ФЭА / АИТ / КУРСОВОЙ ПРОЕКТ ПО ДИСЦИПЛИНЕ «АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И ПРОИЗВОДСТВ» НА ТЕМУ: «АВТОМАТИЗАЦИЯ БЛОКА СТАБИЛИЗАЦИИ СЕВЕРО-АЛЬМЕТЬЕВСКОГО УКПН НГДУ «АЛЬМЕТЬЕВНЕФТЬ»»
(автор - student, добавлено - 9-05-2014, 16:46)
СКАЧАТЬ:
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ ПО ДИСЦИПЛИНЕ «АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И ПРОИЗВОДСТВ» НА ТЕМУ: «АВТОМАТИЗАЦИЯ БЛОКА СТАБИЛИЗАЦИИ СЕВЕРО-АЛЬМЕТЬЕВСКОГО УКПН НГДУ «АЛЬМЕТЬЕВНЕФТЬ»»
СОДЕРЖАНИЕ Введение…………………………………………………………………………3 1. Технологическая часть Описание технологического процесса Северо-Альметьевской установки комплексной подготовки нефти НГДУ «Альметьевнефть»…………………8 Описание колонны стабилизации………………………………………..11 2. Техническая часть Приборы автоматики………………………………………………………13 Основная характеристика оборудования, используемого в подготовке нефти……………………………………………………………………………..13 3. Расчетная часть………………………………………………………………………15 Заключение……………………………………………………………………….27 Приложение 1……………………………………………………………………..28 Приложение 2……………………………………………………………………..29 Приложение 3……………………………………………………………………..32 Список использованной литературы……………………………………………33
ВВЕДЕНИЕ Автоматизированные системы контроля и управления объектами. Основные положения 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. Эффективное управление сложным в организационно-экономическом отношении предприятием требует внедрения новых информационных технологий и кардинального улучшения информационного обеспечения управленческой деятельности. При этом должны создаваться корпоративные информационные системы (КИС), в которых оперативно отражаются результаты производственно-хозяйственной деятельности предприятия. Решение задачи интеграции ERP-систем – АСУ ПХД (системы “верхнего уровня”) и АСУ “нижнего уровня” (АСУ ТП, САУ и т.п.) в единую информационно-управляющую систему позволяет повысить управляемость предприятия и эффективность производства. Повышение управляемости предприятия достигается вследствие:
Эффективность производства увеличивается за счет:
Можно выделить четыре основных типа технико-экономических данных, которые поступают от АСУ ТП и должны быть использованы в ERP-системе предприятия:
Автоматизация технологических процессов и автоматизированное управление являются сегодня одним из основных путей достижения следующих долговременных целей:
Сегодня произошли существенные изменения в отрасли нефтедобычи, вызвавшие дальнейшее совершенствование концептуальных основ автоматизации. Среди них следует, в первую очередь, отметить следующие:
Настоящее предложение содержит описание комплекса основных технических решений компании в части создания систем автоматизации и информационно-управляющих систем (далее СИСТЕМЫ) для практически всех объектов нефтедобывающей промышленности. ИУС технологическими объектами управления предназначены для:
Производственные объекты нефтедобычи относятся к сложным, связанным материальными и информационными потоками, объектам, имеющими отличительные особенности:
В состав СИСТЕМЫ объектами нефтедобычи могут входить автоматизированные системы управления технологическими процессами и установками (АСУ ТП), системы автоматического пожаротушения и контроля загазованности (САПКЗ), системы телемеханики кустов нефтяных скважин и нефтепровода внешнего транспорта, системы управления энергоснабжением и т.д. Автоматизированные системы управления ТП решают следующие задачи:
Системы телемеханики решают задачи:
Системы автоматического пожаротушения и контроля загазованности обеспечивают:
Автоматизированные системы управления энергообеспечением (энергоснабжение, теплоснабжение, водоснабжение, водоотведение) решает задачи:
СИСТЕМЫ включают в себя следующие подсистемы, распределенные по уровням управления и контроля:
1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Описание технологического процесса Северо-Альметьевской 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 1. 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 несконденсировавшихся 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:
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 устройства 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».
Описание колонны стабилизации Процесс ректификации На производстве разделение нефти на фракции осуществляется в атмосферной и вакуумной ректификационных колоннах. Разделение нефти на фракции путем перегонки (дистилляции) основано на различии температур кипения ее компонентов. При нагревании компоненты с более низкой температурой кипения переходят в пары, а компоненты с высокой температурой кипения остаются в жидкости. Пары после конденсации образуют дистиллят, неиспарившаяся жидкость - остаток. Такой процесс называется простой перегонкой. Для более четкого разделения сложной смеси, каковой является нефть, применяют перегонку с ректификацией. Процесс ректификации проводится в ректификационных колоннах при взаимодействии на тарелках двух встречных потоков: газового - снизу вверх и жидкостного - сверху вниз. В средней части колонны (зона эвапорации) вводится сырье. Выше ввода сырья находится укрепляющая секция колонны, а ниже - отпарная. С верха концентрационной части колонны получают продукт необходимой чистоты - ректификат, а с низа отгонной части - остаток. Для работы ректификационной колонны необходимо, чтобы с тарелки на тарелку непрерывно стекала орошающая жидкость - флегма. Она образуется за счет возвращения в колонну части готового продукта, называемого орошением. Изменением подачи флегмы регулируется температура верха колонны, тем самым определяется качество получаемого дистиллята (см.приложение 3). Характеристики колонны:
На 4-ю тарелку колонны подается подогретая в печи нефть. Для более полной отпарки легких углеводородов из нефти под 1-ую тарелку колонны подается пар давлением 4,2 кгс/см2 перегретый до 2600С в печи. Пары прямогонного бензина с верха колонны K-1 поступают в аппарат воздушного охлаждения АВЗ-1, где частично конденсируются и стекают в КХ. Давление верха колонны К-1 поддерживается клапаном поз.130г и 131д. Из емкости Е-4 бензин насосом Н-6 подается на орошение на 23-ю тарелку колонны К-1. Расход бензина на орошение контролируется прибором поз.FЕ-131а. В шлемовую линию колонны К-1 дозировочным насосом подается ингибитор коррозии. Количество подаваемого реагента регулируется по рН дренажной воды. Кубовый продукт ректификационной колонны К-1 насосом подается в печь ПБ-20. Уровень в кубе колонны К-1 поддерживается клапаном поз.LТ-130а Температура кубового продукта колонны К-1 на выходе из печи ПБ-20 регулируется клапаном ТЕ-20-10а,б. 2.ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Приборы автоматики FT – прибор для измерения расхода, бесшкальный, с дистанционной передачей показаний, установленный по месту (например, бесшкальный дифманометр или ротаметр с пневмо- или электропередачей). PI – прибор для измерения давления (разрежения), показывающий, установленный по месту (любой показывающий манометр, дифманометр, тягомер, напоромер, вакуумер и т.п.). PT – прибор для измерения давления (разрежения), бесшкальный, с дистанционной передачей показаний, установленный по месту (например, манометр, дифманометр бесшкальный с пневмо- или электропередачей). FY – вычислительное устройство, выполняющее функцию умножения (входной сигнал пневматический, выходной - электрический). TI – прибор для измерения температуры, показывающий, установленный по месту (термометр ртутный, термометр манометрический). TE – первичный измерительный преобразователь (чувствительный элемент) для измерения температуры, установленный по месту (термометр термоэлектрический, термометр сопротивления, термобаллон манометрического термометра, датчик пирометра и т.п.). LE – первичный измерительный преобразователь (чувствительный элемент) для измерения уровня, установленный по месту (например, датчик электрического или емкостного уровнемера). LT – прибор для измерения уровня, бесшкальный, с дистанционной передачей показаний, установленный по месту (например, уровнемер бесшкальный с пневмо- или электропередачей).
Основная характеристика оборудования, используемого в подготовке нефти. Т-1 – теплообменник кожухотрубчатый ТП-1400-16; применяется для нагрева сырья и охлаждения готовой нефти (см.приложение 1). 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 (в количестве 3 штук). 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 несконденсировавшихся газов и воды.
3.РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ Часть 1. Дана кривая разгона исследуемого объекта. Определим вид передаточной функции
1. Разбиваем ось абсцисс на отрезки с интервалом времени ∆t, исходя из условия, что на протяжении всего графика функция xвых в пределах 2∆t мало отличается от прямой. 2. Значение ∆xвых в конце каждого интервала ∆t делим на ∆xвых(∞) и получившееся значение σ=∆xвых/∆xвых(∞) заносим в таблицу.
Таким образом, функция приведена к безразмерному виду.
3. Определим площади F1, F2, F3. Вычисления удобно вести в такой последовательности: а) подсчитываем сумму третьего столбца таблицы и определяем F1 по приближенной формуле: F1≈∆t *(∑(1-σ(t))-0,5*(1- σ(0))) F1=3,65 б) перестраиваем функцию 1-σ(t) в другом масштабе времени:
в) для определения F2 и F3 составим таблицу:
Для того чтобы заполнить первый столбец, разбиваем график на отрезки относительного времени и выбираем эту величину с таким же расчетом, как и для первого графика. Для каждого значения ∆θ определяем его ординату. Находим значения F2 и F3 по приближенным формулам: F2≈ F12*∆ θ *(∑(1-σ(θ)*(1- θ))-0,5*(1- σ(0))) F2= -5,645
F3≈ F13*∆ θ *(∑(1-σ(θ))*(1- 2θ+( θ2/2))-0,5*(1- σ(0))) F3= - 4,52 4. Выбираем тип передаточной функции. В данном случае регулируемая величина в начальный момент времени равна 0 и первая производная тоже равна 0. Следовательно, порядок полиномов числителя следует брать на 2 единицы меньше порядка полинома знаменателя:
Практически в этом случае можно выбирать передаточную функцию более простого вида. Тогда передаточная функция будет выглядеть так:
а1= F1 а2= F2 а3= F3 При расчетах F2 и F3 получились отрицательными. Это означает, что коэффициенты а2 и а3 будут отрицательными и значит, САР неустойчива, что противоречить действительности, так как при снятии кривой разгона объект работал устойчиво. В этом случае нужно уменьшить на 2 степень полинома знаменателя. Следовательно, передаточная функция примет вид:
Определим передаточную функцию исследуемого объекта как произведение 2-х передаточных функций:
К(р)=К(р)1*К(р)2 где К(р)1=e-pτ
Итак, вид передаточной функции для исследуемого объекта следующий:
Часть 2. Для найденной передаточной функции объекта определим оптимальные настройки ПИ-регулятора.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ Исходя из найденной аналитически передаточной функции объекта регулирования и выбранного на этапе проектирования САР закона регулятора, определили параметры настройки регулятора, которые обеспечили устойчивость и заданное качество САР. В результате проделанной работы можно сделать вывод о том, что наиболее оптимальным параметром для данного объекта является ПИ-регулятор.
Приложение 1
Приложение 2
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Похожие статьи:
|
|