СКАЧАТЬ:  xxx.zip [346,91 Kb] (cкачиваний: 179)

Содержание

Введение  3

1. Формирование требований к АС   4

1.1. Обследование объекта и обоснование необходимости создания АС.. 4

1.1.1. Состав объекта автоматизации. 4

1.1.2. Описание технологического процесса. 4

1.2. Формирование требований заказчика к АС.. 5

2. Разработка концепции АС   6

3. Техническое задание  7

4. Эскизный проект  8

4.1. Разработка предварительных проектных решений по системе и её    частям  8

4.2. Разработка документации на АС и её части. 10

5. Технический проект  12

5.1. Разработка проектных решений по системе и её частям. 12

5.1.1. Выбор технических средств. 12

5.1.2. Описание архитектуры и профиля АС.. 15

5.1.3. Пункт управления и контроля. 17

6. Рабочая документация  20

7. Ввод в действие  20

8. Сопровождение АС   21

Заключение  23

Список использованной литературы   24

Введение

Автоматизация технологических процессов является одним из решающих факторов повышения производительности и  улучшений условий труда. Все существующие и строящиеся промышленные объекты в той или иной степени оснащаются средствами автоматизации.

Автоматизация производственных процессов является высшей формой развития техники добычи нефти и газа, предусматривающей применение передовой технологии, высокопроизводительного и надежного оборудования.

Современные нефте- и газодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятков и сотен квадратных километров.

Автоматизация технологических процессов на производстве — это система методов и средств, направленных на создание и реализацию системы или систем, осуществляющих управление этим технологическим процессом без непосредственного участия человека, где за человеком остаются лишь права принятия наиболее ответственных решений.

Целью автоматизации технологических и производственных процессов в нефтегазовой отрасли является более полное использование потенциальных возможностей, заложенных в технологии, повышение производительности нефтехимического оборудования, сокращение потерь всех видов ресурсов, сокращение обслуживающего персонала, улучшение качества подготовки нефти, газа, воды, транспортирование нефти и газа без потерь.

 Результатом автоматизации технологического процесса производства является создание АСУ ТП. В основе автоматизации технологических процессов лежит изменение распределения потоков энергии и вещества согласно принятым критериям управления — оптимальности.

Оптимальное автоматическое управление технологическим объектом - функционирование объекта с автоматическим выбором такого технологического режима, при котором обеспечивается наибольшая производительность  с наилучшим использованием энергетических и сырьевых ресурсов.

В то же время значительное число нормативных, руководящих документов создает правовые и технологические ограничения во всех (или большинстве) аспектах функционирования технологических объектов управления и систем управления.

Требования нормативно-технических документов, направленные на безусловное создание условий промышленной, экологической, пожарной, электрической безопасности промышленных предприятий требуют определенных инженерных решений и затрат на их реализацию.

Задачи автоматизации технологического процесса решаются с помощью  проектирования автоматизированных систем, в чем и заключается данная курсовая работа.

1.  Формирование требований к АС

1.1.    Обследование объекта и обоснование необходимости создания АС

1.1.1. Состав объекта автоматизации

В состав блока стабилизации нефти Карабашской установки комплексной подготовки нефти НГДУ «Лениногорскнефть» входит следующее технологическое оборудование:

1)      Печь нагрева нефти П-201 (ПТБ-10).

2)      Колонна стабилизационная К-101.

3)      Конденсатор-холодильник АВГ-1¸3.

4)      Бензосепаратор Б-104.

5)      Теплообменники Т-106/1¸4.

6)      Циркуляционные насосы Н-102/1,2; Н-105/1,2; Н-106/1,2.

1.1.2. Описание технологического процесса

Функциональная схема автоматизации блока стабилизации нефти представлена в приложении 1.

Обессоленная и обезвоженная нефть после насоса Н-102/1,2 подается в теплообменники Т-106/1¸4 (по корпусу), где нагревается до 180^оС теплом нефти, отводимой из куба колонны К-101. Нефть из теплообменников Т-106/1¸4 поступает на 6-ю тарелку стабилизационной колонны К-101, где подвергается ректификационному разделению на ШФЛУ и стабильную нефть. С  верха колонны К-101 выделяются пары легких фракций углеводородов при температуре 100¸120 ^оС и направляются в воздушные конденсаторы-холодильники АВГ-1¸3, где охлаждаются, конденсируются и собираются в бензосепараторе (рефлюксной емкости)  Б-104.

Углеводородный газ из бензосепаратора Б-104 через регулирующий клапан поз. 203в. подается в конденсатосборник F-104. Далее газ направляется в осушитель КСУ Карабашского товарного парка (КТП). Жидкая часть – широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) при температуре не более 40^оС подается на орошение верха колонны К-101 насосом Н-106/1,2, а балансовая часть направляется через регулирующий клапан поз. 409д как товарная продукция - в бензопарк УКПН.

Давление в рефлюксной емкости Б-104 поддерживается регулятором давления поз.203. Расход ШФЛУ, откачиваемого в бензопарк УКПН, регулируется по уровню Б-104 и регистрируется регулятором расхода поз. 409. Расход ШФЛУ на орошение колонны К-101 регулируется по температуре верха колонны поз. 114 регулятором расхода поз. 305. Подтоварная вода из Б-104 отводится автоматически в дренажную линию через клапан поз. 410.

Стабильная нефть с куба колонны К-101 под собственным давлением  поступает в теплообменники Т-106/1¸4 (по пучку), где отдает тепло и при температуре не более 40^оС направляется как продукция - товарная нефть в парк.

Расход стабильной нефти в товарный парк регистрируется расходомером поз.307. Давление в колонне К-101 регистрируется прибором поз. 208, а температура – приборами поз. 112 и 115.

Часть нефти для поддержания требуемой температуры стабилизации в колонне К-101 циркулирует посредством насоса Н-105/1,2 через печи П-201 (ПТБ-10), в куб колонны подается «горячая струя». Нефть в печи П-201 (ПТБ-10) нагревается до 250 ¸ 270 ^оС. В качестве топлива печи П-201 (ПТБ-10) используется  углеводородный газ (природный или попутный нефтяной). Часть нефти после насоса Н-105/1,2 в количестве 20 ¸ 30 т/час и температурой около 250 ^оС подается на блоки атмосферной перегонки.

Расход нефти через печи П-201 (ПТБ-10) регулируется посредством 4-х клапанов регулятором расхода поз. FPC-208. Подача топливного газа в печь регулируется по температуре нагрева нефти и регистрируется прибором поз. FPC-205.

В бензопарке УКПН имеются восемь горизонтальных резервуаров объемом по 200 м³ для промежуточного хранения ШФЛУ.  ШФЛУ из резервуаров бензопарка откачивается насосами по продуктопроводу на переработку на объекты управления “ТАТНЕФТЕГАЗПЕРЕРАБОТКА“ ОАО ТАТНЕФТЬ, а подтоварная вода периодически дренируется в канализацию.

1.2. Формирование требований заказчика к АС

При исследовании объекта автоматизации были сформулированы следующие требования:

-  Оперативный мониторинг производственного и технологического процессов, осуществляемый в реальном масштабе времени;

-  Управление материальными и энергетическими потоками в соответствии с изменениями производственной ситуации и указаниями вышестоящего уровня управления;

-  Мониторинг и управление качеством продукции;

-  Прогностический анализ возникновения сбоев, отказов и аварийных ситуаций и формирование демпфирующих корректирующих управлений;

-  Автоматизированное накопление и хранение производственного опыта в информационном хранилище и т.п.;

-  Повышение безопасной работы обслуживающего персонала, путём обнаружения отклонений режимных параметров оборудования и его отклонения;

-  Уменьшение числа и тяжести аварий, связанных с выходом из строя технологического оборудования, путём автоматического контроля и диагностики параметров технологического оборудования при их отклонении. Цель направлена на сокращение расходов по ремонту, электроэнергии и т.д.;

-  Повышение эффективности работы персонала, занятого сбором, анализом информации, и лиц, ответственных за принятие решений;

-  Уменьшение потери нефти, газа и воды путём их достоверного учёта;

Далее на этом этапе проводят оформление отчета о выполненных работах на данной стадии и оформление заявки на разработку АС (тактико-технического задания) или другого заменяющего её документа с аналогичным содержанием.

2. Разработка концепции АС

Эта стадия включает в себя следующие этапы:

-  Изучение объекта.

-  Проведение необходимых научно-исследовательских работ.

На этих этапах проводится детальное изучение объекта автоматизации и необходимые научно-исследовательские работы (НИР), связанные с поиском путей и оценкой возможности реализации требований пользователя, оформляют и утверждают отчёты о НИР. 

Организация и производство работ по автоматизации УКПН блока стабилизации нефти должны учитывать специфику производства, определяемую опасными свойствами газа и конденсата: токсичностью, испаряемостью, взрывоопасностью и пожароопасностью. Процесс комплексной подготовки нефти является вредным производством, так как нефть и отделенный от нее нефтяной газ, применяемый деэмульгатор, являются токсичными и вредными веществами. Из-за утечки углеводородных газов, за счет разгерметизации оборудования, возможны отравления людей. Также возможен взрыв и пожар.

Следующим этапом является разработка вариантов концепции АС, удовлетворяющего требованиям пользователя. На этом этапе, в общем случае, проводят разработку альтернативных вариантов концепции создаваемой АС и планов их реализации; оценку необходимых ресурсов на их реализацию и обеспечение функционирования; оценку преимуществ и недостатков каждого варианта; определение порядка оценки качества и условий приёмки системы; оценку эффектов, получаемых от системы. При выборе ПО было принято решение в пользу системы iFIX компании GE Intelligent Platforms, также рассматривался вариант выбора системы Fisher-Rosemount RS3 для всестороннего мониторинга, управления и распределения данных в масштабах производства. Система RS3 используется в совокупности с контроллерами Fisher Rosemount серии ROC, а так как в блоке стабилизации КУКПН установлен контроллер GE Fanuc серии 90-30 фирмы GE Fanuc Automation, то соответственно лучше всего здесь использовать систему iFIX.

Далее подготавливают и оформляют отчет, содержащий описание выполненных работ на стадии описания и обоснования предлагаемого варианта концепции системы.

3.  Техническое задание

Эта стадия включает в себя разработку и утверждение технического задания на создание АС. 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 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 КУКПН 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.

4. Эскизный проект

4.1. Разработка предварительных проектных решений по системе и её   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.

Нижний уровень (полевой) состоит из первичных датчиков (измерительных преобразователей), осуществляющих сбор информации о ходе технологического процесса, приводов и исполнительных устройств, реализующих регулирующие и управляющие воздействия, кабельных соединений, клеммников и нормирующих преобразователей.

Структурная схема управления приведена на рисунке 1.

Рис. 1. Структурная схема АСУТП КУКПН

ОС/ИС – системная консоль – операторская станция с функциями инженерной станции.

Структурно нижний уровень состоит из следующих подсистем:

- Подсистема управления оборудованием блока стабилизации;

- Подсистема управления оборудованием блока обезвоживания и обессоливания нефти;

- Подсистема управления оборудованием блока первой и второй атмосферной перегонки;

- Подсистема управления оборудованием печей и их газоснабжением;

- Подсистема управления оборудованием насосной и бензосклада.

Каждая подсистема нижнего уровня при потере связи с верхним уровнем обеспечивает работу в автономном режиме по заранее заданным параметрам и уставкам. На уровне технологического оборудования реализуются следующие основные функции:

-        сбор и обработка сигналов с датчиков;

-        автоматическое регулирование параметров технологического процесса и оборудования;

-        программно-логическое управление;

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

Средний уровень (контроллерный) состоит из стоек с платами аналогового и цифрового ввода-вывода для сопряжения с верхним уровнем (шлюзов). Контроллерные сети строятся на базе интерфейсов RS-232, RS-485 или же (при использовании соответствующих контроллеров) Profibus, HART, CAN и других совместимых с серверами OPC- и SCADA-систем.

Верхний уровень (информационно-вычислительный) обеспечивает автоматизированное (человеко–машинное) операторское управление технологическим оборудованием. Верхний уровень системы реализован на базе двух операторских станций (ОС) – консолей, имеющих в своем составе дисплей, функциональную клавиатуру и принтер. Для обеспечения инженерных функций по конфигурированию и обслуживанию системы операторская станция переводится в режим инженерной станции (ИС). Доступность режима конфигурирования определяется соответствующим механическим ключом, вставляемым в операторскую станцию. Для обеспечения функций по конфигурированию и обслуживанию приборов с HART–интерфейсом предусмотрена отдельная инженерная станция инженера КИПиА.

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

- Конфигурировать рабочие характеристики консоли;

- Выполнять конфигурирование установки;

- Конфигурировать алармы, события и их списки;

- Выполнять операции с диском и лентой;

- Выполнять операции с модулями управления;

- Проводить диагностику системы;

- Создавать и конфигурировать мнемосхемы процесса;

- Конфигурировать и генерировать отчеты процесса;

- Создавать и просматривать файлы трендов.

Доступ к тем, или иным функциям строго разграничен и определяется физическим ключом. Информация о текущем пользователе отображается в правом нижнем углу экрана монитора. На уровне автоматизированных рабочих мест реализуются следующие функции:

-        формирование и отображение оперативной информации о текущих значениях параметров, состоянии оборудования и исполнительных устройств;

-        предупредительная и предаварийная сигнализация, тренды;

-        дистанционное управление технологическим оборудованием и ИУ;

-        управление работой контуров регулирования;

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

-        диагностика состояния технических средств и электрических цепей. 

4.2. Разработка документации на АС и её 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 предусмотрены следующие измеряемые и контролируемые параметры:

1)    Печь нагрева нефти П-201 (ПТБ-10);

а) измерение расхода на каждом потоке;

б) измерение давления на входе в каждый поток;

в) измерение температуры нефти на входе;

г) измерение температуры нефти на выходе;

д) сигнализация предельных отклонений температуры;

е) измерение температуры газов на перевале;

ж) измерение давления топливного газа к горелкам;

з) сигнализация предельных отклонений давления топливного газа;

2)    Колонна стабилизационная К-101

а) измерение температуры верха;

б) измерение температуры зоны питания;

в) измерение температуры куба;

г) измерение давления в колонне;

д) измерение уровня в кубе колонны;

е) регулирование уровня в кубе колонны;

ж) регулирование  расхода ШФЛУ на орошение в колонну К-101;

3)    Конденсатор-холодильник АВГ-1¸3

а) измерение температуры паров на входе и на выходе;

б) cигнализация предельных значений уровня;

4)    Бензосепаратор Б-104;

а) измерение уровня;

б) измерение межфазного уровня в сепараторе, сигнализация предельных отклонений;

в) измерение давления;

г) измерение температуры;

5)    Теплообменники Т-106/1¸4

а) измерение температуры стабильной нефти из куба К-101 на входе в теплообменники;

6)    Циркуляционные насосы Н-105/1,2

а) Сигнализация о достижение предельных отклонений температуры подшипников электродвигателя;

б) Сигнализация предельных отклонений температуры масла в ванне;

5. Технический проект

5.1. Разработка проектных решений по системе и её частям

5.1.1. Выбор технических средств

Для поддержания работы технологического процесса в УКПН необходимо постоянно отслеживать технологические параметры, такие как уровень, расход, давление, температура. Для этого в УКПН используется комплекс технических средств – датчиков, измерительных преобразователей, устройств связи, контроллеров, и технических средств высших уровней. Все показания с приборов нижнего уровня с помощью дистанционной передачи по каналам связи передаются в операторную УКПН.

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

Технические решения по автоматизации объектов блока стабилизации выполнены в соответствии с нормами и правилами проектирования, предусматривающими мероприятиями по обеспечению взрыво- и пожаробезопасности при работе технологического оборудования при соблюдении установленных правил эксплуатации.

Автоматизированная система контроля за работой технологического оборудования блока стабилизации будет функционировать в информационном режиме с выполнением функций регулирования параметров в соответствии с объемом автоматизации. При этом информационные функции и функции регулирования осуществляются автоматически через технические средства автоматизированной системы.

В качестве приборов для измерения избыточного давления на трубопроводах и емкостях выбраны манометр МТ-160 и интеллектуальный датчик избыточного давления Метран-150. Манометры МТ, мановакуумметры МВТ (в дальнейшем - приборы), предназначены для измерения избыточного и вакуумметрического давления жидкости, газа и пара в промышленности, энергетике, технологических системах транспортировки жидкости и газа, тепло- и газоснабжении, различных механизмах и машинах.

Внутри корпуса прибора находится чувствительный элемент. Чувствительный элемент с помощью поводка связан с трибкосекторным механизмом, на оси которого закреплена стрелка. Под воздействием измеряемой среды, поступающей в чувствительный элемент, он деформируется и с помощью трибкосекторного механизма поворачивает стрелку относительно циферблата прибора на определенный угол, пропорционально измеряемому давлению.

Интеллектуальные датчики давления Метран-150 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.

В качестве датчиков температуры используются термометры технические ртутные прямые ТТП, ТТМП, термопреобразователи сопротивления ТСМ и ТСП, термоэлектрические преобразователи – термопары ТХК(L) и ТХА(K),

Термометры технические ртутные прямые ТТП, ТТМП  (Шкала: -35-50ºС; 0-100ºС; 0-350ºС) предназначены  для измерения и местного контроля температуры в трубопроводах, сосудах и других промышленных установках в различных отраслях промышленности в диапазоне от -35 до +450 °С. Изготавливается по ТУ25-2021.010-89. Термометр обеспечивает необходимый диапазон измерения, является показывающим и  распространен в нефтяной, газовой и химической промышленности.

Термопреобразователи сопротивления ТСМ, ТСП предназначены для измерения температуры жидких и газообразных сред во взрывоопасных зонах или помещениях, в которых могут содержаться аммиак, азотоводородная смесь, углекислый, природный или конвертированный газ и его компоненты, а также агрессивные примеси сероводорода и сернистого ангидрида. Принцип работы термопреобразователей сопротивления (ТСМ, ТСП) основан на зависимости электрического сопротивления металлов от температуры. Чувствительный элемент термопреобразователя - катушка из тонкой медной или платиновой проволоки на каркасе из изоляционного материала, заключенная в защитную гильзу (арматуру).

Термопара (термоэлектрический преобразователь) типа ТХА и ТХК состоит из двух спаянных на одном из концов проводников, изготовленных из металлов, обладающих разными термоэлектрическими свойствами. Спаянный конец, называемый «рабочим спаем», погружается в измеряемую среду, а свободные концы («холодный спай») термопары подключаются к входу вторичного прибора (измерителя-регуляторова темперауры). Принцип действия термопар основан на том, что при разности температур «рабочего» («горячего») и «холодного спаев» в цепи термоэлектрического преобразователя (термопары) начинает самогенерироваться (вырабатываться) термо-ЭДС, имеющая для каждого вида термопар (ТХА, ТХК) определенную зависимость от температуры – НСХ (номинальная статическая характеристика – ХА, ХК), которая является выходным сигналом термопреобразователя и воспринимается регистрирующими приборами, как входной сигнал.

Термопреобразователи (термометры сопротивления, термопары, датчики с унифицированным выходным сигналом (мА, В), являясь первичными приборам (датчиками) измерения температуры, выдают сигнал (НСХ, мА, В) воспринимаемый вторичными приборами измерения и контроля – измерителями-регуляторами и регистраторами температуры.

Для измерения уровня используется уровнемер LEVEL TROLL 100 – это надежный, точный прибор предназначен для измерения давления, уровня и температуры грунтовых и поверхностных, промышленных, сточных вод. Конструктивно прибор состоит из встроенного датчика абсолютного давления, датчика температуры, таймера реального времени, микропроцессора, встроенной литиевой батареи, дата-логгера, модуля памяти и кабельного разъема.

Также для измерения уровня применяется уровнемер УБ-П. Уровнемер буйковый пневматический типа УБ-П предназначен для работы в системах автоматического контроля, управления и регулирования параметров производственных технологических процессов с целью выдачи информации в виде стандартного пневматического сигнала об уровне жидкости или границе раздела двух несмешивающихся жидкостей, находящихся под вакуумметрическим, атмосферным или избыточным давлением.

Действие уровнемера УБ-П основано на принципе пневмосиловой компенсации усилия, развиваемого чувствительным элементом (буйком) измерительного блока уровнемера, погруженного в жидкость, уровень которой измеряется. В уровнемерах типа УБ-П - преобразователь с пневмосиловой компенсацией.

Уровнемеры типа УБ-П применяют с любыми вторичными показывающими или самопишущими приборами, имеющими диапазон измерения 0,2-1 кгс/см2 (0,02-0,1 МПа), а также с пневматическими регуляторами уровня.

В качестве исполнительных и регулирующих устройств выбраны:

а)клапаны регулирующие 25с, 25нж, 25кч, предназначенные для установки на трубопроводах с целью непрерывного регулирования расхода рабочей среды. Клапаны комплектуются электропневмопозиционером ЭПП-1 Ех.

б) позиционер электропневматический ЭПП-1-Ех. Они предназначены для уменьшения рассогласования хода и повышения быстродействия поршневых возвратно-поступательных и поворотных пневматических исполнительных механизмов одно- и двустороннего действия и мембранных пневматических исполнительных механизмов путем введения жесткой обратной связи по положению выходного звена исполнительного механизма.

5.1.2. Описание архитектуры и профиля АС

Объектом автоматизации является установка пе­реработки стабильной девонской нефти Карабашского месторождения (НГДУ "ЛН" ОАО "Татнефть"). Объем переработки составляет 300 тысяч тонн в год. Продукты переработки: прямогонная бензиновая фракция (компонент автомобильного топлива), фракция дизельного топлива и легкий мазут. В состав установки включены следующие узлы: ёмкость для нефти; сепаратор нефтегазовый; электродегидратор; теплообменники нефть-мазут; печь нагрева нефти; аппарат воздушного охлаждения; колон­на атмосферная; колонна отпарная; блок дози­рования реагента; аппарат с внутренним подо­гревом; емкость дренажная; насосная.

Назначение АСУ ТП:

• обеспечение надежности и эффективной ра­боты установки за счет управления режима­ми её работы в соответствии с требования­ми технологического регламента;

• выполнение установленных производствен­ных заданий по выпуску товарной продукции, снижение непроизводительных потерь мате­риально-технологических и топливно-энер­гетических ресурсов и сокращение эксплуа­тационных потерь;

• защита технологического процесса и персо­нала в аварийных ситуациях, обнаруженных системой;

• улучшение условий труда оперативного и технического персонала;

• повышение экологической безопасности производства.

АСУТП организуется в виде двухуровневой функ­ционально распределенной иерархической структуры. В структуре выделены два уровня контроля и управления:

1) нижний уровень - уровень автоматического управления, реализуемый на программируе­мом логическом контроллере (ПЛК) GE Fanuc 90-30 фирмы GE Fanuc Automation (США);

2) верхний уровень - уровень оперативного уп­равления, реализуемый на базе оператор­ской станции (ОС).

Оба уровня системы работают в реальном мас­штабе времени и в круглосуточном режиме. Ни­жний уровень обеспечивает автоматическое по заданной программе и по командам с верхнего уровня управление технологическим оборудова­нием. Верхний уровень обеспечивает сбор дан­ных путем опроса нижнего уровня, дистанцион­ное управление технологическим оборудовани­ем, обработку данных, архивирование данных процесса, визуализацию состояния технологиче­ского оборудования, формирование и печать от­четных документов. Связь нижнего и верхнего уровней реализуется по каналу Ethernet в стан­дарте 10Base-T на базе витой пары. Скорость передачи данных составляет 10 Мбит/с.

Операторская станция построена на базе пер­сонального компьютера с включением допол­нительного оборудования. На базе микропро­цессора Pentium-III с тактовой частотой 733 МГц. Программное обеспечение функциониру­ет в операционной среде Windows NT 4.0, в ка­честве операторского интерфейса использует­ся программный пакет iFIX Dynamics фирмы GE Fanuc (США). Функциональные возможности пакета включают конфигурирование, оператор­ское управление, сбор и архивирование данных и событий, графическое представление про­цесса, а также диагностику.

Для интеграции в единое информационное пространство данных всех технологических уз­лов установки использован ПЛК GE Fanuc 90-­30. Ввод сигналов с термопар производится через 2-канальные ба­рьеры искробезопасности HiD2062, обеспечи­вающие также гальваническую развязку и нор­мализацию сигналов. Ввод сигналов с термо­метров сопротивления производится через 2-канальные барьеры искробезопасности HiD2072, обеспечивающие также гальваничес­кую развязку и нормализацию сигналов. Ввод аналоговых сигналов 4-20 мА производится че­рез 2-канальные барьеры искробезопасности HiD2026, обеспечивающие также гальваничес­кую развязку. Программирование контроллера производится на языке релейных схем с помо­щью программного пакета Versa Pro 2.0.

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

Основными целями и задачами любой автоматизированной системы управления технологическими процессами в общем случае являются:

- обеспечение безопасности работы технологического оборудования при заданном режиме;

- срабатывание сигнализации при отклонении от заданных параметров работы технологического оборудования;

- получение информации о параметрах технологического процесса в режиме реального времени.

Задачами автоматизации технологического процесса являются:

- автоматическое поддержание уровня и давления в технологических аппаратах;

- регулирование расхода водонефтяной эмульсии и промывочной воды;

- подача заданного объема химических реагентов и защита от аварийных режимов.

5.1.3. Пункт управления и контроля

Для размещения технических средств системы контроля и управления блока стабилизации, которые эксплуатируются в нормальной невзрывоопасной среде, используется помещение операторной. Расположенной на территории КУКПН. В операторной имеются щиты контроля и шкафы управления.

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

Часть SCADA системы iFIX обеспечивает мониторинг, диспетчерский контроль, работу с тревогами и управляющие функции. Она гарантирует абсолютную целостность данных и полную поддержку распределенного сетевого взаимодействия. Консоли представляют пользователю интерфейс с системой управления iFIX. Эти станции позволяют отображать измеряемые параметры и текущее состояние контролируемого объекта в графической форме, удобной для восприятия оператором. Все операции контроля и управления выполняются по мнемосхемам. Оператор управляет процессом с помощью специальной функциональной клавиатуры.

Часть HMI системы iFIX – это «окно в процесс». HMI (человеко-машинный интерфейс) предоставляет все необходимые средства для разработки мнемосхем (рисунков), которые операторы могут использовать для мониторинга технологического процесса. Мнемосхемы процесса представляют собой графическое представление работы установки. На экране приводятся изображения основного технологического оборудования (аппаратов, емкостей, регулирующих клапанов, насосов и др.), данные о протекании процесса. Мнемосхемы позволяют оператору следить за процессом, управлять различными исполнительными механизмами. Вызов и переход между отдельными мнемосхемами осуществляется с помощью клавиш в экранной области функциональной клавиатуры, или перелистыванием между отдельными мнемосхемами.

«Сердцем» iFIX является технология, которая обеспечивает распределенную архитектуру. iFIX построен по стандартным технологиям ActiveX, OPC, VBA и COM, поэтому iFIX легко интегрируется с приложениями третьих фирм.  iFIX также поддерживает резервирование LAN (локальной сети), что, существенно повышает качество системы. На платформе iFIX размещен ряд прикладных программных компонент компании Intellution и третьих фирм.

Важнейшей компонентой iFIX является Intellution iFIX WorkSpace . Этот интуитивный интерфейс обеспечивает организацию всех компонент системы в единую интегрированную среду проектирования (IDE – integrated development environment). Intellution iFIX WorkSpace позволяет легко переключаться между всеми интегрированными компонентами системы, реализовывать доступ к ним и производить необходимые манипуляции.

Intellution WorkSpace содержит две полностью интегрированные среды - среду конфигурации (Configure) и среду выполнения (Run). В этих средах обеспечиваются все необходимые функции проектирования и просмотра графических экранных форм, расписаний, отчетов и скриптов, помогающих операторам взаимодействовать с данными реального времени. При этом в среде конфигурации имеются все инструменты представления графики, текста, данных, анимации и диаграмм, требующиеся для создания привлекательных, хорошо организованных, легких для использования и понимания экранных форм. А среда выполнения обеспечивает средства просмотра этих экранных форм в реальном времени.

Важно отметить то обстоятельство, что работа в среде конфигурации не вызывает прерывания контроля процесса. Все функции управления и мониторинга вашей системы, такие как генерация тревог, создание отчетов и выполнение расписаний, реализуются как фоновые задачи.

iFIX работает совместно со следующими программными продуктами компании Intellution (а также со многими приложениями, разработанными третьими фирмами):

- iHistorian™ представляет собой высокопроизводительную систему архивирования данных, предназначенную для эффективного сбора, хранения и выборки временной информации.

- infoAgent™ - это сетевое приложение, разработанное компанией Intellution, обеспечивающее для iHistorian анализ и просмотр данных истории.

- iVisualize® обеспечивает промышленное средство автоматизации мониторинга операций производственного процесса с использованием панели на базе Windows CE.

- iDownTime. Использование оборудования и простои обычно отслеживаются и протоколируются как основные показатели эффективности работы в производственных компаниях.

- iWebServer™ является продуктом для тонкого клиента, который предоставляет авторизованным пользователям по чтению к информации производственного процесса через любой стандартный интернет-браузер. Он создает структуру  защиты, изолирующую ваши SCADA-узлы от несанкционированного доступа.

На всех SCADA-серверах имеется база данных процесса и установлена прямая связь с источниками данных. ''Слепые'' SCADA-серверы не поддерживают графического отображения. IClient объединены в сеть со SCADA-сервером и действуют как его клиенты.

Узел - это компьютер, на котором работает программное обеспечение iFIX.

В iFIX можно использовать следующие типы узлов:

-  Локальный и удаленный. При работе с распределенными системами iFIX локальным называется узел, на котором вы работаете, а удаленным - любой узел, к которому вам надо получить доступ по линии связи.

-  Автономный - узел, который выполняет все функции. Автономный узел не работает в сети.

-  SCADA сервер. На SCADA-сервере (или SCADA-узле) работает компонента системы iFIX, обеспечивающая сбор данных и управление. Обычно SCADA-узел располагается непосредственно на производственном участке и имеет прямую связь с оборудованием, занятым в производственном процессе.

Архитектура системы

Рис. 2. Узлы iFIX

-  "Слепой" SCADA-сервер. "Слепой" SCADA-сервер (или "Слепой" SCADA-узел) не использует графического программного обеспечения. Такая конфигурация позволяет компьютеру использовать больше ресурсов для сбора данных и управления. Просмотр графической информации обеспечивается на узлах iClient.

-  Run-time узел - это исполнительный узел, на котором нельзя изменять мнемосхемы или базу данных процесса. На таких узлах устанавливаются сконфигурированные файлы, поэтому операторы могут вести мониторинг процесса, изменять его уставки и квитировать тревоги.

-  iClient (или View-узел) является наиболее распространенным типом узла. На этих узлах обеспечивается отображение в реальном времени графической информации, предоставляемой системой iFIX. Термин "View-узел" означает, что на узле работают программы отображения графики, однако на узле можно также запустить и другие приложения.

Далее проводятся следующие этапы:

-  Разработка документации на АС и её части. На этом этапе как и на этапе 4.2 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. Виды документов - по ГОСТ 34.201-89.

-  Разработка и оформление документации на поставку изделий для комплектования АС и (или) технических требований (технических заданий) на их разработку. На данном этапе проводят: подготовку и оформление документации на поставку изделий для комплектования АС; определение технических требований и составление ТЗ на разработку изделий, не изготовляемых серийно.

-  Разработка заданий на проектирование в смежных частях проекта объекта автоматизации. Здесь 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.

6. 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.

2)  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.

7. Ввод в действие

Стадия «Ввод в действия» состоит из следующих этапов:

1)  Подготовка объекта автоматизации к вводу АС в действие.

Здесь проводят работы по организационной подготовке объекта автоматизации к вводу АС в действие, в том числе: реализацию проектных решений по организационной структуре АС; обеспечение подразделений объекта управления инструктивно-методическими материалами; внедрение классификаторов информации.

2)  Подготовка персонала.

Проводят обучение персонала и проверку его способности обеспечить функционирование АС.

3)  Комплектация АС поставляемыми изделиями (программными и техническими средствами, программно-техническими комплексами, информационными изделиями).

Обеспечивают получение комплектующих изделий серийного и единичного производства, материалов и монтажных изделий, проводят входной контроль их качества.

4)  Строительно-монтажные работы.

Проводят: выполнение работ по строительству специализированных зданий (помещений) для размещения технических средств и персонала АС; сооружение кабельных каналов; выполнение работ по монтажу технических средств и линий связи; испытание смонтированных технических средств; сдачу технических средств для проведения пусконаладочных работ.

5)  Пусконаладочные работы.

Проводят: автономную наладку технических и программных средств; загрузку информации в базу данных и проверку системы её ведения; комплексную наладку всех средств системы.

6)  Проведение предварительных испытаний.

Осуществляют: испытания АС на работоспособность и соответствие техническому заданию в соответствии с программой и методикой предварительных испытаний; устранение неисправностей и внесение изменений в документацию на АС, в том числе эксплуатационную в соответствии с протоколом испытаний; оформление акта о приёмке АС в опытную эксплуатацию.

7)  Проведение опытной эксплуатации.

Проводят: опытную эксплуатацию АС; анализ результатов опытной эксплуатации АС; доработку (при необходимости) программного обеспечения АС; дополнительную наладку (при необходимости) технических средств АС; оформление акта о завершении опытной эксплуатации.

8)  Проведение приёмочных испытаний.

Проводят: испытания на соответствие техническому заданию в соответствии с программой и методикой приёмочных испытаний; анализ результатов испытания АС и устранение недостатков, выявленных при испытаниях; оформление акта о приёмке АС в постоянную эксплуатацию.

8. Сопровождение АС  

Данная стадия состоит из двух этапов:

1)  Выполнение работ в соответствии с гарантийными обязательствами.

Осуществляются работы по устранению недостатков, выявленных при эксплуатации АС в течении установленных гарантийных сроков, внесению необходимых изменений в документацию по АС.

2)  Послегарантийное обслуживание.

На данном этапе осуществляют работы по:

-  анализу функционирования системы;

-  выявлению отклонений фактических эксплуатационных характеристик АС от проектных значений;

-  установлению причин этих отклонений;

-  устранению выявленных недостатков и обеспечению стабильности эксплуатационных характеристик АС;

-  внесению необходимых изменений в документацию на АС.

Заключение

Создание автоматизированных систем управления технологическими процессами АСУТП в условиях частного или корпоративного вложения капитала в промышленные предприятия требует реализации специфичных требований владельцев предприятия.

Основной принцип проектирования – обеспечение в проектируемом объекте, системе, устройстве и т.п. баланса «необходимость – доступность». При создании АСУТП – это задача нахождения и реализации балансов между материальными и финансовыми ограничениями, с одной стороны, и инженерно-технической необходимостью выполнения требований функциональной достаточности системы управления при безусловном обеспечении требований промышленной и иной безопасности, с другой стороны.

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.

Важным этапом подготовки специалиста по автоматизации технологических и производственных процессов в нефтегазовой отрасли является приобретение им первоначального опыта выполнения проектных работ.

При написании курсовой работы был получен первоначальный опыт выполнения проектных работ, изучены этапы проектирования автоматизированной системы контроля и управления, подобран комплекс технических средств и программное обеспечение, а также был освоен теоретический материал по технологии стабилизации нефти и изучена функциональная схема автоматизации блока стабилизации на КУКПН.

Список использованной литературы

1.  Технический регламент Карабашской УКПН.

2.  Громаков Е.И. Автоматизация нефтегазовых технологических процессов. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010.-173 с.

3.  ГОСТ 34.601-90. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4.  Андреев Е.Б., Попадько В.Е. «Технические средства систем управления технологическими процессами в нефтяной и газовой промышленности» - М.: Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. Губкина, 2004.

5.  Исакович Р.Я.,Логинов В.И. «АПП нефтяной и газовой промышленности»Учебник для ВУЗов. – М.: Недра, 1983.

6.  Нестеров А.Л. «Проектирование АСУТП» Методическое пособие. Книга 1. – Спб: Издательство ДЕАН, 2006.-552 с.

7.  Богданов Х.У. Методические указания по выполнению курсовых работ по дисциплине «Проектирование автоматизированных систем». Альметьевск: - АГНИ, 2010 г.

8.  Клюев А.С., Глазов Б.В. «Проектирование систем АТП» Справочное пособие, - 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1990.

9.  Кузьменко Н.В. Учебное пособие для студентов специальности «Автоматизация технологических процессов», – Ангарск, АГТА, 2005.

1. Родионов В.Д., Терехов В.А., Яковлев В.Б.  «Технические средства АСУ ТП» - М.: Высшая школа, 1989.

Список использованных сокращений