СКАЧАТЬ:   ukpn-almetevneft-2.zip [1,37 Mb] (cкачиваний: 240)

1. Реферат

Курсовой проект по дисциплине: «Автоматизация технологических процессов и производств», на тему: «Установка комплексной подготовки нефти  НГДУ «Альметьевнефть».

Установка относится к управлению «Альметьевнефть»  ОАО «ТатНефть».

Данная работа актуальна, так как большая часть нефти, добываемая в России, идет на экспорт, поэтому качество нефти должно соответствовать мировым стандартам качества. Добиться этого можно путем  комплексной подготовки, с высоко технологичным и автоматизированным оборудованием.

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

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

2. Введение

Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает нескольких процентов, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых  старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит до 90% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т.д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С.

  С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке.

Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах. Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами.

 Добываемая нефть подвергается на нефтяном промысле обработке, заключающейся в обезвоживании и обессоливании. Такая обработка на промысле называется комплексной подготовкой нефти. Добываемую нефть необходимо подвергать обработке как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения.

 Установки подготовки нефти можно размещать в любом пункте системы сбора и транспорта нефти и газа, но наиболее целесообразно устанавливать их в пунктах максимальной концентрации нефти (например в товарных парках). При этом необходимо учитывать принятую схему сбора и транспорта нефти и газа и возможности подготовки нефти другого месторождения, если данное выйдет из строя.

3. Технологическая часть

3.1.Описание технологической схемы Установки комплексной подготовки нефти  НГДУ «Альметьевнефть».

        В нефтяных пластах нефть, как правило, залегает вместе с водой. В добываемой нефти в зависимости от близости контурной или подошвенной воды к забою скважины содержание пластовой воды изменяется от нескольких единиц до десятков процентов. В пластовой воде содержатся различные минеральные соли и иногда механические примеси. Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных солей приводит к увеличению расходов на ее транспортировку, вызывает образование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при переработке нефти на нефтеперерабатывающих заводах из-за нарушения режима процесса и коррозии оборудования. Согласно действующим ГОСТам, товарная нефть не должна содержать больше 1% воды и 40 мг/л хлористых солей. Поэтому добываемая нефть подвергается на нефтяном промысле обработке, заключающейся в обезвоживании и обессоливании. Такая обработка на промысле называется комплексной подготовкой нефти.  Структурная  технологическая  схема Северо-Альметьевской установки комплексной переработки нефти ТР-39 №6 ЦКППН-1 НГДУ «Альметьевнефть» представлена в приложении 2.

      Сырая нефть с содержанием воды до 6%, солей 3 – 5 тыс.мг/л из буферных резервуаров по сырью (РВС-5000  м³  №4, 15, 17) насосами Н-1 №№ 7, 8 прокачивается через кожухотрубчатые теплообменники группы Т-1 №№ 1- 14, где нагревается за счет тепла стабильной нефти до 65˚С.

      На прием насосов Н-1/1,2 блочной дозировки установкой БР-25 подается деэмульгатор из расчета до 20 г/ т подготовляемой нефти.

Подогретая нефтяная эмульсия поступает в горизонтальные отстойники ступени обезвоживания ГО №№ 1-14, где происходит отстой и отделение  от нефти воды и значительного количества растворенных в ней солей.

         Для увеличения температуры нефтяной эмульсии схемой предусматривается  вариант подачи горячей нефти с температурой 150-170˚с после печей  ПБ-20 на прием горизонтальных отстойников.

Из отстойников ступени обезвоживания нефть поступает в шаровые отстойники ступени обессоливания 2 и 3 – ступени ШО №№ 1,2,3,4,где происходит ее окончательное обезвоживание и обессоливание.

         Перед ступенью обессоливания в нефть насосами Н-8/1,2 подается теплая пресная вода с температурой 30-35˚С  из системы циркуляционного водоснабжения в количестве 20-45 м³ /час. Выделившаяся в отстойниках ступеней обезвоживания и обессоливания, вода с температурой 50-60˚С, содержащая остаточный реагент, подается в сырую нефть перед технологическими резервуарами по сырью на САТП.

Обезвоженная и обессоленная до установленной кондиции нефть из отстойников ступени обессоливания поступает в буферную емкость Е-7/2, откуда насосом Н-3 №№ 1-3 прокачивается через теплообменники группы Т-2 №№ 1-8 печи ПБ-20 №№ 1,3 и поступает на стабилизационную колонну К-1.

     Сверху стабилизационной колонны К-1 пары легких углеводородов поступают в аппараты воздушного охлаждения типа АВЗ и конденсаторы-холодильники кожухо - трубчатого типа, где охлаждаются до 45˚С, конденсируются и поступают в буферную емкость Е-4. В качестве холодного теплоносителя в конденсатор - холодильниках используется вода из системы циркуляционного водоснабжения.

Для поддержания температурного режима в колонне ШФЛУ из буферной емкости Е-4 насосами Н-6/2-4 подается на орошение колонны К-1, остаточное балансовое количество перекачивается в бензоемкости Е №1-5 на бензосклад. Неконденсированные газы и пары из бензосепаратора подаются на 2 ступень сепарации. Керосино - бензиновые фракции отбираются с 18 тарелки стабилизационной колонны при температуре 90-100 ˚С и поступают в конденсатор  - холодильник кожухо - трубчатого типа. После охлаждения до температуры 20-35 ˚С дистиллят поступает в сепаратор Е-9 (горизонтальную емкость объемом 25 м³), где происходит отделение неконденсировавшихся газов и воды.

Из сепаратора дистиллят под давлением до 4 кгс/см² транспортируется в емкости объемом 50 м³, находящихся в дистиллятном хозяйстве ЦК и ПРС. Отсепарированный газ из сепаратора направляется в систему сбора газа 1  и 2 ступени сепарации САТП.

Стабильная нефть из нижней части колонны К-1 отводится под давлением колонны через теплообменники Т-1/1-14, где она отдает тепло нефти, идущей на подготовку и с температурой 30-45 ˚С поступает в технологические резервуары товарного парка.

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

• Обеспечение безопасности работы технологического оборудования на заданном режиме;
• Сработка сигнализации при отклонении от заданных параметров работы технологического оборудования;
• Получение информации о параметрах технологического процесса.

Схемой контроля и автоматизации предусматривается:

1. регулирование расхода при помощи регулирующего устройства типа ПРЗ З1 и регулирующего клапана 25 с 48 нж.

а) Q расхода нефти на установку

б) Q нефти на колонну

в) Q нефти по потокам ПБ-20

        г) Q воды на ШО(2 потока)

д) Q воды на ТП

е) Q воды на ГО

ж) Q воды на колонну

з) Q бензина на орошение

и) Q бензина на склад(по уровню)

2. регулирование давления при помощи регулирующего устройства типа        ПРЗ З1 и регулирующего клапана типа 25 с 48 нж.

а) Р-нефти в Е-7/2, в колонне К-1

б) Р- воздуха в коллекторе

в) Р-воды в системе

г) Р газов в ГРП

д) Р- в Е-4 по ШФЛУ

3. регулирование температуры при помощи термопары IXA-VIII

а) верха колонны

б) низа колонны

в) на выходе печей  ПБ-20 № 1-3

        4. Регулирование уровня жидкости при помощи регулирующего устрой-

       ства ПРЗ З1 и регулирующего клапана 25 с 48 нж. 

       а) уровень нефти в Е-7/2

       б) уровень в колонне регулятором РУПШ,

       в) уровень воды в градирне, РУБ-1

        5. регулирование межфазового уровня производится электропневматическими  регуляторами уровня раздела фаз «Фаза-70»

       а) в ГО «нефть-вода»

       б) в ШО «нефть-вода»

       в)  в Е-4 «ШФЛУ-вода»  

Основная характеристика оборудования

используемого в подготовке нефти.

Т-1 – теплообменник кожухотрубчатый ТП-1400-16; применяется для нагрева сырья и охлаждения готовой нефти.

ГО – горизонтальный отстойник объемом 200 м³, диаметром 3,4 м; применяется для обезвоживания нефти.

ШО – шаровые отстойники 2, 3 ступени  обессоливания объемом  600 м³ , диаметром 10,5 м.

Е –7/2 –буферная емкость объемом 32 м³.

Н-3 – насосы НК-560/335-180 (3 штуки). Служат для подачи нефти на колонну.

Т-2 –теплообменник ТП-1400-25 кожухотрубчатый; применяется для нагрева нефти поступающей в печь и охлаждения готовой нефти.

ПБ-20 –Печь беспламенного горения теплопроизводительностью 20 млн. ккал/час; служит для нагрева нефти, поступающей на стабилизацию.

К-1 – колонна стабилизации; предназначена для отделения от нефти широкой фракции легких углеводородов методом ректификации и керосино - бензиновой фракции.

АВЗ – Аппарат воздушного охлаждения; предназначен для охлаждения паров ШФЛУ.

С-1 –сепаратор в нем происходит отделение несконденсировавшихся углеводородов.

Н-6 –НК 200/120-70 1шт., НК 65/35-125 2шт. – бензиновые насосы для подачи ШФЛУ на орошение колонны и для откачки ШФЛУ на бензосклад.

Е-4 –Буферная емкость для ШФЛУ.

Е-8,9 –горизонтальные емкости V-25 м³  и 100м³, в которых происходит отделение неконденсировавшихся газов и воды. 

Нормы технологического режима блока

обессоливания и обезвоживания.

Таблица 3.1.

4. Техническая часть

4.1. Иерархическая структура многоуровневой  автоматизированной системы контроля и управления

              АСУ ТП «Северо – Альметьевской» УКПН построена на основе системы «RS3» фирмы Fisher - Rosemount. Система автоматизации RS3 – это распределенная  система управления, предназначенная для работы в тяжелых производственных условиях, каким и является установка подготовки нефти. Она основана на системе  управления Delta V, ориентированной на полевые устройства, и является составной частью полевой архитектуры PlantWeb, объединяющей в единую индустриальную сеть различные интеллектуальные модули ввода-вывода, контроллеры и графическую станцию, базирующуюся на персональном компьютере. Эта станция позволяет представить измеряемые параметры и текущее состояние контролируемого объекта в графической форме, удобной для восприятия оператором. Все операции контроля и управления выполняются по мнемосхемам. Специфические отчеты и графики генерируются по запросу или автоматически через определенные промежутки времени. Взаимодействие с датчиками и  исполнительными устройствами осуществляется через аналоговые и цифровые модули позволяющие реализовывать функции ПИД - регулирования, а также дискретные сигналы, которые используются для контроля за состоянием запорной арматуры, пусковых схем электроприводов насосных агрегатов, различных сигнализаторов и т.д., а также для их управления. В качестве большинства датчиков используют датчики давления  и температуры фирмы  Fisher- Rosemount, имеющие помимо аналогового выходного сигнала, цифровой сигнал по HART - протоколу обмена. Цифровая связь используется для настройки и управления первичными устройствами; эти приборы можно применять в полностью цифровых системах управления в будущем.

Система автоматизации «RS3» включает в себя:

1)     Консоли управления, состоящие из двух мониторов со специальными операторскими клавиатурами;

2)     Главный модуль электроники, содержащий основные электронные компоненты, платы ввода-вывода, модули памяти, программные модули;

3)     Распределенные модули УСО (устройства сопряжения с объектом)

Первичные датчики расхода, давления, уровня, температуры и клапана подключаются к модулям УСО по двухпроводной схеме. Используется стандартный токовый сигнал 4-20мА. Для преобразования токового сигнала в управляющий клапанами пневмосигнал используются электропневматические преобразователи. Таким образом, сигнал от первичных  приборов в виде тока 4-20мА поступают в модуль УСО, от УСО сигнал в цифровой форме поступает в главный модуль электроники, там расшифровывается и отображается на мониторах. Воздействие на регулирующие органы-клапана происходит в обратном порядке. Сигнал с клавиатуры оператора или по заданной программе регулирования поступает в главный модуль, с главного модуля в модуль управления УСО, от УСО в виде токового сигнала на электропневматический преобразователь, который в свою очередь управляет ходом штока клапана. 

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

Структурно нижний уровень состоит из следующих подсистем:

• Подсистема управления оборудованием площадки обезвоживания;
• Подсистема управления оборудованием площадки стабилизации;
• Подсистема управления оборудованием печей;
• Подсистема управления оборудованием насосной и бензосклада;

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

Верхний уровень системы реализован на базе двух операторских станций (ОС) – консолей, имеющих в своем составе дисплей, функциональную клавиатуру и принтер. Для обеспечения инженерных функций по конфигурированию и обслуживанию системы операторская станция переводится в режим инженерной станции (ИС). Доступность режима конфигурирования определяется соответствующим механическим ключом, вставляемым в операторскую станцию. Для обеспечения функций по конфигурированию и обслуживанию приборов с HART–интерфейсом предусмотрена отдельная инженерная станция инженера КИПиА. Структурная схема управления приведена на рис.4.1.1.

Система обеспечивает функционирование технологического объекта в круглосуточном режиме. Отказы технических средств отдельных модулей системы не оказывают влияния на работоспособность всей системы в целом.

Основное взаимодействие между оператором и технологическим процессом происходит посредством системной консоли. Системная консоль позволяет производить следующие действия

• Конфигурировать рабочие характеристики консоли;
• Выполнять конфигурирование установки;
• Конфигурировать алармы, события и их списки;
• Выполнять операции с диском и лентой;
• Выполнять операции с модулями управления;
• Проводить диагностику системы;
• Создавать и конфигурировать мнемосхемы процесса;
• Конфигурировать и генерировать отчеты процесса;
• Создавать и просматривать файлы трендов.

Доступ к тем, или иным функциям строго разграничен и определяется физическим ключом. Информация о текущем пользователе отображается в правом нижнем углу экрана монитора. В системе существуют следующие уровни доступа:

• Администратор системы;
• Конфигуратор;
• Супервизор;
• Оператор
• Гость (если ключ вообще не вставлен).

Рис. 4.1.1. 

Структурная схема АСУ ТП  УКПН.

ОС1/ИС1, ОС2/ИС2 – Системная консоль – операторская станция с функциями инженерной станции.

ИСЗ – Инженерная станция по обслуживанию интеллектуальных    

приборов. 

УСО - Устройство связи с объектом - стойки RS 3 с платами ввода-вывода.

RNI- Устройство связи системной магистрали PeerWay локальной сети Enternet. 

4.2. Цели, задачи  и выполняемые функции системы автоматизации

   Система обеспечивает оперативный контроль состояния объекта  управления, расчет технологических параметров и показателей, архивирование информации, расчет ТЭП, предупредительную сигнализацию отклонений технологических параметров от нормы, регулирование отдельных параметров технологического процесса, противоаварийную защиту технологического оборудования, дистанционное управление  исполнительными механизмами (ИМ), формирование и печать журнала аварийных и технологических  сообщений (ЖАТС), формирование и печать отчетных документов о работе технологического оборудования. Задачами автоматизации технологического процесса являются: автоматическое поддержание уровня и давления в технологических аппаратах, регулирование расхода водонефтяной эмульсии и промывочной воды, подача заданного объема химических реагентов и защита от аварийных режимов. Все эти задачи успешно выполняет система RS 3 фирмы Fisher - Rosemount.

На нижнем уровне – уровне технологического оборудования– реализуются следующие основные функции:

-       сбор и обработка сигналов с датчиков;

-       автоматическое регулирование параметров технологического процесса и оборудования;

-       программно-логическое управление;

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

На верхнем уровне – уровне автоматизированных рабочих мест 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;

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

-       диагностика состояния технических средств и электрических цепей. 

4.3.  Комплекс технических средств АСУ ТП

Датчики и преобразователи

Основные приборы, применяемые на УКПН, и в частности на рассматриваемом участке площадке обезвоживания и стабилизации: 

Термопреобразователи сопротивления

Измерение температуры термопреобразователями сопротивления основано на свойстве металлов и полупроводников изменять свое электрическое сопротивление с изменением температуры. Термопреобразователи позволяют надежно измерять темпера­туру в пределах от —260 до +1100°С. К металлическим провод­ам термопреобразователей сопротивления предъявляется ряд требований, основными из которых являются стабильность градуировочной характеристики, а также ее воспроизводимость, обеспе­чивающая взаимозаменяемость изготовляемых термопреобразова­телей сопротивления. Для изготов­ления стандартизованных термопреобразователей сопротивления в настоящее время применяют платину (ТСП) и медь (ТСМ).

        Платина является наилучшим материалом для термопреобразователей сопротивления, так как легко получается в чистом виде, обладает хорошей воспроизводимостью, химически инертна в окислительной среде при высоких температурах, имеет доста­точно большой температурный коэффициент сопротивления, рав­ный 3,94·10^{-3 0}С ^-1, и высокое удельное сопротивление 0.1·10^-6 Ом·м. Платиновые преобразователи сопротивления используются для измерения температуры от —260 до + 1100 ⁰С. Платиновые термопреобразователи сопротивления являются наи­более точными первичными преобразователями в диапазоне тем­ператур, где они могут быть использованы.

Медь — один из недорогостоящих металлов, легко получаемых в чистом виде. Медные термопреобразователи сопротивлений предназначены для измерения температуры в диапазоне от —50 до +200°С. При более высоких температурах медь активно окис­ляется и потому не используется.

Конструкция технических термометров с металлическим тер­мопреобразователем сопротивления показана на рис. 4.3.1.

Тонкая проволока или лента 1 из платины или меди наматы­вается бифилярно на каркас 2 из керамики, слюды, кварца, стек­ла или пластмассы. Бифилярная намотка необходима для исклю­чения индуктивного сопротивления. После намотки обычно неизо­лированной платиновой проволоки каркас вместе с проволокой покрывают слюдой. Длина намотанной части каркаса с платино­вой проволокой 50—100 мм, а с медной — 40 мм.

Рис.4.3.1.  Конструкция технических термометров с металлическим тер­мопреобразователем сопротивления.

Каркас для защиты от повреждений помещают в тонкостенную алюминиевую гильзу 3, а для улучшения теплопередачи от измеряемой среды к намотанной части каркаса между последней и защитной гиль­за 3 устанавливаются упругие металличе­ские пластинки 4 или массивный металличе­ский вкладыш. Помимо наматываемого про­волкой каркаса используются двух- и четырехканальные керамические каркасы. В каналах размещают проволочные плати­новые спирали, которые фиксируются в ка­налах каркаса с помощью термоцемента на основе оксида алюминия и кремния.

Гильзу 3 с ее содержимым помещают во внешний, обычно стальной, замкнутый чехол 5, кото­рый устанавливается на объекте измерения с помощью штуцера 6. На внешней стороне чехла располагается соединительная голов­ка 3, в которой находится изоляционная ко­лодка 7 с винтами для крепления выводных проводов, идущих от каркаса через изоля­ционные бусы 9. Термопреобразователи со­противления по внешнему виду и размерам аналогичны термоэлектрическим преобразо­вателям.

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

Интеллектуальные датчики фирмы Fisher- Rosemount 

Преобразователь дифференциального давления 3051СД, датчик избыточного давления 3051ТG 

Датчики давления моделей 3051 предназначены для качественных измерений абсолютног, избыточного давления, разности давлений, уровня. Измеряемое давление через разделительную мембрану и заполняющую жидкость подается на сенсорную мембрану. Общий вид этого датчика можно наблюдать на рис.4.3.2.

Рис.4.3.2. Датчик давления типа 3051.

В датчиках избыточного давления и разности давлений при изменении положения сенсорной мембраны изменяется емкость между мембраной и пластинами конденсатор пропорционально измеряемому давлению. В датчиках абсолютного давления прогиб мембраны вызывает изменение сопротивления мостовой схемы пропорционально приложенному давлению. Изменение емкости или сопротивления преобразуется в сенсорном модуле в цифровой сигнал для последующей обработке в электронном модуле. Электронный модуль измеряемый сигнал корректирует, линеаризует, а затем преобразует в соответствующий выходной сигнал датчика давления.

Программное обеспечение: используется доступ по HART-протоколам. Пользователь может легко провести конфигурирование, диагностику, форматирование датчика. В режиме нормального функционирования датчик постоянно контролирует свою работу. Процедура автоматической диагностики состоит из постоянно повторяемой процедуры поверок. Если программа диагностики обнаружила неисправность датчика, датчик устанавливает выходной сигнал выше или ниже определенных значений в зависимости от положения перемычки аварийного режима. Перемычка режима неисправности установлена на электронной плате непосредственно перед крышкой внутри корпуса электроники. Положение перемычки определяет в какой режим будет установлен выходной сигнал в режиме неисправности - высокий или низкий. Выходные значения при аварийной сигнализации отличаются от выходных значений  датчика, когда приложенное давление выходит за пределы  диапазона измерений. Когда давление выходит за пределы диапазона, аналоговый выход продолжает выводить значения измеряемого давления, до тех пор, пока не будет достигнуты предельные выходные значения, указанные ниже. Выходные значения не могут быть ниже, или выше этих предельных уровней вне зависимости  от величины приложенного давления.

Интеллектуальный датчик температуры 644Н, 644R 

       Эти датчики представляют собой микропроцессорное устройство, способное принимать сигнал от самых различных температурных сенсоров и передавать данные измерений в систему управления, построенную на основе пользования протокола HART или в другое устройство, подключенное к выходному интерфейсу датчика. Высокая надежность в комбинации с исключительной гибкостью цифровой электроники делают этот датчик незаменимым для решения задач, требующих высоких технических характеристик, дистанционного управления и доступа к данным. В датчике имеется коммуникационный интерфейс для подключения портативного коммуникатора HART фирмы Fisher- Rosemount. Коммуникатор можно использовать для опроса, конфигурирования, тестирования или установки формата данных датчика. Более того, обмен данными между датчиком и коммуникатором  HART может осуществляться при размещении последнего в центре управления, непосредственно вблизи датчика или в любом другом месте, в котором имеется возможность подключения  коммуникатора к коммуникационному контуру.  

Интеллектуальные измерительные преобразователи

уровня жидкости типа 2390 и 249

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

Датчик модели 249 разработан для измерения уровня жидкости, уровня раздела двух жидкостей, удельного веса или плотности жидкости внутри резервуара. Узел торсиометрической трубки состоит из полой торсиометрической  трубки и расположенного внутри нее вала, приваренного к одному концу трубки и выступающей из нее с другой стороны. Неприсоединенный конец торсиометрической трубки загерметизирован прокладкой и жестко скреплен с рычагом торсиометрической трубки, что дает возможность выступающему из трубки концу вала поворачиваться и передавать тем самым вращательное движение.

Поплавок всегда создает  направленную вниз силу, действующую на один конец стержня буйка. Другой конец стержня буйка опирается на острую кромку призматической опоры. Вал на конце стержня буйка, опирающегося на призматическую опору, вставлен в гнездо снаружи приваренного конца узла торсиометрической трубки. Повышение уровня жидкости, уровня раздела двух жидкостей увеличивает действующую на буек  направленную вверх силу, равную весу вытесненной жидкости. Соответствующее вертикальное перемещение буйка приводит к угловому перемещению стержня буйка относительно призматической опоры. В связи с тем, что узел торсиометрической трубки является торсионной пружиной, которая поддерживает буек и определяет угол для данного изменения положения буйка. Это вращение передается через рычаг торсиометрической трубки с помощью выступающей части вала торсионного узла. Контроллер или измерительный преобразователь, соединенный с этим валом преобразует вращательное движение в изменяющийся пневматический или электрический сигнал.

Измерение влажности сырой нефти (ВСН-1) 

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

Влагомер сырой нефти ВСН-1 функционально состоит из первичного измерительного преобразователя, микропроцессорного блока обработки  и трехжильного кабеля, обеспечивающего связь первичного преобразователя с блоком обработки.  В структурный состав схемы ВСН входят следующие функциональные узлы:

• преобразователь емкостей (ПЕ);
• блок искрозащиты (БИЗ);
• микропроцессор со схемами обрамления (ЦП);
• оперативное запоминающее устройство (ОЗУ);
• постоянное запоминающее устройство, содержащее набор основных и вспомогательных программ (ПЗУ);
• 16-разрядный вакуумно-люминисцентный индикатор (ИЛЦ) со схемой управления (ПКД);
• элементы оперативного управления прибором;
• измерительный канал, состоящий из входного усилителя-преобразователя тока в напряжение (А1) и аналого-цифрового преобразователя (АЦП);
• выходной канал, состоящий из цифро-аналового преобразователя (ЦАП) и генератора тока;
• БИС параллельного интерфейса, применяемые для согласования АЦП, ЦАП и внешних устройств с микропроцессором (ППИ);
• узел записи и хранения характеристик нефтяных эмульсий (ПЗУ «Сорт»);
• схемы сопряжения сигналов расходомера и телемеханики (СС);
• импульсный преобразователь сетевого напряжения (ИПС);
• стабилизаторы напряжения (СН); 

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

Применяемые регулирующие клапаны

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

1.В зависимости от перестановочного усилия механизмы подразделяются на:

• механизмы, развивающие нормальные усилия - МИМ;
• механизмы, развивающие повышенные усилия - МИМ П;

2. В зависимости от направления движения  выходного звена мембранно-пружинные исполнительные механизмы МИМ и МИМ П должны изготовляться следующих типов :

• прямого действия - при повышении давления воздуха в рабочей полости  исполнительного механизма присоединительный элемент звена отделяется от плоскости заделки мембраны - ППХ;
• обратного действия - при повышении давления воздуха в рабочей полости исполнительного механизма присоединительный элемент выходного звена приближается к плоскости заделки мембраны - ОПХ.

3. Основные параметры мембранно - пружинных  исполнительных механизмов МИМ и МИМ П соответствуют указанным в табл.4.3.1.

Таблица 4.3.1.

Конструкция и принцип действия

Управление клапаном осуществляется МИМом, на мембрану которого (непосредственно из питающей среды или из позиционера) подается командной давление воздуха. До подачи командного воздуха плунжер клапана  находится в верхнем положении и проходное отверстие полностью открыто. При подаче командного давления усилие, развиваемое мембраной, передается на шток, который перемещает вниз и изменяет проходное сечение в затворе клапана, чем и достигается регулирование параметров рабочей среды. Основными элементами пневматического исполнительного механизма являются: мембранный исполнительный механизм, позиционер, ручной дублер. МИМ преобразует энергию сжатого воздуха в поступательное движение штока. Сжатый воздух, поданный в мембранную камеру позиционера сжимает пружину на определенную величину и шток перемещается, исполняя определенный ход. Далее МИМ и МИМ П отличаются друг от друга только пружинами, исполненными на различные значения входных сигналов.

Позиционер выполняет роль отрицательной обратной связи, корректирует давление в мембранной камере МИМ-а, обеспечивая повышенную точность программы. Ручной дублер служит для ручного аварийного перемещения МИМ-а..   

4.4. Прикладное программное обеспечение для верхнего уровня АСУ ТП

        Верхний уровень системы реализован на базе двух операторских станций (ОС) – консолей, имеющих в своем составе дисплей (цветной монитор), объединенные платы видео/клавиатурного интерфейса, каркаса электроники с платами микропроцессора/интерфейса связи, жесткого диска, функциональную клавиатуру и принтер.

Консоли фирмы Rosemount представляют пользователю интерфейс с системой управления Fisher- Rosemount 3.

 Оператор управляет процессом с помощью функциональной клавиатуры, вид которой приведен на рис. 4.4.3.

 Клавиатура разделена на следующие функциональные области:

ЭКРАНЫ - область, предназначенная для вызова заранее сконфигурированных мнемосхем процесса;

СТАТУС - область жестко сконфигурированных клавиш, служит для вызова экранов, содержащих информацию по системе;

АЛАРМЫ -  индикация и подтверждение алармов, доступ к списку алармов;

ВВОД - числовой ввод;

КОНТУР - работа с выбранным контуром управления. Разделен на непрерывную и дискретную секции. Непрерывная секция позволяет изменять уставку, значения выхода, режим работы. Дискретная - служит для подачи сигналов: вкл/откл/старт/стоп/открыть/закрыть/, изменение режимов работы;

КУРСОР - шаровой манипулятор для управления курсором, функциональные клавиши.

Наиболее часто используемыми являются области ЭКРАН и КУРСОР. Нажатие клавиши в экранной области приводит к вызову соответствующей мнемосхемы. Световая индикация рядом с клавишами свидетельствует о наличии аларма на этой мнемосхеме.

В области курсора клавиша ВВОД служит для производства какого-либо действия (ввод значения, открытие клапана и т.п.); клавиша ВЫБОР позволяет выбрать элемент управления (клапан, насос и т.п.); клавишами СТР можно перелистывать страницы; клавиша ВОЗВРАТ вызывает предыдущий экран; нажав на клавишу ДИСПЛ оператор получает управление смежной консолью (повторное нажатие возвращает к исходному состоянию). В области АЛАРМОВ индицируется наличие неисправностей в системе в соответствии с их типами. Клавиши подтверждения служат для квитирования текущего аларма.

Все параметры в системе RS3 имеют свой уникальный ТЭГ, состоящий из буквенно-цифрового обозначения параметра. Вызов на экран требуемого параметра производится нажатием клавиши F1 и выводом соответствующего имени тэга (все эти действия можно производить только на конфигурационной клавиатуре). Переключение между русским и латинским шрифтом производится комбинацией клавиш Ctrl+A

Мнемосхемы процесса

Мнемосхемы процесса представляют собой графическое представление работы установки. На экране приводятся изображения основного технологического оборудования (аппаратов, регулирующих клапанов, насосов и т.д.), данные о протекании процесса. Мнемосхемы позволяют оператору следить за процессом, управлять различными ИМ. Вызов и переход между отдельными мнемосхемами осуществляется с помощью отдельных клавиш в экранной области функциональной клавиатуры, или перелистыванием между отдельными мнемосхемами. Под отделением производства понимается участок производства, изображенный на мнемосхеме с присвоенным ему номером. Всем параметрам, изображенным на одной мнемосхеме присваивается соответствующий номер отделения производства. Аварийные технологические события, возникающие в системе, сортируются в соответствии со своими номерами отделения производства. Мигающий световой сигнал рядом с кнопкой вызова мнемосхемы свидетельствует о возникновении нового, еще не подтвержденного аларма. После подтверждения оператором возникшего аларма световой сигнал горит ровным светом. Индикация пропадает только после пропадания аларма. Для различения технологических потоков на экране, они изображены различными цветами в соответствии с таблицей 4.4.3.

Всю графическую информацию мнемосхемы можно разделить на две части: статическую и динамическую. Статические элементы состоят из графического изображения упрощенной технологической схемы (эскизы фигур технологического оборудования и исполнительных механизмов, трубопроводов) и надписей. Динамические элементы состоят из изображения аналоговых и дискретных переменных, а также упрощенного изображения электрозадвижек, насосов, вентиляторов и т.д. (состояние этих дискретных элементов характеризуется цветом: открыто, включено - зеленый, закрыто, отключено - красный).

Параметры, изображенные на мнемосхеме красным цветом при нормальном протекании процесса на экране монитора не выводятся, они появляются при выходе аналогового параметра за аварийные границы, либо при срабатывании соответствующего датчика.

Управление процессом

       В ходе протекания технологического процесса оператор имеет возможность воздействовать на него посредством функциональной клавиатуры.

В системе RS3 все расчеты, вычисления, управление выходными каналами осуществляется в БЛОКАХ УПРАВЛЕНИЯ. Все аналоговые и дискретные выходы получают команды от соответствующих блоков управления. Блок управления может быть сконфигурирован для пропорционально - интегрального регулирования, управления двигателем, клапаном и т.д. Блоки управления получают входные сигналы от входных блоков, отрабатывая команды оператора. После выполнения предварительно сконфигурированного алгоритма блок управления посылает управляющий сигнал на соответствующие блоки выхода, через которые происходит связь с платами ввода/вывода.

Типичный аналоговый контур управления имеет вид, представленный на рис.4.4.1.

Рис.4.4.1. Контур аналогового регулирования 

В рассматриваемом контуре логическая часть представляет собой сконфигурированные блоки для обработки информации, а физическая часть предназначена для получения информации и непосредственного воздействия на процесс.

Алгоритм, согласно которому работает блок управления, основан на базовом, заданном по умолчанию алгоритме. Реально используемый алгоритм управления зависит от сконфигурированных значений пропорционального, интегрального и дифференциального составляющих закона регулирования.

Пользователь, обладающий правами конфигуратора или супервизора имеет возможность изменять настроечные коэффициенты  (К, Ти, Тд, и др.). Для этого ему необходимо, выбрав контур регулирования на экране мнемосхемы, еще раз нажать на появившейся панели управления.

Для настройки контура регулирования используются экраны настройки, вызываемые командой ЭН. На этом экране представлена основная информация по настраиваемому контуру и в графическом виде в режиме реального времени - кривые изменения входной величины, уставки и выходного регулирующего воздействия.

Для управления двигателями, отсечными клапанами используются дискретные управляющие блоки. Управление дискретными исполнительными механизмами с экрана мнемосхемы осуществляется аналогично аналоговому контуру, но при этом используется дискретная часть области КОНТУР функциональной клавиатуры. Блоки управления реализованы с использованием стандартных блоков: ДУД (дискретное управление двигателем), ДУК (дискретное управление клапаном).

На рис. 4.4.2. изображен контур дискретного управления.

Рис. 4.4.2. Контур дискретного управления.

На панели управления отображается следующая информация: текущий режим работы, управляющие команды оператора, состояние аварийных блокировок, текущее состояние исполнительного механизма, команды, посылаемого на него.

Так же, как и в аналоговом контуре управления, пользователь, обладающий правами конфигуратора или супервизора, имеет возможность

изменять настройки стандартного алгоритма работы (задавать таймеры старта и останова, разрешать подтверждение включения, блокировки и др.). Для этого ему необходимо, выбрав контур регулирования на экране мнемосхемы, еще раз нажать на появившейся панели управления.

         При переводе оборудования, по которому производится учет наработки, в ремонт, оператор должен со специального экрана управления мотто - часами нажать на надпись В РЕМОНТ соответствующего аппарата рис.4.4.3. При вводе в эксплуатацию нажимается клавиша В РАБОТЕ.

Работа с трендами, отчетами

         В системе RS3 на каждой системной консоли накапливаются и хранятся данные процесса (по которым включено накопление). Для анализа сохраненных данных, они могут вызываться на экран консоли в графическом виде. Трендовая информация организована в виде файлов трендов, которые находятся на жестком диске консоли. Для файлов трендов определены характеристики по частоте и длительности записи данных, типам данных и др. Переменные блоков, хранящиеся в файлах трендов, конфигурируются для просмотра на дисплеях групп трендов. Для вызова на экран группы трендов необходимо нажать клавишу «тренд группы» в области СТАТУС, часть ЭКРАН, либо вводом команды ГТ и номера группы. Экран группы трендов представлен на рис.4.4.4.

Рис.4.4.3. Вид экрана управления мотто-часами.

На экране трендов самая новая информация выводится с правой стороны графика, а предшествующая – с левой. Перемещая визир по экрану графика можно наблюдать значения переменных в этот момент времени (показаны в нижней части экрана). Точность отображаемых значений составляет примерно 0,5% в интервале - 12…112% от шкалы. Для изменения продолжительности выборки используется поле ВРЕМ ШКАЛА (минуты, часы, дни). Поле СТАРТ/КОНЕЦ обозначают время и дату, соответствующие самым новым или самым старым данным в окне трендов. Если ввести какое-либо время в этом поле, статус поля изменится на ИСТОРИЯ, и графики трендов не будут модифицироваться (формат времени – ЧЧ:ММ:CC, даты – ДД-ММ-ГГ).

Рис.4.4.4.  Вид экрана группы трендов.

         Кроме накопления параметров процесса в виде трендов в системе RS3 происходит сохранение данных в файлах отчетов. Отчеты – это предварительно сконфигурированные формы отображения информации, в которых выводятся соответствующие данные о системах переменных процесса. Отчеты могут формироваться по времени, алармам или событиям, а также по командам оператора. Перед оператором появляется экран ДИРЕКТОРИИ ПРОСМОТРА ОТЧЕТОВ рис. 4.4.5., на котором изображены сконфигурированные формы отчетов. После выбора требуемого отчета, оператор попадает на экран СОДЕРЖАНИЕ ФАЙЛОВ ОТЧЕТОВ. На этом экране содержится список всех выдач отдельного отчета.

Для наблюдения за работой мультиплексоров в системе сконфигурирован специальный экран, вызываемый из области ЭКРАНЫ. На этом экране отображается текущее состояние оборудования мультиплексора, наличие предупредительных и аварийных алармов, а также наличие ошибок в их работе и другая служебная информация.

  Учет наработки основного технологического оборудования ведется со специального экрана, клавиша вызова которого находится в области ЭКРАНЫ. На этом экране отображается следующая информация: общая наработка, наработка после последнего ремонта, наработка после последнего планового ремонта, дата планового ремонта.

Рис.4.4.5. Вид экрана директории просмотра отчетов.

4.5. Объем автоматизации 

Площадка обезвоживания и обессоливания

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

Системой автоматизации СА УКПН НГДУ «АН» предусмотрено следующее:

• измерение расхода нефти на теплообменники второй группы Т-1/1…8 производится прибором, установленным по месту с дистанционной передачей данных (FE-100a, FT-100б);
• измерение температуры нефти подаваемой на теплообменники первой группы Т-1/1…8 производится прибором, установленным по месту (ТЕ-20-1а,б);
• для измерения температуры и давления сырой нефти непосредственно перед и после теплообменников первой группы стоят показывающие термометры в оправе (TI 1,2) и показывающие манометры (PI 30,31);
• для контроля содержания влаги в нефтяной эмульсии перед подачей ее на теплообменники первой группы предусмотрен датчик МЕ-150а с последующей дистанционной передачей данных МТ-150а;
• измерение давления нефтяной эмульсии на потоке в горизонтальный отстойник происходит с помощью датчика PT 1-120а с последующей дистанционной передачей данных; расход нефтяной эмульсии на потоке в горизонтальный отстойник регулируется клапаном 1-120д;
• в горизонтальном отстойнике осуществляется контроль его основных параметров:

измерение межфазного уровня в ГО датчиком с дистанционной передачей данных (LT-1-121а, LT-1-121б, LT-1-121е);

измерение давления в ГО показывающим манометром (PI30);

измерение влажности выходного газа с ГО производится датчиком с дистанционной передачей данных (МЕ-153д, МТ-153г);

клапан 1-121г регулирует сброс дренажной воды;

измерение расхода пресной воды на ГО и колонну К-1, поступающей  с емкости Е-7/1 производится датчиком с дистанционной передачей данных (FE-102а, FT-102б);

регулирование расхода пресной воды на ГО клапаном 122д  (FE-122а, FT-122б)

• в аварийной емкости Е-9 измеряется уровень нефтяной эмульсии, а также производится сигнализация верхнего предельного уровня в емкости с дальнейшей блокировкой;
•   в емкости для технологической воды  Е-7/1 контролируются следующие параметры:

клапан 124г регулирует подачу пресной воды (ПВ) на Е-7/1;

уровень ПВ  регулируется датчиком с дистанционной передачей данных LT-124а; применяется также дополнительный контроль уровня ПВ с сигнализацией и блокировкой по нижнему уровню (LE-77а, LSA-77б);

измерение расхода ПВ с емкости  с дистанционной передачей данных (FE-155a, FT-155б);

• для нормального функционирования насосов технологической воды   Н-7 (1,2,3) предусмотрен контроль следующих параметров:

контроль утечек через сальниковые уплотнители (LE-78а, LSA-78б);

измерение температуры подшипников насоса и двигателя в 4 точках (ТЕ-25а…г);

измерение давления ПВ на выкиде насосов и отключение их по предельному верхнему и нижнему уровням производится датчиком PIS-60;

предусмотрено автоматическое управление системой блокировки электродвигателя (NS 7/1-A1)  и ручной запуск насоса Н 7/1-SB1;

• клапан 125д регулирует подачу ПВ шаровые отстойники (ШО) (деэмульгаторы);
• расход нефти, поступающей на ШО регулируется датчиком с дистанционной передачей данных (FE-120а, FT-120б);
• работу ШО контролируют следующими датчиками:

клапан 126г, установленный на линии сброса воды в дренаж после ШО, регулирует межфазный уровень в ШО, который дополнительно измеряется датчиком с дистанционной передачей данных (LT-126а);

измерение давление в ШО показывающим манометром PI-30;

• после ШО предусмотрено измерение влажности нефти (нефть после 2-й ступени очистки) датчиком с дистанционной передачей данных (МЕ-154а, МТ-154б);
• в емкости Е-7/2 для обессоленной нефти измеряются следующее параметры:

уровень нефти с сигнализацией и блокировкой по предельному верхнему и нижнему уровню (LE-1-79, LSA-79);

давление в емкости Е-7/2 регулируется клапаном 128д, установленном на линии выкида нефти в товарный парк;

• для нормального функционирования насосов обессоленной нефти   Н-3 (1,2,3) предусмотрен контроль следующих параметров:

контроль утечек через сальниковые уплотнители (LE-81а, LSA-81б);

измерение температуры подшипников насоса и двигателя в 4 точках

(ТЕ-26а…г);

измерение давления обезвоженной и обессоленной нефти на выкиде насосов и отключение их по предельному верхнему и нижнему уровням производится датчиком PIS-61;

предусмотрено автоматическое управление системой блокировки электродвигателя (NS 3/1-A1)  и ручной запуск насоса Н 3/1-SB1;

• для управления приточным вентилятором в насосной обезвоженной и обессоленной нефти предусмотрена система  его блокировки (NS-А3) и ручного запуска (Н-SB3);
• на территории площадки обезвоживания и обессоливания установлен вытяжной вентилятор, который также оснащен системой блокировки и ручного запуска (NS-A2, H-SB2);
•  для регулирования качества стабильной нефти, поступающей в товарный парк, применяют измерения следующих параметров:

измерение давления и температуры стабильной нефти, поступающей на теплообменники первой группы для окончательного охлаждения, производится показывающим манометром PI-30 и термометром TI-3;

дополнительное измерение температуры стабильной нефти на входе теплообменников производится датчиком ТЕ-20-5а,б; на выходе – ТЕ-20-6а,б;

после теплообменников первой группы температуру и давление стабильной нефти, поступающей в товарный парк, измеряют показывающими термометрами ТI-2 и манометром PI-30;

измеряют расход стабильной нефти на выходе УКПН  датчиком с дистанционной передачей данных (FE-101a, FT-101б);

осуществляется регулирование клапаном 91в давления стабильной нефти на выходе УКПН; давление измеряется датчиком с дистанционной передачей данных (РТ-91а);