СКАЧАТЬ:  111.zip [739,58 Kb] (cкачиваний: 226)

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

 

по дисциплине: «Проектирование

 автоматизированных систем»

на тему: «Проектирование автоматизированной системы ПСП сырой нефти СИКН-3 при УКПН «Шешма» »

 

 

 

Содержание

Введение 3

1.Стадии и этапы проектирования АС_ 4

2.Формирование требований к АС_ 6

3. Разработка концепции АСУ ТП_ 7

4.Техническое задание 10

5. Эскизный проект 12

6.Технический проект 15

7. Рабочая документация 24

8. Ввод в действие 24

9.Сопровождение АСУ ТП_ 25

Заключение 26

Список литературы_ 27

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Современная научно-техническая революция отличается бурным развитием и широким внедрением автоматического управления во всех отраслях производства.

Автоматизированные системы управления предусматривают не  только замену мускульной энергии человека при выполнении различных операций на технологических объектах, но и освобождение человека от выполнения производственных функций, связанных с его умственной деятельностью. Такими операциями являются сбор, хранение и переработка информации, в том числе выполнение вычислительных операций и выработка управляющих сигналов. Кроме того, к таким операциям относится контроль над ходом технологического процесса.

Следовательно, важнейшее условие нормального функционирования системы автоматического управления — получение информации, правильно отражающей состояние объекта управления, ход технологического процесса.

АСУ ТП ПСП сырой нефти СИКН-1 предназначена для непрерывного автоматического контроля и управления в реальном масштабе времени за физико-химическими показателями сырой нефти, коммерческим учетом сырой нефти, а также за процессом подачи потоков сырой нефти на установку комплексной подготовки нефти «Шешма». Управление осуществляется на основе алгоритмов программ, утвержденных заказчиком, в автоматическом или автоматизированном режиме. Данные по основным параметрам технологического процесса и состоянию должны передаваться на АРМ оператора и контролироваться дежурным технологическим персоналом (оператором). Контроль над работой системы по месту. Система предназначена для:

-автоматизации управления технологическими процессами ПСП сырой нефти в реальном масштабе времени;

-выдачи управляющих команд для работы оборудования;

-обеспечение безопасности технологических процессов;

Целью данной курсовой работы является проектирование АСУ ТП ПСП сырой нефти при УКПН «Шешма». В соответствии с поставленной целью необходимо выполнить следующие задачи:

1. Рассмотрение стадий и этапов проектирования АС;
2. Проектирование самой АСУ ТП в соответствии с описанными выше стадиями

 

1. 1.     Стадии и этапы проектирования АС

В соответствии с ГОСТ 34.601-90 проектирование автоматизированных систем предполагает выполнение ряда стадий.

 

Стадия "Формирование требований к АСУ ТП" включает в себя выполнение следующих этапов:

¾             обследование объекта и обоснование необходимости создания АСУ ТП;

¾             формирование требований Заказчика к АСУ ТП;

¾             оформление отчета о выполненной работе, и заявки на разработку АСУ ТП.

 

Стадия "Разработка концепции АСУ ТП" заключается в выполнении следующих этапов:

¾               изучение объекта автоматизации;

¾               проведение необходимых научно-исследовательских работ;

¾               разработка вариантов концепции АСУ ТП и выбор варианта концепции АСУ ТП в соответствии с требованиями Заказчика.

 

Стадия "Техническое задание" заключается в единственном, но чрезвычайно ответственном этапе:

¾               разработка и утверждение технического задания на создание АСУ ТП.

 

Стадия "Эскизный проект" состоит из следующих этапов:

¾               разработка предварительных проектных решений по системе и ее частям;

¾               разработка документации на АСУ ТП и ее части.

 

Стадия "Технический проект" состоит из следующих этапов:

¾               разработка проектных решений по системе и ее частям;

¾               разработка документации на АСУ ТП и ее части;

¾               разработка и оформление документации на поставку изделий для комплектования АСУ ТП и технических требований (технических заданий) на их разработку;

¾               разработка заданий на проектирование в смежных частях проекта.

Стадия "Рабочий проект (Рабочая документация)" включает в себя следующие этапы:

¾               разработка рабочей документации на АСУ ТП и ее части;

¾               разработка и конфигурация программного обеспечения.

 

Стадия "Ввод в действие" состоит из следующих этапов:

¾               подготовка объекта автоматизации к вводу АСУ ТП в действие;

¾               подготовка персонала;

¾               комплектация АСУ ТП поставляемыми изделиями (программными и техническими средствами, программно-техническими комплексами, информационными изделиями);

¾               строительно-монтажные работы;

¾               пусконаладочные работы;

¾               проведение предварительных испытаний;

¾               проведение опытной эксплуатации;

¾               проведение приемочных испытаний.

 

Стадия "Сопровождение АСУ ТП" включает в себя:

¾               выполнение работ в соответствии с гарантийными обязательствами;

¾               послегарантийное обслуживание.

 

Допускается исключить стадию "Эскизный проект” и отдельные этапы работ на всех стадиях, объединять стадии "Технический проект” и "Рабочая документация” в одну стадию "Технорабочий проект”. В зависимости от специфики создаваемых АС и условий их создания допускается выполнять отдельные этапы работ до завершения предшествующих стадий, параллельное во времени выполнение этапов работ, включение новых этапов работ.

 

 

 

 

 

 

 

 

1. 2.     Формирование требований к АС

2.1 Обследование объекта и обоснование необходимости создания АСУ ТП

В состав ПСП сырой нефти входят:

         - участок СИКН-1;

- участок СИКН-2;

- участок СИКН-3;

- Емкость производственно-дождевых стоков V=40 м³  Е-501;

 

Участок СИКН-1 включает в себя:

- площадка емкости V=100 м³ в составе горизонтальной емкости Е-101;

- насосная № 1 в составе насосов Н-101/1,2;

- система измерения количества и качества нефти;

- площадка дренажных емкостей в составе подземных емкостей Е-401/1 с насосами Н-401/1 и Н-401/2;

Участок СИКН-2 включает в себя:

- площадка емкости V=100 м³ в составе горизонтальной емкости Е-102; - насосная № 2 в составе насосов Н-102/1,2;

- система измерения количества и качества нефти;

- площадка дренажных емкостей в составе подземных емкостей Е-402/1 с насосами Н-402/1 и Н-402/2

Участок СИКН-3 включает в себя:  

- площадка емкости V=200 м³  в составе горизонтальной емкости Е-103; - насосная № 3 в составе насосов Н-103/1,2;

 - система измерения количества и качества нефти;

- площадка дренажных емкостей в составе подземных емкостей Е-403/1 с насосами Н-403/1 и Н-403/2, а так же подземной емкости для пластовой воды Е-404 с насосом Н-404;

        Технологический процесс, проводимый на данных площадках, является сложным, во избежание аварийных ситуаций необходимо контролировать ряд технологических параметров.

 

2.2ормирование требований пользователя к АСУ ТП

АСУ ТП предназначена для непрерывного автоматического контроля и управления объектом в режиме реального времени при помощи соответствующего комплекса ПО и технических средств.

Система должна обеспечивать:

-     контроль  состояния  технологических  параметров, сигнализацию выхода этих параметров за пределы нормы, управление технологическими регуляторами по стандартным законам, защиту (останов) насосов при возникновении аварийных ситуаций;

-     передачу данных по параметрам технологического процесса на АРМ оператора;

-     формирование на АРМ оператора журнала аварийных и технологических сообщений, формирование и печать отчетных документов, ведение базы данных.

Кроме требований по основным функциям АСУТП, на данном этапе так же оговаривается основная сумма на создание системы. Необходимо добиться того, чтобы система имела оптимальные характеристики и эффективность при сбалансированных затратах на ее создание.

 

3. Разработка концепции АСУ ТП 

Для правильной разработки концепции АСУ ТП необходимо более детально изучить объект автоматизации и произвести соответствующий комплекс НИР.

3.1. Изучение объекта автоматизации

Сырая нефть тремя параллельными потоками с температурой ±10 ⁰С и давлением 0,4-0,5 МПа, средней обводненности 5% по трубопроводам диаметром Д_у=150, 150, 200 мм, соответственно, поступает в накопительные емкости Е-101, объемом V=100 м³, Е-102, объемом V=100 м³, Е-103, объемом V=200 м³ на хранение. В емкостях Е-101, Е-102, Е-103, предусмотрена сигнализация максимального и минимального уровней.

В период транспорта водонефтяной эмульсии по трубопроводам значительной протяженности: от ПСП «ШЕШМА» - Заречное «Геотех», от ГЗНУ-628 «Иделойл», от ГЗНУ-312 «Шешмаойл», происходит отделение пластовой воды. Приемные емкости  Е-101, Е-102, Е-103 выполнены с дооборудованием для возможности периодического вывода пластовой воды, с целью обеспечения 5% обводненности потока при сдаче его на УКПН «Шешма». В емкостях  Е-101, Е-102, Е-103 предусмотрен контроль раздела фаз.

Для предотвращения застывания нефти (t_заст= минус 16 ⁰С) в холодное время года осуществляется электроподогрев буферных емкостей.

В целях безопасности технологического процесса предусмотрена электроприводная отсечная арматура  ЗД-101, ЗД-102, ЗД-103, установленная на трубопроводах, в точках подключения потоков нефти к ПСП.

Сырая нефть, по уровню раздела фаз из емкости  Е-101, через фильтры  ФС-101/1,2 поступает на всасывание насосов Н-101/1,2 в количестве 21,3 м³/ч; из емкости Е-102, через фильтры  ФС-102/1,2 поступает на всасывание насосов Н-102/1,2, в количестве 25,8 м³/ч; из емкости Е-103, через фильтры ФС-103/1,2 поступает на всасывание насосов  Н-103/1,2 в количестве 77,4 м³/ч. Далее нефть направляется в систему измерения количества и показателей качества нефти поз. СИКН-1 (ЗАО «Геотех»), СИКН-2 (ОАО «Иделойл»), СИКН-3 (ОАО «Шешмаойл»), соответственно.

Замеренная нефть из системы измерения количества и показателей качества СИКН-1, СИКН-2, СИКН-3 общим потоком по трубопроводу диаметром Д_у=200 мм, откачивается на УКПН «Шешма».

Газовоздушная смесь от емкостей  Е-101, Е-102, Е-103, общим потоком, через расходомер, направляется в факельную систему УКПН «Шешма». Для защиты емкостей Е-101, Е-102, Е-103 от превышения давления предусмотрены предохранительные клапаны СППК4Р 50-16. Аварийный сброс газа с предохранительных клапанов осуществляется на факел УКПН «Шешма».

Откачка пластовой воды из емкостей Е-101, Е-102, Е-103 осуществляется в подземную дренажную емкость ЕП 40-2400-1-2 поз. Е-404, объемом V=40 м³, оборудованную погружным насосом Н-404. Откачка пластовой воды из емкости  Е-404 через расходомер направляется на очистные сооружения УКПН «Шешма».

Для опорожнения емкостей Е-101, Е-102, Е-103 в ремонтный период предусмотрены дренажные подземные емкости Е-401/1, объемом V=16 м³, Е-402/1, объемом V=16 м³, Е-403/1 объемом V=25 м³, оборудованные погружными насосами Н-401/1, Н-402/1, Н-403/1, соответственно.

При достижении максимального уровня жидкости в емкостях  Е-401/1, Е-402/1, Е-403/1, осуществляется откачка дренажа по общему трубопроводу диаметром Д_у=100 мм на УКПН «Шешма».

Предусмотрены подземные дренажные емкости поз. Е-401/1, Е-402/1, Е-403/1, для возможных утечек насосов поз. Н-101/1,2, Н-102/1,2, Н-103/1,2.

В ремонтный период учтенная нефть ЗАО «Геотех» из системы измерения количества и качества нефти, поз. СИКН-1, сбрасывается в подземную дренажную емкость Е-401/2, объемом V=8 м³; учтенная нефть ОАО «Иделойл» из системы измерения количества и качества нефти,   СИКН-2, направляется в подземную дренажную емкость Е-402/2, объемом V=8 м³; учтенная нефть ОАО «Шешмаойл» из системы измерения количества и качества нефти, СИКН-3, сбрасывается в подземную дренажную емкость Е-403/2, объемом V=8 м³. Дренажные емкости Е-401/2, Е-402/2, Е-403/2 оборудованы погружными насосами Н-401/2, Н-402/2, Н-403/2, соответственно. Откачка из емкостей поз. Е-401/2, Е-402/2, Е403/2, направляется в автоцистерны.

Дыхание подземных дренажных емкостей поз. Е-401/1, Е-401/2, Е-402/1, Е-402/2, Е403/1, Е403/2, Е-404, осуществляется через удаленный воздушник. Предусмотрена байпасная линия емкостного и насосного оборудования для каждого потока нефти: - от ПСП «ШЕШМА» -Заречное (ЗАО «Геотех»)  СИКН-1; - от ГЗНУ-628 (ОАО «Иделойл»)  СИКН-2; - от ГЗНУ-312 (ОАО «Шешмаойл»)  СИКН-3.

3.2 Проведение необходимых НИР

На данном этапе проводятся соответствующие НИР, которые способствуют правильному составлению концепции АСУТП.

В конце данного этапа оформляется Отчет о проведении НИР.

3.3 Разработка вариантов концепции АСУ ТП

Наиболее оптимальным вариантом концепции АСУ ТП является структура, представленная на рис. 1.

 

Рис.1 Структура АСУ ТП ПСП сырой нефти.

АСУ ТП ПСП сырой нефти имеет трехуровневую структуру.

К первому уровню системы относятся устройства КИП и А – датчики, преобразователи, исполнительные устройства, средства светозвуковой сигнализации.

Ко второму уровню относится контроллер, который осуществляет безопасное ведение технологического процесса.

Третий уровень системы включает АРМ диспетчера с принтером отчетов.

На этом этапе, в общем случае, проводят разработку альтернативных вариантов концепции создаваемой АС и планов их реализации; оценку преимуществ и недостатков каждого варианта. При выборе ПО было принято решение в пользу SCADA-системы Simatic WinCC (Windows Control Center) производства компании Siemens AG на базе операционной системы Microsoft Windows XP. В отдельных случаях используются иные SCADA-системы, в том числе iFix, RealFlex, Intouch.

 

4.Техническое задание 

На этой стадии проводят разработку, оформление, согласование и утверждение технического задания на АС и, при необходимости, технических заданий на части АС.

ТЗ разрабатывают на основании исходных данных, в т.ч. содержащихся в документации стадии «Исследование и обоснование создания АС».

ТЗ на АС является основным документом, определяющим требования и порядок разработки автоматизированной системы, в соответствии с которым производится разработка АС и ее приемка при вводе в действие.

Цель создания системы – получение достоверной информации о ходе технологического процесса, оперативный контроль и управление работой технологического оборудования, замена физически и морально устаревших средств автоматизации и систем управления, повышение безопасности производства, снижение трудоемкости управления технологическими процессами.

Функции системы:

-  прием, обработка и отображение значений параметров технологического процесса с установленных на объекте датчиков;

-  аварийная звуковая/световая сигнализация при выходе контролируемых технологических параметров за заданные значения;

-  управление исполнительными механизмами;

-  автоматическое поддержание значений технологических параметров в диапазоне, заданном оператором;

-   автоматический останов технологического оборудования при аварии;

-  архивирование значений технологических параметров, сообщений, возникающих тревог и аварий с действиями оперативного персонала.

АСУ будет эксплуатироваться в промышленных условиях ПСП и климатических условиях, соответствующих региону.

Кроме вышеперечисленных требований имеется ряд других требований:

-  АС должна быть надежной;

-  система должна функционировать в автоматическом и дистанционном режимах;

-  для обслуживания системы необходимы группы специалистов: операторы, наладчики и системный инженер;

-  система должна быть приспособляема к изменению процессов и методов управления;

-  система должна быть эргономичной с технической точки зрения.

Утверждение ТЗ на АС осуществляют руководители предприятий разработчика и заказчика системы.

 

5. Эскизный проект 

5.1 Разработка предварительных проектных решений по системе и ее частям

Данную и последующие стадии проектирования возможно реализовать с помощью CASE-систем и CALS-технологий.

CASE-системы позволяют производить концептуальное проектирование систем (функциональное проектирование, проектирование БД), а так же являются инструментальной системой для автоматического проектирования ПО (сокращение затрат на разработку ПО, улучшение качества продукта).

CALS-технологии предназначены для унификации и стандартизации промышленной продукции на всех этапах жизненного цикла изделий.

Данные технологии позволяют существенно сократить объем проектных работ, облегчают решение проблемы ремонтопригодности , адаптироваться к меняющимся условиям эксплуатации, позволяют многократно воспроизводить части проекта в новых разработках.

В настоящее время данные технологии играют  важную роль и позволяют проектировщикам находить оптимальные варианты АС за короткое время, а так же позволяют решать проблемы стандартизации и унификации составных частей системы.

Создаваемая АС должна выполнять следующие функции:

-  функция измерения – прием  обработка сигналов от датчиков, а также их отображение на АРМ оператора;

-  функция индикации состояния – изображение объекта на мнемосхеме определенным цветом, соответствующим его состоянию;

-  функция сигнализации – сравнение показаний приборов с некоторой заданной величиной, являющейся пределом изменения значений данного параметра, сопровождающееся световым и звуковым сигналом;

-  функция выдачи управляющих воздействий – выдача по команде оператора управляющих сигналов на исполнительные механизмы объекта управления;

-  функции конфигурирования и обслуживания системы – функции, необходимые для настройки системы в процессе пусконаладочных работ и адаптации системы к изменяющимся условиям технологического процесса;

-  функция самодиагностики – непрерывно выполняемая функция  в течение функционирования АС для определения неисправности КТС системы.

 

5.2 Разработка документации на АСУ ТП и ее части

На данном этапе проводят разработку, оформление, согласование и утверждение документации в объёме, необходимом для описания полной совокупности принятых проектных решений и достаточном для дальнейшего выполнения работ по созданию АС.

Схемой контроля и автоматизации ПСП сырой нефти СИКН-3  предусматривается:

Емкость Е-103

а) местный контроль:

- температуры нефти;

- давления в емкости;

б) дистанционный контроль на АРМ оператора:

 - температуры нефти;

 - уровня нефти;

 - межфазового уровня «нефть-вода»;

в) световая и звуковая сигнализация на АРМ оператора:

- максимального и минимального уровня нефти;

  - максимального и минимального межфазового уровня «нефть-вода»;

  - аварийного верхнего уровня нефти.

 

 Насосы Н-103/1,2

а) местный контроль:

- давления в приемном трубопроводе насоса Н-103/1;

 - давления в напорном трубопроводе насоса Н-103/1;

 - давления в приемном трубопроводе насоса Н-103/2;

- давления в напорном трубопроводе насоса Н-103/2;

 

б) дистанционный контроль на АРМ оператора:

 - давления в напорном коллекторе насосов Н-103/1,2;

 - перепада давления на фильтре ФС-103/1;

 - перепада давления на фильтре ФС-103/2;

в) автоматическое регулирование:

- давления в напорном коллекторе насосов Н-103/1,2

в) блокировка (отключение насоса):

- при выходе давления в напорном трубопроводе насоса за установленные нормы;

 - при минимальном давлении в приемном трубопроводе насоса;

 - при отсутствии перекачиваемой жидкости в корпусе насоса;

 - при утечке через уплотнение насоса;

 - при минимальном уровне жидкости в емкости Е-103;

д) дистанционное управление: - отключение насоснов Н-103/1,2;

е) световая и звуковая сигнализация на АРМ оператора:

- минимального и максимального давления в напорном коллекторе насосов Н-103/1,2;

 - максимального перепада давления на фильтре каждого насоса;

- минимального и максимального давления в напорном трубопроводе каждого насоса;

- минимального давления в приемном трубопроводе каждого насоса;

- отсутствие перекачиваемой жидкости в корпусе каждого насоса;

- утечки через уплотнение каждого насоса;

 - работы каждого насоса

 

Дренажные емкости Е-403/1, E-403/2, E-404 с насосами Н-403/1, Н-403/2, H-404:

а) местный контроль:

- давления в емкости;

 - давления на выкиде насоса;

б) дистанционный контроль на АРМ оператора:

- уровня жидкости в емкости;

в) блокировка (отключение насоса):

- при минимальном уровне жидкости в емкости;

- при максимальном давлении на выкиде насоса (работа на закрытую задвижку);

- при утечке через торцевое уплотнение насоса;

г) дистанционное управление:

      - отключение насоса;

д) световая и звуковая сигнализация на АРМ оператора:

- минимального и максимального уровня жидкости в емкости;

- аварийного верхнего уровня жидкости в емкости;

- утечки через торцевое уплотнение насоса;

- работы насоса;

 

Емкость производственно-дождевых стоков Е-501 с насосм Н-501

а) местный контроль:

- давления в емкости;

 - давления на выкиде насоса;

б) дистанционный контроль на АРМ оператора:

- уровня жидкости в емкости;

в) блокировка (отключение насоса):

- при минимальном уровне жидкости в емкости;

- при максимальном давлении на выкиде насоса (работа на закрытую задвижку);

- при утечке через торцевое уплотнение насоса;

г) дистанционное управление:

      - отключение насоса;

д) световая и звуковая сигнализация на АРМ оператора:

- минимального и максимального уровня жидкости в емкости;

- аварийного верхнего уровня жидкости в емкости;

- утечки через торцевое уплотнение насоса;

- работы насоса;

Электроприводная задвижка ЗД-101 на входном трубопроводе нефти

 г) дистанционное управление:

- открыть, закрыть, стоп;

д) световая и звуковая сигнализация на АРМ оператора:

- положения и состояния задвижки.

 

                6.Технический проект 

6.1.Разработка проектных решений по системе и её частям

Для поддержания оптимальных параметров работы технологического процесса СИКН-3 ПСП сырой нефти необходимо постоянно отслеживать технологические параметры, такие как температура, расход, давление. Для этого используется комплекс технических средств – датчиков, измерительных преобразователей, устройств связи, контроллеров, и технических средств высших уровней.

Технические решения по автоматизации объектов СИКН-3 ПСП выполнены в соответствующими нормами и правилами проектирования, предусматривающими мероприятиями по обеспечению взрыво- и пожаробезопасности при работе технологического оборудования при соблюдении установленных правил эксплуатации.

Нижний уровень

Датчик температуры ТСМУ Метран 274

Для измерения температуры в наземных аппаратах выбран термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ Метран 274 производства ПГ «Метран, г. Челябинск». Термопреобразователи микропроцессорные предназначены для измерения температуры жидких и газообразных сред, по отношению к которым материал защитной арматуры является коррозионностойким.

Чувствительный элемент первичного преобразователя и встроенный в головку датчика микропроцессорный преобразователь преобразуют измеряемую температуру в унифицированный выходной сигнал постоянного

тока, что дает возможность построения АСУТП без применения дополнительных нормирующих преобразователей.

Конструктивно термопреобразователь микропроцессорный  состоит из первичного преобразователя, помещенного в защитную арматуру (термозонд) и микропроцессорного преобразователя, встроенного в головку.

Функциональные возможности микропроцессорного преобразователя (МП) позволяют осуществлять:

-   перенастройку диапазона преобразуемых температур;

- диагностику при обнаружении неисправности в электронном преобразователе, обрыве или коротком замыкании в первичном преобразователе выходной сигнал устанавливается в состояние, соответствующее сигналу тревоги I ≤ 3,8 мА);

- линеаризацию номинальной статической характеристики чувствительного элемента;

- калибровку микропроцессорного преобразователя под индивидуальную статическую характеристику чувствительного элемента по 2…8 температурным точкам для повышения его точности;

-    выбор времени демпфирования выходного сигнала из ряда:

0,78; 3,2; 5,6; 7,8; 10,1; 19,5; 26,5; 31 с (устанавливается потребителем при настройке);

-   автоматическую компенсацию изменения температуры холодного спая термоэлектрического преобразователя.

Датчики давления Метран – 150 TG, Метран – 150 CD

Для измерения давления в аппаратах и трубопроводах и перепада давления на фильтрах были выбраны датчики избыточного давления, взрывозащищенного исполнения типа Метран-150TG и датчики перепада давления Метран-150CD производства ПГ «Метран», г. Челябинск.

Датчики давления Метран-150 (в дальнейшем датчики) предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование измеряемых величин − давления избыточного, абсолютного, разности давлений, гидростатического давления нейтральных и агрессивных сред в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи и цифровой сигнал на базе HART-протокола.

Датчики Метран-150 предназначены для преобразования давления рабочих сред: жидкости, пара, газа в унифицированный токовый выходной сигнал и цифровой сигнал на базе HART-протокола.

Датчик состоит из сенсора и электронного преобразователя. Сенсор состоит из измерительного блока и платы аналого-цифрового преобразователя (АЦП). Давление подается в камеру измерительного блока, преобразуется в деформацию чувствительного элемента и изменение электрического сигнала.

Электронный преобразователь преобразует электрический сигнал в соответствующий выходной сигнал.

Измерительный блок датчиков моделей 150CD, 150CG состоит из корпуса и емкостной измерительной ячейки . Емкостная ячейка изолирована механически, электрически и термически от технологической измеряемой среды и окружающей среды.

Измеряемое давление передается через разделительные мембраны  и разделительную жидкость  к измерительной мембране, расположенной в центре емкостной ячейки.

Воздействие давления вызывает изменение положения измерительной мембраны. Изменение положения мембраны приводит к появлению разности емкостей между измерительной мембраной и пластинами конденсатора, расположенным по обеим сторонам от измерительной мембраны.

Разность емкостей измеряется АЦП, преобразуется электронным преобразователем в соответствующий выходной сигнал.

В измерительных блоках моделей 150TG, 150ТА используется тензорезистивный тензомодуль на кремниевой подложке. Чувствительным элементом тензомодуля является пластина  из кремния с пленочными тензорезисторами (структура КНК).

Давление через разделительную мембрану  и разделительную жидкость

передается на чувствительный элемент тензомодуля. Воздействие давления преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрического сопротивления его тензорезисторов и разбаланс мостовой схемы. Электрический сигнал, образующийся при разбалансе мостовой схемы, измеряется АЦП и подается в электронный преобразователь.

Электронный преобразователь преобразует это изменение в соответствующий выходной сигнал.

Вихревой расходомер-счетчик газа ИРВИС-РС-4.

Предназначен для измерения объема (коммерческого учета) газов.

Вихревой расходомер-счетчик газа ИРВИС-РС4 (до 2006 г. название ВРСГ-1) представляет собой комплектный, законченный узел коммерческого (технологического) учета газа, аттестованный органами Госстандарта.

Принцип действия расходомера-счетчика газа ИРВИС-РС4 основан на измерении частоты образования вихрей, возникающих в потоке газа при обтекании неподвижного тела (генератор вихрей). Детектирование вихрей в зависимости от модификации счетчика происходит двумя типами чувствительных элементов: термоанемометром и датчиком пульсаций давления. Благодаря тому, что чувствительные элементы детекторов вихрей вынесены из потока газа и размещены в канале перетока тела обтекания, расходомеры-счетчики ИРВИС-РС4 отличаются повышенной стойкостью к загрязнению газа. Для приведения измеренного объема газа к стандартным условиям по ГОСТ-2939 используются сигналы от встроенных датчиков давления и температуры.

Уровнемер VEGAFLEX 61

Для измерения уровня жидкости в подземных емкостях применен микроволновый уровнемер типа VEGAFLEX61 фирмы VEGA (Германия).

Уровнемер VEGAFLEX 61 предназначен для измерения уровня жидкостей в любых отраслях промышленности.

Высокочастотные микроволновые импульсы направляются вдоль зонда в виде троса или стержня и отражаются от поверхности измеряемого продукта. Время от передачи до приема сигнала пропорционально уровню продукта в емкости. Колебания плотности, парообразование, сильные изменения давления и температуры, налипание продукта на зонд или стенки емкости не оказывают влияния на результат измерения посредством VEGAFLEX. Сварные швы или коррозия внутри трубы не влияют на точность измерения уровня.

Передача измеренных значений осуществляется через выход  4 … 20 mA/HART.

Данный датчик уровня является наиболее подходящим, так как измеряемой средой является нефть, нередко происходит налипание продукта на стенки прибора.

Уровнемер VEGAFLEX 61

Для измерения уровня нефти и межфазового уровня «нефть-вода» в наземных емкостях применен микроволновый уровнемер типа VEGAFLEX67 фирмы VEGA (Германия).

Уровнемер VEGAFLEX 67 в стержневом, тросовом или коаксиальном исполнении предназначен для непрерывного измерения уровня раздела фаз. Уровнемер может применяться для измерения межфазного уровня в сепараторах и отстойниках.

Преимущества

 - Пуск в эксплуатацию без настройки

 - Независимость от плотности продукта

 - Нечувствительность к пыли и конденсату

 - Не изнашивается и не требует обслуживания

Принцип действия

Высокочастотные микроволновые импульсы направляются вдоль зонда, частично отражаются от поверхности верхнего продукта, а частично проникают через слой верхнего продукта и отражаются от поверхности раздела фаз. Прибор обрабатывает значения времени прохождения сигнала до обеих фазовых поверхностей.

         Расходомер KROНNE UFM 3030

         Для измерения расхода и количества пластовой воды применен ультразвуковой расходомер во взрывозащищенном исполнении типа UFM 3030K-EEx, ф. KROHNE, г. Самара.

         Область применения: предприятия химической, нефтехимической, нефтеперерабатывающей и других отраслей промышленности. Расходомеры представляют собой трехканальный частотно-импульсный прибор с измерением разности времени прохождения ультразвуковых сигналов по направлению движения потока рабочей жидкости и против него.

Приборы UFM 3030 работают на основе хорошо себя зарекомендовавшего во всех ультразвуковых расходомерах KROHNE метода измерения времени прохождения сигнала. Этот метод основан всего на одном простом физическом принципе. Например, 2 лодки переплывают реку по диагонали: одна по течению, другая против него. Конечно, лодка плывущая по течению, достигнет противоположной стороны раньше лодки, плывущей против течения.

Акустический сигнал ведет себя таким же образом. Ультразвуковые сенсоры в приборах UFM 3030 являются источником ультразвукового сигнала, который движется по течению и против течения потока. Разница по времени прохождения сигнала пропорциональна скорости потока, которая преобразуется в выходной сигнал в конверторе.

Средний уровень

Для реализации системы был выбран контроллер SIMATIC S7-400 с центральным процессором 417-4. Выбор данного управляющего процессора обоснован требованиями технического задания и имеет следующие основные характеристики:

─ тип исполнения - модульный конфигурируемый контроллер;

─ быстродействующее RAM для выполнения секций программы пользователя объемом 30Мбайт (по 15 Мбайт для программ и данных);

─ возможность расширения памяти с помощью карт памяти RAM до 16 Мб;

─ встроенные порты RS-485/PROFIBUS DP;

─ время выполнения двоичных операций не превышает 0.045 мкс;

─ диагностические сообщения центрального процессора снабжаются отметками даты и времени;

─ сохранение данных при перебоях в питании (с буферной батареей).

 

 Конфигурирование системы осуществляется с инженерной станции по сети Industrial Ethernet. Для построения данной сети используются коммуникационные модули CP 443-1 Industrial Ethernet.

Для конфигурирования резервированных коммуникаций с компьютерами используется дополнительное программное обеспечение и аппаратная карта для Ethernet CP1613.

Верхний уровень

АРМ – гибкое устройство сбора данных и управления (основано на ОС Windows XP – промышленные компьютеры повышенной надёжности). АРМ состоит из модулей ввода/вывода,  процессора управления, который выполняет функции регулирования, логического и программного управления, обеспечивает двустороннюю связь с системой полевого уровня. АРМ полностью совместим с интеллектуальными датчиками (на базе микропроцессоров). Конфигурирование и настройка системы под конкретный объект управления производится в человеко-машинной интерактивной среде.

В качестве SCADA-системы выберем SCADA-пакет Simatic WinCC (Windows Control Center) производства компании Siemens AG. WinCC представляет собой интегрированное, основанное на компонентах программное обеспечение человеко-машинного интерфейса для контроля и управления технологическими процессами. HMI-пакет WinCC обеспечивает максимально эффективную связь с другими продуктами SIMATIC и программно-техническими средствами фирмы SIEMENS, в частности с программируемыми логическими контроллерами SIMATIC S7 – 417-4, а также с продуктами Microsoft Office и других сторонних производителей.

WinCC позволяет:

─ открывать графические объекты в виде OLE контейнеров для элементов управления ActiveX, что позволяет встраивать в проекты элементы управления ActiveX сторонних производителей;

─ разрабатывать модель объекта, для выделения отдельных функциональных возможностей.

─ интегрировать Visual Basic for Application (VBA) в качестве встроенного языка программирования, расширяя тем самым возможности проекта;

─ поддерживать стандарт OPC как для сервера, так и для клиента, с целью осуществления взаимосвязи со сторонними аппаратными средствами.

 

Наряду с этими возможностями WinCC предлагает набор инструментов для:

─ имитации выполнения при разработке проекта;

─ редактирования отдельных объектов в группе без нарушения группы или влияния на анимацию;

─ быстрой замены имен тегов и символьных строк с помощью подстановки тегов (символов);

─ простого импорта графики, разработанной в других приложениях.

В системе реализован информационный обмен между системой контроля и визуализации технологического процесса, реализованной на основе HMI-пакета WinCC и ПЛК SIMATIC S7 - 417-4. Обмен данными осуществляется по шине Industrial Ethernet.

На автоматизированном рабочем месте АСУ ТП ПСП в качестве системного программного обеспечения установлена операционная система Microsoft Windows 7. Выбор Windows 7 обусловлен требованиями, предъявляемыми программным обеспечением, используемым в АСУ ТП ПСП, а также высокой надежностью, которая определяется:

─ модульностью архитектуры Windows 7, обеспечивающей защиту памяти процессов и вытесняющую многозадачность, предохраняющей прикладные задачи и саму операционную систему от некорректно работающих приложений;

─ системой защиты доступа Windows 7, предотвращающей несанкционированный доступ к приложениям и данным;

─ новой отказоустойчивой файловой системой (NTFS), специально разработанной, в которой все файловые операции основаны на транзакциях, обеспечивающих возможность возврата к нормальному состоянию в случае сбоя.

─ вытесняющая многозадачность и многопроцессорность;

─ страничная организация виртуальной памяти;

─ поддержка симметричной многопроцессорной обработки (SMP);

─встроенные сетевые возможности, обеспечивающие высокую производительность Windows 7;

─клиент-серверная архитектура Windows 7 эффективно устраняет ограничения на построение наращиваемых приложений.

Конструктивно АРМ оператора представляет собой ПЭВМ, на котором установлено программное обеспечение и отображаются мнемосхемы технологического процесса ПСП.

Технологические объекты приемо-сдаточного пункта сырой нефти (ПСП) условно разделены на участки. Каждому участку соответствует определенная мнемосхема. Всю информацию фрагмента 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 отображения аналоговых и дискретных переменных, а также упрощенного изображения клапанов, задвижек и технологического оборудования (состояние этих дискретных элементов характеризуется цветом). 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  системных переменных процессах. Отчеты могут формироваться по времени, сигналам о срабатывании сигнализации или событиям, а также по командам оператора. Для отчетов может быть сконфигурирована автоматическая распечатка, но их можно просто выводить на экран, и затем выборочно распечатывать.

В ходе технологического процесса и в процессе работы системы возникают различные аварийные и предаварийные ситуации. Для информирования оператора используются сигналы о срабатывании сигнализации. Различают сигнализацию критическую, предупредительную, сигнализация оборудования и системную.

Регистрация сигнализаций на жесткий диск системной консоли происходит в соответствии с заданной конфигурацией. Список зарегистрированных включений сигнализации выводится на экран с помощью специальной клавиши, на экран выводится время возникновения сигнализации, тэг блока с наименованием, тип и значение параметра в физических единицах.

 

Рис. 2. Общий вид мнемосхемы ПСП СИКН-3 на АРМ оператора

 

6.2.         Разработка документации на АСУ ТП и ее части

На данном этапе производится разработка, оформление, согласование и утверждение документации в объеме, необходимом для описания полной совокупности принятых проектных решений и достаточном для дальнейшего выполнения работ по созданию АС. На данном этапе, в частности, выполняется разработка и оформление ФСА.

6.3.         Разработка и оформление документации на поставку изделий для комплектования АСУ ТП и ТЗ на их разработку

Проводится подготовка и оформление документации на поставку изделий для комплектования АС, а так же подготовка и оформление ТЗ на разработку изделий, не выпускаемых серийно.

6.4.         Разработка заданий на проектирование в смежных частях проекта

Осуществляют разработку, оформление, согласование и утверждение заданий на проектирование в смежных частях проекта объекта автоматизации для проведения строительных, электротехнических, санитарно-технических и других подготовительных работ, связанных с созданием АС.

 

7. Рабочая документация 

Эта стадия, в общем случае, состоит из следующих этапов:

1. Разработка рабочей документации на систему и её части.

Осуществляют разработку рабочей документации, содержащей все необходимые и достаточные сведения для обеспечения выполнения работ по вводу АС в действие и её эксплуатации, а также для поддержания уровня эксплуатационных характеристик (качества) системы в соответствии с принятыми проектными решениями, её оформление, согласование и утверждение. Виды документов по ГОСТ 34.201-89.

1. Разработка или адаптация программ.

Проводят разработку программ и программных средств системы, выбор, адаптацию и (или) привязку приобретаемых программных средств, разработку программной документации в соответствии с ГОСТ 19.101.

 

8. Ввод в действие

1. Подготовка объекта автоматизации к вводу АС в действие

Проводят работы по организационной подготовке объекта автоматизации, в том числе: реализацию проектных решений по организационной структуре АС, обеспечение подразделений объекта управления инструктивно-методическими материалами, внедрение классификаторов информации.

1. Подготовка персонала

Проводится обучение персонала и проверка его способности обеспечить функционирование АС.

1. Комплектация АСУ ТП

Получение комплектующих изделий серийного и единичного производства, материалов и монтажных изделий, а так же проводят входной контроль их качества.

1. Строительно-монтажные работы

Выполнение  работ  по строительству помещений для размещения технических средств и персонала  АС, сооружение кабельных каналов, выполнение работ по монтажу технических средств и линий связи, испытание смонтированных технических средств, сдача технических средств для проведения пусконаладочных работ.

1. Пусконаладочные работы

Проводится наладка КТС и ПО, загрузка информации в БД и проверка ее ведения, комплексная наладка всех средств системы.

1. Проведение предварительных испытаний

На данном этапе осуществляют:

¾   Испытания АС на работоспособность и соответствие ТЗ в соответствии с программой и методикой предварительных испытаний;

¾   Устранение неисправностей и внесение поправок в документацию на АС;

¾   Оформление акта о приемке АС в опытную эксплуатацию.

1. Проведение опытной эксплуатации

Проводят опытную эксплуатацию АС, анализ результатов опытной эксплуатации, доработку ПО, дополнительную  наладку технических средств, оформление акта о завершении опытной эксплуатации.

1. Проведение приемочных испытаний

На данном этапе проводятся:

¾   Испытания на соответствие ТЗ;

¾   Анализ результатов испытаний с устранением недостатков, выявленных при испытаниях;

¾   Оформление акта о приемке АС в постоянную эксплуатацию.

 

1. 9.     Сопровождение АСУ ТП
2. Выполнение работ в соответствии с гарантийными обязательствами

Выполняют работы по устранению недостатков, выявленных при эксплуатации АС в течение установленных гарантийных сроков, внесению необходимых изменений в документацию на АС.

1. Послегарантийное обслуживание

Осуществляют работы по:

¾   Анализу функционирования АС;

¾   Выявлению отклонений эксплуатационных характеристик АС от проектных значений;

¾   Установлению причин этих отклонений;

¾   Устранению выявленных недостатков и обеспечению стабильности эксплуатационных характеристик АС;

¾   Внесению необходимых изменений в документацию на АС.

 

 

 

 

 

Заключение

Проекты автоматизации технологических процессов выполняются на основании и в соответствии с заданием на проектирование. Основные технические решения, принятые в проекте систем автоматизации специализированными проектными организациями, должны рассматриваться и согласовываться с генпроектировщиком (заказчиком) в процессе разработки проекта. Если проект автоматизации разрабатывается подразделением комплексной проектной организации, разрабатывающей и другие части проекта, то принятые основные технические решения согласовываются с соответствующими подразделениями проектной организации.

Системы автоматизации технологических процессов являются частью системы управления промышленным предприятием, поэтому проект автоматизации должен быть увязан с проектом системы управления предприятием в целом.

Проектированию систем автоматизации технологических процессов с применением средств вычислительной техники, а также автоматизации объектов с новой, неосвоенной или особо сложной технологией производства должны предшествовать научно-исследовательские работы, результаты которых используются при выполнении проекта.

В данной курсовой работе мною было рассмотрено предприятие ПСП (Приемо-сдаточный пунк) при УКПН «Шешма». ППС условно разделен на три части: Участок СИКН-1, СИКН-2, СИКН-3. Более подробно рассмотрена СИКН-3.

Структуру  АС ППС представлена тремя уровнями:

Первый уровень представлен технологическими объектами управления (ТОУ), которые включают в себя программно-технические средства контроля и управления основными технологическими объектами в режиме реального времени и соответствующими средствами связи с вышележащим уровнем.

Второй уровень – это, так называемый, уровень SCADA, который представляет собой систему ввода/вывода и иерархическую систему диспетчерских интерфейсов, в которую входят как технические, так и программные средства.

Третий уровень - это уровень информационной системы, т.е. это набор прикладных задач и баз данных, которые совместно решают задачи по информационному обеспечению потребностей предприятия.

Условия эксплуатации системы автоматизации должны удовлетворять требованиям технических условий на применяемые технические средства.

Список литературы

1. Технологический регламент эксплуатации ППС ОАО «Шешмаойл»;
2. Пояснительная записка ПСП ОАО «Шешмаойл»;;
3. Каталог продукции «СЕЛТЕК»;
4. Нестеров А.Л. Проектирование АСУТП. Методическое пособие. Книга1. – СПб – Издатель ДЕАН, 2006. – 552 с.
5. Богданов Х.У. Проектирование автоматизированных систем: Методические указания по выполнению курсовых работ. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2010. –  62 с.
6. В.Д. Родионов, В.А. Терехов, В.Б. Яковлев «Технические средства АСУ ТП» -М.: Высшая школа, 1989
7. Е.Б. Андреев, В.Е. Попадько «Технические средства систем управления технологическими процессами в нефтяной и газовой промышленности» - М.: Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. Губкина, 2004
   1.  http://vega-rus.ru

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

«Альметьевский государственный нефтяной институт»

Кафедра АИТ

ЗАДАНИЕ

На курсовой проект

по дисциплине  _________________________________________________________

Студент  _______________________________________________________________

Тема ____________________________________________________________________________________________________________________________________

Исходные данные ____________________________________________________________________________________________________________________________________Предоставить следующий материал

1.Теоретическая часть ____________________________________________________________________________________________________________________________________2.Расчетная часть ___________________________________________________________________________________________________________________________________ 3.Графическая часть ____________________________________________________________________________________________________________________________________

Рекомендуемая литература

______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________Дата выдачи задания  __________________________

Дата защиты  _________________________________

Преподаватель ________________________________

Оценка ______________________________________