СКАЧАТЬ:  moe-atp-i-p-kursovaya.zip [902,33 Kb] (cкачиваний: 679)

Курсовой проект

по дисциплине: Автоматизация технологических процессов и производств

на тему:

«Автоматизация установки подготовки

высокосернистой нефти»

Содержание

 Реферат……………………………………………………………………………...3

Введение……………………………………………………………………………..4

1.Технологическая часть..........................................................................................5

      1.1. Описание хода технологического процесса и технологической

схемы производственного объекта……….……………………………………..5

2. Техническая часть……………………………………………………………….8

2.1 Иерархическая структура многоуровневой  автоматизированной системы контроля и управления…………….…………………………………………….8

 2.2. Комплекс технических средств    АСУ ТП ………………………………10

     2.3. Прикладное программное обеспечение верхнего уровня АСУ ТП…….15             

3. Экспериментальная часть……………………………………………….…....18

3.1. Выделение САР из общей схемы   автоматизации………………………18

    3.2. Определение временных характеристик выбранного объекта регулирования по режимным листам…………………….………………………………….19

4. Расчетная часть………………………………………………………………...27

      4.1.Нахождение настроечных параметров регуляторов   моделируемых САР….........................................................................................................................27

5. Проектная  часть ………………………..……...……………………….……30

      5.1 Создание проекта «Блок стабилизации и подогрева нефти» в среде Genesis32 ……………………………………………………………………………30

Заключение………………………………………………………………………...34

Список  литературы ……………………………………………………………...35

Приложение 1. Функциональная схема автоматизации

Приложение 2. Функциональная схема автоматизации

Приложение 3.  Спецификация  

Реферат

Курсовой проект по дисциплине: «Автоматизация технологических процессов и производств», на тему: «Автоматизация установки подготовки высокосернистой нефти».

Данная установка относится к нефтегазодобывающему управлению «ЛениногорскНефть».

Ключевые слова, использующиеся в данном курсовом проекте:

НГДУ – нефтегазодобывающее управление;

АРМ – автоматизированное рабочее место;

SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) - система сбора данных и диспетчерского управления;

УПВН-установка комплексной подготовки нефти;

PLC, ПЛК - программируемые логические контроллеры;

ЦППН- центральный пункт подготовки нефти;

ПТК- программно-технические комплексы;

ИВК- информационно вычислительный комплекс;

WFS- SCADA-система Wonderware FactorySuite In Touch 8.0 Runtime;

УУН-узел учета нефти

УУГ- узел учета газа

УУВ- узел учета воды

Работа включает в себя технологическое описание установки комплексной подготовки нефти, модель автоматизированной работы рассматриваемого блока, описание технических средств автоматизации каждого уровня.

Курсовой проект содержит: расчётно-пояснительную записку, состоящая из введения, технологической, технической, расчётной, проектной и графической части; чертёж схемы автоматизации блока стабилизации; приложения: примеры  мнемосхем АРМ, трендов, спецификация схем автоматизации.

Введение

Под автоматизацией производственных процессов нефтяных и газовых промыслов следует понимать применение приборов, приспособлений и машин, обеспечивающих бурение, добычу, промысловый сбор, подготовку и передачу  нефти и газа с промысла потребителю без непосредственного участия человека, лишь под его контролем. Автоматизация  производственных процессов является высшей формой развития техники добычи нефти и газа, предусматривающей применение передовой технологии,  высокопроизводительного и надежного оборудования.

Современные нефте- и газодобывающие  предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятков и сотен квадратных километров. Технологические объекты (скважины, групповые измерительные установки, сепарационные установки, сборные пункты, установки комплексной подготовки нефти и газа, резервуарные парки) связаны между собой через продуктивный пласт и поток продукции, циркулирующей по технологическим коммуникациям. Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду, поэтому для нормального функционирования нефтегазодобывающего предприятия необходимо обеспечить надежную работу автоматизированного оборудования, дистанционный контроль за работой технологических объектов и их состоянием.

Наиболее высокая эффективность работы газо- и нефтедобывающих объектов может быть достигнута при автоматическом управлении технологическими процессами в оптимальном режиме.

Под оптимальным автоматическим управлением технологическим объектом понимают функционирование объекта с автоматическим выбором такого технологического режима, при котором обеспечивается наибольшая производительность с наилучшим использованием энергетических и сырьевых ресурсов. 

3. Технологическая часть

3.1. Описание хода технологического процесса и технологической

схемы производственного объекта

Установка подготовки высокосернистой нефти  производит  окончательное отделение нефти от сопутствующих компонентов воды, газа, мехпримесей, солей и передает ее заводам для переработки.

На УПВСН осуществляются процессы ее обезвоживания, обессоливания и стабилизации. Процесс обезвоживания нефтяных эмульсий. Для обессоливания нефти в поток обезвоженной нефти добавляют пресную воду и тщательно перемешивают его, создавая искусственную эмульсию. Затем эта искусственная эмульсия поступает в отстойники, где происходит отделение воды. В некоторых случаях для ускорения отделения воды искусственную эмульсию пропускают через электродегидраторы.

Водонефтяная эмульсия с нефтепромысла ЦДНГ-3 через задвижки №2, 3, 4, 5, 6, 1А, 8 поступает в сепараторы С-1/1-3 первой ступени сепарации, где при давлении от 3,0 до 0,6 кгс/см2 (от 0,3 до 0,6 МПа) происходит отделение газа от жидкости. Уровень жидкости в сепараторах С-1/1-3 поддерживается в пределах 150-170 см клапанами L-1-3. Отсепароированный газ через газосушитель ГО-1 под собственным давлением от 1,0 до 2,5 кгс/см2 (от 0,1 до 0,25 МПа) поступает на Миннибаевский ГПЗ.

Водонефтяная эмульсия после сепараторов С-1/1-3  дегазированная на ДНС водонефтяная эмульсия с нефтепромыслов ЦДНГ-1-5 со средней обводненностью в пределах 75 – 80% направляется через промысловый узел учета в концевой делитель фаз КДФ через задвижку №44, где происходит предварительный холодный сброс воды. Уровень водяной «подушки» в КДФ поддерживается на уровне 4-го стакана (по системе «Элита») клапаном L-4 по сбросу пластовой воды. Перед КДФ по каждому направлению промыслового узлы учета установлены влагомеры для определения средней обводненности сырья, поступающего с нефтепромыслов. В случае необходимости, при плохой деэмульсации, перед КДФ может подаваться реагент-деэмульгатор с помощью насоса-дозатора НД-2. Давление в КДФ составляет от 3,5 до 5,0 кгс/см2. Содержание воды в нефти после КДФ составляет не более 20%.

После КДФ частично обезвоженная водонефтяная эмульсия через задвижки № 45, 668 поступает на вторую ступень сепарации в сепараторы С-2/1-2, где при давлении не более 0,5 кгс/см2 происходит более полное отделение газа от жидкости. Уровень жидкости в сепараторах С-2/1-2 поддерживается клапаном L-5, -6. Отсепарированный газ через газоосушитель ГО-2 поступает на компрессорную станцию УТНГП.

После второй ступени сепарации водонефтяная эмульсия поступает в отстойники предварительного сброса воды УПС-1-3. Для улучшения процесса предварительного сброса воды частично обезвоженная водонефтяная эмульсия, поступающая в УПС-1-3, смешивается с частью потока подготовленной пластовой воды. За счет циркуляции теплых потоков дренажей из отстойников III группы О-3/14, -3/15, -3/17 на прием УПС, температура в отстойниках УПС-1-3 поддерживается в пределах 20 – 25°C, что способствует  наилучшему отделению воды от нефти. Давление в отстойниках УПС-1-3 составляет от 2,5 до 3,0 кгс/см2. В отстойниках предварительного сброса воды УПС-1-3 уровень водяной «подушки» поддерживается в пределах 90 – 130 см клапанами L-7-9 по сбросу пластовой воды. Содержание воды в нефти после отстойников предварительного сброса воды УПС-1-3 составляет не более 5%.

Отделившаяся в КДФ и отстойниках предварительного сброса воды УПС-1-3 пластовая вода через клапана L-4 и L-7 – 9 соответственно направляется на блок очистки сточных вод.

Давление в системе: сепараторы С-1/1 – 3, КДФ, сепараторы С-2/1 – 2, УПС-1 – 3 поддерживается клапаном P-1, установленным на общем потоке вывода предварительно обезвоженной водонефтяной эмульсии из отстойников УПС-1 – 3.

Предварительно обезвоженная водонефтяная эмульсия из отстойников предварительного сброса воды УПС-1 – 3 через буферные емкости БЕ-4, -5 поступает на прием сырьевых насосов Н-1/1 – 4, где предусмотрена подача деэмульгатора в количестве 4 – 5 г/т нефти с помощью насоса-дозатора НД-1. Давление в емкости БЕ-4, -5 составляет в пределах 1,0 – 1,5 кгс/см2.

Предварительно обезвоженная водонефтяная эмульсия сырьевыми насосами Н-1/1 – 4 поступает в теплообменники ТО-1/1 – 6 (трубное пространство), где подогревается потоком готовой нефти до температуры в пределах 30 – 35°C. Давление на выкиде сырьевых насосов Н-1/1 – 4 составляет в пределах 9,0 – 12,0 кгс/см2. Подогретая в теплообменниках ТО-1/1 – 6 водонефтяная эмульсия через задвижки № 164, 165, 533, 536, 549, 552 поступает в Гурьевские печи ГП-1 – 3, где нагревается до температуры 370°C. В качестве топлива в печах ГП-1 – 3 применяется попутный девонский газ, поступающий на установку под давлением от 1,0 до 2,6 кгс/см2.

Нагретая в печах ГП-1 – 3 предварительно обезвоженная водонефтяная эмульсия, содержащая деэмульгатор, через задвижки № 118, 119, 120, 121, 122 поступает в отстойники обезвоживания II группы О-2/6 – 9 и затем через задвижки № 138, 139, 141 – в отстойники обезвоживания III группы О-3/14, -3/15, -3/17, где происходит глубокое обезвоживание и частичное обессоливание нефти. Уровень водяной «подушки» в отстойниках О-2/6 – 9 поддерживается в пределах 40-50 см клапанами L-10 – 14 по сбросу воды, в отстойниках О-3/14, -3/15, -3/17 уровень водяной «подушки» не поддерживается, дренаж осуществляется вручную. Содержание воды в нефти после отстойников II группы О-2/6 – 9 составляет не более 1%, после отстойников III группы О-3/14, -3/15, -3/17 – не более 0,5% и концентрация хлористых солей в нефти – не более 300 мг/л. Давление в отстойниках О-2/6 – 9 и О-3/14, - 3/15, -3/17 составляет от 4,5 до 6,0 кгс/см2 и от 4,0 до 5,0 кгс/см2 соответственно.

Сброс воды из отстойников обезвоживания II и III группы может проводиться автоматически и вручную. Дренаж из отстойников О-2/6 – 9 может направляться на вход концевого делителя фаз КДФ через задвижки № 632, 52, либо на блок очистки сточных вод через задвижку № 192, дренаж из отстойников О-3/14, -3/15/ -3/17 через клапана L-15 – 17 – на вход отстойников предварительного сброса воды УПС-1 – 3.

Обезвоженная нефть из отстойников О-3/14, -3/15, -3/17 поступает в электродегидраторы ЭДГ-1 – 3, где происходит глубокое обессоливание  нефти. На входе в электродегидраторы ЭДГ-1 – 3 в нефть подается пресная воды в количестве от 3 до 5% от объема подготавливаемой нефти с помощью насоса Н-7/1, -7/2. Пресная вода предварительно нагревается в емкости Е-1 до температуры от 50 до 60°C. Сброс дренажа из элекродегидраторов  ЭДГ-1 = 3 производится автоматически клапанами L-18 – 20. На выходе из электродегидраторов ЭДГ-1 – 3 содержание воды в нефти составляет не более 0,1%, концентрация хлористых солей в нефти – не более 100 мг/мл. Давление в электродегидраторах ЭДГ-1 – 3 составляет от 3,5 до 4,0 кгс/см2.

Дренаж из эдектродегидраторов ЭДГ-1 – 3 через клапана L-18 – 20 направляется на прием сырьевых насосов Н-2/1, -2/2 или на вход отстойников предварительного сброса воды УПС-1 – 3.

Давление в системе: отстойники О-2/6 – 9, отстойники О-3/14, -3/15, - 3/17, электродегидраторы ЭДГ-1 – 3 поддерживается клапаном Р-2, установленным на общем потоке вывода нефти из электродегидраторов ЭДГ-1 – 3.

Обезвоженная и обессоленная нефть из электродегидарторов ЭДГ-1 – 3 поступает через клапан Р-2 и задвижку № 614 в колонну сероотдувки КС, где при давлении от 0,3 до 0,8 кгс/см2 происходит сепарация нефти (в данном случае колонна сероотдувки КС выполняет роль сепаратора). После колонны сероотдувки КС нефть поступает в буферные емкости БЕ-7 – 10, где давление составляет от 0,3 до 0,8 кгс/см2. Газ, отделившейся в буферных емкостях БЕ-7 – 10 и колонне сероотдувки КС, через газоосушитель ГО-2 поступает на компрессорную станцию УТНГП.

Готовая нефть из буферных емкостей БЕ-7 – 10 откачивается насосом Н-2/1, -2/2 последовательно через теплообменники ТО-1/1 – 6 и теплообменники ТО-2/1 – 5 в резервуары товарной нефти РВС-4, -5. В теплообменниках ТО-1/1 – 6 (межтрубное пространство) готовая нефть охлаждается потоком пластовой воды, отделившейся на ступени предварительного сброса в КДФ и отстойниках УПС-1 – 3, до температуры в пределах 25-30 °C.

Из резервуаров РВС-4, -5 товарная нефть через задвижки № 252, 267, 260, 261, 266 насосами Н-3/1 – 3 направляется на СИКН № 221 (Миннибаевский ЦСП). В резервуарах товарной нефти РВС-4, -5 предусмотрена подрезка нижнего слоя в канализацию. Давление на выкиде товарных насосов составляет от 25 до 35 кгс/см2. На линии откачки товарной  установлен влагомер для оперативного определения содержания воды в нефти.

Предусмотрена также откачка товарной нефти из резервуаров РВС-4, -5 на Шугуровский НБС.

Отделившаяся пластовая вода из КДФ и отстойников предварительного сброса воды УПС-1 – 3 отводится на блок очистки сточных вод, состоящие из двух ступеней подготовки пластовой воды: отстойники очистки пластовой воды О-4/5 – 8 с жидкостным гидрофобным фильтром (ЖГФ) и резервуаром РВС-2, -3. Дренаж из отстойников обезвоживания II группы О-2/6 – 9 также может направляться на блок очистки сточных вод. Очищенная пластовая вода из РВС-3 поступает на КНС-123, а также откачивается подпорными насосами Н-5/1/ -5/2 на КНС-121. Часть потока подготовленной пластовой воды подается насосом Н-6 на вход отстойников УПС-1 – 3 в поток частично обезвоженной водонефтяной эмульсии для улучшения процесса предварительного сброса воды в УПС-1 – 3.

Перед блоком очистки сточных вод пластовая вода подогревается в теплообменниках ТО-2/1 – 5 (межтрубное пространство) потоком готовой нефти, что способствует повышению качества подготовки пластовой воды.

Уловленная нефть из отстойников очистки пластовой воды О-4/5 – 8 через клапана L-24 – 27 и резервуаров РВС-2, -3 отводится в резервуар РВС-1, откуда периодически откачивается рециркуляционными насосами Н-4/1 – 3 на вход отстойников предварительного сброса воды УПС-1 – 3 или КДФ. Высота нефтяной пленки в отстойниках очистки пластовой воды О-4/5 – 8 поддерживается клапанами L-24 – 27 в пределах 0,50 – 1,20 м. В отстойниках О-4/5 – 8 создается гидрофобный фильтр, состоящий из обезвоженной нефти, при прохождении через который из пластовой воды отделяются эмульгированная нефть и твердые взвешенные частицы. Давление в отстойниках очистки пластовой воды О-4/5 – 8 поддерживается клапанами Р-3, -4 в пределах 1,8 – 2,0 кгс/см2.

Для защиты оборудования и трубопроводов от коррозионного воздействия агрессивных пластовых вод предусматривается ввод ингибиторов коррозии в трубопровод очищенных пластовых вод с помощью насоса-дозатора НД-3.

Для нейтрализации сероводорода в нефти на УПВН предусмотрены узел отдувки сероводорода из нефти и узел нейтрализации сероводорода в нефти.

Колонна сероотдувки КС установлена в технологической схеме после электродегидрраторов ЭДГ-1 – 3. Сероводород из нефти отдувается в колонне КС девонским газом, движущимся в колонне в противотоке с нефтью. Нефть после печей с температурой до 60°C и содержанием сероводорода до 500 млн.-1 (ррт) подается под собственным давлением в верхнюю часть колонны сероотдувки КС, распределяется по специальной насадке и стекает в нижнюю часть колонны, откуда самотеком через задвижки № 626, 658 поступает в буферные емкости БЕ-7 – 10.

С помощью диафрагменных расходомеров на нефтяной линии и газовой линии подачи девонского газа в колонну сероотдувки КС имеется возможность регулирования и регистрации соотношения расходов нефти девонского газа. Расход газа, подаваемого на отдувку, зависит от расхода нефти, но не должен превышать 13500 м3/сут. Система автоматики с помощью клапана F-1 поддерживает заданное соотношение расходов газа и нефти, лежащее в диапазоне 3:1 – 6:1 соответственно. Давление газа в подводящем газопроводе – до 0,2 МПа. Давление в колонне сероотдувки КС – от 0,3 до 0,8 кгс/см2.

Для предотвращения проскока чистого газа в колонне сероотдувки предусмотрено автоматическое поддержание уровня нефти в нижней части колонны (клапан L-21).

Газ после колонны сероотдувки КС поступает в газоосушитель ГО-2 и далее в газопровод, идущий на компрессорную станцию УТНГП.

Для снижения содержания сероводорода в нефти до требований ГОСТ Р 51858-2002 может потребоваться его химическая нейтрализация реагентами, для чего предусмотрен узел нейтрализации сероводорода в нефти, на который осуществляется прием рабочих растворов реагентов. Подача реагента из узла нейтрализации в поток нефти осуществляется насосами-дозаторами НД-4/1, -4/2/ входящими в состав узла. Дозировка реагента зависит от содержания сероводорода в нефти. Рекомендованная дозировка реагентов типа НСМ для Куакбашской УПВН – 2,3 – 3,5 кг/т.

Газ, выделяющийся в резервуарах РВС-1 – 5/ по газоуравнительным линиям подается через газоосушитель ГО-3 на прием компрессора установки УЛФ. Система автоматики установки УЛФ настроена таким образом, что в резервуарах поддерживается избыточное давление от 100 до 500 МПа. При этом исключается выброс в атмосферу сероводродосодержащего углеводородного газа через дыхательные клапаны, а также приток в резервуары атмосферного воздуха.

Газ после установки УЛФ и газоосушителя ГО-2 поступает на компрессорную станцию УТНГП, где копримируется и далее транспортируется на установку сероочистки (УСО) Миннибаевского ГПЗ. В случае неисправности УСО МГЗП или ее остановки на профилактический ремонт, аварийное сжигание газа предусмотрено на факельном хозяйстве УПВН.

Рис.1.1. Технологическая схема Куакбашской установки подготовки сернистой нефти.

 1-скважина; 2-деэмульгатор; 3-групповая замерная установка; 4-дожимная насосная станция (ДНС); 5-технологический трубопровод; 6-концевой делитель фаз; 7-сепаратор; 8-счетчик сырья; 9-каплеобразоветель; 10-отстойник предварительного сброса; 11-буферная ёмкость; 12-сырьевой насос; 13-теплообменник; 14-печь; 15-горячая ступень сепарации; 16-отстойник термохимического глубокого обезвоживания; 17-смеситель; 18-электродегидратор; 19-буферная емкость; 20-аварийный насос; 21-насос дренажной воды.

Все технологические процессы полностью автоматизированы. Основными определяющими условиями при решении вопросов автоматизации технологических процессов являются:

• Обеспечение безопасности работы технологического оборудования на заданном режиме;
• Сработка сигнализации при отклонении от заданных параметров работы технологического оборудования;

Экспликация оборудования и аппаратуры

Таблица 1

2.Техническая часть

2.1 Иерархическая структура многоуровневой  автоматизированной системы контроля и управления

Рис. 1. Структурная схема АСУТП КУПВН

Для автоматизации непрерывных технологических процессов подготовки нефти и газа, заводских процессов переработки нефти и газа, а также нефтехимических процессов наиболее адаптированы DCS-системы.

DCS (англ. Distributed Control System) - распределённая система управления (РСУ) — система управления технологическим процессом, характеризующаяся построением распределённой системы ввода вывода и децентрализацией обработки данных. В таких системах все известные функции автоматизации распределены между различными аппаратными средствами системы управления. Каждый компонент системы узко специализирован.

АСУ ТП УПВН НГДУ «ЛН» построена на основе системы «RS3» фирмы Fisher – Rosemount. Система автоматизации RS3 – это распределенная система управления, предназначенная для работы в тяжелых производственных условиях, каким и является установка подготовки нефти. Она основана на системе управления Delta V, ориентированной на полевые устройства, и является составной частью полевой архитектуры Plant Web, объединяющей в единую индустриальную сеть различные интеллектуальные модули ввода-вывода, контроллеры и графическую станцию, базирующуюся на персональном компьютере. Эта станция позволяет представить измеряемые параметры и текущее состояние контролируемого объекта в графической форме, удобной для восприятия оператором. Все операции контроля и управления выполняются по мнемосхемам.

Специфические отчеты и графики генерируются по запросу или автоматически через определенные промежутки времени. Взаимодействие с датчиками и исполнительными устройствами осуществляется через аналоговые и цифровые модули, позволяющие реализовывать функции ПИД – регулирования, а также дискретные сигналы, которые используются для контроля за состоянием запорной арматуры, пусковых схем электроприводов насосных агрегатов, различных сигнализаторов и т.д., а также для их управления. В качестве большинства датчиков используют датчики давления и температуры фирмы Fisher – Rosemount, имеющие помимо аналогового выходного сигнала цифровой сигнал по HART – протоколу обмена. Цифровая связь используется для настройки и управления первичными устройствами; эти приборы можно применять в полностью цифровых системах управления в будущем.

Система автоматизации «RS3»включает в себя:

• Консоли управления, состоящие из двух мониторов со специальными операторскими клавиатурами;
• Главный модуль электроники, содержащий основные электронные компоненты, платы ввода-вывода, модули памяти, программные модули;
• Распределенные модули УСО (устройства сопряжения с объектом).

  Таким образом, можно отметить, что система обеспечивает два уровня оперативного управления установкой: нижний и верхний. Нижний уровень обеспечивает автоматическое управление и управление технологическим оборудованием по командам с верхнего уровня, в том числе его защиту по заданным алгоритмам. Верхний уровень обеспечивает автоматизированное  операторское управление технологическим оборудованием.

Структурно нижний уровень состоит:

- подсистема управления оборудованием площадки обезвоживания;

- подсистема управления оборудования площадки стабилизации;

- подсистема управления оборудованием печей;

- подсистема управления оборудованием насосной и бензосклада.

  Каждая подсистема нижнего уровня при потере связи с верхним уровнем обеспечивает работу в автономном режиме по заранее заданным параметрам и уставкам.        

Верхний уровень обеспечивает автоматизированное операторское управление технологическим оборудованием.

2.2.  Комплекс технических средств АСУ ТП

Для поддержания работы технологического процессов в УПВН необходимо постоянно отслеживать технологические параметры, такие как уровень, расход, давление, температура. Для этого в УПВН используется комплекс технических средств – датчиков, измерительных преобразователей, устройств связи, контроллеров, и технических средств высших уровней. Все показания с приборов нижнего уровня с помощью дистанционной передачи по каналам связи передаются в операторную УПВН. Рассмотрим перечень приборов, установленных на технологических объектах УПВН.                                                Таблица 1.1

Датчики и преобразователи

  Основные приборы, применяемые на УПВН, и в частности на рассматриваемом участке площадке обезвоживании и стабилизации:

  Термопреобразователи сопротивления

  Измерение температуры термопреобразователями сопротивления основано на свойстве металлов и полупроводников изменять свое электрическое с изменением температуры. Термопреобразователи позволяют надежно измерять температуру в пределах от -260 до 1100°С. Для изготовления стандартизированных термопреобразователей сопротивления в настоящее время применяют платину (ТСП) и медь (ТСМ).

           Для измерения температур также на УПВН используют прибор ТХА-преобразователь термоэлектрический. Он предназначен для измерения температур жидких и газообразных неагрессивных сред, высокотемпературных газовых сред, продуктов сгорания природного газа, малогабаритных подшипников, поверхности твердых тел, а также агрессивных сред, неразрушающих материал защитной арматуры.

Интеллектуальные датчики фирмы Fisher-Rosemount

Преобразователь дифференциального давления 3051СD, датчик избыточного давления 3051ТG

  Датчики давления моделей 3051 предназначены для качественных измерений абсолютного, избыточного давления, разности давлений, уровня. Измеряемое давления через разделительную мембрану и заполняющую жидкость подается на сенсорную мембрану. Исходные значения при аварийной сигнализации отличаются от выходных значений датчика, когда приложенное давление выходит за пределы диапазона измерений. Когда давление выходит за пределы диапазона, аналоговый выход продолжает выводить значения измеряемого давления до тех пор, пока не будут достигнуты предельные выходные значения, указанные ниже. Выходные значения не могут быть ниже или выше этих предельных уровней вне зависимости от величины приложенного давления.

Интеллектуальный датчик температуры 644Н, 644R

         Эти датчики представляют собой микропроцессорное устройство, способное принимать сигнал от самых различных температурных сенсоров и передавать данные измерений в систему управления, построенную на основе пользования протокола HART или в другое устройство, подключенное к выходному интерфейсу датчика. Высокая надежность в комбинации с исключительной гибкостью цифровой электроники делают этот датчик незаменимым для решения задач, требующих высоких технических характеристик, дистанционного управления и доступа к данным. В датчике имеется коммуникационный интерфейс для подключения портативного коммуникатора HART.

Интеллектуальные измерительные преобразователи

Уровня жидкости типа 2390 и 249

  Измерительный преобразователь уровня жидкости 2390 используется с датчиками серии 249 и предназначен для измерений уровня жидкости, уровня раздела  двух  жидкостей  или  измерений  удельного  веса  (плотности) жидкости.Эти изменения создают выталкивающую силу, воздействующую на поплавок, который, в свою очередь, передает вращательное движение на ось торсиометрической трубки. Это вращательное движение передается на измерительный преобразователь, вырабатывающий выходной токовый сигнал, который подается на измерительный прибор или конечный регулирующий элемент.

  Датчик модели 249 разработан для измерения уровня жидкости, уровня раздела двух жидкостей, удельного веса или плотности  жидкости внутри резервуара.

Измерение влажной сырой нефти (ВСН-1)

  Влагомер ВСН-1 предназначен для непрерывного определения воды в добываемой нефти, вычисления средней по объему влажной нефти, вычисление объема чистой нефти при работе в комплекте со счетчиком жидкости. Первичный  измерительный преобразователь и блок обработки влагомера ВСН-1 должны устанавливаться в обогреваемом блок-боксе.

  Влагомер сырой нефти ВСН-1 функционально состоит из первичного измерительного преобразователя, микропроцессорного блока обработки и трехжильного кабеля, обеспечивающего связь первичного преобразователя с блоком обработки.

  Измерение влажности нефти производится путем определения комплексного сопротивления нефтяной эмульсии протекающей по датчику. Установленный на измерительную линию первичный преобразователь  преобразует параметры датчика с протекающей по нему нефтью в токовый сигнал, который в блоке обработки преобразуется с помощью встроенного микропроцессора в числовое значение влажности и выдается в зависимости от выбранного пользователем режима на индикатор блока и внешние устройства регистрации данных. Вывод мгновенного значения влажности нефти возможен только при наличии импульсов, поступающих с расходомера или от встроенного в блок обработки генератора секундных импульсов.

Применяемые регулирующие клапаны

  В рассматриваемом участке УПВН применяют клапаны с пневматическим мембранно-пружинным исполнительным механизмом (МИМ): И62235-025, И65235-040, УФ65085-025, УФ65085-050. Пневматические мембранно-пружинные исполнительные механизмы применяются в системах автоматического регулирования и дистанционного управления производственными процессами в различных отраслях промышленности для перемещения и установки затвора регулирующего или запорного органа в соответствии с пневматическим командным сигналом. Регулирующие клапаны предназначены для установки на трубопроводах для жидких и газообразных сред с целью непрерывного регулирования различных параметров рабочей среды (расхода, давления) в технологических процессах.

2.3. Прикладное программное обеспечение верхнего уровня АСУ ТП

Консоли фирмы Rosemount представляют пользователю интерфейс с системой управления Fisher- Rosemount  RS3. Эти станции позволяют отображать измеряемые параметры и текущее состояние контролируемого объекта в графической форме, удобной для восприятия оператором. 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. Аварийные технологические события, возникающие в системе, сортируются в соответствии со своими номерами отделений производства. Мигающий световой сигнал рядом с кнопкой вызова мнемосхемы свидетельствует о возникновении нового, еще не подтвержденного аларма. После подтверждения оператором возникшего аларма световой сигнал горит ровным светом. Индикация пропадает только после пропадания аларма. 

Примеры мнемосхем процесса представлены на рисунках ниже.

Рис. 2 Мнемосхема печи

Всю графическую информацию мнемосхемы можно разделить на две части:

• статическую
•  динамическую.

Статические элементы состоят из графического изображения упрощенной технологической схемы  и надписей. Динамические элементы состоят из изображения аналоговых и дискретных переменных, а также упрощенного изображения электрозадвижек, насосов, вентиляторов и др.

Рис.3 Мнемосхема площадки стабилизации

Трендовая информация организована в виде файлов трендов, которые находятся на жестком диске консоли. Для файлов трендов определены характеристики по частоте и длительности записи данных, типам данных и др. На экране трендов самая новая информация выводится с правой стороны графика, а предшествующая – с левой. Перемещая визир по экрану графика можно наблюдать значения переменных в этот момент времени

Рис. 4 Вид экрана группы трендов

Кроме накопления параметров процесса в виде трендов в системе RS3 происходит сохранение данных в файлах отчетов. Отчеты могут формироваться по:

• времени
• алармам
• событиям
• командам оператора.

 В ходе технологического процесса и в процессе работы системы возникают различные аварийные и предаварийные ситуации. Для информирования оператора используются АЛАРМЫ. Различают алармы:

• критические
• предупредительные
• алармы оборудования
• системные алармы.

Регистрация алармов на жесткий диск системной консоли происходит в соответствии с заданной конфигурацией.

3. Экспериментальная часть 

3.1 Выделение САР из общей схемы технологического процесса

На схеме автоматизации печи  мы выделили контур каскадной САР (рисунок 5).

Рис. 5 Схема каскадного регулирования температуры

На рисунке 5 приведена  схема каскадного регулирования температуры нефти на выходе печи. В системе имеются регулятор температуры, поддерживающий постоянным температуру в печи. При изменении температуры регулятор  меняет расход топливного газа на печь. Благодаря этому,  температура подогреваемой нефти поддерживается на заданном значении.

Т.о., в рассматриваемой системе каскадного регулирования две регулируемые величины: основная – температура на выходе из печи и вспомогательная – расход топливного газа. Регулятор по расходу FRC является стабилизирующим (внутренним, вспомогательным), а регулятор температуры TIC – корректирующим (внешним, основным).

3.2 Определение временных характеристик объекта регулирования

по режимным листам

    Для нахождения передаточной функции объекта по основному каналу и по каналу возмущения воспользуемся методом Симою. Пусть кривая разгона задана в графическом виде.

1. Найдем передаточную функцию печи по основному каналу. Регулируемая величина Tвых (температура) в результате приложенного к объекту возмущения DQпн (изменение расхода подогреваемой нефти, м3/ч) при t®∞ стремится к конечному значению DTвых(∞) отличному от нуля.

График изменения расхода подогреваемой нефти:

График изменения регулируемой величины Tвых:

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

Заполним таблицу 3. Для этого находим значения DT_вых в конце каждого интервала Dt: ,    где  DХ_вых (∞)= 10.

Таблица 3

      .

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

Заполняем таблицу 4, для того чтобы найти площади F₂, F₃.      

                                                                                                      Таблица 4

.

Строим зависимость σ(t):

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

.

a₁=F₁=9.29;

a₂=F₂=-167.958;  так как F2 < 0, то a2 = 0.

а₃=F₃,= -1163,81  так как F3 < 0, то a3 = 0.

.

.

2. Найдем передаточную функцию печи по промежуточному каналу. Регулируемая величина Qтг (расход топливного газа к горелкам печи) в результате приложенного к объекту возмущения DQпн (изменение расхода подогреваемой нефти, м3/ч) при t®∞ стремится к конечному значению DQвых(∞) отличному от нуля

График изменения регулируемой величины Qтг:

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

Заполним таблицу 5. Для этого находим значения DХ_вых в конце каждого интервала Dt: ,    где  DХ_вых (∞) = 45.305

Таблица 5