Автоматизация технологических процессов книга. Компетенций в новой среде обучения виртуальной среде профессиональной деятельности
 Скачать 24.89 Mb.
|
|
303 ПЕЧЬ (рис. 19.18) 1. Температура нефти на входе - измерение, сигнализация. 2. Давление нефти - измерение, сигнализация, защита. 3. Состояние печи - сигнализация, защита. 4. Температура дымовых газов - измерение, сигнализация, защита. Рис. Функциональная схема автоматизации нагревательной печи 5. Расход нефти - измерение, регулирование, сигнализация. 6. Давление воздуха - измерение, регулирование, сигнализация. 7. Горение пламени - сигнализация, защита. 8. Температура нефти на выходе - измерение, регулирование, сигнализация. 9. Расход топливного газа - измерение, сигнализация. 10. Загазованность площадки - сигнализация. 11. Состояние вентилятора - сигнализация. РЕКТИФИКАЦИОННАЯ КОЛОННА НАПРИМЕР Е ПРОЦЕССА СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ) (рис. 19.19) 1. Давление в колонне К - измерение, регулирование. 2. Температура верха колонны К - измерение, регулирование. 3. Температура на выходе печи П - измерение, регулирование. 304 Рис. Функциональная схема автоматизации процесса стабилизации нефти 4. Уровень в колонне К - измерение, регулирование. 5. Уровень в ёмкости Е - измерение, регулирование. РЕЗЕРВУАР ТОВАРНОЙ НЕФТИ (рис. 19.20) 1. Температура в резервуаре - измерение. 2. Уровень жидкости - измерение, сигнализация, защита. Рис. Функциональная схема автоматизации резервуара 305 3. Уровень раздела фаз (нефть - вода) - измерение, сигнализация, защита. 4. Задвижка на входе нефти - управление, состояние. 5. Задвижка на выходе нефти - управление, состояние. 6. Задвижка на выходе воды - управление, состояние. УЗЕЛ ОПЕРАТИВНОГО УЧЁТА НЕФТИ (рис. 19.21) 1. Перепад давления на фильтрах - измерение, сигнализация. 2. Расход нефти в каждой измерительной линии - измерение. 3. Давление нефти в каждой измерительной линии - измерение, сигнализация. Рис. Функциональная схема автоматизации узла оперативного учета нефти 4. Температура нефти в каждой измерительной линии - измерение. 5. Обводнённость нефти - измерение, сигнализация, защита. Глава 2 0 СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ. СТАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИНАМИ СТАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ Ш Г Н Современный подход к автоматизации процессов нефтедобычи диктует жесткие требования к программно-аппаратным комплексам контроля и управления штанговыми глубинными насосами (ШГН). Это обусловлено истощением ресурсов нефтяных пластов, высокой стоимостью электроэнергии, стремлением нефтяных компаний снизить затраты на ремонт скважин и более эффективно использовать свой персонал. Если раньше технические средства позволяли лишь периодически проводить измерения технологических параметров на скважинах операторами при помощи переносных комплектов оборудования, то стационарно установленные на месторождениях современные контроллеры делают возможным непрерывный автоматический контроль. Применительно к скважинам, эксплуатируемым штанговыми глубинными насосами, это позволило получать динамограмму (зависимость усилия на полированном штоке от перемещения точки подвеса штанг, ваттметрограмму зависимость потребляемой мощности от перемещения точки подвеса штанга также динамический уровень, влияние газового фактора, давление на устье скважины, суточную производительность скважины. При этом функции управления должны обеспечивать дистанционное включение и отключение приводного электродвигателя, аварийное отключение установки, периодический режим эксплуатации, плавное регулирование частоты вращения при помощи преобразователя частоты. Известен целый ряд разработчиков и производителей контроллеров и станций управления для установок ШГН. Среди отечественных разработчиков можно выделить НПО «Интро- тест (Екатеринбург, НПО МИР, (Омск, Н ПФ «Интек» Уфа, Н ПФ Экое (Уфа, Н ПФ «Шатл» (Казань) и др. Использование современных интеллектуальных контроллеров обеспечивает решение таких задач, как автоматизация работы станка-качалки, оптимизация режимов работы оборудования, оперативное выявление аварийных ситуаций и несоответствия режимов эксплуатации оборудования, оперативная передача информации о состоянии объекта на пульт оператора по системе телемеханики. Системы телемеханики на сегодняшний день строятся, как правило, с использованием радиоканала. Поэтому типичная станция управления включает в себя контроллер, силовой коммутатор для включения и отключения электродвигателя, ра диомодем и набор датчиков технологических параметров. Отдельные станции управления имеют в своём составе преобразователи частоты для регулирования частоты вращения электродвигателя. Для отечественных станций управления (СУ) ИНН характерно отсутствие встроенных средств ввода/вывода информации непосредственно на скважине - дисплеев и клавиатуры. Лишь несколько типов СУ поддерживают управление частотным преобразователем (регулирование скорости вращения электродвигателя. В качестве примера предлагается поподробнее остановиться на характеристике станции управления ШГН МИР СУ, НПО МИР, г. Омск. Станция управления ШГН с частотно-регулируемым приводом МИР СУ предназначена - для автономного, дистанционного или по алгоритму управления частотой вращения асинхронного электродвигателя станка- качалки с короткозамкнутым ротором - для поддержания оптимального режима откачки при механизированной добыче нефти штанговыми глубинными насосами - для защиты электропривода станка-качалки при аварийных режимах работы. Станция обеспечивает - плавный пуск привода станка-качалки (ограничение пускового тока при запуске - плавное регулирование частоты вращения электродвигателя привода станка-качалки в диапазоне 0...1,2 N B0M , где N BOM - частота вращения электродвигателя - оптимизацию режима работы нефтяной скважины - дистанционное управление работой станка-качалки (вкл/выкл., изменение скорости электродвигателя, задание уста вок, параметров и т.д.); - экономию потребляемой мощности за счёт оптимизации частоты качания и точности балансировки механизма станка- качалки - электронную защиту оборудования при аварийных ситуациях - возможность интеграции в систему телемеханики и SCADA- системы - точное определение разбалансировки механизма станка- качалки (в %). Дополнительные функциональные возможности станции МИР СУ - управление в автоматическом и ручном режимах - автоматическое поддержание температуры в требуемых пределах (обогрев/вентиляция); - связь с системой телемеханики по интерфейсу RS-232/485 и передача данных (/, U, Р F BbIX , Г-щ,, аварии, уставки, % разбалан сировки, команды телеуправления и др) в формате протокола Modbus; - возможность работы (в случае неисправности преобразователя частоты) в режиме обычной станции с функциями пуск/стоп/сброс; 308 - индикация рабочих параметров электродвигателя и преобразователя частоты на ЖК-дисплее; - возможность снятия блокировки сработавших защит - наличие местного освещения внутри станции - формирование и передача в систему телемеханики сигнала «МЕХФОНД» о состоянии электродвигателя - управление частотой работы привода в зависимости от величины динамического уровня скважины. Основные технические характеристики станции МИР СУ Диапазон регулирования выходной частоты, Гц - 0,1...60; 0,1...100 (для соответствующего типа двигателя. Программируемое время разгона двигателя (от N = 0 до N H0M ), с - 12...300. Время задержки перезапуска при снижении напряжения сети, с - 20...30. Виды автоматического защитного отключения - от перегрузки по напряжению, от перегрузки потоку, от короткого замыкания, от перекоса фазных напряжений, от перегрева двигателя, от пониженного напряжения, от обрыва ремней станка- качалки, от обрыва штанг станка-качалки. Диапазон температуры окружающего воздуха при эксплуатации - от минус 40 до плюс 40 С. Преобразователь частоты серии АПЧ-30. Контроллер станции МИР КТ-50. Функции АПЧ-30 и МИР КТ-50: - выполнение измерений потрем фазам тока и питающего напряжения электродвигателя - вычисление в реальном времени активной мощности - построение графика потребляемой энергии в течение каждого цикла качания с хранением графика в памяти контроллера - математическая обработка результатов измерения для определения состояний оборудования по ваттметрограмме; - оперативное управление станком-качалкой по результатам анализа рассчитанных параметров и состоянию датчиков. СТАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ ПО ГР УЖ Н Ы МИ Э Ц Н Среди известных производителей станций управления ЭЦН можно выделить - Н ПФ Экое (Уфа) - СУС-01, АСУС-02 (ШГН), АСУПН-01 (ЭЦН); - Нефтяная электронная компания (Полозна) - «НЭК-02»; «НЭК-03», «НЭК-04», «НЭК-06», «НЭК-07» (ЭЦН); - Ижевский радиозавод - ИРЗ-500 (ЭЦН); 309 - ЗАО Электон (Радужный) - Электон-05 (ЭЦН); - ЗАО Триол (Москва) - АК06 (ЭЦН). Все эти предприятия выпускают станции управления с преобразователем частоты и возможностью плавного пуска и остановки электродвигателя. СТАНЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ ТРИО ЛАК Новая серия станций управления Триол АК06 является дальнейшим развитием серии АКОЗ. Станция управления предназначена для управления и защиты приводного асинхронного электродвигателя погружных установок электроцентробежных насосов добычи нефти и реализует Управление приводом погружного электроцентробежного насоса. Полный спектр защит погружного электродвигателя и технологического оборудования в аварийных режимах и нештатных ситуациях. Оптимизацию режимов работы оборудования. Отображение и передачу текущей информации о состояния электроцентробежного насоса при помощи средств телеметрии. Станция управления Триол АК06 обеспечивает - включение и отключение электродвигателя - работу электродвигателя в режимах ручной и автоматический - работу по задаваемой временной программе с отдельно программируемыми временами включенного и отключенного состояния погружного электродвигателя (ПЭД); - ручное управление частотой вращения двигателя с пульта управления и дистанционное с диспетчерского пульта управления - автоматическое изменение выходной частоты по задаваемой временной программе - плавный разгони торможение ПЭД с заданным темпом - реверсирование электродвигателя - автоматическое включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени при подаче напряжения питания - автоматическое поддержание заданного значения технологического параметра (давления, динамического уровня - толчковый режим пуска электродвигателя (может быть использован для расклинивания погружной установки - возможность пуска ПЭД при наличии турбинного вращения насоса - определение производительности насосной установки 310 - ведение журнала событий с фиксацией времени каждого события - непрерывный контроль сопротивления изоляции системы «кабель-ПЭД» с отключением ПЭД при его недопустимом снижении - возможность работы при сниженном сопротивления изоляции системы «кабель-ПЭД» с быстродействующим отключением при перегрузке - измерение и отображение на встроенном жидкокристаллическом индикаторе текущих параметров установки (выходная частота, выходной ток ПЧ, ток ПЭД, выпрямленное напряжение звена постоянного тока ПЧ, значения сигналов датчиков ТМС); - возможность дистанционного управления электродвигателем, контроля параметров, просмотра и изменения уставок защит через систему телеметрии по протоколу Modbus; - запись информации о причинах включений и отключений ПЭД, а также запись текущих параметров при работе во встроенную энергонезависимую память - наружную световую сигнализацию о состоянии установки работа, ожидание, останов - подключение геофизических или наладочных приборов к розетке 220 В 6 А. 20.2. АСУТП ЦЕХА ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА (ЦДНГ) НА БАЗЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ФИРМЫ CONTROL MICROSYSTEMS ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ ЦДНГ включает в свой состав следующие объекты кусты нефтяных скважин водозаборные скважины • дожимную насосную станцию модульные кустовые насосные станции МКНС-1, МКНС-2; коммерческий узел учета газа коммерческий узел учета нефти. Добывающие скважины эксплуатируются как фонтанным, таки механизированным способом (ШГН, ЭЦН). Для измерения дебита кусты скважин оборудованы АГЗУ. Дожимная насосная станция предназначена для подачи нефти на установку подготовки нефти. ДНС имеет в своем составе два центробежных насоса, два сепаратора, четыре теплообменника, 311 блок дозирования реагента, два резервуара (нефть и пластовая вода, узел оперативного учёта нефти. Модульные кустовые насосные станции снабжены двумя насосными агрегатами (каждая. НАЗНАЧЕНИЕ И ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ СИСТЕМЫ Система предназначена для выполнения функций дистанционного контроля состояния и управления технологическими электротехническим оборудованием на объектах ЦДНГ (добывающие и нагнетательные скважины, ГЗУ, МКНС, БНГ, ДНС, УПН), а также сбора, хранения, обработки и выдачи технологической информации специалистам функциональных служб оперативного учёта добываемых нефти, газа и воды • учёта воды, закачиваемой в нагнетательные скважины поддержания заданного технологического режима нефтедобычи и анализа причин отклонения от заданного режима анализа распределения добычи нефти по фонду нефтяных скважин, продуктивным пластам, по бригадам оценки и анализа недобора нефти из-за простоя технологического оборудования скважин, анализа отказов технологического оборудования, времени наработки. СТРУКТУРА КОМПЛЕКСА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВА СУТ П Ц ДН Г В структуре системы выделены следующие уровни (рис. 20.1): Нижний уровень - первичные приборы (датчики, преобразователи) на контролируемых объектах (скважины, кусты скважин, объекты ППД, технологические объекты на площадках ДНС и УПН); Средний уровень - локальные системы контроля и управления (контроллеры Верхний уровень - уровень местного ДП на УПН, уровень местного ДП на ДНС, уровень ДП системы в административно- бытовом комплексе (АБК) ЦДНГ. Комплекс технических средств (КТС) нижнего уровня представлен датчиками давления, температуры, уровня, расхода различных производителей. В системе управления используются также станции управления ЭЦН Борец 11ТМ1», станции управления насосным агрегатом МКНС САУНА, вихревой расходомер-счетчик газа «ВРСГ-1» на узле коммерческого учёта газа, установки измерения дебита жидкости типа Электрон. 312 Оборудование KTC среднего уровня размещается в специализированных шкафах (КП - контролируемый пункт. В зависимости от количества контролируемых параметров предусматривается использование нескольких модификаций шкафа КП, отличающихся набором модулей ввода/вывода и исполнением. Основным компонентом шкафа КП является контроллер SCADA Pack канадской фирмы Control Microsystems. Контроллеры, установленные в шкафах КП технологических объектов, имеют конфигурацию, обеспечивающую 10 % резерва для каждого типа сигналов и возможность установки дополнительных модулей. Шкафы КП представляют собой металлический навесной шкаф одностороннего обслуживания. Шкафы КП располагаются непосредственно на кустах внутри блоков автоматики, на площадке МКНС, в помещении операторной ДНС. На площадке водозаборных скважин шкаф КП располагается в блоке гребенок. Контроллеры SCADAPack представляют собой микропроцессорное устройство, имеющее фиксированный набор вход ных/выходных каналов и состоящее из двух плат процессорной и платы ввода/вывода. Основные параметры контроллеров применяемой конфигурации Контроллер SCADAPack Standard Тип процессора М, 16 Бит, 14 МГц Память 256 Кбайт RAM Коммуникационные порты RS-232 - 2, RS-485 - 1 Дискретные входные каналы 16 ( 2 4 V D C ) Дискретные выходные каналы 12 (0,5 А V) Импульсные входные каналы 3 ( до КГц) Аналоговые входные каналы 8 ( 0 . . . 2 0 мА, 4...20 мА, 0...5 V, 1...5 V) Для дополнительного ввода аналоговых и дискретных сигналов используются модули серии 5000: 5506, 5403 и 5405. Программа контроллеров в реальном масштабе времени осуществляет сбор, первичную обработку, накопление, хранение текущих технологических данных, выполняет поступающие сверх него уровня команды управления, выполняет автоматическое управление агрегатами и механизмами, регулирование заданных параметров и производит диагностику состояния оборудования контролируемого пункта. На верхнем уровне система управления выполняет следующие функции - сбор информации с технологических объектов, регистрация текущих значений технологических параметров - сигнализация отклонений технологических параметров за аварийные и технологические границы - телеуправление - ведение базы данных - наглядное представление хода технологического процесса - хранение информации по замерам технологических параметров, по изменению состояния оборудования, аварийной сигнализации - обслуживание информационных запросов обслуживающего персонала в диалоговом режиме - формирование регламентных отчетных документов - интерфейс с другими информационными системами. КТС верхнего уровня включает в себя - основной и резервный сервер ЦДНГ; - рабочую станцию диспетчера ЦДНГ; - рабочую станцию технолога ЦДНГ; - рабочую станцию геолога ЦДНГ; - основной и резервный сервер ДНС; - основную и резервную рабочие станции оператора ДНС; - основной и резервный сервер УПН. Серверы ЦДНГ, рабочие станции диспетчера, технолога и геолога ЦДНГ размещены в АБК ЦДНГ. Серверы ЦДНГ, ДНС, УПН включают в себя - подсистему управления обменом данными с контролируемыми пунктами (КП) - сервер (протокол) обмена - Visual Basic 6.0; - подсистему обработки данных, ведение истории технологической информации - сервер базы данных (СУБД - MS SQL Server 2000). Для связи сервера ЦДНГ с рабочей станцией диспетчера, технолога и геолога, для выхода в локальную сеть ЦДНГ используется коммутатор Cisco 3750 (100 Мбит/с). Соединение осуществляется кабелем типа витая пара. Связь сервера ЦДНГ с технологическим сервером УПН осуществляется с помощью модемов М1Д. Для связи сервера УПН с АРМом КУУН (коммерческий узел учёта нефти, для выхода в локальную сеть ЦДНГ используется 315 коммутатор Cisco 3750 (порт 100 Мбит/с). Соединение осуществляется кабелем типа витая пара. Связь сервера УПН с технологическим сервером ДНС осуществляется по радиорелейному каналу. Для связи сервера ДНС с основной и резервной станциями оператора ДНС, для выхода в локальную сеть ЦДНГ используется коммутатор Cisco 3750 (порт 100 Мбит/с). Соединение осуществляется кабелем типа витая пара. Связь между серверами местных ДП и технологическими объектами осуществляется по радиоканалу с использованием ра диомодемов Integra-TR. Integra-TR - это высокоскоростной ра диомодем для передачи всех типов данных, соответствующий новому стандарту FCC, спроектированный специально для потребностей систем сбора и обработки информации, телеметрических и управляющих устройств. Модем Integra-TR работает со многими типами контроллеров и совместим сих протоколами. Серверы представляют собой компьютеры промышленного исполнения фирмы Hewlett Packard в следующей конфигурации - 2 процессора Intel Хеоп -3 ГГц - 1 Гбайт оперативной памяти - цветной монитор LCD 21"; - видеокарта (64 Мб видеопамяти - два жестких магнитных диска емкостью не менее 120 Гбайт; - комбинированный привод CD-DVD; - два последовательных порта RS-232; - сетевая карта Ethernet 100 Мбит/с; - накопители для резервного копирования баз данных. Рабочие станции представляют собой компьютеры следующей конфигурации - процессор Pentium 4 - 3,0 ГГц - 1 Гбайт оперативной памяти - видеокарта (128 Мб видеопамяти - жёсткий магнитный диск ёмкостью не менее 80 Гбайт; - два последовательных порта RS-232; - параллельный и USB порт (2 шт) для подключения принтера - цветной монитор LCD 21"; - звуковая карта, колонки - лазерный принтер - сетевая карта Ethernet 100 Мбит/с. ОРГАНИЗАЦИЯ СБОРА, ПЕРЕДАЧИ ИХ РАНЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ Сбор первичной информации от технологических объектов кустов скважин) осуществляется программируемыми логиче- |