责任也因此变得非常重大，他们必须做到满足国家经济运转和人民生活活动两方面对于石油的双重需要。石油化工领域内，自动化仪表技术经过长久的发展提升，依旧作为保证石油化工企业正常运作的最主要的仪器设备之一。它是企业生产、提升石油质量和产量、降低企业工业化生产原料技术成本的关键性技术，在企业之间的相对竞争力提升方面发挥着巨大的作用。就目前而言，自动化仪表技术已经在石油化工领域取得了一定成就，为企业工业化生产赢取了一定的社会收益和经济收益。本文将通过分析石油企业工业化生产过程中所采用的自动化仪表技术的应用，从而推动自动化仪表技术的优化发展，推广自动化技术在石油化工企业中的实际应用与发展，为后人的研究和使用提供理论依据。 关键词：石油化工；自动化仪表技术；应用探讨 引言 在石化生产中，化工仪表构成了其中的核心部分，运用化工仪表可以测定石化工业的数据及信息，从而为自动化的石化工业控制提供根据。近些年来，石化企业更多运用了新型的自动化技术，在自动化控制的前提下改进了工业仪表，进而确保了化工仪表具备更高的可靠性与精准性，从而创造更优良的石化生产效益。为此对于石油化工领域而言，有必要明确自动化控制的基本特征及其内容；结合自动化仪表技术的运用现状，探究可行的技术措施。 1自动化仪表技术使用的必要性 石油工业化生产过程中始终存在人工依赖问题和环境问题等，这些问题的出现不仅企业生产造成一定不利影响，同时企业生产出的产品质量也会遭受一定的影响。故企业在工业化生产过程中利用自动化仪表技术来改善和控制上述问题的出现是非常必要的，这也是自动化技术在石油化工生产领域内应用的重要性。对于要求生产质量高标准的企业而言，聘用操作人员，在生产过程中采取人工操作的方式很难达到企业所要求的精度标准，采取人工操作不仅会造成原料投入控制不稳定，生产流程和产品质量等方面都难以满足企业的要求，甚至有可能出现温度或压力过高的现象，导致对于最后的成品质量造成巨大的影响。严重时还会出现作业环境中的安全隐患，给操作人员的生命安全带来威胁。多数情况下采取单纯的人工操作会使生产过程中出现工作质量低等问题。石油化工企业的生产流程本身就是比较复杂、庞大的生产作业流水技术流程，如果过度依赖人工操作会产生对于劳动力的严重需求，这样不仅增加企业生产成本，还极有可能出现人力短缺的情况。人工操作的工作效率地下，远不如机械自动化生产的工作效率，所以人工操作的生产方式难以实现企业生产的需要，也无法跟上社会发展的步伐。 2自动化控制的基本技术特征 在传统的生产控制中，石油化工行业通常运用DCS控制的自动化策略来实现生产控制，DCS系统有助于简化流程，操作简单。近些年来，自动化控制相关的技术更新很快，更加先进智能。具体而言，自动化控制应当具备如下的技术特性。 2.1自动化的仪表控制有利于优化技术措施 近些年来，自动化控制的具体措施正在获得改进和提升。从化工领域来讲，大量使用单回路和串级控制。对于控制器规律通常可以选择PID方式。PID设置了独立性的软件包，包含了各种整定方法，智能PID还密切联系了软测量技术与动态变量技术等。目前很多化工企业已意识到PID技术的价值，因而开始尝试大量运用串级控制的仪表测控方式。 2.2交互界面是化工仪表控制的重要一环 化工仪表实现自动化控制，这个过程不能缺少交互性的人机界面。在显示器的辅助下，操作员可以观察到被控参数值，通过输入自动控制的设定值命令现场执行机构动作，进而为化工决策提供必要的参考。这在根本上符合了集成性的化工生产。从现状来看，人性化的交互界面正在逐步推广与普及，特别是新型自动化系统产生后，操作软件访问数据更加简单。交互界面是化工仪表控制的重要一环。 2.3自动化控制在本质上保障了安全性 石化行业表现出较强风险性，大多数生产操作都蕴含危险。为了消除风险，自动化的化工仪表有必要确保安全，对于各项风险都应当予以控制并且尽量消除。对于安全性加以综合考虑，自动化控制最根本的目标就在于在保证安全的前提下提升效益并且杜绝频繁发生化工事故。 3石油化工行业自动化仪表的控制技术的应用 3.1常规控制 常规控制是控制理论中最为基础的控制方式，主要包括顺序控制、批量控制和连续控制等。一般来说，常规控制的内容是比较固定的，即使系统已经升级更新，对于常规控制而言几乎没有变化。传统控制的发展，比如从常规DCS到新一代DCS，电气单元的有机组合等，其中包含的部分和内容如何都基本没发生什么变化。其次，常规控制涵盖的内容主要有：比例调节、分程调节控制、和PID调节等，其中PID调节是控制理论中最简单的调节控制方式。传统控制在控制学中，是对自动化工具最基本部分的控制，由于块数据和控制算法基本维持不变，因此主要通过配置选项和控制方案进行优化。 3.2先进控制 随着科学技术的不断发展，控制理论与多门学科不断地交叉融合，已经进入了现代控制阶段，出现了大量基于现代控制理论的智能算法，而且多变量的控制技术得到了广泛的应用。相较于传统的PID控制，目前，智能PID控制器已经比较常见了，而且应用前景广阔，因为它具有级联控制功能，能够使控制的效率更高，而且比传统的单轨控制系统更稳定。对于石化企业而言，智能PID控制器的出现，能够大大
第一章总则 第1.0.1条本规范适用于工业自动化仪表（以下简称仪表）工程的施工及验收。 第1.0.2条仪表工程的施工，应按照设计施工图纸和仪表安装使用说明书的规定进行；当设计无规定时,应符合本规范的规定；设备和材料的型号、规格和材质应符合设计规定；修改设计必须经过原设计部门的同意。 第1.0.3条仪表工程的施工，应做好与建筑、电气及工艺设备、管道等专业的配合工作。 第1.0.4条仪表工程中的电气设备、电气线路以及电气防爆和接地工程的施工,在本规范内未作规定的部分，应符合现行的国家标准《电气装置安装工程施工及验收规范》中的有关规定。 第1.0.5条仪表工程中的焊接工作，应符合现行的国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》的规定。 第1.0.6条仪表工程中供气系统的吹扫、供液系统的清洗、管子的切割方法、采用螺纹法兰连接高压管的螺纹和密封面的加工以及管路的连接等应符合现行的国家标准《工业管道工程施工及验收规范》的规定。 第1.0.7条仪表工程所采用的设备及主要材料应符合现行的国家或部颁标准的有关规定。 第1.0.8条待安装的仪表设备，应按其要求的保管条件分类妥善保管，仪表工程用的主要材料，应按其材质、型号及规格，分类保管。 第1.0.9条仪表工程应具备下列条件方可施工： 一、设计施工图纸、有关技术文件及必要的仪表安装使用说明书已齐全； 二、施工图纸已经过会审； 三、已经过技术交底和必要的技术培训等技术准备工作； 四、施工现场已具备仪表工程的施工条件。 第1.0.10条仪表工程的施工除应按本规范执行外尚应按现行的有关标准、规
范的规定执行。 第二章取源部件的安装 第一节一般规定 第2.1.1条取源部件的安装，应在工艺设备制造或工艺管道预制、安装的同时进行。 第2.1.2条安装取源部件的开孔与焊接工作，必须在工艺管道或设备的防腐、衬里、吹扫和压力试验前进行。 第2.1.3条在高压、合金钢、有色金属的工艺管道和设备上开孔时，应采用机械加工的方法。 第2.1.4条在砌体和混凝土浇注体上安装的取源部件应在砌筑或浇注的同时埋入，当无法做到时，应予留安装孔。 第2.1.5条安装取源部件不宜在焊缝及其边缘上开孔及焊接。 第2.1.6条取源阀门应按现行的国家标准《工业管道工程施工及验收规范》的规定检验合格后，才能安装。 第2.1.7条取源阀门与工艺设备或管道的连接不宜采用卡套式接头。 第二节温度取源部件 第2.2.1条温度取源部件的安装位置应选在介质温度变化灵敏和具有代表性的地方,不宜选在阀门等阻力部件的附近和介质流束呈死角处以及振动较大的地方。 第2.2.2条热电偶取源部件的安装位置，宜远离强磁场。 第2.2.3条温度取源部件在工艺管道上的安装应符合下列规定： 一、与工艺管道垂直安装时，取源部件轴线应与工艺管道轴线垂直相交。 二、在工艺管道的拐弯处安装时，宜逆着介质流向，取源部件轴线应与工艺管道轴线相重合。 三、与工艺管道倾斜安装时，宜逆着介质流向，取源部件轴线应与工艺管道轴线相交。 第2.2.4条设计规定取源部件需要安装在扩大管上时,扩大管的安装应符合
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/5a6113292.html, 石油化工自动化设备 作者：哈丽旦.木合塔尔阿不都拉.阿不力米提 来源：《科技传播》2011年第16期 摘要随着科学技术的发展，石油化工企业自动化设备的投入率越来越高，但是在生产作 业中还存在着诸多问题，脱离了自动化设备的初衷。本文从企业的作业环境以及自动化设备本身情况就对这一问题进行了浅析。 关键词石油化工企业；自动化设备；作业环境 中图分类号TE3 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2011）49-0070-01 石油化工中涉及到的自动化设备有石油化工控制系统、化工仪表、化工阀门、化工业电视、单井监控系统等。目前，我国石油化工自动化设备装置的作业要求是能够连续性生产，而且设备应该具有长周期运行作业能力。石油化工的自动化设备在整个作业环境中投用率比较高，这种现象为单元装置的自动化控制提供了有效的资源保障，石油化工企业在具有先进科学生产力的情况下经济效益才能提高发展。 1 石油化工自动化设备使用存在的问题 石油化工自动化设备存在的问题主要包括以下几个方面：系统内部控制自身原因不合理、石油工艺控制设备故障以及现场工业操作不稳等情况。 系统内部控制自身原因的不合理性主要体现在控制系统在使用前选型不合理，没有对石油工业的施工条件进行周密的考察而直接采购，这样增加了使用控制的成本，使自动化控制设备的使用难度加大，特别是在石油化工中的串级、比值、分程等复杂控制程序，要求的控制使用初始化条件多，对于不同的作业环境需要进行多次、反复的调整作业控制设备参数，使用过程中调整参数的难度比较大，不能够完全的实现自动化的真正含义，除此之外，由于自动化设备参数的调整难度比较大，大多数设备装置运行了几年都未对其进行调整，而有的却把参数调整权限下放给操作员工，导致设备参数调节过于频繁，严重影响了正常的作业运行生产。 石油工艺控制设备故障主要体现在自动化设备的使用过程出现的故障现象。化工调节阀关闭不够严密，有少量的漏液、漏气现象，操作动作滞后，自动化设备实时性比较低，有时候后甚至会出现响应失灵以及卡塞。对于数字化的设备来说，有时候后自动化设备的数字信息损失比较严重，在正常的作业环境中，温度、流量和压力都不是连续性变化的，对与数字显示要求比较高的数字化控制设备，不能够及时的反应由于温度或者是压力的变化而影响的化学反应过程，滞后过大，有经验的操作人员只能手动投入生产。 现场工业操作不稳和石油企业自身的原因有关系，目前石油化工企业主要出现上线原料不足或者是超负荷作业情况，对与这两种极端现象都出现在企业作业设计的工程下限或者是上限
目次 1 总则 (1) 2 术语 (2) 3 火灾危险性分类 (5) 4 区域规划与工厂总平面布置 (6) 4.1 区域规划 (6) 4.2 工厂总平面布置 (8) 4.3 厂内道路 (11) 4.4 厂内铁路 (11) 5 工艺装置和系统单元 (13) 5.1 一般规定 (13) 5.2 装置内布置 (13) 5.3 泵和压缩机 (17) 5.4 污水处理场和循环水场 (17) 5.5 泄压排放和火炬系统 (18) 5.6 钢结构耐火保护 (20) 5.7 其他要求 (20) 6 储运设施 (22) 6.1 一般规定 (22) 6.2 可燃液体的地上储罐 (22) 6.3 液化烃、可燃气体、助燃气体的地上储罐 (24) 6.4 可燃液体、液化烃的装卸设施 (26) 6.5 灌装站 (27) 6.6 厂内仓库 (27) 7 管道布置 (28) 7.1 厂内管线综合 (28) 7.2 工艺及公用物料管道 (28) 7.3 含可燃液体的生产污水管道 (29) 8 消防 (30) 8.1 一般规定 (30) 8.2 消防站 (30) 8.3 消防水源及泵房 (30) 8.4 消防用水量 (31) 8.5 消防给水管道及消火栓 (32) 8.6 消防水炮、水喷淋和水喷雾 (33) 8.7 低倍数泡沫灭火系统 (34) 8.8 蒸汽灭火系统 (34) 8.9 灭火器设置 (35) 8.10 液化烃罐区消防 (35) 8.11 建筑物内消防 (36) 8.12 火灾报警系统 (37) 9 电气 (39) 9.1 消防电源、配电及一般要求 (39) 9.2 防雷 (39)
9.3 静电接地 (39) 附录A 防火间距起止点 (41) 本规范用词说明 (42) 1 总则 1.0.1 为了防止和减少石油化工企业火灾危害，保护人身和财产的安全，制定本规范。 1.0.2 本规范适用于石油化工企业新建、扩建或改建工程的防火设计。 1.0.3 石油化工企业的防火设计除应执行本规范外，尚应符合国家现行的有关标准的规定。 2 术语 2.0.1 石油化工企业 petrochemical enterprise 以石油、天然气及其产品为原料，生产、储运各种石油化工产品的炼油厂、石油化工厂、石油化纤厂或其联合组成的工厂。 2.0.2 厂区 plant area 工厂围墙或边界内由生产区、公用和辅助生产设施区及生产管理区组成的区域。 2.0.3 生产区 production area 由使用、产生可燃物质和可能散发可燃气体的工艺装置和/或设施组成的区域。 2.0.4 公用和辅助生产设施 utility ＆auxiliary facility 不直接参加石油化工生产过程，在石油化工生产过程中对生产起辅助作用的必要设施。 2.0.5 全厂性重要设施 overall major facility 发生火灾时，影响全厂生产或可能造成重大人身伤亡的设施。全厂性重要设施可分为以下两类： 第一类全厂性重要设施：发生火灾时可能造成重大人身伤亡的设施。 第二类全厂性重要设施：发生火灾时影响全厂生产的设施。 2.0.6 区域性重要设施 regional major facility 发生火灾时影响部分装置生产或可能造成局部区域人身伤亡的设施。 2.0.7 明火地点 fired site 室内外有外露火焰、赤热表面的固定地点。 2.0.8 明火设备 fired equipment 燃烧室与大气连通，非正常情况下有火焰外露的加热设备和废气焚烧设备。 2.0.9 散发火花地点sparking site 有飞火的烟囱、室外的砂轮、电焊、气焊（割）、室外非防爆的电气开关等固定地点。 2.0.10 装置区 process plant area 由一个或一个以上的独立石油化工装置或联合装置组成的区域。 2.0.11 联合装置 multiple process plants 由两个或两个以上独立装置集中紧凑布置，且装置间直接进料，无供大修设置的中间原料储罐，其开工或停工检修等均同步进行，视为一套装置。
2012年4月 内蒙古科技与经济 A pril 2012 第8期总第258期 Inner M o ngo lia Science T echnolo gy &Economy N o .8T o tal N o .258 浅谈使用改良西门子法还原工序的自动化仪表选型注意事项 张 巍 (内蒙古神舟硅业有限责任公司,内蒙古呼和浩特 010000) 摘 要:文章对如何提升改良西门子法还原工序的仪表使用寿命,以及还原工序在仪表选型中的注意事项进行了讨论,提出了能够提升仪表使用寿命,提高多晶硅生产稳定性的具体措施。 关键词:多晶硅;还原工序;西门子法;选型 中图分类号:T H81 文献标识码:A 文章编号:1007—6921(2012)08—0111—02 由于我国对西门子改良法技术中的一些关键点还没有完全掌握,且使用西门子改良法生产多晶硅的工艺中工况条件较特殊、引进技术不够成熟、经验积累不足,对自动化仪表的选型上存在很多问题,仪表的使用效果和寿命与一般装置比较有较大差异。 1 改良西门子法的工艺特点 多晶硅生产的西门子工艺,其原理就是在1100℃左右的高纯硅芯上用高纯氢还原高纯三氯氢硅,生成多晶硅沉积在硅芯上。改良西门子工艺是在传统西门子工艺的基础上采用了闭环式运行方式生产多晶硅,因此同时具备节能、降耗、回收利用生 产过程中伴随产生的大量H 2、 HCL 、SiCI 4等副产物以及大量副产热能的配套工艺。目前世界上绝大部分厂家均采用改良西门子法生产多晶硅。还原工序作为多晶硅产品生产中最重要的一环,重要性不言而喻。重要工艺流程如图1 所示。 图1 工艺流程 2 温度测量仪表存在的问题及选型注意事项 还原工序是改良西门子法生产多晶硅中最重要的工序,其原理就是在1100℃左右的高纯硅芯上用高纯氢还原高纯三氯氢硅,生成多晶硅沉积在硅芯上。由于西门子法生产多晶硅的特殊性,必须采用非接触式测温方式才能满足多晶硅生产的纯度要求,通常的测量方式为红外测温方式。 在测温仪表的实际应用中,还存在以下不可避免的实际问题: 硅芯直径在刚开始生产时只有 10mm 左右,如何能够保证红外测温仪能够精确瞄准所要测量的硅芯目标? 用红外测温仪适时测量硅芯的温度时,必须透过还原炉的密封石英窗口瞄准炉内目标,但在生产过程中,夹层靠炉内侧或密封石英窗口的夹层冷却水中可能会有某些颗粒物,从而对石英窗口造成一定程度的污染。如何克服这种污染对透过率可能产生的影响而不会导致实际测量误差? 由于还原工序的物料特性,以及拆装还原炉过程中不可避免的少量物料泄露,红外测温仪探头长时间在此环境下接触可能会发生污染,如何避免探头污染造成对透过率可能产生的影响? 传统的光纤式红外测温仪探头比较娇贵,容易出现损坏或折断,如何选择合适的红外测温仪? 只有充分了解多晶硅生产工艺并重视可能出现的上述问题,才有可能找到解决问题的办法。为了改善温度测量,宜选用双色(双波长)红外测温仪,双色模式特别适用于测量局部被遮挡的目标,无论是断续的,还是一直被遮挡,如存在其他物体的遮挡、开孔、狭缝、观察窗对能量的衰减,以及大气中灰尘、烟雾、水气的影响。双色模式也可用于测量无法充满测量视场的目标温度,但背景温度必须比目标温度低很多。此类测温仪不严格要求被测目标必须充满测温仪视场。除了采用双色红外,测温仪在实际应用中还应注意以下问题: 增加红外测温仪数量,通过DCS 对红外测温仪的数据进行对比校正,可以真正实现硅芯温度实时测量及控制; 选用透镜型探头,由于光纤型探头易折断,焦距固定不可调,瞄准不方便只能调整探头位置,不利于温度的准确测量; 选择配套支架,对红外测温仪进行可靠的对准及固定,避免人为或外界因素使红外测温仪无法对准目标; 选用易清理和拆装的红外测温探头。3 自动控制阀门存在的问题及注意事项 由于还原工序的尾气直接排放,温度非常高,一般约350℃～370℃,而普通的球阀采用聚四氟乙烯阀座,最高只能耐受270℃,在压力较高的工艺条件下更容易发生磨损、变形和泄露。若阀门选型不当则使用寿命非常短。应根据流动介质的压力、腐蚀性、 ? 111? 收稿日期:2012-02-22
石油化工自动化仪表技术的的应用分析 摘要：针对石油化工自动化仪表技术的应用进行分析，介绍了石油化工企业当 中自动化仪表技术的几个类型，分别为，物味仪表，流量仪表。结合当前石油化 工企业发展现状，探讨可使用自动化仪表技术的必要性。最后，结合这些内容， 总结石油化工企业自动化仪表技术的应用情况，内容主要有：自适应控制、最优 控制、理性引进、加大科技投入。 关键词：石油化工；自动化仪表；物位仪表 随着科学技术的不断发展，在石油化工企业中也引进了大量的先进技术和先 进设备，石油化工企业具有一定特殊性，对自动化仪表技术进行应用，能够在一 定程度上提升产品生产效率，同时为工作人员的人身安全提供一定保障。因此， 研究当前石油化工企业使用的自动化仪表技术情况，分析不同自动化仪表技术的 适用范围，探讨在对这些设备使用过程中应当注意的问题，对于石油化工企业未 来发展具有重要意义。 1 石油化工自动化仪表的类型 1.1 物味仪表 结合应用对象的不同将物位仪表进行进一步划分，还可以将仪表分成两种类型，分别为料位表和液位表。这两种仪表通常被应用在两相物资的计量中，被人 们称作是相位计。其中电子型物位仪表的应用较为广泛，这种仪表的使用量已经 超过了机械式物位仪表。人们应用的电子型物位仪表当中，使用和发展最为广泛 的是非接触式物位仪表。 1.2 流量仪表 流量仪表主要被应用在对是由输送管道当中的单位时间内流载物体的体积进 行测量，该种类型的仪表同样在石油化工企业当中广泛应用，属于一种自动化仪表。对于流量计而言，其已经被应用在石油开采、石油运输和石油冶炼、石油交 工等领域，伴随着当前我国石油贸易不断增加，能够对大量的输送管道进行测量，同时也可以对微小的输送管道进行测量，该仪器逐渐成为石油化工企业的新能需要。流量仪表使用过程中，稳定性极高，同时还具备一定的耐腐蚀性能，测量精 度较高，并不会因为其他因素而干扰。 2 应用石油化工自动化仪表技术的必要性 对于石油化工企业而言，进行具体生产过程中，存在一定的人工依赖问题， 同时也存在一定环境问题等，这些问题的存在不但给石油化工企业带来一定影响。同时还会对企业生产和质量带来影响。因此，对自动化仪表技术进行科学应用， 并且对其进行进一步改善和控制，十分必要，这也是应用自动化技术的重要性。 当石油化工企业具体生产过程中，一些企业对生产过程要求较高，采用人工 操作方式，难以达到工作精度的需求，这不仅给材料控制带来影响，也导致生产 流程和产品追量等方面很难满足企业对质量的需求。在一定程度上，还有可能会 导致温度超标现象，这种情况下，会给最后的品质带来影响，如果后果严重，可 能会出现安全隐患，从而给工作人员的生命安全带来威胁[1]。 如果过分依赖人工操作方式，会导致操作程度过低、工作效率低下等问题， 这种情况下，所生产出来的产品中会出现一定量的次品。对于对于石油化工企业 而言，可能会有人力短缺的现象出现。对于人力操作而言，其工作效率有限，和 机械相比存在较大的差距，这就促使企业生产需求难以实现，导致企业竞争力下降。如果生产过程中，一个区域中集中大量的工人，也为其安全埋下隐患。
《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-2008） 2 工艺装置或可能散发可燃气体的设施与工艺装置明火加热炉的防火间距应按明火地点的防火间距确定； 3 全厂性消防站、全厂性消防水泵房与甲类工艺装置的防火间距不应小于50m。区域性重要设施与相邻设施的防火间距，可减少25%（火炬除外）； 4 与散发火花地点的防火间距，可按与明火地点的防火间距减少50%（火炬除外），但散发火花地点应布置在火灾爆炸危险区域之外； 5 罐组与其他设施的防火间距按相邻最大罐容积确定；埋地储罐与其他设施的防火间距可减少50%（火炬除外）。当固定顶可燃液体罐采用氮气密封时，其与相邻设施的防火间距可按浮顶、内浮顶罐处理；丙B类固定顶罐与其他设施的防火间距可按丙A类固定顶罐减少25%（火炬除外）； 6 单罐容积等于或小于1000m3，防火间距可减少25%（火炬除外）；大于50000m3，应增加25%（火炬除外）； 7 丙类液体，防火间距可减少25%（火炬除外）。当甲B、乙类液体铁路装卸采用全密闭装卸时，装卸设施的防火间距可减少25%，但不应小于10m（火炬除外）； 8 本项包括可燃气体、助燃气体的实瓶库。乙、丙类物品库（棚）和堆场防火间距可减少25%（火炬除外）；丙类可燃固体堆场防火间距可减少50%（火炬除外）； 9 丙类泵(房)，防火间距可减少25%（火炬除外），但当地上可燃液体储罐单罐容积大于500 m3时，不应小于10m；地上可燃液体储罐单罐容积小于或等于500 m3时，不应小于8m； 10 污油泵的防火间距可按隔油池的防火间距减少25%（火炬除外）；其他设备或构筑物防火间距不限； 11 铁路走行线和原料产品运输道路应布置在火灾爆炸危险区域之外。括号内的数字用于原料及产品运输道路； 12 表中“—”表示无防火间距要求或执行相关规范。 第11 页共48 页
工业自动化仪表工程施工及验收规范
工业自动化仪表工程施工及验收规范 第一章总则 第1.0.1条本规范适用于工业自动化仪表（以下简称仪表）工程的施工及验收。 第1.0.2条仪表工程的施工，应按照设计施工图纸和仪表安装使用说明书的规定进行；当设计无规定时,应符合本规范的规定；设备和材料的型号、规格和材质应符合设计规定；修改设计必须经过原设计部门的同意。 第1.0.3条仪表工程的施工，应做好与建筑、电气及工艺设备、管道等专业的配合工作。 第1.0.4条仪表工程中的电气设备、电气线路以及电气防爆和接地工程的施工,在本规范内未作规定的部分，应符合现行的国家标准《电气装置安装工程施工及验收规范》中的有关规定。 第1.0.5条仪表工程中的焊接工作，应符合现行的国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》的规定。 第1.0.6条仪表工程中供气系统的吹扫、供液系统的清洗、管子的切割方法、采用螺纹法兰连接高压管的螺纹和密封面的加工以及管路的连接等应符合现行的国家标准《工业管道工程施工及验收规范》的规定。 第1.0.7条仪表工程所采用的设备及主要材料应符合现行的国家或部颁标准的有关规定。 第1.0.8条待安装的仪表设备，应按其要求的保管条件分类妥善保管，仪表工程用的主要材料，应按其材质、型号及规格，分类保管。 第1.0.9条仪表工程应具备下列条件方可施工： 一、设计施工图纸、有关技术文件及必要的仪表安装使用说明书已齐全； 二、施工图纸已经过会审； 三、已经过技术交底和必要的技术培训等技术准备工作； 四、施工现场已具备仪表工程的施工条件。 第1.0.10条仪表工程的施工除应按本规范执行外尚应按现行的有关标准、规范的规定执行。
塔设备设计 设计规范 塔设计规范如表。 表设计规范 规范标准号 《石油化工塔形设备设计规范》SH 3098-2011 《石油化工塔盘设备设计规范》SH 3088-1998 《石油化工钢制塔、容器现场组焊施工工艺标准》SH3524-1999 《建筑抗震设计规范》GB 50011-2010 《建筑结构载荷规范》GB 50009-2001 设计要求 作为主要用于传质过程的塔设备，必须保证气液两相充分接触，以获得较高的传质效率；同时还应充分考虑设备的经济费用。为此，塔设备应满足以下基本要求： 1）气液两相充分接触，分离效率高； 2）生产能力大，即气液相处理量大； 3）操作弹性大，对气液相负荷波动具有较强的适应性，即能维持操作的稳定性，保持高的分离效率； 4）流体流动阻力小，流体通过塔设备的压降小； 5）结构简单可靠，材料耗用量少，制造安装容易，以降低设备投资，同时尽可能降低操作费用； 6）耐腐蚀和不易堵塞。 本厂有5个塔，我们对其进行了详细设计，并以精馏塔T201为例阐述详细
的计算和选型过程。 工艺参数设计 生产能力 根据Aspen模拟得到塔T201进料量为／h（泡点进料）,塔顶采出量为／h，塔底物料流量为／h。 操作参数 精馏塔T101操作参数如表。 表精馏塔T101操作参数 操作压力回流比进料状态理论板数进料位置 泡点进料301 物料衡算和能量衡算 （1）物料衡算 选取整个塔作为衡算系统，则其共有3股物料：进料、塔顶出料、塔底出料，故有 =+（单位：kmol / h）。 （2）能量衡算 同样选取整个塔作为衡算系统，则能量可分为两部分：加热负荷和冷却负荷。由Aspen 模拟结果可知，加热负荷为，冷凝负荷为。 基本结构设计 塔设备选型原则 气液传质分离用的最多的为塔式设备。它分为板式塔和填料塔两大类。板式塔和填料塔均可用作蒸馏、吸收等气液传质过程，但两者各有优缺点，根据具体