СКАЧАТЬ: moya-kursovaya.zip [375,88 Kb] (cкачиваний: 225)

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 

по дисциплине:

 

«Автоматизация технологических процессов и производств»

на тему:

 

ДНС НГДУ «Елховнефть» 

 

 

Содержание

Введение………………………………………………………………

 1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

     1.1 Технологическая часть…………………………………………… 

     1.2  Техническая часть………………………………………………

           1.2.1 Цели создания АСУ ТП……………………….

           1.2.2 Виды функций управления…………………..

           1.2.3 Функциональная структура АСУ ТП……..

           1.2.4 Функции АСУТП ДНС………………………..

           1.2.5 Функции ПАЗ………………………………………..

             1.2.6  Технические решения

                    1.2.6.1 ПЛК АСУ и СПАЗ……………………………

                    1.2.6.2  Пульт оператора………………………….………

                    1.2.6.3  Связь с верхним уровнем ..…………………….

                    1.2.6.4 Регулирование производительности насосов…

                    1.2.6.5 Контроллер SLC-500………………………………

                    1.2.6.6 Программное обеспечение пульта оператора

 

2. ЭКСПЕРЕМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ…………………………..………

3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ…………………………………….……

4. ВЫВОДЫ…………………………………………………………..

5. СПИСОК  ЛИТЕРАТУРЫ……………………………

6. ПРИЛОЖЕНИЕ №1 Функциональная схема автоматизации

     ПРИЛОЖЕНИЕ №2 Структурная схема  ДНС

 

Введение

Нефть и газ играют большую роль в развитии народного хозяйства нашей страны. Продукты нефтегазопереработки - первооснова работы всех видов сухопутного, водного и воздушного транспорта. Нефть является наиболее эффективным котельным и моторным топливом, а также сырьем для развивающейся химической промышленности.

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ведется с применением передовых технологических схем расстановки скважин, высококлассного оборудования. И все же проблема повышение степени извлечения нефти из недр остается одной из главных, а для этого на современном этапе разрабатываются автоматизированные системы управления, включающей средства контроля и управления, сеть сбора данных и управления на базе программируемых логических контроллеров (ПЛК). Основными достоинствами предлагаемого решения являются:

• применение высоконадежного оборудования, типовых технических решений для аналогичных объектов;
• модульность и гибкость устройств связи с объектом (УСО);
• тиражируемость, способность функционирования на схожих производствах без изменения структуры АСУТП;
• реализация всех технических требований, изложенных в техническом задании на проектирование систем автоматизации ДНС;
• полнофункциональная автоматизация технологического процесса ДНС в рамках  требований  к объёмам   автоматизации объекта управления;
• открытость технических решений, возможность передачи данных на уровень управления предприятием;
• гибкость, способность к модернизации, расширению функциональных возможностей;

 

1.ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Технологическая часть

 Если давление в системе промыслового сбора нефти и попут­ного газа недостаточно для транспортировки отсепарированной нефти на установки ее подготовки, в схеме обустройства нефтя­ных промыслов применяют дожимные насосные станции (ДНС). Нефть от групповых установок поступает в буферные емкости ДНС. В буферных емкостях поддерживается давление 0,6 МПа, обеспечивающее необходимый при перекачке газированной нефти подпор на приеме перекачивающих насосов. Нефть по­дается насосами по напорному нефтепроводу в пункт назначе­ния. В блочных помещениях размещаются также насосы для откачки нефти, появляющейся при утечках через сальники на­сосов и предохранительные клапаны. Отсепарированной газ после буферной емкости направляется в газосборную систему. Технологический процесс перекачки нефти автоматизирован.

Система контроля и управления ДНС предназначена для оперативного учета, поддержания заданных значений парамет­ров технологического процесса и предотвращения возникнове­ния аварийных ситуаций. Система обеспечивает: автоматическое регулирование производительности ДНС, автоматическую за­щиту ДНС при аварийных уровнях нефти в буферных емкостях, автоматическое аварийное отключение насосов, автоматическое регулирование давления сепарации, автоматическую защиту ДНС при аварийном повышении или снижении давления в тру­бопроводах, автоматическую защиту газосборной линии и от­крытие факельной линии при аварийном повышении давления в буферных емкостях, автоматическую защиту трубопровода на приеме ДНС, газопровода после буферных емкостей и открытие линии сброса газа на факел при прекращении электроснабжения ДНС, автоматическое регулирование температуры в помеще­ниях щитовой, операторной и насосных.

Автоматическое регулирование производительности осущест­вляется с помощью автоматов откачки. Если производи­тельность насосов превышает объем нефти, поступающей в ем­кости, уровень жидкости в последней будет понижаться и, когда он достигнет определенного нижнего предела, автомат откачки замкнет контакт «нижний уровень». При этом включается реле времени нижнего уровня (РВНУ), которое через каждую минуту выдает импульсы продолжительностью 3—5 с. Это при­водит к прикрытию установленных на выкиде насосов задвижек. Если после прикрытия задвижек уровень поднимается, автомат откачки отключит РВНУ. Если после этого поступление жид­кости в емкости будет соответствовать откачке ее, проходное сечение задвижек не будет меняться. Увеличение притока жид­кости на ДНС может привести к тому, что уровень жидкости в емкостях начнет повышаться и, когда он достигнет верхнего предельного, автомат откачки включит реле времени верхнего уровня (РВВУ), которое будет посылать импульсы, открываю­щие задвижки на выкиде насосов. В случае аварийного превы­шения уровня нефти в емкостях датчики предельного уровня ДПУ-1 подают сигнал, отключающий соленоиды в клапанах КСП-4. При этом сжатый воздух давлением перекроет линию входа нефти на ДНС. Одновременно на диспетчерский пункт (ДП) поступит сигнал аварии. Если уровень жидкости в буферных ёмкостях снизится до нижнего предельного от ДПУ-1 посту­пит импульс, отключающий приводы всех насосных агрегатов. Задвижки на выкидных линиях насосов будут закрыты, и на ДП будет послан сигнал аварии. Автоматическое регулирование давления сепарации осуществляется регулятором давления пря­мого действия с мембранным исполнительным механизмом, ус­тановленным на линии отвода газа в газосборную сеть. При повышении давления на входе ДНС более 0,6 МПа электрокон­тактный манометр ВЭ-16РБ подаст импульс, обесточивающий клапаны типа КСП-4. При этом вход нефти на ДНС будет пере­крыт и на ДП будет послан сигнал аварии.

Автоматическая блокировка (защитное перекрытие) газосбор­ной линии и открытие линии подачи газа на факел при аварийном превышении давления в емкости выполняются при помощи электроконтактного манометра ВЭ-16РБ, соленоидных клапанов КСП-4 и управляемых запорных кранов, установ­ленных на газосборной линии и на линии отвода газа на факел. При этом на ДП будет послан сигнал аварии.

Автомати­ческое отключение насосов при возникновении пожара в поме­щениях нефтенасосных происходит при подаче сигнала от те­пловых датчиков системы противопожарной защиты в блок местной автоматики. Сигнал поступает при повышении темпера­туры в помещении нефтенасосов до 90 °С. Одновременно кран перекрывает трубопровод на входе ДНС. Автоматическая бло­кировка трубопровода на входе ДНС, газопровода после буфер­ных емкостей и открытие линии сброса газа на факел при пре­кращении энергоснабжения ДНС выполняются при помощи соответствующих запорных кранов и клапанов КСП-4. В случае прекращения энергоснабжения ДНС соленоиды обесточиваются, и через  клапаны сжатый воздух поступает на запор­ные краны. Для автоматического регулирования температуры в помещениях щитовой и операторной применяются датчики температуры типа ДТКМ-41 и нагревательные приборы типа НВС-1,  находящиеся в щитовой и операторной. Нагрева­тельные приборы автоматически включаются при температуре воздуха ниже 5 °С и выключаются при 20 °С.

Для предотвращения отпотевания обмоток электродвигате­лей при их остановках в насосных помещениях устанавливают нагреватели, включающиеся при остановке насосов и поддержи­вающие температуру воздуха не ниже 5 °С.

Расход нефти в напорном трубопроводе контролируется рас­ходомером переменного перепада давления. Уровень в буфер­ных емкостях измеряется электронными индикаторами уровня типа ЭПУ-18М. Предупредительная звуковая и световая сигна­лизация при отклонениях давлений на приеме ДНС, в газосбор­ной сети и в трубопроводе после регулятора давления осуще­ствляется электроконтактными манометрами. Сигнализация при утечках сальников насосных агрегатов подается поплавковыми датчиками уровня, установленными в емкостях для сбора уте­чек нефти, которые также обеспечивают автоматическую от­качку ее.

 

1.2 Техническая часть

1.2.1Цели создания  АСУ ТП

1. повышение безопасности функционирования технологического процесса;
2. снижение непроизводительных затрат на подготовку и транспортировку нефти;
3. снижение затрат на обслуживание и повышение эксплутационных характеристик и надежности функционирования технологического оборудования за счёт оптимизации и стабилизации технологического процесса;
4. снижение потерь нефтепродуктов за счёт автоматического регулирования технологического процесса предварительного сброса подтоварной воды и попутного нефтяного газа;
5. дистанционный контроль за состоянием технологического оборудования и приборов КИП;
6. оперативный контроль за составом технологической жидкости, поступающей с месторождений нефти;
7. повышение оперативности контроля технологических процессов;
8. обеспечение бесперебойности технологических процессов;
9. автоматизированная локализация аварийных участков и аварий оборудования  ДНС;
10. повышение эффективности работы обслуживающего и технологического персонала.

АСУ ТП предназначена для непрерывного автоматического контроля и управления технологическим процессом в реальном масштабе времени на основании алгоритмов, реализуемых в контроллерах АСУ и СПАЗ без постоянного присутствия технологического персонала.

Основной контроль над работой ДНС и её систем осуществляется дистанционно диспетчером. Также контроль над работой ДНС и её систем можно осуществлять технологическим персоналом (оператором) и сервисным персоналом (службы автоматизации, энергетики, механики) по месту с операторной ДНС,  во время планово-предупредительных и наладочных работ или по мере необходимости. Данные по основным параметрам технологического процесса и состоянию оборудования должны передаваться по радиоканалу FM-диапазона на ДП, и контролироваться АСУ  уровня ЦДНГ дежурным технологическим персоналом. 

1.2.2 Виды функций управления 

       Автоматические, то есть вырабатываемые и выполняемые программно-техническими средствами, без участия персонала.

      Дистанционные, связанные с управлением группами механизмов или отдельными механизмами, которые выполняются персоналом с помощью АРМ оператора;

      Ручные, связанные с управлением отдельными приводами, выключателями и механизмами, которые выполняются персоналом по месту расположения оборудования (непосредственное управление), с помощью ключей и кнопок.

1.2.3 Функциональная структура АСУ ТП

АСУ ТП строится в соответствии с функциональной трёхуровневой моделью.

Уровень1 – уровень возникновения информации и выдачи управляющих                                                                           воздействий (КИПиА и исполнительные механизмы).

Уровень II – уровень логического управления (ПЛК, система ввода/вывода).

Уровень III – уровень оперативного мониторинга и диспетчерского управления.   (АРМ оператора, сетевые коммуникации).

 

 

1.2.4 Функции АСУТП ДНС

1. дистанционное измерение уровня жидкости емкостях;
2. местное и дистанционное измерение давления в емкостях;
3. автоматическое регулирование уровня жидкости в емкостях;
4. сигнализация верхнего аварийного уровня жидкости в емкостях;
5. сигнализация состояний и управление запорной арматурой;
   1. дистанционное измерение межфазного (нефть-вода) уровня жидкости;
   2. автоматическое регулирование межфазного (нефть-вода) уровня жидкости отстойниках;
   3. местный и дистанционный контроль давлений на выкидах насосных агрегатов;
   4. дистанционный контроль температуры подшипников насосных агрегатов;
   5. дистанционный контроль утечек сальников насосных агрегатов;
   6. автоматический останов насосных агрегатов при превышении заданных значений температуры подшипников, утечке сальников, и по повышению или понижению давления на выкиде;
   7. автоматический останов насосных агрегатов по нижнему уровню технологической жидкости в буферных емкостях;
   8. пуск и останов насосных агрегатов с пульта местного управления и дистанционно с диспетчерской ЦДНГ;
   9. сигнализация состояния насосных агрегатов на уровень диспетчера ЦДНГ и на местный уровень;
   10. регулирование производительности насосных агрегатов нефти в зависимости от уровня в буллитах;
   11. измерение мгновенного расхода жидкости прошедшей через узлы учета и передача данных на ДП;
   12. измерение интегральных значений расхода жидкости прошедшей через узлы учёта и передача данных на ДП;
   13. сигнализация минимального и максимального мгновенного расхода жидкости через узлы учёта (устанавливается согласно метрологических характеристик расходомера и требованиям технологии ДНС);
   14. измерение влажности нефти;
   15. сигнализация загазованности по углеводородам и сероводороду помещения насосной и площадки ДНС-УПС;
   16. автоматическое регулирование работы вентиляторов;

1.2.5 Функции противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ)

ПАЗ обеспечивает аварийную остановку технологических объектов в соответствие с утвержденными алгоритмами – останов насосных агрегатов и перекрытие потоков жидкостей и газа;

ПАЗ обеспечивает реализацию алгоритма остановки по команде оператора или автоматически (с фиксированной временной выдержкой) после получения сигнала о неустранимой в заданный интервал времени неисправности программно-технических средств АСУТП ДНС, грозящей непредсказуемыми последствиями.

      1.2.6 Технические решения

1.2.6.1 ПЛК АСУ и СПАЗ

     В качестве основных технических средств АСУ ТП предлагается использовать оборудование из номенклатуры концерна Rockwell Automation (США) – ведущей корпорацией в области разработки и усовершенствования высокотехнологичных продуктов, применяемых во всем мире в системах автоматизации производства.

Для автоматизации объекта предлагается использовать систему АСУТП, представляющую собой открытую систему сбора и обработки данных, базирующуюся на программируемых логических контроллерах (ПЛК) SLC 5/04 и соответствующих модулях ввода/вывода.

В системе используется 2 независимых контроллера: один для системы контроля и управления, а другой для системы противоаварийной защиты (СПАЗ). Контроллеры связываются между собой, используя сеть DH+.

Важным преимуществом предлагаемого контроллера является возможность онлайнового изменения программы без остановки технологического процесса, что невозможно реализовать на многих других аппаратных средствах.

Контроллер имеет встроенную операционную систему реального времени, хранящуюся в энергонезависимой памяти. Для хранения прикладной программы также используется специальный модуль энергонезависимой памяти, в который программа сохраняется при отсутствии питающего напряжения. При включении питания она автоматически загружается в ОЗУ.

1.2.6.2 Пульт оператора

Для реализации оперативного управления и мониторинга используется персональный компьютер в промышленном исполнении.

Экран ПК обеспечивает предоставление оператору полной информации о технологическом процессе в виде мнемосхем, таблиц, графиков, трендов и т.д. Графическая панель имеет сенсорный экран для выдачи управляющих воздействий и размещается на передней стороне электротехнического пульта оператора.

ПК связан с контроллерами АСУ и СПАЗ посредством промышленной сети DH+.

1.2.6.3 Связь с верхним уровнем

Передача информации от контролера СУ, установленного на ДНС, к контролеру, установленному в АСУ ЦДНГ (система «Мега»), должна осуществляться по радиоканалу, при помощи пакетного протокола связи «РТМ-64».

1.2.6.4 Регулирование производительности насосов

Один из возможных способов регулирования уровня нефти в буллитах - путем регулирования скорости вращения насосов внешнего транспорта частотно-регулируемым приводом (ЧРП), т.е. фактически регулирование расхода откачки нефти.

На структурной схеме условно изображен замкнутый контур регулирования уровня нефти в буллитах с помощью управления приводом насосного агрегата при помощи ЧРП. Также, на схеме условно изображена аппаратура защиты и коммутации электродвигателя.

Система АСУТП, получая сигнал обратной связи с датчика уровня, принимает решение о повышении или понижении скорости привода, а, следовательно, скорости двигателя насоса.

1.2.6.5 Контроллер SLC-500

Основу предлагаемой системы автоматизации составляет ПЛК серии SLC-5/04 - промышленные программируемые контроллеры открытой модульной архитектуры. Они отличаются повышенной надежностью, высоким быстродействием, широкими возможностями построения сетей сбора данных и управления различной структуры.

Программное обеспечение ПЛК позволяет хранить в энергонезависимой памяти историю процесса управления. При возникновении проблем на верхнем уровне, ПЛК самостоятельно управляет ходом технологического процесса, и при восстановлении верхнего уровня системы передает на АРМ необходимую информацию. Таким образом, организуется многоуровневое дублирование технологической информации.

 

1.2.6.6 Программное обеспечение пульта оператора

Структура ПО панели оператора.

Состав основных аппаратных средств	Состав основных программных средств
ПК – АРМ оператора; Интерфейсная карта DH+;	ОС ПК Windows® 2000 Professional; Сервер ввода/вывода RSLinx; Среда исполнения  SCADA RSView32 RunTime 1500K; Сервер БД MS-SQL 2000 Server; Среда генерации отчетных документов SGHistorian;

 

 

 

 

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ.

Определение передаточной функции для объекта с самовыравнивания без транспортного запаздывания.

При возмущении воды на выходе давление изменяется от р=3МПа до р=15МПа

 

1. Разбиваем ось времени на отрезки с интервалом .В нашем случае =0.5
2. Приведем функцию к безразмерному виду, для этого заполним таблицу1.

 

 

 

 

Определим коэффициент F₁

 

 

 

1. Построим функцию  в другом масштабе времени, за независимую переменную примем относительное время .

 

4.  Заполняем таблицу2.

 

 

5. Выбираем тип передаточной функции.

 

 

, где a₁=F₁=2,23

 

Учитывая запаздывание

 

6. Запишем передаточную функцию в размерном виде

 

Получаем                             

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ.

Расчет одноконтурной САР.

В практике построения систем автоматизации объектов нефтяной и газовой и нефтеперерабатывающей промышленности широкое применение нашли одноконтурные системы автоматического регулирования (САР).

Типичная задача настройки промышленной САР может быть сформулирована следующим образом: исходя из найденной аналитически или в результате обработки данных эксперимента передаточной функции объекта регулирования и выбранного на этапе проектирования САР закона регулятора (П, ПИ, ПИД), необходимо определить параметры настройки регулятора, которые обеспечивали бы устойчивость и заданное качество САР.

Передаточные функции регуляторов представлены в виде:

W_p(p)=П1 – для П-регулятора;

W_p(p)=П1+П2/р – для ПИ-регулятора;

W_p(p)=П1+П2/р+П3р – для ПИД-регулятора;

где

П1=k – коэффициент усиления

П2=1/Т_и, Т_и – время изодрома

П3=Т_п , Т_п – время предварения

 

Дана передаточная функция объекта:

 

 

 

Перейдем от передаточной функции объекта к расширенной амплитудо-фазовой характеристике:

 

Инверсная расширенная АФХ объекта в алгебраической форме записи будет иметь вид:

 

 

 

С помощью расширенных амплитудо-фазовых характеристик (АФХ) в области параметров настройки регулятора строится “линия равного затухания”, соответствующая заданной степени затухания y переходного процесса САР. Далее на этой линии выбирается точка, координаты которой определяют параметры настройки регулятора, обеспечивающие при заданном y наилучшее качество САР.

Произведем расчеты настроек П1 и П2 для различных значений частоты w при y=0,75 (m=0,221) и y=0 (m=0). В плоскости настроечных параметров регулятора строим линию равной степени затухания.

 

 

 

 

 

Произведем расчет только для y=0,75 по возмущающему и по задающему воздействиям.

Возмущающее воздействие в замкнутой системе регулирования, приводящее к отклонению регулирующего параметра, может воздействовать на объект по различным каналам.

На характер изменения регулируемого параметра влияют как величина и форма возмущающего воздействия, так и динамические свойства регулируемого объекта по каналу от источника возмущения до места установки измерительного устройства.

 

Возмущающее воздействие.

При реализации на ЭВМ в программе Mathcad заданный алгоритм для возмущающего воздействия примет следующий вид:

 

 

И-регулятор

 

 

 

 

 

 

ПИ-регулятор

 

 

 

 

П-регулятор

 

 

 

 

 

Задающее воздействие.

При моделировании задающего воздействия, алгоритм, выполненный в программе MathCad будет выглядеть следующим образом.

 

 

И-регулятор

 

 

 

 

ПИ-регулятор

 

 

 

П-регулятор

 

 

 

 

 

 

 

 

Без регулятора

 

 

Прямые показатели качества процессов регулирования.

	По возмущающему воздействию
Прямые показатели качества переходных процессов	y=0,75
	Регулятор
	П	И	ПИ
Время пп, сек.	193	380	194
Статическая ошибка	2,073	0	0
динамическая ошибка	2,349	0,96	0,737
Время первого достижения заданного значения	25	80	61
Максимальное отклонение	1,25	3,72	3,26
Время достижения максимального отклонения	35	45	35
Колебательность	3	3	3
	По задающему воздействию
Прямые показатели качества переходных процессов	y=0,75
	Регулятор
	П	И	ПИ
Время пп, сек.	187	365	196
Статическая ошибка	0,4049	0	0
динамическая ошибка	0,6805	1,3112	1,1738
Время первого достижения заданного значения, сек.	25	56	30
Максимальное отклонение	0,36	0,57	0,5854
Время достижения максимального отклонения, сек	36	87	45
Колебательность	3	3	3

 

4 ВЫВОДЫ

 

 

 

5 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Технологический паспорт ДНС НГДУ «Елховнефть».
2. Техническое описание АСУ ТП ДНС НГДУ «Елховнефть».
3. Бадикова Л.Г. Методические указания «Расчет одноконтурной САР и исследование влияния изменения закона регулирования на качество переходного процесса».
4. Исакович Р.Я. «Автоматизация производственных процессов». М., Недра 1983г.