СКАЧАТЬ:  atp-kursovoy-proekt.zip [2,2 Mb] (cкачиваний: 128)

Курсовой проект

по дисциплине: «Автоматизация технологических процессов и производств»

на тему:  «АСУ ТП подготовки нефти Карабашской УКПН»

Содержание

Введение. 4

Технологическая часть. 5

Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта  7

Техническая часть. 12

Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы контроля и управления  12

Функции, выполняемые  системой автоматизации на каждом уровне. 14

Комплекс технических средств, образующих уровень КИП. 15

Контроллер на базе  CPU 352 фирмы GE Fanuc. 19

Система удаленного ввода/вывода Genius. 19

Программное обеспечение. 20

Описание уровня оперативно-диспетчерского управления. 21

Объем автоматизации технологических объектов. 25

Расчетная часть. 26

1. Определения статических и динамических характеристик объекта регулирования. 26

2. Определение передаточной функции объекта с самовыравниванием без транспортного запаздывания. 28

Заключение: 33

Список литературы.. 34

Введение 

Нефть, добываемая из недр, содержит растворенные в ней газы, механические примеси и воду с растворенными в ней солями. Вода, соли и механические примеси загрязняют нефть, вызывают непроизводительную загрузку трубопроводного транспорта и резервуаров, засоряют транспортные коммуникации, аппаратуру и резервуары, приводят к коррозионному разрушению промыслового, магистрального и заводского оборудования. Кроме того, совместный транспорт воды и нефти приводит к образованию стойких эмульсий, что резко снижает производительность технологических установок нефтепереработки, нарушает технологический режим работы отдельных установок и аппаратов, ухудшает качество нефтепродуктов. Поэтому добываемая нефть подвергается на нефтяном промысле обезвоживанию, обессоливанию и первичной стабилизации. Такая обработка на промысле называется подготовкой нефти.

Установки комплексной подготовки нефти характеризуются высокой концентрацией технологического оборудования, значительным числом параметров, определяющих ход технологического процесса, наличием внутренних связей между параметрами, их взаимным многообразным и сложным влиянием друг на друга и на течение всего процесса. Поэтому согласованная работа всех звеньев УКПН, четкая координация управления всеми объектами, определение рациональных режимов работы взаимосвязанных сложных производственных процессов возможно только при широком применении современных средств автоматики и телемеханики.

Автоматизация и телемеханизация объектов УКПН должны обеспечить надежную их работу без постоянного присутствия обслуживающего персонала. С этой целью схемой автоматизации предусматриваются автоматическая защита оборудования от аварийных режимов, автоматическое включение резервного оборудования в случае аварийного отключения основного, автоматизированный сбор измерительной информации об основных параметрах процесса, централизованное дистанционное управление задвижками, сигнализация на диспетчерский пункт об исполнении команд, аварийных ситуациях и передаче измерительной информации.

Все эти мероприятия приводят к уменьшению числа аварий и как следствие времени простоя оборудования, повышают эффективность оперативного и стратегического контроля и управления, что приводит к улучшению экономических показателей работы УКПН, улучшению качества нефти и понижению ее себестоимости.

Технологическая часть

Установка комплексной подготовки нефти предназначена для проведения полного комплекса подготовки сырой девонской нефти с целью получения – товарной, стабильной нефти, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), растворителя парафинов нефтяного (РПН) и топлива печного нефтяного.

УКПН была спроектирована и построена Австрийской фирмой «Ваагнер Биро» и была введена в строй в 1965 году.

Первоначально УКПН имела две одинаковые нити, состоящие из блоков подготовки и стабилизации нефти мощностью каждая по 3 млн. тонн/год товарной нефти.

Вследствие естественного падения добычи нефти установка была подвергнута реконструкции.

Проект реконструкции был разработан «Нефтехимпроект» (г. Казань). Блоки комплексной подготовки нефти и получения компонента дизельного топлива были введены в эксплуатацию после реконструкции в 1988 и 1991 году, соответственно.

После реконструкции комплексная подготовка нефти производится на первой нитке на блоках обезвоживания-обессоливания и стабилизации, а вторая нитка используется для получения растворителя парафинов нефтяного и печного топлива. Проектная производительность первого блока получения растворителя парафина и печного топлива составляет 16 тыс. тонн/год по печному  топливу.

Из-за изношенности аппаратов и узлов первого блока получения печного топлива и возросшей потребности в печном топливе было принято решение о строительстве второго блока получения печного топлива.

Блок получения печного топлива был спроектирован ГПИ «Нефтехимпроект» (г. Казань) в 2000 г. на базе технологического регламента на проектирование «Установки производства компонентов моторных топлив на Карабашской УКПН», выполненного  ГУП «ВНИИУС» (г. Казань) № 5-521 от 30.06.2000 г.

Проектная мощность второго блока получения печного топлива по сырью (стабильной девонской нефти) - 300 тыс. тонн/год. Блок получения   печного топлива был введен в эксплуатацию в 2002 году.

Установка комплексной подготовки нефти (УКПН) после реконструкции состояла из четырех блоков:

блока обезвоживания и обессоливания нефти;

блока стабилизации нефти;

первого и второго блоков получения печного топлива.

В настоящее время технология подготовки нефти основана на следующих процессах:

обезвоживания и обессоливания нефти путем промывки пресной водой и воздействия химических реагентов в электрическом поле высокого напряжения с получением товарной нефти, осуществляемых на блоке обезвоживания и обессоливания;

нагрева и разделения на фракции товарной нефти в ректификационной колонне с получением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и стабильной нефти, осуществляемых на блоке стабилизации;

нагрева и разделения стабильной нефти на фракции в атмосферных ректификационных колоннах первого и второго блоков с получением    растворителя парафинов нефтяного и печного нефтяного топлива.

Установка обеспечивается сырьём из товарного парка Карабашского промышленного узла.

Продукты подготовки и переработки нефти направляются:

товарная нефть в резервуары товарного парка;

широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в бензопарк;

растворитель парафинов нефтяной (РПН) в емкости промежуточного хранения;

печное нефтяное топливо (марки С или Т) в емкости промежуточного хранения.

Из емкостей промежуточного хранения продукты через наливную установку отгружаются потребителям.

Все процессы подготовки и переработки нефти осуществляются в закрытой герметизированной системе оборудования и трубопроводов.

Основное технологическое оборудование всех блоков установки комплексной подготовки нефти размещается на открытых площадках  Карабашского промузла.

Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта 

Блок обезвоживания и обессоливания нефти

Сырая нефть из резервуаров товарного парка после предварительного сброса воды с содержанием воды не более 10 % по массе и температурой до 20^оС насосами Н-101/1-3 подается в теплообменники Т-108/А-F, Т-101/А-F, где подогревается до 60^оС за счет тепла стабильной товарной нефти, уходящей с блока. На прием сырьевых насосов Н-101/1-3 может подаваться деэмульгатор.

Подогретая нефть после теплообменников поступает в отстойники О-3-8, работающие параллельно. Вода, отстоявшаяся в отстойниках, направляется на вторую ступень сепарации товарного парка, а нефть с содержанием воды не более 2 % по массе  поступает в электродегидраторы ЭГ-1,2 на обессоливание. Электродегидраторы могут работать как параллельно, так и последовательно. На вход каждого электродегидратора через диспергаторы подается промывочная вода, подогретая паром в теплообменнике ТП-500 и деэмульгатор. Нефть в электродегидраторах подвергается воздействию электрического поля напряжением до 26000 В, подаваемого на два горизонтальных электрода. В результате осуществляется процесс укрупнения и отделения капель соленой воды из нефти. Соленая вода из электродегидраторов по уровню направляется на вторую ступень сепарации товарного парка.

Обессоленная нефть с содержанием воды не более 0,2 % по массе и солей не более 100 мг/л из электродегидраторов поступает в промежуточные емкости Б-1,2. Нефть из емкостей Б-1,2 забирается насосом Н-102/1,2 и через регулирующий клапан подается на блок стабилизации. 

Блок стабилизации нефти

Обессоленная и обезвоженная нефть насосами  Н-102/1,2 подается в теплообменники Т-106/1-4 и Т-104/1-5, где нагревается до 180^оС теплом нефти, отводимой из куба колоны К-101. Из теплообменников нефть поступает на 6-ю тарелку стабилизационной колонны К-101, где подвергается ректификационному разделению на ШФЛУ и стабильную нефть. С  верха колонны К-101 выделяются пары легких фракций углеводородов при температуре 100-120^оС и направляются в воздушные конденсаторы-

холодильники Х 107/1-3 и Х-101, где охлаждаются, конденсируются и собираются в бензосепараторе (рефлюксной емкости)  Б-104.

Углеводородный газ из бензосепаратора подается в конденсатосборник Е-2/1-4 и Е-2/5-8, откуда направляется в осушитель КСУ Карабашского товарного парка. Жидкая часть – широкая фракция легких углеводородов при температуре не более 40^оС подается на орошение верха колонны К-101 насосом Н-106/1,2, а балансовая часть направляется как товарная продукция - в бензопарк УКПН. Подтоварная вода из Б-104 отводится автоматически в дренажную линию.

Стабильная нефть с куба колонны К-101 под собственным давлением  поступает последовательно в теплообменники Т-106/1-4 (по пучку), Т-101/А-F и Т-108/А-F (по корпусу), где отдает тепло и при температуре не более 40^оС направляется как продукция - товарная нефть в парк.

Часть нефти для поддержания требуемой температуры стабилизации в колонне К-101 циркулирует посредством насоса Н-105/1,2 через печи П-201 (ПТБ-10), в куб колонны подается «горячая струя». Нефть в печи нагревается до 250-270^оС. Часть нефти после насоса Н-105/1,2 в количестве 20-30 т/час и температурой около 250^оС подается на первый блок атмосферной перегонки.

Подготовка нефти может производиться только на блоке обезвоживания и обессоливания без стабилизации нефти. В этом случае обессоленная нефть после промежуточных емкостей Б-1,2 направляется насосом Н-102/1,2 в печь П-201 и далее через теплообменники Т-101/А-F и Т-108/А-F в товарный парк, минуя теплообменники Т-106/1-4 и колонну К-101.

ШФЛУ из резервуаров бензопарка откачивается насосами по продуктопроводу на переработку в объекты управления “ТАТНЕФТЕГАЗПЕРЕРАБОТКА“ ОАО “ТАТНЕФТЬ”.

Первый блок атмосферной перегонки

Сырьем блока является стабильная нефть, поступающая из блока стабилизации. Нефть расходом не менее 25 м³/час, давлением 1,7 -2,0 МПа и температурой 220-250^оС подается в печь П-102 (П-202), где нагревается  до 310-350^оС. После печи П-102 (П-202) нефть с температурой 310-350^оС  поступает в атмосферную колонну К-201 на 1-ю и/или

6-ю тарелку для ректификационного разделения с получением дистиллята (прямогонного бензина или растворителя нефтяного), бокового погона (компонента дизельного топлива или печного нефтяного топлива) и кубового остатка (легкого мазута).

Пары верха колонны К-201 с температурой 110-140^оС поступают в конденсаторы-холодильники воздушного охлаждения АВГ-2,3 и затем в бензосепаратор С-1. Жидкая фаза бензосепаратора С-1 с температурой около 45^оС забирается насосом Н-3/1,2 и подается через регулирующий клапан на орошение верха колонны К-201. Балансовое количество дистиллята насосом Н-3/1,2  откачивается по уровню в С-1 через регулирующий клапан в емкости Е-101/1,2 на хранение или же в товарный парк. Несконденсировавшийся углеводородный газ из сепаратора С-1 подается в конденсатосборник F-104. Вода, отделившаяся в сепараторе С-1, периодически сбрасывается в дренажную линию УКПН.

Боковой погон отбирается с 17-ой тарелки колонны К-201 при температуре 200-240^оС и поступает в промежуточную емкость F-204. В емкости F-204 производится отгон легких фракций при снижении давления. Газовая фаза из емкости F-204 направляется через конденсатосборник F-104 на КСУ. Жидкая фракция бокового погона – продукция (компонент дизельного топлива или печное нефтяное топливо) из емкости F-204 по уровню направляется через воздушный холодильник АВГ-1 в накопительную емкость - сепаратор С-2. Откуда насосом Н-2/1,2 откачивается в одну из товарных емкостей Е-101/3,4, Е-4а, Е-5-15 или насосом Н-4/1,2 в резервуар РВС-1 КТП. Газовая фаза из емкости С-2 так же направляется через конденсатосборник F-104 на КСУ. Подтоварная вода из емкости С-2 периодически отводится в дренажную  линию УКПН.

Остаток перегонки нефти – легкий мазут из куба колонны К-201 при температуре около 320^оС подается насосом Н-1/1,2 на смешение с товарной нефтью блока стабилизации перед теплообменниками Т-106/1-4.

Второй блок атмосферной перегонки 

Стабильная нефть после теплообменников Т-108/1¸6  расходом 50 т/ч при давлении 0,4 МПа, с температурой около 70 ^оС поступает в электродегидратор ЭД-301. Расход замеряется расходомером ДКН и “Метран”. Перед электродегидратором ЭД-301 в поток нефти вводится пресная вода и деэмульгатор посредством  блок-дозатора БР-301. В электродегидраторе ЭД-301 под воздействием электрического поля высокого напряжения осуществляется процесс обезвоживания и обессоливания нефти до остаточного содержания воды не более 0,2 % и хлористых солей не более 10 мг/л.

Соленая вода из ЭД-301 отводится в дренажную  линию УКПН по уровню через регулятор.

Нефть из электродегидратора ЭД-301 поступает в буферную емкость Е-301.

В обоснованном случае, когда в стабильной нефти низкое содержание солей и воды, нефть после теплообменников Т-108/ А,В,С,Д,Е,F подается в буферную емкость Е-301, минуя электродегидратор ЭД-301.

Из емкости Е-301 нефть насосом Н-301/1,2 под давлением 1,6 МПа прокачивается через теплообменники Т-301/1,2. В теплообменниках Т-301/1,2 нефть нагревается за счет рекуперации тепла кубового остатка колонны К-301 до температуры 220 ^оС и поступает в змеевик технологической печи П-301. Нефть, нагретая в змеевике печи П-301 до температуры 330¸350 ^оС, с образованием паровой фазы и при давлении около 0,2 МПа поступает на 4-ю тарелку  атмосферной ректификационной колонны К-301. Температура нагрева нефти в змеевиках печи П-301 поддерживается за счет регулирования давления топливного газа регулятором.

Паровая фаза из атмосферной колонны К-301 с температурой  140¸147 ^оС и давлением 0,15 МПа поступает в конденсатор-холодильник воздушного охлаждения АВГ-301/1,2. Газо-жидкостной поток из АВГ-301/1,2 с температурой 40¸50 ^оС поступает в рефлюксную емкость С-301.

Несконденсировавшиеся углеводородные газы из С-301 при температуре 40¸50 ^оС и давлении около 0,15 МПа направляются через регулирующий клапан в конденсатосборник F-104.

Давление в колонне К-301 и в рефлюксной емкости С-301 поддерживается регулятором давления.

Жидкая фаза – дистиллят из рефлюксной емкости С-301  насосом Н-304/1,2 направляется в качестве орошения через регулирующий клапан на 22-ю тарелку колонны К-301. Расход орошения задается регулятором температуры верха колонны К-301. Балансовое количество дистиллята – продукция  (прямогонный бензин или растворитель нефтяной) откачивается из С-301 в емкости Е-101А,В,С,Д насосом Н-304/1,2 через регулирующий клапан расходом, задаваемым регулятором уровня в С-301.

Подтоварная вода из С-301 по отводится в дренажную линию УКПН.

С 13-ой и/или 15-ой тарелок колонны К-301 выводится боковой погон при температуре около 200 ^оС и давлении 0,17 МПа в отпарную колонну К-302. Тепловой режим низа колонны К-302 (температура до  220 ^оС) поддерживается работой рибойлера Т-302. Нагрев бокового погона в рибойлере Т-302 производится кубовым остатком колонны К-301, подаваемым насосом Н-302/1,2  в змеевик рибойлера Т-302.

Регулирование температуры в рибойлере Т-302 производится регулятором за счет изменения расхода потока кубового остатка (мазута) через змеевик Т-302.

Паровая фаза из К-302 возвращается на 17-ю тарелку атмосферной колонны К-301.

Кубовый остаток колонны К-301 (легкий мазут) при  температуре 320¸340 ^оС откачивается насосом Н-302/1,2 по уровню. Кубовый остаток с выкида насосов Н-302/1,2 подается через теплообменники Т-301/1,2 и с температурой около 90 ^оС на смешение с товарной нефтью блока стабилизации.

Фракция дизельного или печного топлива с низа выносного кипятильника Т-302 откачивается в аппарат воздушного охлаждения АВГ-302 насосом Н-303/1,2 по уровню. Компонент дизельного топлива или печного топлива, охладившись в АВГ-302 до 40¸45 ^оС, направляется в существующие емкости Е-1¸4 и Е-4а, Е-5¸15 или же откачивается насосом Н-4 в резервуар РВС-1 КТП.

Для защиты от коррозии оборудования конденсационно-холодильного узла, верхней части корпуса и тарелок колонны К-301 в шлемовую трубу и линию подачи орошения с помощью блок-дозатора БР-302 подается ингибитор коррозии.

Нормы расхода реагентов (деэмульгатора и ингибитора коррозии) согласно регламенту подачи реагента.

Освобождение оборудования и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов перед ремонтом производится в дренажную (аварийную) емкость Е-302. Откачка из Е-302 производится погружным насосом Н-305 в резервуары сырой нефти КТП.

Техническая часть

Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы контроля и управления 

На  рис. 1. представлена обобщенная структура АСУ ТП, построенной на базе контроллеров и сетевых комплексов GE Fanuc.

Рис.1

Если рассматривать Карабашскую УКПН самостоятельным предприятием, то в структуре его автоматизированного управления можно выделить следующие уровни:

I уровень – уровень систем автоматического управления (САУ), в котором можно выделить уровень КИП и контроллеров;

II уровень – уровень оперативно-диспетчерского управления;

III уровень – уровень управления предприятием.

Уровень I включает набор датчиков и исполнительных устройств, встраиваемых в конструктивные узлы технологического оборудования и предназначенных для сбора первичной информации и реализации исполнительных воздействий, и контроллер фирмы GE Fanuc на базе процессорного модуля IC693CPU364, имеющего встроенный интерфейс Ethernet 10 Base-T. Контроллеры замыкают самые короткие контуры управления процессами.

Уровень II представляет собой комплекс технических средств:

• · Сервер ввода-вывода, в функции которого входит связь  с нижним уровнем, предварительная обработка информации и ввод ее в базу данных НГДУ.
• · Диспетчерское место оператора на основе SCADA- систем Cimplicity.
• · Сервер базы данных.

На этом уровне осуществляется оперативное управление производством.

Уровень III – уровень, на котором производится обмен информацией между подразделениями НГДУ. Определяются необходимые технологические параметры. Производится создание учетно-отчетных документов.

Функции, выполняемые  системой автоматизации на каждом уровне 

На уровне САУ система управления обеспечивает выполнение следующих функций:

• сбор и контроль технологической информации с основных и вспомогательных объектов УКПН;
• формирование и ведение базы данных значений параметров;
• реализация законов автоматического регулирования (ПИД);
• выполнение алгоритмов автоматического управления, технологических блокировок;
• выполнение алгоритмов противоаварийной защиты;
• отработку команд дистанционного управления (выдачу управляющих воздействий на ИМ в соответствии с командами, принятыми с верхнего уровня);
• связь с верхним уровнем управления УКПН (передача технологической информации, прием команд);
• непрерывный контроль работоспособности технических средств и определение отказавших устройств.

На уровне оперативно-диспетчерского управления СУ обеспечивает реализацию следующих функций:

• сбор и контроль технологической информации от технических средств САУ основных и вспомогательных объектов (служб) УКПН;
• сигнализацию отклонений технологических параметров от регламентных норм;
• ведение базы данных реального времени;
• формирование и отображение мнемосхем, трендов;
• формирование и отображение сводок и режимных листов;
• формирование и отображение протокола событий;
• формирование и выдачу выходных документов и протоколов событий на печать;
• протоколирование действий оперативного персонала;
• вычисление суммарных (интегральных) и средних (час/два часа) расходов сырья;
• формирование и выдачу команд дистанционного управления;
• контроль выполнения команд управления;
•  выдачу уставок регуляторам;
• связь с нижним уровнем системы (прием технологической информации с уровня САУ, передача команд управления на уровень САУ);
• обмен информацией с уровнем диспетчерского управления;
• назначение (разграничение) прав для различных групп пользователей на доступ к информации и к функциям управления;
• регистрацию пользователей в системе по индивидуальному идентификатору пользователя с введением пароля;
• ведение протокола регистрации пользователей и их наиболее ответственных действий с указанием реального времени и информации об этих действиях;
• ведение и вывод по запросу протоколов событий, происходящих в системе (действия по управлению, изменение конфигурации, системные события);
• непрерывный контроль работоспособности технических средств и обеспечение обнаружения отказа и причины отказа, с выдачей

звуковой и визуальной сигнализации оператору ОПС и занесением информации об отказе в протокол событий.

Комплекс технических средств, образующих уровень КИП.

Датчики давления Метран-55

Датчики давления Метран-55 предназначены для работы в различных отраслях промышленности, системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование измеряемых величин - давления избыточного, абсолютного, разрежения, давления-разрежения нейтральных и агрессивных сред в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи. Датчики Метран-55 предназначены для преобразования давления рабочих сред; жидкости, пара, газа в унифицированный токовый выходной сигнал.

Основные технические характеристики

Устройство и работа датчика

Измеряемое давление подводится в рабочую полость и воздействует непосредственно на измерительную мембрану тензопреобразователя, вызывая ее прогиб. Измерительная мембрана тензопреобразователя состоит из металлической мембраны, на внешней поверхности, которой жестко закреплен чувствительный элемент, представляющий собой монокристаллическую сапфировую пластину с кремниевыми пленочными тензорезисторами. Тензорезисторы соединены в мостовую схему. Деформация измерительной мембраны вызывает изменение сопротивления тензорезистора и разбаланс мостовой схемы. Электрический сигнал, образующийся при разбалансе мостовой схемы, подается в электронный преобразователь, который преобразует электрический сигнал в стандартный токовый выходной сигнал. Информация, полученная из АЦП, обрабатывается микропроцессором, вычисляется истинное значение давления и преобразуется в напряжение. Преобразователь напряжения в ток формирует выходной унифицированный токовый сигнал. Кнопочные переключатели предназначены для плавной настройки выходного сигнала.

Уровнемер “Сапфир-22Ду-Ех”

Преобразователи Сапфир-22 Ду предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами, в том числе, со взрывоопасными условиями производства и обеспечивают непрерывное преобразование значения измеряемого параметра – уровня жидкости или уровня границы раздела жидких фаз как нейтральных, так и агрессивных сред — в стандартный токовый выходной сигнал дистанционной передачи. 

Основные технические характеристики

Устройство и работа датчика

При изменении измеряемого уровня происходит изменение гидростатической выталкивающей силы, воздействующей на чувствительный элемент - буек. Это изменение через рычаг передается на тензопреобразователь, размещенный в измерительном блоке, где линейно преобразуется в изменение электрического сопротивления тензорезисторов. Электронный преобразователь преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал. Гидравлический демпфер, внутренняя полость которого заполнена вязкой жидкостью, сглаживает колебания.

Расходомер Метран-350

Расходомер Метран-350 предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и АСУ ТП в различных отраслях промышленности, а также в системах коммерческого учета жидкостей, пара и газов.

Основные технические характеристики измерительного прибора

Принцип действия расходомера

Принцип действия КИП Метран-350 основан на измерении расхода и количества среды (жидкости, газа, пара) методом переменного перепада давления с использованием осредняющих напорных трубок (далее сенсор) моделей Annubar Diamond II+ (4 поколение) и Annubar 485 (5 поколение), на которых возникает перепад давлений, пропорциональный расходу. Сенсор устанавливается перпендикулярно направлению потока, пересекая его по всему сечению. Сенсор Annubar Diamond II+ имеет ромбовидную форму профиля, разделенную на две камеры, в которых расположены отверстия . Отверстия на передних гранях и камера p1 воспринимают давление торможения, а отверстия на противоположных гранях и камера p2 воспринимают давление разрежения. Сенсор Annubar 485 имеет Т-образную форму профиля, что, в отличие от других сенсоров, обеспечивает более стабильную фиксированную точку отрыва потока измеряемой среды и более стабильную зону разрежения за сенсором . На передней поверхности расположены щелевые пазы c камерой p1, которые осредняют скорость измеряемой среды и воспринимают давление торможения. Отверстия на противоположных гранях и камера p2 воспринимают давление разрежения.

Термопара ТСП

Термопара — термоэлектрический датчик, состоящий из двух соединенных разнородных электропроводных элементов (обычно — металлических проводников, реже — полупроводников). Действие термопары основано на эффекте Зеебека — явлении возникновения ЭДС (термоЭДС) в электрической цепи, состоящей из последовательно соединенных разнородных проводников, контакты между которыми находятся при различных температурах.

Принцип действия термопары основан на том, что нагревание или охлаждение контактов между проводниками, отличающимися химическими свойствами, сопровождается возникновением термоэлектродвижущей силы (термоЭДС). Термопара состоит из двух металлов, сваренных на обоих концах. Один конец помещается в месте замера температуры. Второй спай термостатируется, или измеряется его температура и погрешность вычитается расчётным способом.

Контроллер на базе  CPU 352 фирмы GE Fanuc 

В уровень САУ кроме КИП входят контроллеры на базе микропроцессора CPU 352 фирмы GE Fanuc.

 ПЛК серии 90-30 фирмы GE Fanuc – семейство контроллеров со специальными модулями и устройствами ввода/вывода, адаптированных для различных применений: от простой замены реле до систем автоматизации среднего уровня мощности.

Контроллеры моделей CPU 351/352 – одни из самых быстродействующих центральных процессоров в своей серии. Они имеют 4 встроенных процессора  для одновременного решения нескольких задач с целью повышения пропускной способности. Модель 352 обладает возможность выполнения операций с плавающей запятой  со скоростью от 2 до 4 мкс.

Характеристика микропроцессора CPU 352 приведена в таблице 1.                                                              

                                                                         Таблица 1

Система удаленного ввода/вывода Genius

В отличие от обычных систем удаленного ввода/вывода система Genius не требует шкафов, стоек, отдельных источников питания и приемников. Кроме того, система авто­матически поставляет диагностическую информацию о поле­вой проводке, условиях энергопитания и нагрузках, а также о состоянии шины ввода/вывода, ее блоков и цепей. В ее номен­клатуру входят модули ввода/вывода аналоговых и дискретных сигналов, сигналов от термопар и термометров сопротивления и ряд других.

Конструктивно система ввода/вывода Genius представляет собой сборку из двух составляющих - шасси и электронного блока. Клеммы для подключения кабеля Genius, проводов от датчиков, исполнительных устройств и питания входят в состав шасси. Коммуникационный процессор и система ввода/вывода образуют электронный блок. Такое решение позволяет в случае необходимости, быстро заменить электронный блок без отсоединения кабелей. Конфигурация устройства хранится в шасси; после замены электронного блока повторная конфигурация не требуется.

Взаимодействие системы ввода/вывода Genius с центральным процессором осуществляется посредством контроллера шины Genius (Genius Bus Controller — GBC). Этот модуль объединяет в себе контроллер связи и одноканальный контроллер распределенных вводов/выводов. Модуль GBC занимает одну ячейку ПЛК и конфигурируется при помощи программного обеспечения Logicmaster 90-70. Поддерживает до 32 устройств в локальной сети Genius. В состав одного PLC может быть включено несколько контроллеров шины GBC, каждый из которых поддерживает отдельный сегмент сети.

Автоматический   обмен   данными   между   ПЛК   90-30   и   другими устройствами, подключенными к шине Genius, может осуществляться и посредством модулей связи Genius GCM и GCM+ (Genius Communication Module).

Модули GCM и GCM+ являются полностью программно-конфигурируемыми. Подключение к шине Genius осуществляется при помощи двухпроводного кабеля с разъемами на каждом конце. Модуль оснащен двумя светодиодными индикаторами: один показывает, что модуль включен и работает, другой - что он сконфигурирован и ведет передачу или прием. GCM+ поддерживает мониторинг данных при помощи ПК, мониторинг блоков ввода/вывода Genius, одноранговую связь и связь по схеме"ведущий/ведомый" с имитацией удаленных вводов/выводов.

Программное обеспечение 

Базовым средством интегрирования контроллеров GE Fanuc  в систему управления технологическим процессом является пакет программ Logicmaster. Модули Fanuc не имеют конфигурированных переключателей и перемычек,  все конфигурирование контроллера выполняется при помощи Logicmaster. Это же средство используется для программирования контроллеров, диагностики их технического состояния и отладки программ.

Для программирования контроллеров GE Fanuc обычно используется язык релейно-контактной логики. Logicmaster поддерживает структури­рованное написание программ с использованием процедур, присвоение символьных имен входам, выходам и ячейкам памяти, комментарии к строкам программы. Если задача управления требует выполнения сложных логических операций или расчетов, возможно программирование на языках С и State Logic.

При работе с контроллерами в качестве устройства программирования используется портативный компьютер - Notebook с Logicmaster, подключае­мый к контроллеру через последовательный порт.

Описание уровня оперативно-диспетчерского управления 

Автоматизированные рабочие места операторов НГДУ оснащены программным  обеспечением Сimplisity фирмы GE Fanuc.

Cimplicity - один из старейших HMI- продуктов на мировом рынке. Этот программный продукт работает в среде операционных систем UNIX, VMS, HP UX на компьютерных платформах IBM, VAX, DEC.

Графика Сimplisity позволяет создавать динамические экраны, представляющие технологический процесс. Панели инструментов предо­ставляют возможность разработчику выравнивать, вращать, изменять кон­туры, рисовать и создавать группы объектов, редактировать копировать и стирать, передвигать объекты по экрану. В системе имеется библиотека графических объектов для различных отраслей промышленности.

Графика Сimplisity поддерживает стандарты Microsoft OLE и это позволяет включать в графические экраны таблицы или графики из Excel, рапорты из баз данных SQL и Access, картинки bitmap, видео- и аудиоклипы, графики, алармы и т. д. из других приложений пакета.

В пакете Сimplisity предусмотрена система генерации и управления алармами. Окна алармов можно настраивать и встраивать в графический экран. Имеется возможность изменять шрифты, размеры окна, стили и тексты алармов.

Тренды также могут встраиваться в графический экран (стандарт OCX). Количество графиков на один объект трендов не ограничено. Причем тренд может иметь сразу несколько источников поступления данных, включая текущую информацию и информацию, сохраненную в файле. Для каждого графика возможен свой масштаб. Предусмотрена возможность конфигурирования трендов в режиме исполнения.

В качестве языка для написания собственных программных модулей может быть использован Visual Basic. Пользователю предоставлена воз­можность создавать программные блоки, базирующиеся на системных событиях, алармах, переменных из базы данных или конкретных действий оператора.

Для поддержания обмена с внешними базами данных используется механизм ODBC.

Сimplisity предоставляет возможность горячего резервирования, которая обеспечивает автоматическое переключение с первичной системы на вторичную в случае отказа. Переменные, алармы и другие параметры сохраняются синхронно в двух системах, уменьшая тем самым время реак­ции и восстановления. Для OS Windows NT время перехода на резервный сервер составляет 10 миллисекунд.

Панель управления переменными обеспечивает пользователя списком переменных в системе. С помощью этой панели можно организовать фильтрацию переменных, сортировку в зависимости от имени, устройства поступления, ресурсов.

На АРМ оператора обеспечивается отображение всех измеряемых параметров, аварийных сигнализаций и состояния оборудования в режиме реального времени на мнемосхемах и панелях отображения.

На АРМ происходит формирование, архивирование и распечатка отчетных сменных и суточных форм и передача этих форм по модемной связи через Ethernet HUB  в информационную сеть НГДУ со скоростью 100 Мбит/с.

Архивирование данных. В процессе функционирования системы происходит архивирование всех измеряемых параметров на УКПН каждые 2 часа, затем генерируются файлы  MS Excel с датой формирования отчета в названии и информацией о состоянии всех измеряемых параметров в течении суток. 

С АРМ существует возможность ввода в контроллеры уставок на предельные значения всех параметров.

Журнал тревог и событий. На АРМ оператора обеспечивается запись в журнал тревог и событий следующих сообщений:

–  сообщение о срабатывании всех аварийных сигнализаций;

– сообщения обо всех пусках и остановках технологического оборудования;

– сообщения о перезагрузках АРМ оператора;

– сообщение о переводе в  ремонт или работу какого-либо оборудования;

– сообщение об интерактивных действиях оператора на АРМ (вывод оборудования в ремонт, задание уставок, квитирование аварийных сигнализаций и т.д.);

Примеры мнемосхем, полученных на SCADA-системе Cimplisity, приведены ниже на рис.2, 3 и 4.

Рис. 2. Контроль параметров в электродегидраторе и буферной емкости

Рис. 3. Контроль параметров печи нагрева нефти

Рис. 4. Контроль параметров основной колонны, отпарной колонны, сепаратора, насосов и других параметров

Объем автоматизации технологических объектов 

Система контроля и управления  УКПН, как и любого другого сложного технологического объекта, предназначена для оперативного учета, поддержания заданных значений параметров технологического процесса и предотвращения возникновения аварийных ситуаций.

В схеме предусматривается контроль следующих параметров:

уровень межфазный «нефть-вода»; наличие газовой подушки ЭД-301;

уровень буферной емкостиЕ-301;

расход нефти на входе печи нагрева нефти П-301;

температура нефти на выходе П-301;

давление нефти на входе П-301;

давление топливного газа к горелкам П-301;

температура дымовых газов на перевале П-301;

контроль пламени П-301;

разрежение в топке П-301;

давление верха колонны атмосферной К-301;

давление низа К-301;

уровень в кубе К-301;

температура верха К-301;

температура в кубе К-301;

уровень в емкости рефлексной  С-301;

давление в емкости рефлексной  С-301;

уровень в кипятильнике выносном -302;

давление в кипятильнике выносном -302;

температура в кипятильнике выносном -302;

уровень в дренажной емкости Е-302 с погружным насосом Н-305;

температура подшипников электродвигателя насосов Н-301/1,2;

температура подшипников электродвигателя насосов Н-302/1,2;

температура подшипников электродвигателя насосов Н-304/1,2.

Расчетная часть 

1. Определения статических и динамических характеристик объекта 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. Определит статическую характеристику можно аналитически (расчетным путем) и экспериментально. Обычно определение статических характеристик простых объектов не представляет трудностей, кроме того, они часто приводятся в литературе. 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, 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 и определить коэффициент усиления объекта.

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 выходная 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. Наибольший практический интерес представляет исследование динамических свойств при возмущениях, вызванных изменением той величины, на которую действует или будет действовать регулирующий орган. 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:

-            объект характеризуется отсутствием транспортного запаздывания и наличием самовыравнивания;

-            объект характеризуется отсутствием транспортного запаздывания и самовыравнивания;

-            объект характеризуется наличием транспортного запаздывания и отсутствием/наличием самовыравнивания.

2. Определение передаточной функции объекта с самовыравниванием без транспортного запаздывания.

Изобразим процесс в буферной емкости:

Основные входные параметры:

Q_вх – расход нефти на входе;

Т_вх – температура на входе.

Основные выходные параметры:

Т_вых –температура на выходе.

В результате эксперимента определена кривая изменения температуры нефти вследствие возмущения расходом смеси. Требуется определить передаточную функцию этого регулируемого участка УКПН. Для нахождения передаточной функции объекта воспользуемся методом Симою.

График возмущения: скачкообразное изменение Т_вх

Рис. 5. Зависимость температуры от времени на входе

График изменения регулируемой величины:

Рис. 6. Зависимость температуры от времени на выходе

1. Разбиваем ось времени на равные отрезки с интервалом Dt = 0.5 Заполним таблицу №2. Для этого находим значения DХ_вых в конце каждого интервала Dt. DХ_вх (∞)= 5

,    где DХ_вых (∞)= 4

Таблица №2

2. Переводим функцию в безразмерную величину, т.е. перестраиваем функцию 1-σ(t) в другом масштабе времени за независимую переменную принимаем относительное время θ.

Рис. 7. Кривая в новом масштабе времени

3. Заполним таблицу №3 для определения F₂ и F₃.

Таблица №3

Для того чтобы заполнить первый столбец, разбиваем график на отрезки относительного времени и выбираем эту величину с таким же расчетом, как и для первого графика. Для каждого значения ∆θ определяем его ординату.

Находим значения F2 и F3 по приближенным формулам:

Рис. 8

4. Выбираем тип передаточной функции.

5. Определим коэффициенты выбранной передаточной функции.

Т.к. регулируемая величина в начальный момент времени равно нулю, т.е. σ(0)=0 и производная от нее равна нулю σ’(0)=0 то уменьшается степень полинома на две единицы.

        и