СКАЧАТЬ:  pas.zip [559,88 Kb] (cкачиваний: 122)

Содержание

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

Основная часть…………………………………………….………………........5

          Описание технологического процесса блока аминовой очистки газа

          НПУ НГДУ "Елховнефть"……………………………….…………….………..5

          Проектирование системы автоматизации блока аминовой очистки газа………………….……………………………………………………………....…12

          Цели, задачи и выполняемые функции систем автоматизации

верхнего и нижнего уровней………….……………………………………….13

          Состав комплекса технических средств АСУТП……………..……………....15

           Объем автоматизации технологических объектов………………………......24

Заключение……………………………………..………………….…………...26

Список  литературы ……………………………………………….…………...27

          Приложение………………………………………………………….…………28

Введение

Специфика современного рынка нефтегазодобывающего комплекса, природно-климатические условия и социальная инфраструктура районов добычи заставляют непрерывно искать пути повышения рентабельности производства, совершенствования процесса управления и планирования. При этом, в самом общем случае, основными способами увеличения эффективности предприятий являются оптимизация и модернизация производства, снижение производственных потерь и технологического расхода энергоносителей, увеличение достоверности и скорости получения информации, необходимой для принятия управленческих решений.

Автоматизация технологических процессов и автоматизированное управление являются сегодня одним из основных путей достижения следующих долговременных целей:

• эффективности всех технологических процессов основного и вспомогательного производства;
• преимущественной ориентации на безлюдные энергосберегающие технологии;
• безопасности технологических процессов и обслуживающего персонала;
• выполнение требований по защите окружающей среды.

Производственные объекты нефтедобычи относятся к сложным, связанным материальными и информационными потоками, объектам, имеющими отличительные особенности:

• территориальная распределенность объектов контроля и управления;
• большие материальные потоки и высокое рабочее давление;
• пожаро- и взрывоопасность технологических установок и трубопроводов;
• жесткие климатические условия;
• наличие параллельных технологических линий, требующих согласования нагрузок;
• большое количество параметров контроля и управления.

Автоматизированные системы управления ТП решают следующие задачи:

• выполнение установленных производственных заданий по объемам и качеству товарной продукции;
• обеспечение надежной и эффективной работы основных и вспомогательных производственных объектов;
• своевременное обнаружение и ликвидация отклонений и предупреждение аварийных ситуаций;
• снижение непроизводительных потерь материально-технических и топливно-энергетических ресурсов и сокращение эксплуатационных расходов;
• обеспечение противоаварийной и противопожарной защиты объектов с целью повышения экологической безопасности производства;

Технологические процессы бурения, добычи и транспортировки нефти и газа характеризуются  значительным числом параметров, определяющих ход этих процессов, наличием внутренних связей между параметрами, их взаимным многообразным и сложным влиянием друг на друга и на течение всего процесса. Для того чтобы решить задачу создания системы оптимального автоматического управления технологическим процессом, необходимо его изучить, определить степень влияния характеризующих его параметров  на выходные качественные и количественные показатели процесса.

Основная часть

         Секция 500 - аминовая очистка газов предназначена для очистки от сероводорода углеводородного газа и части водородосодержащего газа с секций 100/1, 300, 400 с последующим использованием газов в качестве топлива в печах секций 100, 200, 300, 400, 600, 700, а кислый газ является сырьем для получения серы на секции 600 (получение серы).

         Секция 500 - аминовая очистка газов состоит из:

-         блока очистки сернистого газа;

-         блока регенерации амина.

         Технологическая линия очистки сернистого газа предназначена для очистки углеводородного и водородосодержащего газов от сероводорода путем поглощения его 30 % водным раствором диэтаноламина (ДЭА).

         Технологическая линия регенерации амина предназначена для восстановления поглощающих способностей 30 % водного раствора ДЭА для повторного непрерывного использования. 

Аминовая очистка углеводородных газов, которые выделяются в процессах гидроочистки, каталитического риформинга и стабилизации нефти это процесс, состоящий из двух стадий. Первая стадия - это поглощение сероводорода водным раствором амина (диэтаноламин, моноэтаноламин) в абсорбере. Вторая стадия - это выделение сероводорода из насыщенного раствора амина путем отпарки его в десорбционной колонне.

Очищенные углеводородные газы направляются в топливную сеть и используются как топливный газ.

Сероводород служит сырьем для получения серы.

Описание технологического процесса

Сырьем для секции аминовой очистки газа служит сернистый газ, поступающий с флегмовой емкости V-100/1, с сепаратора V-302 и флегмовой емкости V-303 секции гидроочистки бензина, сепаратора V-402 и флегмовой емкости V-403 секции гидроочистки дизельного топлива, а также насыщенный раствор диэтаноламина  после абсорбционной колонны Т-402.

Сернистый газ с температурой до 45 °С из сепараторов V-302, V-303, V-402, V-403, V-100/1 поступает в сепаратор V-504, где от него отделяется жидкая фаза.

Жидкая фаза из сепаратора V-504 отводится в сепаратор V-801. Уровень в сепараторе V-504 контролируется уровнемером поз.LT-5101 и  регулируется клапаном уровня поз.LIС-5101, установленным на линии отвода жидкой фазы в сепаратор      V-801. Предусмотрена предупредительная сигнализация LT-5101 (LIC-5101) максимального уровня 10 % (5 %) углеводородов.

Сверху сепаратора V-504 сернистый газ поступает в нижнюю часть абсорбера Т-502. Температура на выходе сепаратора V-504 контролируется датчиком температуры  ТЕ -5201 с выводом показаний на системное управление. Предусмотрены предупредительные сигнализации минимальной (10 °С) и максимальной температуры  (50 °С) газа.

В верхнюю часть абсорбера подается 30 %-ый раствор диэтаноламина с температурой до 50 °С. Расход амина контролируется расходомером поз.FT-5401 и регулируется клапаном расхода поз.FIС-5401, установленным на линии подачи амина в колонну Т-502. Предусмотрена предупредительная сигнализация FT-5401 (FIС-5401)  минимального 2,5 м3/час (3,0 м3/час)  расхода амина.

Абсорбер Т-502 – насадочная колонна, насадки – кольца Паля, проходя через слой которой противотоком сероводород поглощается раствором амина.

Очищенный от сероводорода газ с температурой до 50 °С сверху абсорбера    Т-502 поступает последовательно в сепараторы V-506 и V-502, где освобождается от увлеченной влаги и направляется в сеть топливного газа.

Жидкая фаза из сепаратора V-506 отводится в сепаратор V-801 факельного коллектора. Для предотвращения сброса газа после сепаратора V-506 установлена дроссельная шайба.

В V-502 уровень жидкости контролируется прибором поз. LT-5103 и поддерживается клапаном поз.LIС-5103, который установлен на линии сброса в сепаратор V-801. Предусмотрена предупредительная сигнализация LT-5103 (LIC-5103) максимального 5 % (10 %) уровня углеводородов.

Для поддержания давления в сети топливного газа и первичного пуска установки предусмотрен природный газ, поступающий с КС-21 в V-506 через клапан регулятора давления поз.PIC-5301 давление контролируется датчиком давления поз.PT-5301 с выводом показаний на системное управление . Предусмотрена предупредительная сигнализация PT-5301 (PIC-5301) минимального 1,4кг/см2 (2,2кг/см2) и максимального 2,2 кг/см2 (2,1 кг/см2) давления газов. Расход  газа в сепаратор V-506 контролируется местным прибором-счетчиком.

Расход  газа после сепаратора V-502 контролируется расходомером FТ-5402    с выводом показаний на системное управление. Предусмотрена предупредительная сигнализация минимального (550 нм³/час) расхода газа. Для защиты сепаратора      V-502  от превышения давления установлен предохранительный клапан PSV-501, оттарированный на 5,3 кг/см²

Избыток получаемого газа сбрасывается на факел через клапан регулятора давления поз.PIC-8301.

Поглощение сероводорода раствором ДЭА сопровождается выделением тепла, что приводит к повышению температуры насыщенного раствора ДЭА до 60 °С.

В нижнюю часть колонны T-502 поступает насыщенный раствор амина с абсорбционной колонны Т-402 секции С-400 с температурой 45-60 °С. С куба колонны Т-502 насыщенный раствор диэтаноламина насосом Р-501А,В прокачивается последовательно через трубную часть теплообменника Е-501 и пластинчатый теплообменник Е-501А, где нагревается до 106 °С, подается в верхнюю часть десорбционной колонны Т-503.

Возможна подача амина с куба колонны Т-502 в верхнюю часть десорбционной колонны Т-503  помимо пластинчатого  теплообменника  Е-501А.

Уровень в кубе колонны Т-502 контролируется уровнемером поз.LT-5102 и регулируется клапаном уровня поз.LIC-5102, установленным на линии подачи насыщенного диэтаноламина в колонну Т-503. Предусмотрены предупредительные сигнализации LT-5102(LIC-5102)  максимального 70 % (60 %) и минимального 20 % (30 %)  уровня углеводородов.

Колонна Т-503 разделена на две секции. Верхняя секция, насадочная, заполнена насадками: кольца Паля. Нижняя - отбойная.

Сверху насадочной секции десорбционной колонны газы, содержащие сероводород и испарившуюся влагу с температурой 105-115 °С, поступают в АВО          АС-501В, где влага конденсируется. Температура газов после АВО контролируется температурным датчиком поз.ТТ-5205 и регулируется клапаном температуры поз.ТIС-5205, который управляет средними жалюзи АВО. Предусмотрены предупредительные сигнализации ТТ-5205 (ТIС-5205) максимальной 80 °С (75 °С) и минимальной 24 °С (25 °С)  температуры.

После АВО АС-501В газожидкостная смесь с температурой 45-50 °С поступает в нижнюю часть колонны Т-503, являющейся отбойной зоной для жидкости. Очищенный от жидкости сероводородный газ сверху отбойной зоны колонны Т-503 поступает в сепаратор V-601 секции получения серы. Имеется также линия сброса газа в факельную систему.

Давление в регенерационной части секции С-500 поддерживается в интервале 0,5-0,8 кгс/см2 и регулируется клапаном давления поз.РIС-6301, установленным на линии кислого газа после сепаратора V-601.

Для защиты колонны Т-503 от превышения давления установлен предохранительный клапан PSV-505, оттарированный на 3,5 кг/см2. Газ с предохранительного газа сбрасывается в печь дожига Н-605 секции С-600. Имеется также линия сброса газа в факельную систему.

С кубовой части насадочной секции десорбционной колонны Т-503 раствор диэтаноламина поступает в межтрубное пространство испарителя Е-502, обогреваемый паром давлением 4,2 кгс/см2 до температуры 110-125 °С. Расход пара в испаритель Е-502 контролируется расходомером поз.FT-5403 и регулируется клапаном расхода поз.FIС-5403, установленным на линии вывода конденсата в коллектор пароконденсата пара 4,2 кгс/см2. Предусмотрена предупредительная сигнализация FT-5403 (FIС-5403) минимального расхода пара 190 кг/час (200 кг/час).

В испарителе Е-502 из раствора диэтаноламина десорбируются остатки газа и испаряется часть воды. Пары и газ с верха испарителя возвращаются в колонну       Т-503. Температура паров на выходе из испарителя Е-502 контролируется датчиком температуры  ТЕ -5204 с выводом показаний на системное управление Предусмотрена предупредительная сигнализация минимальной (110 °С) температуры.

 Очищенный от газов раствор диэтаноламина снизу испарителя выдавливается за счет разницы давлений через пластинчатый теплообменник Е-501А и межтрубную часть теплообменника Е-501, где охлаждается до температуры 70-75 °С, подогревая раствор насыщенного диэтаноламина, и попадает  в емкость V-503. Возможна подача амина из испарителя Е-502 в емкость V-503 помимо пластинчатого теплообменника Е-501А.

Уровень в испарителе Е-502 контролируется уровнемером поз.LT-5105 регулируется клапаном уровня поз.LIС-5105, установленным на линии вывода регенерированного раствора ДЭА в  емкость V-503 после теплообменника Е-501. Предусмотрена предупредительная сигнализация LT-5105 минимального (20 %) и максимального       (65 %) уровня.

С нижней части отбойной секции колонны Т-503 жидкая фаза с температурой 40-45 °С насосом Р-503А,В откачивается в линию подачи насыщенного раствора ДЭА в колонну Т-503. Уровень жидкой фазы отбойной зоны контролируется уровнемером поз.LT-5106 и  регулируется клапаном уровня поз.LIС-5106, установленным на линии подачи жидкой фазы в линию питания колонны Т-503. Предусмотрены предупредительные сигнализации LT-5106 (LIС-5106) максимального 60 %       (70 %) и минимального 20 % (15 %) уровня жидкой фазы .

Из емкости V-503 насосом Р-502А,В раствор ДЭА последовательно проходит через фильтр F-500 и АВО АС-501А с температурой 45-50 °С подается в механический фильтр F-501. Уровень в емкости V-503 контролируется ультразвуковым уровнемером  LТ-5110 с выводом показаний на системное управление. Предусмотрены предупредительные сигнализации максимального (70 %) и минимального (25 %)  уровня. При снижении  уровня до 5 % мм срабатывает сигнализация - реле уровня LSL-5108. 

Давление в емкости V-503 регулируется клапанами прямого действия поз.РСV-501, РСV-502, установленными соответственно на линии подачи топливного газа в емкость V-503 и линии сброса газов из емкости на факел. Для защиты емкости V-503 от превышения давления установлен предохранительный клапан      PSV-506, оттарированный на 1,75 кг/см2. Жидкость с предохранительного клапана сбрасывается в подземную емкость  емкость V-505.

Температура ДЭА на выходе из АВО контролируется датчиком температуры поз.TT-5205 и регулируется клапаном температуры поз.ТIС-5202, который управляет жалюзи верха АВО АС-501А. Предусмотрены предупредительные сигнализации TT-5205 (ТIС-5202) максимальной 80 °С (75 °С) и минимальной  24 °С (25 °С) температуры.

Температура воздуха, нагнетаемого вентиляторами АВО АС-501А,В регулируется клапанами температуры поз.ТIC-5203, поз.ТZ-5203А,В,С, которые управляют жалюзи камеры АВО. В летний период предусмотрено дополнительное охлаждение раствора ДЭА технической водой в теплообменнике Е-503 установленном на линии амина  после АВО АС-501 В.

В механическом фильтре F-501 раствор ДЭА очищается от крупных твердых частиц. Для защиты фильтра F-501 от превышения давления установлен предохранительный клапан PSV-502, оттарированный на 10,5 кг/см2. Жидкость с предохранительного клапана сбрасывается в подземную емкость V-505.

После фильтра F-501 раствор амина проходит через угольный фильтр F-502, где очищается от сульфида железа и поверхностно- активных веществ, вызывающих вспенивание амина в абсорберах. Для защиты фильтра F-502 от превышения давления установлен предохранительный клапан PSV-503, оттарированный на 10,5 кг/см2. Жидкость с предохранительного клапана сбрасывается в подземную емкость  V-505.

После фильтра F-502 раствор амина проходит через фильтр F-503, где он очищается от угля, унесенного из фильтра F-502. Для защиты фильтра F-503 от превышения давления установлен предохранительный клапан PSV-504, оттарированный на 10,5 кг/см2. Жидкость с предохранительного клапана сбрасывается в подземную емкость  V-505.

После фильтра F-503 раствор амина  поступает в верхнюю часть абсорбционной колонны Т-502 и на прием насосов Р-404А,В секции С - 400 с температурой     45-50 °С.

Подпитка контура циркулирующего диэтаноламина осуществляется из подземной емкости V-505 насосом Р-504. Уровень в емкости V-505 контролируется уровнемером  LТ-5108 с выводом показаний на системное управление. Предусмотрены предупредительные сигнализации максимального (55 %) и минимального (10%)  уровня. При снижении  уровня ниже 5 % по блокировке  LSLL-5108 автоматически останавливается насос Р-504.

На  рис. 1. представлена обобщенная структура АСУ ТП, построенной на базе микропроцессорного программируемого контроллера и  ОС  "Комплекс".

Операторская станция в структуре автоматизированной

системы управления

                        SCADA система – «Комплекс»

          Последовательный интерфейс RS-232

Рис. 1. Операторская станция в структуре автоматизированной

системы управления

  Настоящим техническим заданием предусматривается создание двухуровневой системы повышенной мощности высокой информационной надёжности.

Цели, задачи и выполняемые функции систем автоматизации верхнего и нижнего уровней

  Система предназначена для автоматизированного управления технологическими процессами и противоаварийной защиты технологической линии .

Подлежащими автоматизации являются следующие функции: информационные, управляющие, включая противоаварийную защиту и вспомогательные.

Конечной целью создания системы является повышение стабильности технологического процесса, защита технологического оборудования от аварий, улучшение условий труда и безопасности ведения процесса, в том числе условий охраны окружающей среды повышение экономической эффективности производства.

Структура системы состоит из следующих целевых подсистем:

1)    информационной, осуществляющей:

-       централизованный контроль параметров состояния технологического объекта управления (ТОУ);

-       косвенное измерение и вычисление показателей процесса, сигнализацию отклонения процесса от регламентных норм;

-       формирование и представление оперативному и административному персоналу необходимой информации;

-       формирование информации для смежных систем управления (при необходимости).

2)    управляющей, осуществляющей:

-       регулирование отдельных технологических переменных;

-       однотактное логическое управление (противоаварийная защита оборудования)

3)    вспомогательной, осуществляющей переконфигурирование системы, архивирование и ведение базы данных.

Создаваемая согласно данному ТЗ АСУТП и ПАЗ представляет собой двухуровневую систему.

На нижнем уровне – уровне технологического оборудования (микроконтроллеры в МПУ и ЦПУ) – реализуются следующие основные функции:

-       сбор и обработка сигналов с датчиков;

-       автоматическое регулирование параметров технологического процесса и оборудования;

-       программно-логическое управление и ПАЗ;

-       передача информации на верхний уровень и получение команд и данных с верхнего уровня.

На верхнем уровне – уровне автоматизированных рабочих мест в ЦПУ

– реализуются следующие функции:

-       формирование и отображение оперативной информации о текущих значениях параметров, состоянии оборудования и исполнительных устройств (ИУ), предупредительная и предаварийная сигнализация, тренды;

-       дистанционное управление технологическим оборудованием и ИУ;

-       управление работой контуров регулирования и ПАЗ;

-       ведение базы данных, архивов нарушений, событий, действий оператора, технологического журнала;

-       диагностика состояния технических средств и электрических цепей.

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.

Состав комплекса технических средств АСУТП

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:

                                 К2.1                                    Персональные ЭВМ

     К1.1                                            К1.2

                                                                                 Ломиконты

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.

Контроллер принимает дискретные и аналоговые входные сигналы, формирует управляющие дискретные, аналоговые и импульсные выходные сигналы, реализует логические операции, производит отсчет времени, счет событий, выполняет арифметические операции над аналоговыми и целочисленными величинами, а также выполняет дополнительные более сложные операции такие, как регулирование, фильтрация, интегрирование, кусочно-линейная интерполяция по времени и по параметру и ряд других операций.

Программное обеспечение, хранимое в постоянной памяти контроллера, позволяет работать с ним проектировщикам систем управления, наладчикам и операторам-технологам, от которых не требуется знаний по программированию и вычислительной технике. Специальный простой и легкий для обучения технологический язык основан на традиционных технологических понятиях ("вход", "выход", "включить", "выключить" и т.д.). Общение пользователя с контроллером осуществляется с пульта контроллера, снабженного экраном и клавиатурой, Логика управления конкретным объектом, заданная пользователем с пульта на технологическом языке, называется "программой пользователя" (ПрП). Максимальный объем ПрП соответствует приблизительно 4000 элементарных логических операций. Предусмотрены средства для быстрой и наглядной отладки и изменения ПрП и записи ПрП в энергозависимую постоянную память.

Контроллер имеет выход на печатающее устройство (для документирования процессов), на стандартный алфавитно-цифровой дисплей (для наблюдения за ходом процесса), на ЭВМ верхнего уровня. Информация, выводимая на печатающее устройство и дисплей, может содержать текущие значения технологических параметров и текстовые технологические сообщения произвольного характера, задаваемые пользователем в ПрП, с указанием текущего времени в часах, минутах и секундах.

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. 

Длительность выполнения одного цикла ПрП, т. е. время, разделяющее два последовательных опроса входных сигналов от  датчиков, для разных ломиконтов находится в интервале 0,21¸ 0,4 сек, что удовлетворяет требованиям скорости реакции на изменение величин параметров технологических процессов.

   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.

Датчик давления Метран-100

1. Назначение.

Датчики давления Метран-100 (в дальнейшем датчики) предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование измеряемых величин давления избыточного, абсолютного, разрежения, давления-разрежения, разности давлений, гидростатического давления нейтральных и агрессивных сред в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи и цифровой сигнал на базе HART-протокола.

Датчики предназначены для преобразования давления рабочих сред: жидкости, пара, газа (в т.ч. газообразного кислорода и кислородосодержащих газовых смесей) в унифицированный токовый сигнал и цифровой сигнал на базе HART-протокола. Датчики предназначены для работы во взрывобезопасных и взрывоопасных условиях.

Датчики предназначены для работы с вторичной регистрирующей и показывающей аппаратурой, регуляторами и другими устройствами автоматики, машинами централизованного контроля и системами управления, воспринимающими стандартные сигналы постоянного тока 0-5 или 4-20 мА и цифрового сигнала на базе HART-протокола.

Датчики с HART-протоколом могут передать информацию об измеряемой величине в цифровом виде по двухпроводной линии связи вместе с сигналом постоянного тока 4-20 мА. Этот цифровой сигнал может приниматься и обрабатываться любым устройством, поддерживающим протокол HART. Цифровой выход используется для связи датчика с портативным ручным HART-коммуникатором или с персональным компьютером через стандартный последовательный порт и дополнительный HART-модем, при этом может выполняться настройка датчика, выбор его основных параметров, перестройка диапазонов измерений, корректировка нуля и ряд других операций.

1. Технические данные.

Датчики Метран-100 являются многопредельными и настраиваются на верхний предел измерений или диапазон измерений от минимального верхнего предела до максимального верхнего предела измерений.

Наименование и обозначение датчика, модель датчика, максимальный верхний предел измерений или диапазон измерений модели Р_мин; минимальный верхний предел измерений или диапазон измерений модели Р_макс, верхние пределы измерений или диапазоны измерений по ГОСТ 22520 приведены в таблице 1. 

Таблица 1

3. Датчик состоит из преобразователя давления (сенсорный блок) и электронного преобразователя. Датчики имеют унифицированный электронный преобразователь. Измеряемая входная величина подается в камеру сенсорного блока и преобразуется в деформацию чувствительного элемента (тензопреобразователя), вызывая при этом изменение электрического сопротивления его тензорезисторов. Электронный преобразователь датчика преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал. Чувствительным элементом тензопреобразователя является пластина из монокристаллического сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисторами (структура КНС), прочно соединенная с металлической мембраной тензопреобразователя.

Позиционеры электропневматические ЭПП,

 ЭПП-Ех, ЭПП-«Ор», ЭПП-Ех-«Ор»

1. Назначение.

Позиционеры электропневматические ЭПП, (в дальнейшем – позиционеры), позиционеры электропневматические взрывозащищенные ЭПП-Ех, предназначены для уменьшения рассогласования хода и повышения быстродействия поршневых возвратно-поступательных и поворотных исполнительных пневматических механизмов одно- и двустороннего действия и мембранных пневматических исполнительных механизмов путем введения жесткой обратной связи по положению выходного звена исполнительного механизма.

Область применения – системы автоматического регулирования или дистанционного управления технологическими процессами в нефтеперерабатывающей, нефтехимической, газовой, криогенной и других отраслях промышленности.

         Позиционеры электропневматические взрывозащищенные состоят из блока позиционера электропневматического (собственно позиционера) и барьера искрозащиты пассивного БИП-1. БИП-1 обеспечивает искробезопасность входной цепи и устанавливается вне взрывоопасной зоны.

         Позиционеры не имеют самостоятельного применения, являются комплектующими изделиями для исполнительных механизмов.

1. 2.     Исполнения позиционеров:

1)    по стойкости и механическим воздействиям – виброустойчивое и вибропрочное с группой исполнения №3 по ГОСТ 12997-84;

2)    по защищенности от воздействия окружающей среды вводное устройство и оболочка позиционера имеют степень защиты IP54 по ГОСТ 14254-96;

3)    по защищенности от воздействия окружающей среды позиционеры могут быть коррозионностойкого исполнения;

4)    по устойчивости к воздействию температуры и влажности окружающего воздуха позиционеры соответствуют климатическому исполнению для работы при температуре от минус 50 до плюс 60 град.С и относительной влажности 95% при 35 град.С.

1. Основные технические данные и характеристики.

Диапазон изменения входного электрического сигнала постоянного тока для барьера БИП-1 0-5; 0-20; 4-20 мА; для позиционера – 0-5; 0-20; 4-20 мА.

Диапазон изменения входного электрического сигнала постоянного тока, поступающего от искробезопасных выходов барьера БИП-1 0-5; 0-20; 4-20 мА.

Входное сопротивление в зависимости от диапазона изменения входного сигнала, не более: 580 +- 30 Ом – для диапазона входного сигнала 0-5 мА; 115 +- 15 Ом – для диапазонов входных сигналов 0-20; 4-20 мА.

Давления воздуха питания 250, 400, 600, 630 кПа.

Класс точности 1,0.

Гистерезис – 1%.

Порог чувствительности не более 0,1% диапазона изменения входного сигнала.

Максимальный расход воздуха на выходе позиционера в переходном режиме при давлении воздуха питания 400 кПа – 18 м3/час.

Классы загрязненности воздуха питания 1 или 3 класса по ГОСТ 17433-

80. Допускается содержание сероводорода в воздухе питания позиционеров коррозионностойкого исполнения до 10 мг/м3 и (или) сернистого ангидрида до 10 мг/м3.

Позиционеры с возвратно-поступательным движением выходного вала исполнительного механизма обеспечивают условный ход исполнительного механизма, соответствующий ряду 10, 16, 25, 40, 60, 100 мм. Позиционеры для поворотных исполнительных механизмов имеют угол поворота выходного вала 90 градусов.

Датчик уровня ультразвуковой ДУУ4

Датчики уровня ультразвуковые ДУУ4 предназначены для измерения уровня различных жидких продуктов (нефти и нефтепродуктов, сжиженных газов) и уровней раздела сред многофазных жидкостей (нефть - эмульсия - подтоварная вода и т.п.), определяемых положением поплавков датчика, скользящих по чувствительному элементу датчика, а также измерения температуры и давления контролируемой среды.

Принцип работы:

Измерение уровня продукта основано на измерении времени распространения в стальной проволоке короткого импульса упругой деформации. По всей длине проволоки намотана катушка в которой протекает импульс тока, создавая магнитное поле. В месте расположения поплавка с постоянным магнитом, скользящего вдоль проволоки в ней под действием магнитострикционного эффекта возникает импульс продольной деформации, который распространяется по проволоке и фиксируется пьезоэлементом, закрепленным на ней. Кроме того, возникает импульс упругой деформации, отраженный от нижнего конца ЧЭ датчика и фиксируемый пьезоэлементом для датчиков исполнения 1.

Измерение времени, прошедшего с момента формирования импульса тока до момента приема импульсов упругой деформации, принятых и преобразованных пьезоэлементом позволяет определить расстояние до местоположения поплавка, определяемого положением уровня жидкости. Датчики исполнения 0 измеряют время, прошедшее с момента формирования импульса тока до момента приема сигнала от пьезоэлемента.

Это позволяет вычислить расстояние до местоположения поплавка, определяемого положением уровня жидкости, при известной скорости звука. 

Датчики могут осуществлять:

-  контактное автоматическое измерение уровня жидких продуктов;

-  контактное автоматическое измерение до четырех уровней раздела несмешиваемых жидких продуктов;

-  измерение температуры контролируемой среды в одной точке;

-  измерение давления контролируемой среды.

Комплект ДУУ4 включает в себя собственно датчик (“первичный преобразователь”), обеспечивающий непосредственное измерение текущих значений параметров, и блок токовых выходов искробезопасный (“БТВИ”), который обеспечивает формирование токовых сигналов 4-20мА; число токовых сигналов соответствует числу измеряемых датчиком параметров.

Характеристики токовых сигналов БТВИ:

-  число выходных токовых сигналов – от одного до шести (определяется числом измеряемых параметров);

-  диапазон шкалы токовых сигналов – от 4 до 20 мА;

-  амплитуда переменной составляющей выходного токового сигнала не превышает 0,1 мА;

-  период переменной составляющей выходного токового сигнала составляет 1,6 мс;

-  максимальное сопротивление нагрузки – не более 750 Ом; пределы допускаемой приведенной погрешности выходных сигналов ±0,1.

Счетчик турбинный НОРД-М

Назначение изделия:

Счетчики турбинные НОРД-М (в дальнейшем - счетчики) предназначены для измерения объема, нефти, нефтепродуктов и других нейтральных к сталям 20X13 и 12X18H10T  жидкостей.

Область применения счетчиков - технологические установки нефтедобываю­щих и нефтеперерабатывающих предприятий.

Измеряемая среда - нефть и нефтепродукты:

- температура от + 5 до +50°С

- кинематическая вязкость (1 - 20) • 10⁶ м²/с;

- содержание сернистых соединений по весу не более 3 %;

- размеры механических примесей не более 4 мм;

- содержание свободного газа не допускается.

Технические характеристики:

Предел относительной погрешности счетчика, в комплект поставки которого входит блок «VEGA-03» в диапазоне расхода от 20 до 100 % ( от максималь­ного расхода) - ± 0,15 %.

Метрологические характеристики преобразователя турбинного при выпуске из производства: Среднее квадратичное отклонение случайной составляющей погрешности в точках диапазона расхода: 20, 40, 60, 80, 100 % от максимального, не более ± 0.02 %.

Потеря давления в преобразователе при максимальном рабочем расходе и вязкости жидкости не более 0,05 МПа.

Средняя наработка счетчика на отказ 25000 ч.

Среднее время восстановления работоспособного состояния счетчика не более 8 ч.

Средний срок службы счетчика не менее 6 лет.

Длина   канала  связи   между  блоком  НОРД-ЭЗМ   или   VEGA-03   и
датчиками не более 1000 м.

Устройство и принцип работы:

Счетчик состоит из преобразователя, датчика, закреп­ленного на корпусе преобразователя, электронного блока НОРД-ЭЗМ - 4 или бло­ка обработки данных VEGA-03 - 3. соединенного с датчиком кабелем РПШЭ 3×15 ТУ 16-К18.001.

Работа счетчика заключается в следующем:

а) преобразователь преобразует объем, прошедшей через него рабочей жидко­сти в пропорциональное число оборотов турбинки;

б) датчики преобразуют частоту вращения турбинки преобразователя в электрические импульсы, усиливают их и формируют в прямоугольную форму;

Принцип работы преобразователя основан на вращении турбинки  набегающим потоком жидкости.

          При вращении турбинки выполненной из ферромагнитного материала, каждая лопасть ее, проходя вблизи сердечника катушки датчика, проводит в ней импульсы электродвижущей силы. Основной характеристикой преобразователей является ко­эффициент преобразования, который характеризуется количеством импульсов на единицу объема.

Проектирование системы автоматизации блока аминовой очистки газов

Традиционно проектирование автоматизированных систем подразделяют на  следующие этапы:

1)    предпроектное исследование рынка;

2)    разработка технического задания на проектную систему;

3)    проведение научно-исследовательских работ (НИР) и опытно-конструкторских работ (ОКР);

4)    разработка технического предложения;

5)    разработка эскизного проекта;

6)    разработка технического проекта;

7)    разработка рабочего проекта;

8)    изготовление опытного образца с проведением последовательных испытаний и внесения в проект соответствующих корректировок;

   На этапе разработки технического задания  решаются следующие задачи:

1)    поиск и выбор необходимой НТИ, проведение, изучение  первоисточников, проведение патентных исследований и соответствующих баз данных;

2)    анализ накопленных НТИ и формулировка на его основе технических требований к проектной системе, а также оформлении их в соответствии  с установленными нормативными требованиями.

    Этап НИР и ОКР. Он является предварительным этапом проектирования, но очень ответственным этапом. Для решения задач этого этапа широко применяют вычислительную технику и информационные технологии.

Данный этап входит в так называемые АСНИ (автоматизированные системы научных исследований). Здесь решаются следующие задачи:

1)    формулирование критериев качества и управления;

2)    управление научным экспериментом;

3)    проведение пассивного или активного эксперимента с обработкой их результатов;

4)    поиск и нахождение принципиальной схемы проектной системы;

   Этап ОКР. Данный этап является началом для разработки эскизного проекта. Здесь решаются следующие задачи:

1)        разрабатывается эскиз проектируемой системы с детальной разработкой всех её особенностей;

2)        на основе полученной и обработанной информации принимают предварительные проектные решения и оформляют первоначальные научно-технические документации (НТД);

3)        для выработки проектных документов производят необходимые расчеты, определяют объём и трудоемкость  выполнения работ

   Этап разработки технического проекта. Здесь детализируют и уточняют решения принятые при эскизном проекте и создают более точные и новые проектные научно-технические документации, снова выполняют многочисленные расчеты, но уже по другим более точным методикам. Отмеченные работы в значительной степени могут быть автоматизированы.

    Рабочее проектирование. На стадии рабочего проектирования основным видом выполняемых работ является оформление проектных решений в виде графических документов, спецификации к ним  и эксплуатационной документации.

    Изготовление опытного образца спроектированной системы. На данной стадии традиционно выполняют работы  по созданию экспериментального образца спроектированной системы на предприятии-изготовителе. При этом производят следующие виды работ:

- поиск и выбор исходной информации об объекте проектирования;

- анализ и обработка данных в целях определения маршрутов изготовления опытного образца;

- оформление соответствующей технологической научно-технической документации.   

 Заключение.

В ходе работы над курсовым проектом был освоен теоретический материал, касающийся технологии аминовой очистки газов, изучена технологическая схема одной из установок, построенной для данной цели - а именно Секция-500, расположенная на территории НПУ НГДУ "Елховнефть".

В технологической части был изучен принцип работы секции, описание процесса его очистки по схеме автоматизации (Приложение 1 на формате А3).

В технической части была рассмотрена автоматизированная система контроля и управления Секции-500 с примерами применяемых контрольно-технических средств АСУ ТП, с описанием прикладного ПО для верхнего уровня АСУ ТП, автоматизированного рабочего места оператора.