СКАЧАТЬ:  uso-100.zip [5,45 Mb] (cкачиваний: 229)

Курсовой Проект

по дисциплине:

«Автоматизация технологических процессов и производств»

на тему:

«Установка сероочистки-100»

1.Реферат

Курсовой проект по дисциплине: "Автоматизация технологических процессов и производств" на тему  "Установка сероочистки -100".

Данная установка относится к управлению «Татнефтегазпереработка» при ОАО «ТатНефть».

Установка  предназначается для очистки от сероводорода нефтяных газов высокосернистых нефтей, а также газов с блоков очистки высокосернистых нефтей от сероводорода  методом отдувки. Содержание сероводорода (Н₂S) в сырье достигает 3,51 % масс., а двуокиси углерода (СО₂) - 2,17 % масс. или 3,84 % об. и 1,84 % об., соответственно. А наличие серы  отрицательно сказывается на качестве продуктов и на состоянии оборудования.

Установка рассчитана на извлечение не менее 97% сероводорода от содержания её в газе.

Курсовой проект содержит:

расчётно-пояснительную записку, которая состоит из введения, технологической, технической, экспериментальной, расчётной, проектной части;

чертёжи блока подготовки нефтяного газа и блока очистки нефтяного газа от сероводорода;

приложения: спецификация схем автоматизации, используемые в работе сокращения

Введение

Установка очистки высокосернистого нефтяного газа от сероводорода предназначена для очистки от сероводорода нефтяных газов высокосернистых нефтей, а также газов с блоков очистки высокосернистых нефтей от сероводорода  методом отдувки.

Содержание сероводорода в нефтяных газах отрицательно сказывается на состоянии технологического оборудования, сокращая срок их службы и повышая коррозию.Установка запроектирована одним технологическим потоком. Производительность по газу нового блока очистки составляет 18200,0 кг/час или 10963 нм³/час. Содержание сероводорода (Н₂S) в сырье достигает 3,51 % масс., а двуокиси углерода (СО₂) - 2,17 % масс. или 3,84 % об. и 1,84 % об., соответственно.

Установка сероочистки УСО-100 содержит в своем составе:

- систему очистки основного газа,

- систему теплоносителя,

- систему циркуляции амина,

- систему «кислого» газа.

         Готовой продукцией установки является очищенный  от сероводорода углеводородный газ, качество которого должно отвечать следующему требованию:остаточное содержание сероводорода - не более 2 г/100м³ газа.

3. Технологическая часть

3.1 Общая характеристика производственного подразделения.

Назначение технологического процесса

Установка очистки высокосернистого нефтяного газа от сероводорода представляет собой новый блок, связанный единой технологией с существующей установкой сероочистки УСО-60, газокомпрессорной станцией.

Назначение – установка  предназначается для очистки от сероводорода нефтяных газов высокосернистых нефтей, а также газов с блоков очистки высокосернистых нефтей от сероводорода  методом отдувки.

Установка запроектирована одним технологическим потоком. Проектная производительность по газу нового блока очистки составляет 18200,0 кг/час или 10963 нм³/час. Содержание сероводорода (Н₂S) в сырье достигает 3,51 % масс., а двуокиси углерода (СО₂) - 2,17 % масс. или 3,84 % об. и 1,84 % об., соответственно.

Установка рассчитана на извлечение не менее 97% сероводорода от содержания её в газе, с учетом конверсии сероводорода на блоке №400 получения элементарной серы УСО-60. Остальное количество его утилизируется в виде диоксида серы с прокаленным отходящим газом через дымовую трубу печи дожига на блоке №400 УСО-60.

Установка сероочистки УСО-100 с вводом в эксплуатацию блоков 100/1, 200/1 с подключением к действующим блокам УСО-60 содержит в своем составе:

- систему очистки основного газа:

• сепаратор V-100/1,
• подземная емкость Е-218/1,
• блок дозирования ингибитора БР-3,
• приемный газопровод до газокомпрессорной станцией (ГКС),
• нагнетательный газопровод от ГКС,
• сепаратор V-105/1,
• колонна абсорбции К-200/1,
• газовый сепаратор V-207/1,
• газопровод на блок №300 УСО-60.

- систему теплоносителя:

• трубопровод раствора ДЭГ с УСО-60 до УСО-100,
• коллектор диэтиленгликоля (ДЭГ) на УСО-100,
• испарители И-206/1-А,В,
• дополнительный огневой подогреватель П-215/1 с буферной емкостью V-216/1 и циркуляционным насосом Н-214/1-А,В
• обратный коллектор ДЭГа,
• трубопровод раствора ДЭГ с УСО-100 на УСО-60.

- систему циркуляции амина:

• расходная емкость амина V-210/1,
• насосы Н-211/1-А,В,С,
• воздушный холодильник В-208/1,
• колонна регенерации К-202/1,
• пластинчатые теплообменники Т-201/1-А,В,
• испарители И-206/1-А,В.

- систему «кислого» газа:

• воздушный холодильник В-203/1,
• сепаратор V-204/1,
• насосы Н-205/1-А,В,
• газопровод «кислого» газа на блок № 400 УСО-60.

3.2 Характеристика исходного сырья, реагентов, готовой продукции

и вспомогательных материалов.

     Исходным сырьем на объекте является высокосернистый нефтяной газ с промыслов добычи высокосернистых нефтей совместно с газами с блоков очистки высокосернистых нефтей от сероводорода методом продувки характерным резким запахом сероводорода. Сероводород в составе нефтяного газа является вредным веществом 2-го класса опасности. Действие на людей - наркотическое, острые катары верхних дыхательных путей.

Примерный состав нефтяного газа приведен в табл. 1

Таблица 1

Давление исходного нефтяного газа на входе установки 0,1¸0,5 кгс/см² (0,01¸0,05 МПа), температура  в пределах 0 ¸ плюс 20°С.

Готовой продукцией установки является очищенный  от сероводорода углеводородный газ, качество которого должно отвечать следующему требованию:

-остаточное содержание сероводорода - не более 2 г/100м³ газа.

Давление газа на выходе с установки должно быть не менее 2,0 кгс/см² (0,25 МПа), а температура не более плюс 35°С.

         В качестве поглотительного раствора сероводорода (абсорбента) используется метилдиэтаноламин (МДЭА – химическая формула С₅Н₁₃О₂N) в виде 34% водного раствора. МДЭА является вредным веществом 3-го класса опасности, обладает резким запахом аммиака, вызывает раздражение кожи, глаз, дыхательных путей.

         В качестве теплоносителя на установке используется 50 % водный раствор диэтиленгликоля (ДЭГ - хим. формула С₄Н₁₀О₃). ДЭГ - бесцветная жидкость, является вредным веществом 3-го класса опасности, при попадании в организм вызывает острое отравление, раздражает кожу, глаза.

         Для защиты оборудования от коррозии на установке используются ингибиторы коррозии. Ингибитор коррозии типа ТХ-1112 применяется для защиты газовых трактов и дозируется в трубопровод сернистого газа на блоке 100/1. Ингибитор коррозии типа СХ/956Т дозируется в систему раствора МДЭА на блоке 200/1.

         Для предотвращения пенообразования в абсорбере К-200/1 и десорбере К-202/1 используется антивспениватель типа TRAVIS AF10C. Антивспениватель дозируется в систему раствора МДЭА на блоке 200/1.

         Для охлаждения центробежных насосов используется замкнутая система антифризного хозяйства.

3.3 Описание технологической схемы процесса и схемы автоматизации

На предприятии имеются:

• Блок 100/1. Подготовка нефтяного газа
• Блок 200/1. Очистка нефтяного газа от сероводорода.
• Блок 300. Осушка очищенного газа.
• Блок 400. Получение элементарной серы.
• Блок 500. Факельная система.
• Блок 700. Контур гликолевого теплоносителя.

Блок 100/1. Подготовка нефтяного газа

Сероводородсодержащий нефтяной газ с промыслов добычи высокосернистой нефти, совместно с газами с блоков очистки высокосернистой нефти от сероводорода методом продувки, с давлением 0,01-0,05 МПа (0,1-0,5 кгс/см²) и температурой 0-20⁰С  поступает во входной сепаратор V-100/1, где освобождается от капельной  влаги. Далее газ из сепаратора V-100/1 направляется на компримирование в газокомпрессорную станцию (ГКС). Жидкость, накапливающаяся в сепараторе, дренируется в подземную емкость Е-218/1 через регулирующий электроприводной клапан ЗД3 (поз.2). Кроме того, по аварийно-высокому уровню поплавковым индикатором типа сигнализируется и производится  автоматически  отсечка  поступления  газа в сепаратор V-100/1 электроприводной задвижкой ЗД2 (поз.13), сброс газа на факел через электроприводную задвижку ЗД1 (поз.12)  и  сброс  жидкой  фазы в подземную  емкость Е-218/1 открытием электроприводного клапана ЗД3.

Компримированный и охлажденный в АВГ-1 газ с температурой 16 -35 ºС поступает на технологическую площадку блока 200/1 в выходной сепаратор V-105/1, где освобождается от жидкой фазы и поступает в абсорбер К-200/1.

Уровень жидкой фазы в сепараторе замеряется и регулируется уровнемером на выносной колонке и через регулирующий электроприводной клапан ЗД4 (поз.10) жидкость  из  сепаратора V-105/1 автоматически отводится в емкость Е-218/1. Кроме того, по аварийно-высокому уровню производится автоматически сброс жидкой фазы в подземную емкость Е-218/1 открытием электроприводного клапана ЗД4.

         Для автоматизированного приготовления и дозированного ввода жидких ингибиторов коррозии в газопровод перед сепаратором V-100/1 с целью защиты трубопроводов и оборудования от коррозии  смонтирована установка дозированной подачи химреагента БР-3.

Сброс жидкой фазы с сепараторов V-100/1, V-105/1,V-204/1 и дренирование с емкости реагента и коммуникаций БР-3 производится в подземную  емкость Е-218/1 объемом 8м³. Жидкость с емкости Е-218/1 откачивается погружным насосом Н-218/1 в автоцистерну.

Предусмотрен перепуск части газа от нагнетательного коллектора после сепаратора V-105/1 во входной сепаратор V-100/1 при понижении давления  в сепараторе  V-100/1 ниже 0,07 кгс/см² вследствие уменьшения расхода газа на установку.

3.3.2. Блок 200/1. Очистка нефтяного газа от сероводорода.

Очистка газа от сероводорода обеспечивается  34%-ным  водным раствором метилдиэтаноламина (МДЭА), который поглощает сероводород селективно относительно углекислого газа. Основная часть углекислого газа остается в очищенном газе.

Сернистый нефтяной газ с содержанием сероводорода не более 6,0 % об. по трубопроводу Ду250 поступает из сепаратора V-105/1 в нижнюю часть абсорбера К-200/1. Раствор МДЭА подается в верхнюю часть абсорбера К-200/1. При этом из газа извлекается практически весь сероводород и частично углекислый газ. Предусмотрена подача умягченной воды из блока № 900 в верхнюю часть колонны К-200/1.

Режим работы абсорбера К-200/1:

• давление 0,30–0,40  МПа (3,0–4,0 кгс/см²);
• температура 23–39 ºС;
• уровень жидкой фазы 500–1200  мм от цилиндрической части куба.

Газ, освобожденный от сероводорода, из верхней части абсорбера К-200/1 поступает в газовый сепаратор V-207/1, где отделяется от газа унесенный раствор МДЭА. В зависимости от уровня жидкости в V-207/1 производится автоматическое дренирование насыщенного раствора амина в емкость V-210/1 открытием задвижки ЗД5 (поз.14) или ручное дренирование с сепаратора в подземную емкость Е-213/1. При превышении максимального уровня в емкости V-207/1, сигнал поступает на электроприводные задвижки ЗД1 (на факел с блока 100/1), ЗД2 (основной газ на блок 200/1) и ЗД5 (поз.14) с V-207/1. Установка автоматически останавливается. При этом открывается задвижка ЗД1, закрывается задвижка ЗД2 и весь газ перед сепаратором V-100/1 направляется на факел. Задвижка ЗД5 открывается и жидкая фаза дренируется в подземную емкость Е-213/1.

Очищенный газ из V-207/1 с давлением 0,250-0,375 МПа (2,50-3,75 кгс/см²) через регулирующий клапан (поз.4) направляется на осушку в блок № 300 УСО-60 к осушителю К-301. Часть газа через регулирующий клапан (поз.47) и параллельно смонтированные расходомеры направляется на отдувку сернистой нефти на объекты НГДУ «Альметьевнефть» и «Ямашнефть», соответственно.

Раствор насыщенного  МДЭА  из куба абсорбера К-200/1 с давлением до 0,34 МПа (3,4 кгс/см²) и температурой до 45 ºС поступает в параллельно работающие пластинчатые теплообменники Т-201/1-А,В, где подогревается до температуры 97 ºС потоком раствора регенерированного МДЭА из испарителей И-206/1-А,В. Перед теплообменниками Т-201/1-А,В раствор МДЭА подвергается фильтрации на одном из фильтров F-209/1 -C,D.

Далее через регулирующий клапан (поз. «А») с давлением до 0,190 МПа (1,9 кгс/см²) раствор насыщенного МДЭА поступает в колонну регенерации К-202/1.

В колонне регенерации К-202/1 производится «отпарка» насыщенного раствора  МДЭА от сероводорода, углекислого газа и воды.

Режим работы колонны регенерации К-202/1:

• давление 0,05–0,08 МПа (0,5–0,8 кгс/см²);
• температура в кубе колонны 116–124 ^оС;
• температура верха 90–105 ^оС;
• уровень жидкой фазы в кубе колонны  360 – 1000 мм.

Подвод тепла к колонне К-202/1 осуществляется через испарители И-206/1-А,В, обогреваемые теплоносителем-гликолем, поступающим с общего коллектора Ду150 горячего ДЭГа с температурой до 160 ^оС. Температура амина в испарителях поддерживается в пределах 118-125 ºС изменением расхода теплоносителя к испарителям И-206/1-А,В.

Раствор регенерированного МДЭА из испарителей  И-206/1-А,В с температурой до 118 ºС и давлением  до 0,08 МПа (0,8 кгс/см²) поступает на прием насосов Н-211/1-А,В и с давлением до 0,75-0,80 МПа (7,5-8,0 кгс/см²) направляется в теплообменники Т-201/1-А,В. В теплообменниках Т-201/1-А,В регенерированный раствор МДЭА охлаждается до 70 ºС в режиме противотока насыщенным раствором МДЭА и поступает в емкость V-210/1.

Давление в емкости V-210/1 поддерживается выше атмосферного подачей топливного газа через клапан (поз.44). При росте давления в емкости выше заданного происходит автоматический сброс избытка давления через регулятор давления (поз.42) в факельную линию.

Из емкости V-210/1 регенерированный раствор амина насосами Н-211/1-В,С подается в фильтр первичной очистки от мехпримесей F-209/1-В, угольный фильтр очистки от тяжелых углеводородов F-212/1 (А или В) и концевой фильтр F-209/1-А. Далее раствор МДЭА поступает на охлаждение в воздушный холодильник В-208/1 и подается на орошение в колонну К-200/1 через регулирующий клапан (поз.39).

Отпаренный сероводород и пары воды сверху колонны К-202/1 поступают в аппарат воздушного охлаждения В-203/1, где происходит конденсация паров.

Газожидкостная смесь с холодильника В-203/1 с давлением до 0,04 МПа (0,4 кгс/см²) и температурой 30-45 ºС поступает в сепаратор V-204/1. В сепараторе V-204/1 происходит выделение кислого газа из газожидкостной смеси.

Жидкая фаза по уровню в емкости через регулирующий клапан (поз.62) насосами Н-205/1-А,В подается на орошение колонны К-202/1.

Безопасная работа насоса Н-205/1А,В обеспечивается автоматической его остановкой при аварийном понижении уровня в емкости V-204/1 (поз.61). При аварийном повышении уровня в сепараторе V-204/1 производится автоматическая остановка блока № 400 УСО-60 по сигналу уровнемера (поз.61).

Кислый газ из сепаратора V-204/1 через клапан (поз.59) направляется в блок получения серы № 400 УСО-60.

При повышении давления происходит автоматический сброс кислого газа из емкости V-204/1 на факел через регулирующий клапан (поз.57). Предусмотрена электроприводная задвижка ЗД6, которая автоматически сбрасывает углеводородный конденсат по сигналу поплавкового индикатора (поз.54) в дренажную емкость Е-218/1 блока 100/1.

Дренаж раствора МДЭА из системы производится в дренажную емкость Е-213/1. Возврат раствора МДЭА в процесс из емкости Е-213/1 производится перекачкой погружным насосом Н-213/1 в емкость V-210/1.

По сигналу низкого уровня (поз.71) в емкости Е-213/1 насос Н-213/1 останавливается автоматически.

С целью защиты трубопроводов и оборудования системы МДЭА от коррозии и  предотвращения процессов вспенивания раствора предусмотрены установки БР-1 и БР-2 для автоматизированного приготовления и дозированного ввода жидких ингибиторов коррозии и антивспенивателя в линию насыщенного раствора МДЭА после колонны К-200/1 и линию регенерированного раствора МДЭА на приеме насосов Н-211/1-В,С.

4. Техническая часть.

4.1. Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы

 На  рис. 1. представлена обобщенная структура АСУ ТП, построенной на базе микропроцессорных программируемых контроллеров “Ломиконт”.

                                SCADA система – «Complex»

                         Последовательный интерфейс RS-232

Рис.1 Операторская станция в структуре автоматизированной 

системы управления

4.2.                  Автоматизированная система управления

С целью значительного повышения технологических и производственно-экономических показателей установки предусмотрена автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП).

УСО ТНГП является распределенной системой. В ней имеется большое число каналов контроля, регулирования и управления и децентрализация явилась методом повышения живучести АСУ ТП, снижения стоимости и эксплуатационных расходов. Технической основой являются микропроцессоры, выполняющие следующие функции:

• сбор данных (коммутация сигналов, фильтрация, преобразование в цифровую форму, ввод в базу данных);
• регулирование и управление, изменение уставок, параметров алгоритмов, и самих алгоритмов;
• реализация алгоритмов ввода, вывода, блокировки.

В распределенной системе подсистемы функционально связанны и их работа подчинена общей цели, а процессоры имеют помимо аппаратной связи программный обмен, который осуществляется при помощи каналов связи.

С точки зрения обработки данных распределенная АСУ ТП представляет собой объединение при помощи каналов связи различных МПС.

Физическая среда передачи образованна коаксиальным кабелем.

Для подключения процессоров используют приемопередатчики – узел сбора данных и управления ввода-вывода данных от подсистем в магистраль, и включает в себя адаптеры, интерфейсные схемы канала связи и сетевые интерфейсы.

Обмен информации между отдельными устройствами осуществляется через интерфейсы.

Нижний уровень - это уровень сбора и обработки  информации, а также формирования управляющих воздействий для управления исполнительными механизмами. Нижний уровень обеспечивает управление технологическим процессом и оборудованием в соответствии с заданными алгоритмами функционирования и системой аварийных защит и сигнализации.

Оборудование этого уровня реализовано на базе программируемых контроллеров, которые обеспечивают:

ввод аналоговых и дискретных сигналов;

выдачу аналоговых и дискретных сигналов управления;

отработку программ, полученных от ПЭВМ верхнего уровня.

Средний уровень АСУ ТП предусматривает   кон­троллеры, принимающие и обрабатывающие информацию с датчиков и выдающие управляющие сигналы исполнительным   механизмам.

Верхний уровень - уровень промышленных коммуникаций и операторских рабочих станций, включающий:

• средства промышленных коммуникаций;
• операторные станции на базе операторских панелей, встроенных компьютеров или промышленных ЭВМ с монитором и клавиатурой;
• печатающие устройства и звуковую сигнализацию.

Обмен информацией между уровнями иерархии системы должен производиться по интерфейсным связям. Скорость обмена информацией – 4800 бит/сек, период обмена информацией между нижним и верхним уровнями – 6 сек. Передача команд  с верхнего уровня на нижний выполняется в инициативном порядке со временем не более 1 сек. Цикл обработки информации и выдачи управляющих воздействий в микроконтроллерах не более 0,5 сек.

Конечная цель создания системы - эффективная работа и высокие технологические и про­изводственно-экономические показатели установки.

Функциональные задачи автоматизации, как правило, реализуются с помощью технических средств, включающих в себя: отборные устройства, средства получения первичной информации, средства преобразования и переработки информации, средства представления и выдачи информации обслуживающему персоналу, комбинированные, комплексные и вспомогательные устройства.

При помощи средств автоматизации, входящих в состав программно-технического комплекса, реализуется:

• сравнение измеренных значений технологических параметров с уставками и формирование сигналов управления, а также сигналов предупредительной и аварийной сигнализаций;
• расчет баланса жидкости и газа по всему технологическому объекту;
• контроль за состоянием технологических агрегатов и устройств, формирование сигналов аварийного отключения при возникновении аварийной ситуации;
• отображение хода технологического процесса в виде мнемосхем, трендов (графиков текущих значений параметров), индикаторов, ведение хронометрирования основных технологических параметров и формирование протокола событий;
• оперативное управление с пульта автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора оборудованием отсечной и регулирующей арматуры, в том числе и изменение уставок регуляторов;
• самоконтроль компонентов ПТК и сигнализацию о неисправности компонентов и цепей.

4.3.         Комплекс технических средств 

КТС представляет собой систему, объединяющую логические микpоконтpоллеpы - ломиконты Л-112 и персональные ЭВМ. Каждый АРМ содержит две ПЭВМ и четыре ломиконта. Структурная схема этой системы представлена на рисунке:

Рис.2 Структурная схема системы КТС

Ломиконт представляет собой два независимых конструктивно  и  программно устройства (комплекта), синхронно выполняющих одну и ту же программу пользователя (ПрП).

Для обеспечения полной идентичности работы ПpП  в  оба комплекта ломиконта подаются одинаковые входные сигналы от датчиков и команды  и данные от персональных ЭВМ (ПЭВМ).

Выходные сигналы через блоки переключения резерва (БПР) подаются на устройства управления оборудованием, на исполнительные и сигнальные  устройства.

Конструктивно один из комплектов ломиконта является основным (ОКЛ), другой - резервным (РКЛ).

При нормальной работе обоих комплектов ломиконтов управление производится с ОКЛ, при отказе ОКЛ и работоспособном РКЛ производится автоматическое переключение на управление с РКЛ.

После восстановления ОКЛ переход на управление с ОКЛ производится вручную.

Каждая ПЭВМ связана с ОКЛ и РКЛ отдельными каналами адаптера. В нормальном режиме работы по каналу 1 (К1.1; К1.2) производится опрос ломиконта и передача в ломиконт команд,  по каналу 2 (К2.1; К2.1) - только передача команд.

Благодаря такой схеме обе ПЭВМ получают от комплектов ломиконта одинаковую информацию и синхронно обрабатывают её.

Команды и данные могут вводиться с любой ПЭВМ, при этом они одновременно передаются в оба комплекта ломиконта.

Для обеспечения переключения выходных цепей с основного комплекта ломиконта на резервный и обратно применяются блоки БПР-5 и модули МПР устройства сопряжения КУС. Блоки БПР-5 и модули МПР для ПАЗ дублируются.

Каждая ПЭВМ связана с ломиконтами 8-канальным адаптером ИРПС-RS232.

В комплект ПЭВМ включается алфавитно-цифровая клавиатура, которая подключается только при работе с  информационной базой АРМа.

Ломиконт

ПО ломиконта предназначено для реализации функций сбора и обработки информации, автоматического управления процессом,  дистанционного управления и блокировки.

Во всех ПрП производится диагностика измерительных каналов, диагностика отказов основных комплектов ломиконта и переключение с основного комплекта на резервный.

Опрос входных сигналов производится системными программами ломиконта.

Для составления ПрП используется язык программирования МИКРОЛ. Для реализации отдельных типовых алгоритмов используется библиотека стандартных алгоритмов управления, хранящаяся в модуле постоянной памяти ПЗУ2. 

Входными данными ПрП являются аналоговые и дискретные сигналы, поступающие от технологических объектов, а также команды и данные, поступающие с ПЭВМ. Выходные данные ПрП используются в качестве управляющих воздействий на электрооборудование, исполнительные устройства.

Все входные и выходные данные поступают в персональные ЭВМ и используются для дальнейшей обработки.

На УСО ТНГП используются следующие приборы:

• преобразователь  температуры МЕТРАН-286
• сигнализатор предельного уровня  «TL51»
• поплавковый индикатор «BM26A»
• расходомер «Promass 83F»
• расходомер «Prowirl 72F40»
• расходомер электромагнитный «Promass50P15»
• преобразователь перепада давления «Deltabar SPMD75»
• преобразователь избыточного давления «DerabarSPMC71»

4.4. Прикладное программное обеспечение для верхнего уровня АСУТП, созданное с помощью SCADA-системы

Автоматизированные рабочие места (АРМ) включают следующее программное обеспечение (ПО). 

Программное  обеспечение  (ПО) операторской станции (ОС) "Комплекс" включает в себя набор программных средств, предназначенных для генерации и компоновки программного  и  информационного  обеспечения конкретных  АСУ ТП без работ по программированию.

Программное обеспечение ОС "Комплекс" предназначено для работы на ПЭВМ типа IBM PC, укомплектованной цветным дисплеем типа ЕGA/VGA, принтером  и клавиатурой общего назначения и специализированной технологической клавиатурой, которая предназначена для работы  оператора-технолога в режиме реального времени.

Программное обеспечение ОС "Комплекс" можно разделить на инструментальные и прикладные программы.

Инструментальные средства состоят из трех частей:

1) программа "PR21",  описывающая техническую структуру системы управления,  т.е.  контроллеры (типы, линии связи, скорости обмена), аналоговые и дискретные сигналы (адреса подключения к  контроллерам, шкалы и т.д.);

2) программа "FORM",  описывающая информационную структуру системы управления;

3) программы "GRAD" и "GRADU", которые позволяют создавать мнемосхемы.

Прикладные программы реализуют работу в реальном времени и включены в состав ОС "Комплекс".

Инструментальные программы  служат для получения на ПЭВМ информационной среды,  соответствующей конкретной системе управления технологического.

Прикладные программы ПЭВМ решают следующие задачи:

• сбор и первичная обработка технологических данных от контроллеров Ломиконт;
  • обобщенная сигнализация;
  • архивация аналоговых сигналов;
  • архивация технологических нарушений;
  • архивация нарушений регламентных границ;
  • архивация событий;
  • архивация действий оператора;
  • управление мнемосхемой;
  • построение и вывод на экран гистограмм параметров;
  • регулирование и управление контурами;
  • построение и вывод на экран графиков изменения технологических     переменных;
  • ведение и вывод технологического журнала;
  • инициализация системы;
  • диагностика и представление на экране монитора состояния системы.

Загрузочный модуль операторской станции  "Комплекс"  COMPLEX  и инструментальные программы  выполняются в среде операционной системы MS DOS версии 3.1 и выше.

К числу технологических операций, выполняемых оператором с  помощью ОС "Комплекс", относятся:

• контроль параметров технологических процессов и состояния оборудования;
• управление технологическими процессами, оборудованием и исполнительными устройствами;
• операции, выполняемые при появлении сигналов нарушений;
• вспомогательные технологические операции;
• операции, выполняемые с архивом данных.

Для контроля и управления используются видеокадры:

• мнемосхемы (схемы технологических узлов, таблицы параметров, схемы размещения датчиков загазованности, схемы электрооборудования);
• группы параметров;
• параметры регулирования;
• графики.

Первые три группы видеокадров используются для управления, четвёртая – только для контроля.

Все операции контроля и управления выполняются по мнемосхемам. Оператор управляет процессом с помощью специальной функциональной клавиатуры.

Мнемосхемы процесса представляют собой графическое представление работы установки. На экране приводятся изображения основного технологического оборудования (аппаратов, емкостей, регулирующих клапанов, насосов и др.), данные о протекании процесса. Мнемосхемы позволяют оператору следить за процессом, управлять различными ИМ. Вызов и переход между отдельными мнемосхемами осуществляется с помощью клавиш в экранной области функциональной клавиатуры, или перелистыванием между отдельными мнемосхемами.

        На рисунках ниже приведены следующие мнемосхемы:

        Блок100:

• Площадка сепарации блока 100
• Емкость подземная дренажная
• Площадка насосов100

       Блок 200:

• Общая схема
• Площадка абсорбции
• Площадка десорбции
• Площадка ресивера азота
• Площадка фильтрации(угольной, грубой и тонкой очистки)
• Площадка теплообменников
• Площадка газосепарации
• Площадка печи
• Емкость для МДЭА
• Емкость для ДЭГ
• Мнемосхема управления системой блока получения серы

       Всю графическую информацию мнемосхемы можно разделить на две части: статическую и динамическую.

Статические элементы состоят из графического изображения упрощенной технологической схемы (эскизы фигур технологического оборудования и исполнительных механизмов, трубопроводов) и надписей. Динамические элементы состоят из изображения аналоговых и дискретных переменных, а также упрощенного изображения электрозадвижек, насосов, вентиляторов и др. (состояние этих дискретных элементов характеризуется цветом: открыто, включено – зеленым; закрыто, отключено – красным).

Если произошло предаварийное нарушение, при котором сигнализация сопровождается блокировкой, оператор должен проконтролировать срабатывание блокировки. При несрабатывании блокировки на мнемосхеме появляется соответствующий светозвуковой сигнал. Он снимается путем включения с АРМа поля отключения несрабатывания блокировки (ПОНБ). Пока есть нарушение и электрооборудование либо ИУ не заблокировано, сигнал несрабатывания блокировки отключить невозможно.

В случаях, когда после срабатывания блокировки предаварийное состояние параметра сохраняется, что не даёт возможности возобновить ведение процесса или осуществить пуск оборудования (например, отсутствие давления при закрытом отсечном клапане или отсутствие перепада давления при остановленном насосе), предусмотрено отключение сигнала нарушения через 2-3 минуты после срабатывания блокировки. В течение указанного времени сигнал отображается, как нарушенный (красным цветом), а затем – как нормальный (зелёным цветом). После подачи команды на открытие ИУ или пуск оборудования в течение установленного времени параметр должен прийти в норму, иначе должна сработать блокировка.

5. Экспериментальная часть

5.1. Сущность экспериментального определения статических и динамических характеристик объектов регулирования

Статической характеристикой элемента, независимо от его конструкции и назначения, называется зависимость выходной величины от входной в равновесных состояниях. Статическую характеристику можно представить в виде таблиц или графически. Статическая характеристика позволяет определить величину отклонения выходной величины при известном изменении величины на входе по достижении равновесного состояния.

Определить статическую характеристику можно аналитически (расчетным путем) и экспериментально. Для многих сложных объектов статические характеристики неизвестны, и их трудно найти аналитически. В этом случае прибегают к экспериментальному определению их на действующих объектах.

Экспериментальное определение статических характеристик заключается в создании ряда последовательных равновесных состояний объекта при соответствующих выходных и входных величинах. В этом случае орган, управляющий притоком или расходом энергии или материи в объекте (например, клапан или задвижка), вручную или дистанционно переводят из одного положения, соответствующего равновесному состоянию, в другое. При достижении нового равновесного состояния объекта записывают значения входных и выходных величин по показаниям измерительных приборов. По измеренным входным и выходным величинам можно составить таблицу и построить график статической характеристики.

Если по условиям эксплуатации изменять значения входных и выходных величин в широком диапазоне невозможно, то ограничиваются небольшим пределом выходных величин вблизи заданного значения регулируемого параметра, т. е. снимается рабочий участок статической характеристики, в пределах которого допустимы указанные выше изменения.

Динамической характеристикой элемента называется зависимость изменения во времени выходной величины от входной в переходном режиме при том или ином законе изменения входной величины. Аналитически динамические характеристики выражаются обычно дифференциальными уравнениями, а графически в виде графиков (кривых), где по оси абсцисс отмечают время, а по оси ординат значения выходной величины. Очевидно, что графики динамических характеристик будут различными при разных законах изменения входной величины. Для определения динамических характеристик и сравнимости их друг с другом приняты типовые законы изменения входных величин, близкие к законам, возможным в реальных условиях работы систем. Часто таким законом является скачкообразное изменение входной величины, при котором входная величина изменяется мгновенно на какую-либо конечную величину.

Динамические характеристики элементов систем можно определять так же, как и статические – расчетным путем и экспериментально.

Для оценки динамических свойств объектов регулирования можно воспользоваться временными характеристиками, снятыми с действующих объектов. Такие характеристики можно снимать в тех случаях, когда имеется возможность приложить возмущение и оставить действовать в течение времени, достаточного для окончания переходного процесса, т. е. пока регулируемая величина не примет постоянного значения у устойчивых объектов или пока не установится постоянная скорость изменения выходной величины у нейтральных объектов. Регулируемые объекты часто имеют несколько каналов возмущения, тогда необходимо снять характеристики при всех возмущениях. Однако в ряде случаев можно ограничиться снятием характеристик для основных каналов. При снятии временных характеристик весьма существенным является определение величины возмущения. При выборе величин возмущения исходят из допустимых отклонений в ходе технологического процесса. Однако необходимо, чтобы искусственно вводимое возмущение значительно превосходило по величине те случайные возмущения, которые могут быть при снятии характеристик.

  Временную характеристику снимают следующим образом. Перед экспериментом регулируемый объект приводят в равновесное состояние и обеспечивают постоянство всех входных и выходных величин. После стабилизации вводят скачкообразное возмущение, отмечая при этом время и величину его. Затем следят за изменением выходной величины, записывая ее значения до тех пор, пока выходная величина не примет нового установившегося значения ил пока не установится постоянная скорость ее изменения. На основании полученных данных строят кривую в координатах: выходная величина – время, которая и будет временной характеристикой объекта. Для снятия временной характеристики на объекте должны быть установлены приборы для измерения входной и выходной величин. Наиболее удобны регистрирующие приборы с ленточной картограммой и большой скоростью ее движения.

Во время эксперимента записываются также все параметры, связанные с выходной величиной. Это позволяет при обработке результатов эксперимента установить, что снятые характеристики не искажены посторонними возмущениями.

В зависимости от динамических свойств объектов кривые изменения выходной величины могут иметь различный характер. Чтобы получить исходные данные для расчета системы регулирования, необходимо найти аналитические выражения экспериментально полученных кривых. Этими аналитическими выражениями будут дифференциальные уравнения объектов. В настоящее время имеется несколько методов нахождения уравнения объектов по имеющимся временным характеристикам. Симою и Стефани разработали метод для определения передаточной функции объекта по его кривой разгона, который получил название метода площадей. Метод основан на предположении, что исследуемый объект может быть описан линейным дифференциальным уравнением с постоянными коэффициентами. В заключение можно отметить, что многие промышленные технологические объекты имеют одну из следующих особенностей, влияющих на форму кривой разгона:

1) объект характеризуется отсутствием транспортного запаздывания и наличием самовыравнивания;

2) объект характеризуется отсутствием транспортного запаздывания и самовыравнивания;

3) объект характеризуется наличием транспортного запаздывания и отсутствием/наличием самовыравнивания.

5.2. Выделение САР из общей схемы технологического процесса 

На схеме автоматизации процесса обезвоживания нефти  мы выделили контур САР.

1. Для нахождения передаточной функции объекта воспользуемся методом Симою.  Пусть кривая разгона задана в графическом виде.

Регулируемая величина (давление) в результате приложенного к объекту возмущения DQ_вх (изменение расхода газа в м³/ч) при t® стремится к конечному значению DР () отличному от нуля.

График возмущения: скачкообразное изменение Qвх(расхода)

График изменения регулируемой величины Р (давление):

Разбиваем ось времени на отрезки с интервалом Dt = 1 исходя из условия того, что на протяжении всего графика функция их выхода в пределах 2Dt мало отличается от прямой.

Значения ∆Р в конце каждого интервала Dt делим на ∆Р(∞) и полученные значения заносим в таблицу 2.

,    где DР(∞)= 3.

Таблица 2.

Таким образом, функция приведена к безразмерному виду. Перестраиваем функцию   в другом масштабе времени (за независимую переменную примем переменную Ө).

Заполняем таблицу 3 и находим коэффициент F₂, F₃.

                                                                                            Таблица 3.

Строим зависимость σ(t):

  По виду графика зависимости σ(t) выбираем тип передаточной функции и записываем окончательное выражение исследуемого объекта в размерном виде.

После выбора вида передаточной функции, необходимо определить неизвестные коэффициенты полинома числителя и знаменателя системы уравнений: