СКАЧАТЬ:  kursovichok.zip [124,66 Kb] (cкачиваний: 182)

Содержание.

   1Введение.

2 Описание технологической схемы рассматриваемого процесса.

3Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы  

4Структура комплекса технических средств АСУТП_

5Пример SCADA-системы,АРМ диспетчера(примеры мнемосхем)

6Объем автоматизации технологических объектов_

 7Экспериментальное определение временныххар.,определение передаточной фупкции выбранного объекта методом площадей_

Расчет и моделирование выбранной САР:

Введение.

           Еще сравнительно недавно большинство промышленных нефтей были малосернистыми и поэтому содержащим серу органическим соединениям нефти уделялось недостаточное внимание. Однако в настоящее время положение резко изменилось, так как большая часть добываемой нефти, а именно 2/3 общего объема, содержит серосодержащие вещества.

           Такая же картина наблюдается и в зарубежной нефте-газодобывающей промышленности., где резко возросло значение сернистых нефтей Ближнего и среднего Востока. О количестве сернистых содержаний серы в нефтях определяют по их процентному содержанию. Это определение не дает точного представления о содержании сернистых соединений, если не известен их средний молекулярный вес.

Ориентировочно можно принять, что количество сернистых соединений в нефти в 10-12 раз превышает количество серы, найденной по анализу. По процентному содержанию сероводорода нефти подразделяют на 4 группы:

   1) несернистые (S<0.2%);

   2) малосернистые ( S=0.2-1.0%);

   3)сернистые ( S=1-3%);

   4) высокосернистые (S>3%).

            Сернистая нефть является нефтью карбоновых отложений, которые в настоящий момент представляют будущее нефтяной и газовой промышленности, так как девонские месторождения практически в нашей стране разработаны и истощены.

           В нашей стране имеются нефти всех четырех типов. Такую нефть нужно очищать тщательно от содержащейся серы, это вызвано следующими причинами:

        Во-первых, содержание серы в нефти вызывает сильную коррозию оборудования, что недопустимо,

        сероводород- опаснейший фактор производства, он сильно токсичен даже в малых дозах,

        потребуются огромнейшие средства для переработки нефти, не очищенной от серы на промыслах.

        Следует отметить, что при повторной закачке воды в пласт, которая в настоящее время широко применяется, развиваются сульфидо-бактерии, и даже девонская нефть постепенно насыщается серой.

        Вследствие вышеуказанных аргументов и фактов необходимы объекты подготовки сернистой нефти, качество работы которых определит качество нефти, поступающей на переработку. Таким узлом является УПВСН НГДУ « Ямашнефть», объектами разработки которого являются только карбоновые отложения. В данной работе рассматривается автоматизация УПВСН НГДУ « Ямашнефть».

2.Описание технологической схемы рассматриваемого процесса

На территории УПВСН НГДУ «Ямашнефть» расположены следующие здания и сооружения: 

1. Административно-бытовой корпус

2. Лаборатория

3. Операторная

4. Насосная товарной нефти

5. Насосная сырой нефти

6. Площадка теплообменников

7. Площадка печей ПТБ-Ю

8. Две емкости для сбора и утилизации промышленных стоков

9. Конденсатор-газоосушитель

10. Площадка нефтегазосепараторов

11. Площадка технологических резервуаров РВС-2000 в количестве 3 шт.

12. Площадка для хранения и периодической подачи деэмульгатора

13. Насосная по утилизации сточных йод из агрегатов фирмы «REDA»

14. УУЛФ с газоуравнительными и нагнетательными линиями.

15. Узел дозирования химических реагентов нейтрализации сероводорода о нефти

Энергоснабжение установки осуществляется от распредустроиства РУ-6кВ через п./ст. «ЛУЧ» НГДУ «Альметьевск»

Технологическая схема УПВСН приведена в Приложении 1.

Нефть после узлов предварительной подготовки нефти ДНС-1, ДНС-210 с остаточной обводненностью 2- 5 % по трубопроводу поступает на узел учета сырья УПСВН. Двигаясь в ламинарном режиме по трубопроводу нефть окончательно расслаивается на нефть и пластовую воду. Далее из узла учета

своим давлением нефть поступает в трубное пространство кожухотрубчатых теплообменников типа ТП-1200 в количестве 6 штук при Р=2-2,5 кгс/см²

В теплообменниках нефть нагревается за счет движущегося противотоком по межтрубному пространству товарной нефти до 15-18°С и поступает в теплообменную камеру блочной печи ПТБ-10, где нагревается до температуры 40-45°С при Р=1.5 - 2 кгс/см² и под собственным давлением направляется в два параллельно работающих нефтегазосепаратора, смонтированных на высоте 9,6м. Нефтегазосепараторы служат для отделения и транспортировки более 80 % выделившегося при нагреве попутного газа на установку сероочистки МГПЗ, находящейся на одной промышленной площадке с НГДУ «Альметьевнефть».   В аппарате давление не превышает 0,6 кгс/см², что обеспечивается системой автоматики и защиты на приеме компрессоров сероочистки.

Отсепарированная от основного количества газа нефть далее опять самотеком в ламинарном движении направляется в маточник распределитель технологического резервуара РВС-2000 №1  или №2. Резервуары РВС оборудованы эффективно работающей внутренней технологической начинкой, обеспечивающей одновременно глубокую степень подготовки нефти, очистки сточной воды, а также накопление и откачку товарной нефти и утилизацию очищенных сточных вод в систему ППД без дополнительной очистки. Резервуары полностью в технологической схеме взаимозаменяемы и один из них находится в резерве для хранения дополнительно товарной нефти в случае ограничений или выполнения  работ по диагностированию одного из РВС по плану.

Отсепарированный газ по газоуравнительным линиям подается на прием компрессора установки УЛФ. Система автоматики УУЛФ настроена таким образом, что в резервуарах поддерживается избыточное давление   в интервале 10-50 мм в.ст., обеспечивая их герметичную работу, исключающую выброс в атмосферу через дыхательные клапана газа, а также приток из атмосферы кислорода воздуха. Уловленный из верхней полости резервуаров газ

компрессором УЛФ транспортируется при давлении 0,5- 0,6 кгс/см² через газосушитель на прием установки сероочистки МГПЗ.

Обезвоженная и обессоленная нефть из верхней зоны технологического резервуара непрерывно перетекает в РВС - 2000 №2, который является буфером для товарной нефти, откуда насосами ЦНС-300x120 откачивается через межтрубное пространство теплообменников ТП-1200 на узел учета товарной нефти и непосредственно в систему Транснефти.

Отстоянная и очищенная пластовая вода из нижней зоны технологического резервуара по мере накопления откачивается агрегатами малой производительности и высокой надежности типа «REDA» в систему ППД.

Для дозирования реагентов смонтирован Узел дозирования химических реагентов нейтрализации сероводорода в нефти. Узел дозирования имеет свое помещение, управления, где находится щит управления.

Приведем в таблице перечень основных объектов автоматизации, присутствующих на УПВСН.

3.Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы  

Данная система имеет четко выраженную пятиуровневую структуру:

- уровень I – КИП (контрольно-измерительные приборы);

- уровень II – КП (контролируемый пункт);

- уровень III – ПУ (пункт управления);

- уровень – V подразделений объединения.

- уровень – IV подразделений НГДУ;

Уровень I представляет собой набор датчиков, исполнительных механизмов, модулей удаленного ввода вывода.

Уровень II представляет собой контроллер, в функции которого входит контроль, регулирование и управление ТОУ, а также  связь с верхним уровнем.

Уровень III представляет собой целый комплекс технических средств:

• Сервер ввода-вывода, в функции которого входит связь  с нижним уровнем, предварительная обработка информации и ввод ее в базу данных НГДУ.
• Диспетчерское место оператора. Должно удовлетворять требованиям по поддержке программного и информационного обеспечения.
• Сервер базы данных объединения должен удовлетворять требованиям необходимым для установки программного обеспечения, а также скорости обработки транзакций.

Уровень IV – уровень, на котором производится обмен информацией между подразделениями НГДУ. Определяются необходимые технологические параметры. Производится создание учетно-отчетных документов.

Уровень V – уровень, на котором производится обмен информацией между подразделениями объединения. Определяются необходимые финансово-экономические показатели, определяются объемы производства.

4.Структура комплекса технических средств АСУТП

Для интеграции необходимых объемов автоматизации технологического объекта предусмотрено оснащение технологического оборудования современными датчиками, контрольно-измерительными приборами, запорно-регулирующими механизмами с унифицированными электрическими входными и выходными сигналами, которые обеспечивают подключение средств и систем автоматизации к аппаратным средствам верхнего уровня.

В качестве датчиков температуры используются термопреобразователи сопротивления медные типа ТСМУ Метран   с унифицированным выходом 4-20мА, изготовитель - группа предприятий «Метран».

В качестве датчиков температуры подшипников насосов используются ТСМ 0969 Альметьевска завода «Радиоприбор».

В качестве вторичного прибора для измерения и индикации температуры подшипников используется восьмиканальный прибор температурного контроля ТК5.8. Производитель 000 НПП «Нефтесервисприбор»

Для измерения уровня используются уровнемеры У1500 в комплект которых входит датчик и измеритель. Датчики, работающие с измерителями, имеют маркировку «1ExibllBT6» и могут устанавливаться во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок. Производитель Уфимское НУ МОАО «Нефтеавтоматика».

Для измерения давления используются датчики Метран-4З с выходом 4-20 мА. ПГ «Метран» г. Челябинск

Вторичный прибор для индикации давления и температуры выбран 6 канальный прибор LOGOSCREEN 500 фирмы JUMO.

В качестве вторичного прибора на измерение расхода нефти с УУСН используется блок электронный НОРД-ЭЗМ. Производитель Бугульминский опытный завод «Нефтеавтоматика».

Для контроля загазованности используются модули газоанализаторов АНКАТ 7621. Блок питания и сигнализации обеспечивает одновременное питание до восьми модулей, а также звуковую и визуальную сигнализацию о превышении порога измерения по каждому каналу.

Для обеспечения автоматического отбора проб на УУСН используется пробоотборник БПУ-А производитель БОЗНА г. Бугульма.

В качестве сигнализатора уровня утечки сальников используется СУР-2М - сигнализатор уровня ультразвуковой. Производитель ЗАО «Альбатрос», г.Москва.

На узлах учета горячей воды, пара, пресной воды используется расходомеры счетчики типа «ВЗЛЕТ» г. Челябинск «Теплоприбор».

На узле учета газа используется счетчик ВРСГ-1.

В качестве вторичного прибора для измерения расхода воды в БГ и учета подачи пресной воды из Е-2 используется счетчики типа ЕВУ-50.

Для реализации логических схем управления насосами, схем сигнализации и технологической блокировки, а также схем автоматического регулирования уровня и давления все сигналы ввода/вывода заводятся в логический контроллер. Базовым техническим средством данной системы управления является программируемый логический контроллер (ПЛК) SLC 500 Allen Bradley, представляющий модульное устройство управления с высокой степенью интеграции, который имеет свой собственный процессор (CPU) на базе микропроцессора и оснащен памятью ОЗУ для прикладной программы. Данный контроллер может иметь уникальную комбинацию из самого разнообразного выбора типов модулей ввода/вывода, что может быть использовано при решении большого разнообразия задач в системах управления.

Контроллеры SLC 500  поступают к потребителю с установленной прикладной программой. Конфигурация контроллеров и загрузка программ производятся с помощью пакета Concept. Общая концепция пакета объединяет набор редакторов исходного текста программ и символьной информации. Структурная схема системы управления на базе ПЛК SLC 500 УПВСН НГДУ «Ямашнефть» представлена в графическом исполнении. Верхний уровень данной распределенной системы управления представляет собой станцию оператора-технолога и станцию инженера на основе персонального компьютера Intel Pentium 4 с операционной системой Windows98 и программным обеспечением типа "SCADA" специально предназначенным для создания оболочек систем управления. В данной системе используется пакет In Touch. .

Перечислим комплекс технических средств в таблице:

Общие сведения  контроллерах SLC–500

На уровне КП (контролируемых пунктов) роль контроллеров выполняют программируемые контроллеры SLC-500 американской компании «Allen Bradley».

В дополнение к гибкости конфигурирования программируемые контроллеры SLC 500 имеют встроенный порт сети DH-485, обеспечивая тем самым программную поддержку и мониторинг. Процессор SLC 5/03 обеспечивает до 960 точек В/В, программирование в режиме ONLINE, и переключатель для выбора одного из 3-х режимов функционирования (RUN, PROGRAMM и REMOTE).

В состав процессора SLC 5/03 также включен канал RS-232, который обеспечивает асинхронный последовательный коммуникационный интерфейс данных с терминальными устройствами. Процессор SLC 5/04 обладает теми же возможностями, что и  SLC 5/03, но с некоторыми дополнительными функциями. Например, процессор SLC 5/04 включает сопроцессор для увеличения скорости выполнения математических команд. Он также содержит встроенный порт сети Data Highway Plus (DH+). Непосредственное подключение к сети DH+ обеспечивает связь SLC 5/04 с процессорами семейства PLC-5 по сети DH+ без какого-либо дополнительного оборудования.  Любой программируемый контроллер SLC 500 в сочетании с модулем непосредственной коммуникации (DCM),  модулем сканера (SN) или модулем распределенного сканера (DSN) для реализации распределенного ввода/вывода может быть интегрирован в сеть дистанционного ввода/вывода Allen-Bradley 1771 Remote I/O.

Аппаратное обеспечение На уровне контроллеров (на КНС) система состоит из следующих аппаратных компонентов:

• Шкаф SLC (контроллер SLC 5/04 1747-L542, радиостанция, модуль Сканер)
• Шкаф FLEX (модули FLEX, серии 1794 и 1793)
• Компоненты сети DH+ (кабели)
• Компоненты сети Remote I/O

Типы модулей. В шкафу устанавливается корзина на 4 слота (нумерация слотов с 0). В нулевой слот вставляется контроллер SLC 5/04 1747-L542. Проект – программные файлы и файлы данных -  хранятся в его памяти. Обработка данных осуществляется в нем. Для защиты от потери напряжения шкафа и соответственно данных в памяти проект записывается в EEPROM (c помощью пакета RSLogix500). Оттуда он переписывается в оперативную память после восстановления напряжения питания (требуется установка в проекте соответствующих данных в Status).

В первый слот устанавливается сканер – модуль 1747-SN. Этот модуль осуществляет обмен данными с модулями FLEX. Обмен с ними происходит по шине Remote I/O (витая пара).

Сеть DH+. Там, где на станции установлены шкафы SLC , связь контроллера связи  с контроллером  осуществляется по шине DH+ (кабель витой пары). На оконечных устройствах сети (физически последние на кабеле) устанавливаются терминальные сопротивления 82 Ом, 0.5 Вт. При отсутствии повреждений кабеля напряжение между сигнальными концами примерно 1.5 VAC.

Сеть Remote I/O. Связь сканера с контроллерами осуществляется по сети Remote I/O (кабель витой пары). На оконечных устройствах сети (физически последние на кабеле) устанавливаются терминальные сопротивления 82 Ом 0.5 Вт. При отсутствии повреждений кабеля напряжение между сигнальными концами примерно 1.5 VAC.

Типы модулей. В шкафу установлены две DIN-рейки. На них крепятся контактные базы для модулей FLEX. Они связываются между собой шиной и защелками.

Связь по шине между модулями на нижней линейке и адаптером осуществляется по кабелю между верхней и нижней линейкой (между модулями 1794-IR8 и 1794-IE8).

На адаптере есть наборы переключателей, определяющие адресацию модулей FLEX в проекте контроллера SLC500.

5.Пример SCADA -системы, АРМ диспетчера(примеры мнемосхем  

Автоматизированные рабочие места диспетчеров НГДУ, УУСН, УПВСН оснащены программным обеспечением InTouch компании Wonderware.

InTouch (Wonderware, США) - один из широко признанных в мире программных пакетов класса SCADA для промышленной автоматизации. Общее число его установок по всему миру превышает 30 тысяч. Пакет разрабатывался как инструмент для самой распространенной в мире программно-аппаратной платформы: PC-совместимый компьютер с операционной средой DOS/WINDOWS.

Характерной особенностью InTouch является  максимально  полное использование возможностей и ресурсов WINDOWS. Управление окнами, работа со шрифтами,  механизм  межзадачного  интерфейса  (DDE для  локальных взаимодействий и NetDDE для межмашинных), методика работы с меню - все это реализуется в InTouch посредством возможностей WINDOWS.

Основными составляющими InTouch являются :

• переменные (tags);

• база данных реального времени (совокупность переменных и механизмы их взаимодействия друг с другом и с системной частью InTouch);

• объекты (графические объекты и ассоциированные с ними наборы переменных и анимационных связей;

• рабочее окно, обладающее определенным набором атрибутов, с которым связаны объекты.

Переменная в смысле InTouch (как и в большинстве аналогичных пакетов) - это собственно переменная и набор ее атрибутов, которая может быть или не быть связана с внешними объектами, например, сетевая переменная или ячейка электронной таблицы Excel.

Под атрибутом понимаются следующие признаки:

наличие аларма, вызванного выходом значения переменной за границы уставок, значение уставок, признак квитирования аларма, принадлежность переменной к той или иной группе, комментарий и т.д.

База данных реального времени не является некоей стандартной базой данной. Это совокупность переменных и правила управления ими. Интересно, что, установив связи через DDE-интерфейс между переменными InTouch и переменными любого программного пакета, работающего под Windows и поддерживающего DDE протокол, можно хранить и обрабатывать данные из InTouch в стандартной базе данных или электронной таблице (например, Excel, Access). Поддержаны основные типы переменных: текстовые, дискретные, действительные и целые. Кроме то, они могут быть поделены на 2 категории: DDE (для связи с внешними объектами) и Memory (для внутреннего использования). База данных реального времени содержит и набор системных переменных, из которых можно получить информацию о текущих дате и времени (в различных форматах), наличии алармов, ресурсах дисковой и оперативной памяти, текущем уровне доступа оператора т.д.

Объекты в InTouch делятся на три типа : простые, символы и ячейки.

Простой объект представляет из себя некоторое графическое изображение, связанное с переменной анимационными связями. Специальным образом объединенные простые объекты образуют символы.

 Символы допускают над собой те же графические операции, что и объекты. Это представляет большое удобство при создании достаточно сложных изображений. В свою очередь символы также могут быть объединены в ячейки. Ячейка характерна тем, что она" может быть связана только с одной переменной и набор графических операций над ней ограничен (невозможно, например, произвольно изменять ее размер по вертикали, горизонтали). Любые объекты InTouch могут быть импортированы/экспортированы через стандартный буфер. Кроме возможностей создания сложных объектов, InTouch предлагает также и возможность разбиения их на простые.

Рабочее окно - это обычное окно WINDOWS, которому присваиваются следующие атрибуты: возможность управления размером и передвижением окна, метод появления окна на экране (Overlay, Pull/Down, Pop/Up), фоновый цвет, наименование и др. С окном ассоциированы все объекты (и, соответственно, переменные), изображенные на нем. Окна могут быть импортированы/экспортированы из одного приложения InTouch в другое через специальные команды основного меню.

Еще одним важным понятием InTouch является анимационная связь. В InTouch разработчик имеет возможность анимировать объекты (изменять их графическое состояние в зависимости от значения переменных, устанавливая, таким образом связь между переменной и анимационной функцией) с помощью более 20 функций (изменение размера, цвета, положения на экране, видимости, мигания, вращения объекта и др.). В InTouch есть возможность изменения состояния не только графических объектов, но и других компонент прикладной задачи. Это достигается через функции вызова и сокрытия окон, запуска специальных подпрограмм (scripts), вывода на экран дискретной, аналоговой и текстовой информации и так далее.

Примеры видеокадров мнемосхем (общий экран, технологические площадки, объектовые экраны, оповещение аварийных событий) представлены в Приложениях  2, 3, 4, 5 соответственно.

6.Объем автоматизации технологических объектов 

Принятый уровень и объем контроля и автоматизации технологического объекта предусматривает их безаварийную работу без постоянного присутствия обслуживающего персонала на установке.

          Контроль основных параметров технологического процесса осуществляется с щита управления в операторной, а также может управляться от автономных щитов управления автоматизированных блоков (УУЛФ, ПТБ-10, Узла дозирования). Автоматика печей ПТБ-10 «Сатурн» имеет 8 степеней защиты и блокировки, при этом она индивидуальна и не зависит от других параметров. Система установки УЛФ производства США выполнена по требованию мировых стандартов и также обеспечивает надежную автономную работу с резервуарами.

Данным проектом предусматривается:

Регулирование следующих параметров 

-   уровня в емкости Е-2

-      уровня в С1/1

-      уровня в С1/2

-      давления после теплообменников Т-1/1...1/3

-      давления после теплообменников Т- 1/4...1/6.

Контроль  температуры нефти в трубопроводах: 

-      Линия нефти УУСН;

-      Линия товарной нефти после Т1/1-3;

-      Линия сырой нефти после Т1/1-3;

-      Линия сырой нефти после Т1/4-6;

-      Линия товарной нефти после Т1/4-6;

-      Линия нефти после печей ПТБ-10.

Контроль температуры: 

- в емкости Ед (Узел дозирования реагентов)

Контроль давления:

-      Линия нефти УУСН (перепад);

-      Линия нефти после Т1/1-3;

-      Линия нефти после Т1/4-6;

-      Линия нефти после печей ПТБ-10;

-      Газ в С-1/1;

-      Линия нефти на входе Н-1,2;

-      Линия нефти на выходе Н-1,2;

-      Линия пластовой воды на входе насосов REDA;

-      Линия пластовой воды на выходе насосов REDA;

-      Общая линия насосов Нп-5, Нп-6 (Узел дозирования реагентов);

-      Общая линия насосов Нд-3, Нд-4.

Контроль и сигнализация верхнего уровня о следующих емкостях: 

-  Товарные емкости Е-6/1-6/2;

-  Сепараторы С-1/1-1/2;

-  Резервуары РВС;

-  Емкости Е-5/1-5/2;

-  Дренажные емкости Е-7/1- 7/2;

-  Емкость Е-1;

-  Емкость Е-2;

-  Емкости Е-5;

-  Емкость Ед;

-  Емкость приема реагента (ЕПР);

-  Емкость хранения реагента (ЕХР)

Контроль и сигнализация Верхнего и нижнего предела давления: 

-      Емкость аварийная ЕА - выкид насоса (верхний и нижний)

-      Емкость подземная - выкид погружных насосов (верхний и нижний)

Контроль и сигнализация температур подшипников насосов:

-      Насосы Н-1. Н-2;

-      Насосы Н-5. Н-6;

Регулирование температуры:

-      Емкости подземной приема реагента

-      Емкости хранения реагента

Контроль положения и управление клапанами:

-      Клапан на линии пара о подземную емкость ЕПР-8;

-      Клапан на линии пара д емкость хранения реагента ЕХР-8;

Сигнализация загазованности по технологическим площадкам:

-      Площадка УУСН;

-      Площадка теплообменников I потока;

-      Площадка теплоодменников II потока;

-      Площадка РВС;

-      Насосная Н-12;

-      Насосная Н-5,Н-6_:

-      Насосная REDА;

-      Площадка дренажных емкостей Е- 7/1,2;

-      Площадка печей ПТБ-10.

-      Блок-бокс агрегатов насосных дозировочных

Управление вытяжным вентилятором в блок-боксе агрегатов насосных дозировочных.

Управление отоплением в блок-боксе агрегатов насосных дозировочных.

Сигнализация и аварийный останов по превышению давления на выкиде насосов Нд-З, Нд-4.

Аварийная сигнализация и блокировка насосов Н-1, Н-2, Н-5, Н- 6 по падению давления нагнетания насоса, по высокой температуре подшипников и утечке сальников.

Аварийная сигнализация и блокировка насосов Нп-1, Нп-2, Нп-3, Нп-4 по падению давления нагнетания насоса.

Автоматическое управление электрозадвижками поз. 123, 135, 81.

Автоматическая откачка по уровню в следующих емкостях Е-1, Е-2; Е-7/1-7/2.

Информация от узлов учета воды, газа (приборов ВЗЛЕТ и др.) заводится посредством RS485 на плату расширения СОМ-портов персонального компьютера.  

Перечислим в таблице основные средства автоматического контроля, регулирования, управления, сигнализации и т.д