Автоматизация технологических процессов книга. Компетенций в новой среде обучения виртуальной среде профессиональной деятельности
 Скачать 24.89 Mb.
|
|
чен/выключен и т.п.) (рис. 19.4). После подачи управляющего воздействия необходимо подтверждение того, что команда выполнена. Для этого и требуется функция сигнализации состояния. Если команда управления прошла (кран открылся/закрылся, насос включился/выклю чился), должно сработать некоторое контактное устройство, замыкающее или размыкающее электрическую цепь. Этот дискретный сигнал направляется на контроллер, который передает его Рис. Схема прохождения сигналов при дискретном управлении 287 Рис. Схема прохождения сигналов при сигнализации состояния на АРМ оператора/диспетчера. В результате кран или насос изменят свой цвет на мнемосхеме технологического процесса (зеленый, красный, а также на экран будет выведено соответствующее сообщение (рис. 19.5). Автоматизация технологических процессов предполагает и защиту оборудования от разрушения. Например, при перегреве подшипников насоса возможна авария, при больших нагрузках на штангу глубинного насоса возможен её обрыв и т.п. Функции технологической защиты иногда реализуются теми же контроллерами, на базе которых построена система управления. Но для объектов, авария на которых чревата тяжёлыми последствиями разрушение дорогостоящего оборудования, возникновение пожара, создают автономные системы противоаварийной защиты ПАЗ. Контроллеры ПАЗ функционируют в автоматическом режиме ив случае возникновения аварийной ситуации способны остановить агрегат (насос, компрессор, аппарат или полностью технологическую установку в соответствии с алгоритмами логического дискретного управления. Информация о запуске идей ствиях системы ПАЗ поступает на АРМ оператора. Оператор может отменить запуск системы ПАЗ или подтвердить его рис. 19.6). Рис. Схема прохождения сигналов в системе аварийной защиты 288 Перечень сигналов, получаемых с объекта, и функции автоматизации можно задавать двумя способами - таблицей, каждая строка которой включает название сигнала (параметра) и набор функций - функциональной схемой автоматизации объекта. Ниже приведен пример задания объёма автоматизации объекта табличным способом (табл. 19.2). В качестве объекта автоматизации выбран отстойник нефти. В таблице использованы следующие условные обозначения И - измерение, Р - регулирование, У - управление, С - сигнализация, 3 - защита. Обозначение И подразумевает дистанционное измерение параметра, те. предполагается передача сигнала от измерительного преобразователя контроллеру и далее на АРМ оператора. В соответствии с приведенным объёмом автоматизации отстойника измерению подлежат все шесть параметров, характеризующих работу этого аппарата. Уровни жидкости и раздела фаз должны регулироваться (стабилизироваться на заданных значениях. Кроме этого предусматривается сигнализация выхода значений уровня жидкости, уровня раздела фаз и давления вот стойнике за технологические и аварийные границы (уставки). От неправильно выбранного объёма автоматизации того или иного объекта возможно возникновение нештатных ситуаций, аварий, являющихся источниками потерь. Можно привести следующие примеры Отказы или выход из строя подземного (ЭЦН, ШГН) или наземного оборудования скважин из-за отсутствия контроля соответствующих параметров режима или технического состояния сопротивления изоляции, динамометрирования и т.п.). Попадание нефти в газовую магистраль факела, переливы в отстойниках и сепараторах, превышение содержания воды в нефти и попадание нефти в магистраль сброса воды на УПН из-за отсутствия программно-технических средств, обеспечивающих идентификацию в реальном времени указанных событий, а также утечек, порывов коллекторов. Следует отметить, что информация, передаваемая с объекта управления на уровень АСУТП (операторная, используется не Таблица п/п Параметры состояния отстойника Функции автоматизации 1 2 3 4 5 6 Уровень жидкости Уровень раздела фаз Обводненность нефти на входе Расход нефти Расход воды Давление И, Р, СИР И, СИИ И, Столько для оперативного управления объектом автоматизации. Например, динамограмма, полученная со скважины для анализа подземного оборудования штангового глубинного насоса, несет информацию не только оператору ЦДНГ, который принимает решение по останову скважины. Критические динамограммы, несущие информацию о неисправностях оборудования, информация о дебитах скважин, о количестве пусков и остановов насоса, причинах остановов и т.п. нужна также и специалистам вышестоящего уровня управления (ЦИДС, НГДУ). Эта информация используется различными специалистами для поддержания объёмов добычи нефти на требуемом уровне, для остановки скважин с целью проведения профилактических ремонтов оборудования, для заказа необходимых запасных частей, для анализа производительности скважин промысла в целом, для задач моделирования и т.д. В случае отсутствия на скважине, эксплуатируемой ШГН, средств динамометрирования и ваттметрирования ни оператор, ни специалисты вышестоящих уровней управления не будут располагать реальной информацией о состоянии оборудования такой скважины. В этом случае возможен аварийный останов скважины, который может потребовать длительного ремонта и простоя оборудования и, как следствие, вызвать большие финансовые потери. Отсутствие оперативной информации о дебите скважины лишает возможности геологические службы предприятия принимать решения по поддержанию пластового давления, по оперативному управлению процессом добычи нефти на промысле. Примечание. Приведенные в настоящей главе (в разделе 19.4) объёмы автоматизации следует рассматривать как обобщенные. Объёмы автоматизации объектов в разных нефтяных компаниях могут быть различными. Более того, объёмы автоматизации однотипных объектов водной и той же нефтяной компании могут быть также различны. Для конкретного объекта объем автоматизации определяется рядом факторов, в частности - оценкой экономической эффективности вложения средств - возможностью управлять процессом безучастия человека - промышленной и экологической безопасностью. В свою очередь, повышение экономической эффективности предприятия часто может быть достигнуто применением новых функций и алгоритмов управления, которые на данный момент времени могут быть реализованы программно-техническими средствами автоматизации. Именно этими руководствовались авторы при выборе объемов автоматизации объектов добычи и подготовки нефти. Реально на промыслах эти объемы на многих объектах ниже заявленных. 19.3. УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ СРЕДСТВ АВТОМАТИЗАЦИИ НА ФУНКЦИОНАЛЬНЫХ СХЕМАХ Содержание и оформление функциональных схем автоматизации должно соответствовать действующим стандартам на условные графические изображения средств автоматизации и условные обозначения технологических параметров и реализуемых приборами функций (ГОСТ, ОСТ, РД). Далее рассмотрены условные обозначения средств автоматизации на функциональных схемах, соответствующие отраслевому стандарту ОСТ 36-27-77. Графические условные обозначения приборов и средств автоматизации приведены в табл. 19.3. Условные обозначения приборов и средств автоматизации должны состоять из графического и буквенного обозначения. Буквенные обозначения наносятся в верхней части окружности и располагаются в следующем порядке - обозначение основной измеряемой величины - обозначение, уточняющее основную измеряемую величину если это необходимо - функциональный признак прибора. Если прибор может выполнять несколько функций, то их условные обозначения располагаются в определенном порядке - IRCSA (I - показание, R - регистрация, С - регулирование, S - включение, отключение, блокировка, А - сигнализация. В случае применения дополнительных обозначений прибора на первом месте ставится буква, обозначающая измеряемую величину, а на втором - одна из дополнительных букв - Е, ТЕ- чувствительный элемент (первичное преобразование - Т - дистанционная передача (промежуточное преобразование - Y - преобразование, вычислительные функции. В нижней части окружности наносится позиционное обозначение прибора (цифрами - номер контура в системе автоматизации, прописными буквами или цифрами - положение прибора в контуре автоматизации. Основные буквенные обозначения измеряемых величин приведены в табл. 19.4. кг 291 Таблица Измеряемая величина Обозначение Обозначение Основная измеряемая Уточнение основной величина измеряемой величины D Плотность Разность, перепад давления Е Любая электрическая величина F Расход Соотношение, доля, дробь Н Размер, положение, перемещение L Уровень М Влажность N Резервная буква Р Давление, вакуум Q Величина, характеризующая Интегрирование, суммирова качество ние повременит Температура Y Вязкость W Масса 2 9 2 293 Примеры условных обозначений систем контроля и регулирования технологических параметров приведены в табл. 19.5. Таблица Функциональная схема автоматизации представляет собой чертёж, на котором показаны технологическое оборудование (уп рощённо) и средства автоматизации. Поскольку для поддержания нормального хода технологического процесса осуществляется контроль или регулирование ряда параметров, тона функциональной схеме каждой отдельной системе присваивается свой порядковый номера каждому элементу этой системы - цифра или буква в порядке прохождения сигнала, начиная с приёмного устройства. Например, в системе регулирования уровня жидкости в абсорбере использованы цифровые обозначения буйковый уровнемер - 1-1, вторичный прибор - 1-2, регулирующее устройство - 1-3, исполнительное устройство - 1-4. Конкретная марка каждого устройства, обозначенного на функциональной схеме, указывается в спецификации на оборудование, включённой в пояснительную записку проекта. Функциональные схемы автоматизации могут быть выполнены двумя способами расположением группы средств автоматизации вблизи приёмных устройств и технологических аппаратов или вынесением всех средств автоматизации в нижнюю или верхнюю часть схемы с указанием их расположения на местных или центральном щитах (пультах) управления. Преимущество первого способа - более наглядное представление о точках контроля и управления каждого технологического аппарата. При втором способе более четко прослеживается состав местных и центрального щитов (пультов) управления. В случаях сложных технологических схем наряду с развернутым изображением каждого элемента данной системы с присвоением ему отдельного номера (система регулирования уровняв Продолжение табл Рис. 19.7. Функциональная схема автоматизации процесса абсорбции природного газа 19.4. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ СХЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ СКВАЖИН ФОНТАННАЯ СКВАЖИНА (рис. 19.8) 1. Давление на буфере - измерение и сигнализация. 2. Давление в выкидной линии - измерение и сигнализация. 3. Давление затрубное - измерение и сигнализация. 4. Уровень в затрубном пространстве - измерение и сигнализация. 5. Температура в выкидной линии - измерение. СКВАЖИНА, ОБОРУДОВАННАЯ Ш Г Н рис. 19.9) Давление на выкиде насоса - измерение, сигнализация, защита. Рис. Функциональная схема автоматизации фонтанной скважины абсорбере) применяют упрощенное изображение системы, когда показывают приёмное и исполнительные устройства, а также блок приборов и регулирующих устройств в совмещённом изображении с присвоением этой системе только номера контура и последующей подробной расшифровкой всех её элементов в пояснительной записке (система регулирования подачи центробежного насоса. Кроме того, в случаях сложных систем допускается разрыв линий связи с нумерацией обоих концов в местах разрыва. При этом номера линий связи, расположенные в нижнем ряду, должны следовать в возрастающем порядке, а в верхнем ряду могут располагаться произвольно. В последнее десятилетие автоматизация технологических процессов осуществляется на базе ПЛК и современных компьютеров (АРМ операторов/диспетчеров). Наряду с функциями отдельных приборов на функциональных схемах автоматизации стали обозначать функции, реализуемые каждым контуром автоматизации. Пример такого представления функциональной схемы показан на рис. 19.7. 296 СКВАЖИНА, ОБОРУДОВАННАЯ Э Ц Н рис. 19.10) 1. Давление на буфере - измерение и сигнализация. 2. Давление затрубное - измерение и сигнализация. 3. Уровень в затрубном пространстве - измерение. 4. Недогрузка потоку- измерение, сигнализация. 5. Перегрузка потоку- измерение, защита, сигнализация. 6. Ток электродвигателя насоса - измерение, защита, сигнализация. 7. Сопротивление изоляции кабеля - измерение, защита. 8. Температура статорной обмотки ПЭД - защита, сигнализация. 9. Скорость вращения турбины - регулирование, сигнализация. 10. Давление на выкиде насоса - измерение, защита, сигнализация. 11. Давление на приеме насоса - измерение, защита, сигнализация. 12. Состояние насоса - сигнализация. 13. Температура насоса - защита, сигнализация. 14. Давление масла в компенсаторе - измерение, сигнализация. 297 Рис. Функциональная схема автоматизации скважины, оборудованной Ш Г Н 1. Давление на устье скважины - измерение, сигнализация, защита. 2. Температура подшипников двигателя - сигнализация, защита. 3. Ток электродвигателя насоса - измерение, сигнализация, защита. 4. Сопротивление изоляции кабеля - измерение, сигнализация, защита. 5. Усилие - динамометриро- вание. 6. Мощность - ваттметрирова- ние. 7. Состояние насоса - сигнализация, управление. Рис. Функциональная схема автоматизации скважины, оборудованной Э Ц Н 15. Ток по фазе А, В, С - измерение. 16. Напряжение по фазе А, В, С - измерение. 17. Уровень вибрации - измерение. 18. Мгновенная активная мощность - измерение. 19. Мгновенная реактивная мощность - измерение. 20. Ваттметрирование. ГРУППОВАЯ ЗАМЕРНАЯ УСТАНОВКА (рис. 19.11) 1. Давление в общем коллекторе - измерение, сигнализация. 2. Температура жидкости на выходе - измерение, сигнализация. 3. Дебит скважины по газу - измерение. 4. Дебит скважины по нефти - измерение. Рис. Функциональная схема автоматизации Г З У 5. Обводненность нефти - измерение. 6. Пожарная сигнализация. 7. Несанкционированный доступ в блочное помещение - сигнализация. 8. Управление вентилятором. 9. Загазованность в технологическом блоке - измерение, защита, сигнализация. 10. Температура в помещении ГЗУ - измерение. 11. Контроль состояния переключателя скважин - сигнализация. 12. Управление положением ПСМ. 19.5. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ СХЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ ОБЪЕКТОВ ЦЕХА ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ КУСТОВ А ЯН АС ОСН А Я СТАНЦИЯ (рис. 19.12) 1. Перепад давления на фильтре - измерение, сигнализация. 2. Температура на приеме насосной установки - измерение, защита, сигнализация. 3. Давление на приёме насоса - измерение, защита, сигнализация. 299 Рис. 19.12. Функциональная схема автоматизации КН С 4. Температура гидропяты - измерение, защита, сигнализация. 5. Положение задвижек насоса - сигнализация. 6. Давление в выкидном трубопроводе - измерение, защита, сигнализация. 7. Давление на выкиде насоса - измерение, защита, сигнализация. 8. Состояние насоса - сигнализация. 9. Давление масла в маслолинии - измерение, сигнализация. 10. Состояние масляного насоса - сигнализация. 11. Уровень масла в маслобаке - измерение, защита, сигнализация. 12. Температура масла в системе смазки - измерение, защита, сигнализация. 13. Осевое смещение вала электродвигателя - сигнализация. 14. Вибрация подшипников насоса и электродвигателя - измерение. 15. Мгновенная активная мощность - измерение. 16. Мгновенная реактивная мощность - измерение. 17. Сопротивление изоляции - измерение, защита, сигнализация. 18. Ток по фазе А, В, С - измерение, защита, сигнализация. 300 19. Напряжение по фазе А, В, С - измерение, защита, сигнализация. 20. Температура подшипников агрегата - измерение, защита, сигнализация. 21. Загазованность помещения насосных агрегатов - измерение, защита, сигнализация. 22. Пожарная сигнализация - защита, сигнализация. 23. Управление вентилятором. 24. Несанкционированный доступ в блочное помещение сигнализация. ВОД О РАСПР В Д Ы И та ЛЬ Н Ы Й БЛОК (рис. 19.13) 1. Давление в общем коллекторе - измерение. 2. Интегральный расход воды на скважину - измерение. 3. Давление на скважину - измерение, сигнализация. Рис. 19.13. Функциональная схема автоматизации В Р Б НАГНЕТАТЕЛЬНАЯ СКВАЖИНА рис. 19.14) 1. Давление на устье скважины - измерение, сигнализация. 2. Давление в коллекторе - измерение, сигнализация. Рис. Функциональная схема автоматизации нагнетательной скважины 301 19.6. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ СХЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ ОСНОВНЫХ ОБЪЕКТОВ ЦЕНТРАЛЬНОГО ПУНКТА СБОРА НЕФ ТЕГА З ОСЕ ПАРА ТОР (рис. 19.15) 1. Давление в сепараторе - измерение, сигнализация. 2. Уровень жидкости - измерение, регулирование, сигнализация предельных значений. Рис. Функциональная схема автоматизации нефтегазосепаратора 3. Уровень жидкости - защита, сигнализация состояния клапана. 4. Температура жидкости на выходе - измерение. ОТСТОЙНИК (рис. 19.16) 1. Давление в отстойнике - измерение, сигнализация. 2. Расход нефти интегральный - измерение. Рис. Функциональная схема автоматизации отстойника 302 3. Обводненность нефти - измерение, сигнализация. 4. Уровень жидкости - измерение, регулирование, сигнализация предельных значений. 5. Уровень раздела фаз (нефть - вода) - измерение, регулирование, сигнализация предельных значений. 6. Расход воды интегральный - измерение. ЭЛЕКТРОДЕ ГИДРАТ О Р (рис. 19.17) 1. Давление нефти на выходе - измерение, регулирование. 2. Расход нефти на выходе - измерение. 3. Обводненность нефти на выходе - измерение, сигнализация. 4. Уровень раздела фаз - измерение, регулирование, сигнализация. 5. Расход дренажной воды - измерение. 6. Расход пресной воды - измерение, регулирование. 7. Уровень масла в масляных вводах - измерение, сигнализация, защита. 8. Температура масла в трансформаторе - измерение, сигнализация, защита. 9. Токи в фазах - измерение, сигнализация, защита. Рис. Функциональная схема автоматизации электродегидратора |