СКАЧАТЬ:  atp.zip [176,59 Kb] (cкачиваний: 77)

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

ПО ДИСЦИПЛИНЕ «АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И ПРОИЗВОДСТВ»

НА ТЕМУ: «АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕРМОХИМИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ  НГДУ «ДЖАЛИЛЬНЕФТЬ»»

СОДЕРЖАНИЕ

   Введение…………………………………………………………………………4

   1. Технологическая часть

Описание технологического процесса термохимической установки                                             НГДУ «Джалильнефть»…………………………………………………………6

Описание   горизонтального отстойника………………………………….9

  2. Техническая часть

           Приборы автоматики………………………………………………………10

           Краткое описание и назначение исполнительных механизмов....……..10

  3. Расчетная часть………………………………………………………………………12

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

  Приложение 1……………………………………………………………………..27

  Приложение 2……………………………………………………………………..28

  Приложение 3……………………………………………………………………..29

   Список использованной литературы……………………………………………31

ВВЕДЕНИЕ

         Автоматизация производственного процесса – это применение методов и средств автоматики для превращения неавтоматических процессов в автоматические.

          Автоматизация дает возможность получить более высокую производительность, повышают социальную эффективность труда.

         Автоматизация не только освобождает или разгружает человека, но и обеспечивает работу производства с такой скоростью, точностью, надежностью и экономичностью, которые человек своим непосредственным трудом обеспечить не может.

         Процесс создания АСУ – это последовательное и постепенное внедрение более современных, научно-обоснованных методов управления и средств вычислительной техники с целью увеличения эффективности производства и производительности труда. АСУ при минимальных затратах ручного труда должна обеспечить: обработку и анализ информации о состоянии объекта управления, выработку управляющих воздействий, обмен информацией как внутри системы, так и между другими системами одинакового и иных уровней.

         Залог успешного функционирования любой АСУ – подготовленность персонала к выполнению его обязанностей и в новых условиях, глубокое знание им технического, математического, информационного аспектов АСУ, их практического воплощения в конкретной системе.

         АСУ должна быть оснащена таким комплексом технических средств, который обеспечил бы реализацию управляющих алгоритмов, связь между системами, простоту ввода исходной информации и разнообразие вывода, простоту, технологичность технического обслуживания, совместимость всех технических модулей как в программном, так и в информационном

аспектах. Важно добиться широкого распространения уже имеющихся программных средств: стандартного программного обеспечения, операционных систем различных типов, пакетов прикладных программ ориентированных на обработку данных, обеспечивающих накопление, ведение и выдачу в обработку информации, необходимой для решения задачи пользователем или его информационного удовлетворения, пакетов программ, обеспечивающих обмен информации между системами однородных, а также ЭВМ и другие.

         Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) – человеко-машинная система управления, обеспечивающая автоматизированный сбор и обработку информации, необходимой для оптимизации управления технологическим объектом в соответствии с принятым критерием. Критерий управления АСУТП  определяется как соотношение характеризующее качество функционирования технологического объекта управления в целом и принимающее конкретные числовые значения в зависимости от управляющих воздействий. Этому требованию отвечает технико-экономический показатель или технический показатель. Первый может отражать уровень себестоимости продукта, величину затрат на производство и так далее, а второй – параметры процесса, характеристики выходного продукта, конечные результаты работы производственного оборудования.

1. Технологическая часть

Описание технологического процесса

Продукция скважин карбоновских горизонтов 12 залежи (Восточно-Сулеевская площадь) с содержанием пластовой воды до 70%  из буферно - сепарационной  емкости (V = 200 м³ – 3 шт.) дожимной насосной станции ДНС-10с поступает в сепараторы для отделения газовой фазы. В сепараторах ведется контроль и измерение уровня регулятором LSA по верхнему и нижнему уровню и поддерживается давление 6 кгс/см² при повышении и понижении, которой срабатывает сигнализация. Отделившаяся нефть поступает в отстойники предварительного сброса воды ОПС-1 и ОПС-2. В этих аппаратах происходит холодный сброс пластовой воды. В поток нефтяной эмульсии подача реагента – деэмульгатора осуществляется на групповых установках и ДНС с суммарным удельным расходом 100-130 г/тн.

         Контроль за межфазным уровнем в ОПС-1 и 2 осуществляется с помощью прибора '' Элита '' и визуально: через контрольные краники. При повышении уровня воды высше допустимого сигнал прибора '' Элита '' поступает на клапан-регулятор. Клапан открывается, происходит сброс воды. При падении уровня воды клапан закрывается.

        Нефть с содержанием воды до 20% после ОПС-1, ОПС-2 поступает в горизонтальные отстойники ГО-1В-4В под давлением 7 кгс/см². На выходе ГО-1В-4В установлен клапан, который регулирует сброс воды в дренаж регулятором уровня LY. От ГО-1В-4В жидкость поступает на прием сырьевых насосов типа ЦНС 80 х 170, далее в теплообменниках типа ''труба в трубе'' за счет тепла перегретого водяного пара происходит нагрев до температуры 40-65⁰ С.  В теплообменниках ведется контроль за расходом пара и температурой на выходе нефти к ОПС-3-4.  После теплообменников горячая нефть поступает в отстойники ОПС-3-4 (постоянно в работе один из аппаратов) – вторая ступень обезвоживания. После ступеней  обезвоживания нефть поступает в последовательно работающие электродегидраторы ЭД-200 и ЭД-160 (очень часто в работе один из аппаратов), где происходит дальнейшее обезвоживание и обессоливание под воздействием электрического поля, на выкидной линии установлен клапан, который регулирует сброс воды в дренаж регулятором уровня LY. В межэлектродном пространстве электродегидраторов поддерживается напряжение 16-25 кВт.

          Дренажная вода из отстойников холодного и горячего отстоя, а также из электродегидраторов через регулирующий клапан сбрасывается в емкости

О-7а (V = 200 м ³ - 2 шт.). Частично отстоявшаяся дренажная вода из О-7а поступает в горизонтальные отстойники ГО-5В-7В, проходит через аппарат очистки сточной воды (АОСВ) и направляется в буферные емкости ГО-1Н-4Н. В ГО-1Н-4Н контролируется уровень и давление. 

        Схемой предусмотрена возможность сбора, временного хранения готовой нефти в шаровых отстойниках Сулеевской УКППН. В ШО контролируется давление, которое не должно превышать 4,5 кгс/см²  и регулируется межфазный уровень.

        Необходимая для процесса обессоливания пресно-промывочная вода поступает из систем противопожарного водоснабжения. В настоящее время, в связи с изменением условий поставки нефти  потребителям, на установке пресная вода для обессоливания не подается т.е. ступени обессоливания работают на глубокое обессоливание. Далее обессоленная нефть за счет избыточного давления систем равным 3-4 кг/м²  поступает в буферные емкости (V = 200 м ³ - 4 шт.) для товарной нефти, откуда насосами ЦНС-105 х 296 откачивается через узел учета  214 потребителям (АРНУ).

        Задачей автоматизации технологического процесса является 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. Схемой автоматизации также предусмотрен автоматический контроль основных параметров технологического процесса.

Используемый комплекс технических средств

Описание  горизонтального отстойника 

Для отстоя нефтяных эмульсий после нагрева их в блочных или стационарных печах применяются отстойники. Наиболее распространены отстойники с нижним распределенным вводом сырья и вертикальным его движением в отстойнике (ОГ-200,ОГ-200С, ОВД-200) и отстойники с радиальным вводом сырья и горизонтальным его движением в отстойнике (ОБН).

Отстойник типа ОГ-200 (ОГ-200С, ОГ-200П) (рис. 11.14) предназначен для отстоя нефтяных эмульсий с целью их разделения на составляющие — нефть и пластовую воду. Допускается применение установки для подготовки легких и средних нефтей, не содержащих сероводород и другие агрессивные в коррозионном отношении компоненты.

В шифре приняты следующие обозначения: ОГ — отстойник горизонтальный; первая цифра — вместимость емкости (м3); С — с сепа-рационным отсеком.

Отстойник ОГ-200С представляет горизонтальную стальную цилиндрическую емкость диаметром 3400 мм с эллиптическими днищами. При помощи перегородки 3 емкость разделена на два отсека, из которых левый является сепарационным, а правый — отстойным. Левый и правый отсеки емкости сообщаются друг с другом при помощи двух распределителей, представляющих собой стальные трубы 8 с наружным диаметром 426мм, снабженные отверстиями в верхней части Над отверстиями распределителей располагаются распределители эмульсии коробчатой формы 7, имеющие на своих боковых гранях отверстия

В верхней части сепарационного отсека находится сепаратор газа 2, соединенный при помощи фланцевого угольника со штуцером выхода газа 10, расположенным в левом днище.

В верхней части правого отсека размещены четыре сборника нефти 4, соединенные с коллектором и штуцером выхода отстоявшейся нефти. В нижней части этого отсека имеется штуцер 6 для удаления отделившейся воды.

Подогретая нефтяная эмульсия через штуцер 1 поступает в распределитель, расположенный в верхней части сепарационного отсека . При этом из обводненной нефти выделяется часть газа, находящаяся в ней как в свободном, так и в растворенном состоянии. Отделившийся газ через штуцер 10 сбрасывается в сборную сеть. Уровень жидкости в сепарационном отсеке регулируется при помощи регулятора межфазного уровня, поплавковый механизм которого врезается в люк 9. Дегазированная нефть из сепарационного отсека поступает в два коллектора 8, находящиеся в отстойном отсеке. Из коллекторов нефть поступает под коробчатые распределители и через отверстия, просверленные в их боковых поверхностях, направляется тонкими струйками под уровень пластовой воды в отсеке. Благодаря наличию коробчатых распределителей нефть приобретает вертикальное движение по значительной площади агрегата. Обезвоженная нефть всплывает вверх и поступает в сборники 4, расположенные в верхней части отстойного отсека, и через штуцер 5 выводится из аппарата. Отделившаяся от нефги пластовая вода поступает в правую часть отстойника и через штуцер 6 с помощью поплавкового регулятора межфазного уровня сбрасывается в систему подготовки промысловых вод.

Отстойник ОГ-200С поставляется комплектно с контрольно-измерительными приборами, позволяющими осуществлять автоматическое регулирование уровней раздела «нефть — газ» и «нефть — пластовая вода» в отсеках, а также местный контроль за давлением среды в аппарате, уровнями раздела «нефть — газ» и «нефть — пластовая вода».

Техническая характеристика отстойника ОГ-200С приведена ниже.

Рабочая среда................. Нефть, газ, пластовая вода

Пропускная способность по товарной нефти, т/сут . . До 6 000

Рабочее давление, МПа ............ 0,6

Температура среды , °С ............. До 100

Вместимость аппарата, м3 ........... 200

Габаритные размеры, мм............. 25 420Х 6 660Х 5 780

Масса, кг................... 48 105

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).

         PT – прибор для измерения давления (разрежения), бесшкальный, с дистанционной передачей показаний, установленный по месту (например, манометр, дифманометр бесшкальный с пневмо- или электропередачей).

         FIY – прибор для измерения расхода показывающий, переключающий

         TT – прибор для измерения температуры,бесшкальный,с дистанционной передачей          

         LSA – прибор для измерения уровня, установленный  за щитом, сигнализирующий

         LT – прибор для измерения уровня, бесшкальный, с дистанционной передачей показаний, установленный по месту (например, уровнемер бесшкальный с пневмо- или электропередачей).

         TSA - прибор для измерения температуры, установленный  за щитом, сигнализирующий, с контактным устройством.

         TC - прибор для измерения температуры регулирующий

         Н – аппаратура, предназначенная для ручного дистанционного управления

         LY^Е/Р – преобразоватль сигнала(входной сигнал электрический, выходной - пневматический) 

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 x_вых в пределах 2∆t мало отличается от прямой.

2. Значение ∆x_вых в конце каждого интервала ∆t  делим на ∆x_вых(∞) и получившееся значение σ=∆x_вых/∆x_вых(∞) 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=4,7

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= -9,46       

F₃≈ F₁³*∆ θ *(∑(1-σ(θ))*(1- 2θ+( θ²/2))-0,5*(1- σ(0)))     F₃= - 8,603

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.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Г.Т.Кулаков «Инженерные экспресс-методы расчета промышленных систем регулирования» - Мн.: Выш. шк., 1984.
2. Е.П.Стефани «Основы расчета настройки регуляторов теплоэнергетических прцессов» - М., «Энергия», 1972.
3. Е.Б.Андреев, В.Е.Попадько «Методические указания по проведению лаб. работ по дисциплине «АТП»
4. А.А.Ерофеев «Теория автоматического управления» - СПб.: Политехника, 2002.