курсач УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ 2015. курсовая УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ. Курсовой проект с. 32, 6 рис., 1 табл.,10 источников
 Скачать 84.06 Kb.
|
|
Реферат Курсовой проект: с. 32, 6 рис., 1 табл.,10 источников. УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, АВТОМАТИЗАЦИЯ, УРОВЕНЬ, ДАВЛЕНИЕ, СХЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ, ДАТЧИК, ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА Объектом исследования данной работы является: установка подготовки нефти. Цель работы: разработка системы автоматизации для установки подготовки нефти. Содержание Введение . Описание технологического процесса и технологической схемы . Автоматизация технологического процесса .1 Структура и функции системы автоматизации .2 Описание схемы автоматизации установки подготовки нефти .3 Выбор технических средств автоматизации .4 Тип используемого кабеля для связи компонентов системы автоматизации . Программное обеспечение АСУТП MetsoDNA .1 Описание разработанных алгоритмов управления технологическим процессом Заключение Список использованных источников Приложение А Приложение Б Приложение В Приложение Г Приложение Д Приложение Е Приложение Ж Приложение И Приложение К Введение Нефтедобывающее предприятие представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осуществляющих добычу, транспортировку, первичную подготовку, хранение и внешнюю перекачку нефти и газа. Отличительными особенностями нефтедобывающего предприятия являются: большая рассредоточенность объектов на площадях, достигающих тысяч и десятков тысяч гектаров; непрерывность технологических процессов; однотипность технологических процессов на объектах (скважины, групповые установки, сепараторы и т.д.); связь всех технологических объектов через единый пласт, на который проведены все эксплуатационные и нагнетательные скважины, через поток продукции (нефть, газ) и через энергетические потоки (пар, газ, вода); непостоянство объема добычи нефти на месторождении. Некоторые из отмеченных особенностей способствуют ускорению развития автоматизации нефтедобывающих предприятий. Так, непрерывность и однотипность технологических процессов, связь их через единый продукт и энергетические потоки позволяют решать задачи автоматического управления, используя существующие методы теории автоматического управления. Рассредоточенность технологических объектов на больших площадях приводит к необходимости и экономической целесообразности разработки и внедрения телемеханических систем и организационных структур дистанционного контроля и управления технологическими объектами и процессами. В данной курсовой работе производится разработка проекта автоматизации установки подготовки нефти, предназначенного для контроля, управления, регулирования и сигнализации событий, происходящих на данном объекте. 1. Описание технологического процесса Установки подготовки нефти УПН предназначены для предварительного разделения добываемой продукции нефтяных скважин на нефть, газ и пластовую воду с последующей очисткой, замером, откачкой продукции по трубопроводу, а также для окончательной подготовки нефти до товарного качества. Установки УПН могут эксплуатироваться в районах со средней температурой самой холодной пятидневки до минус 60 °С. Сырая нефть с давлением 1,47 МПа и температурой 33…45° С поступает во входной сепаратор СВ. Сепаратор СВ предназначен для предварительной сепарации нефти от газа м представляет собой горизонтальный аппарат диаметром 1200 мм, с отбойником грубого разделения нефтегазового потока, вертикальной перегородкой из просечно-вытяжных листов для выравнивания скоростей потоков по сечению аппарата, струнным каплеотбойником для очистки газа, штуцерами для входа и выхода продуктов разделения. После входного сепаратора СВ газожидкостная смесь с температурой 33…45° С поступает в сепаратор первой ступени С1.1, где производится сепарация ее от газа и предварительное отделение пластовой воды. Нефтегазовый сепаратор со сбросом воды С1.1 предназначен для разделения продукции нефтяных скважин на нефть, газ и пластовую воду. Сепаратор С1.1 представляет собой горизонтальный аппарат диаметром 2000 мм, снабженный технологическими штуцерами, перегородками из просечно-вытяжных листов, секций Л-образных пластин, переливной перегородкой, струнным каплеотбойником для очистки газа. Нефть от С1.1 направляется в сепаратор второй ступени С2.1 через регулирующий клапан уровня жидкости, автоматически поддерживающий уровень нефти в С1.1 не ниже рабочего. Нефтяной газ, выделившийся при сепарации в СВ и С1.1, поступает в газосепаратор СГ, где производится его очистка от капельной жидкости. Давление в аппаратах СВ, С 1.1 и СГ поддерживается автоматически на уровне 1,47 МПа регулирующим клапаном, установленным в обвязке СГ по газу. В сепараторе второй ступени С2.1 нефть освобождается от растворенного газа и от остаточной пластовой воды при давлении 0,49 МПа и температуре 33.. .44 °С. Нефть от С2.1 направляется на установку сепарации СЗ через регулирующий клапан уровня жидкости, автоматически поддерживающий уровень нефти в С2.1 не ниже рабочего. Пластовая вода, выделившаяся в сепараторе С2.1, через электрозадвижку направляется на сантехнические сооружения с последующим сжиганием на ГФУ. Нефтяной газ от С2.1 замеряется и с давлением 0,49 МПа также подается на УПГ, где направляется в отдельный сепаратор газа С4 для очистки от капельной жидкости. Конструктивно сепараторы СВ и СГ располагаются выше сепаратора С 1.1, что обеспечивает самотечный слив жидкости от них в С1.1. 2. Автоматизация технологического процесса .1 Структура и функции АСУ ТП автоматизация установка подготовка нефть Автоматизированная система управления установки подготовки нефти состоит из трёх уровней. Нижний уровень состоит из приборов и датчиков, преобразующих температуру, уровень, давление в электрические сигналы. Электрические сигналы поступают в операторную, где находится микропроцессорный контролер. Второй уровень представляет собой микропроцессорный контроллер, который выполняет следующие функции: - сбор и обработка сигналов с аналоговых датчиков; - сбор и обработка цифровых сигналов аварий, предупредительной и исполнительной сигнализации, состояния технологического процесса и оборудования; - автоматическое регулирование технологических параметров системы: давления в сепараторах СГ и С2.1, уровня жидкости в сепараторах С1.1, С2.1; - автоматическое управление факельными кранами; - выявление и регистрацию причин аварийных ситуаций; - обмен данными с верхним уровнем. В микропроцессорном контроллере происходит обработка сигналов и выработка управляющих воздействий. Далее информация по каналам связи передаётся на верхний уровень. Третий уровень представляет собой операторский интерфейс. Его основная задача это отображение процессов протекающих на площадке ОТП, сигнализация об авариях и регистрация данных. 2.2 Описание схемы автоматизации установки подготовки нефти Схема автоматизации установки подготовки нефти приведена в приложении А. Во входном сепараторе СВ осуществляется: - автоматическое регулирование давления; - сигнализация по верхнему уровню; - снятие показаний с датчиков температуры, уровня, перепада давления; В газовом сепараторе СГ осуществляется: - автоматическое поддержание давления с помощью клапана на трубопроводе газа на площадку факельных сепараторов; - сигнализация по нижнему уровню; - снятие показаний с датчиков температуры, уровня, перепада давления; В нефтегазовом сепараторе со сбросом воды С1.1осуществляется: - снятие показаний с датчиков уровня воды, уровня нефти, температуры, перепада давления, давления; - автоматическое управление задвижкой на сброс пластовой воды; - автоматическое регулирование уровня нефти с помощью клапана на трубопроводе нефти к сепаратору С2.1; В сепараторе второй ступени С2.1 осуществляется: - снятие показаний с датчиков уровня воды, уровня нефти, температуры, перепада давления, давления; - автоматическое управление задвижкой на сброс пластовой воды; - аварийная сигнализация по верхнему значению уровня нефти; - автоматическое поддержание давления с помощью клапана на трубопроводе газа на площадку факельных сепараторов; Кроме того осуществляется учет газа сырого в блок подготовки газа. 2.3 Выбор технических средств автоматизации Средства измерения обеспечивают измерение значений технологических параметров и преобразование их в форму, удобную для передачи и дальнейшей обработки в микропроцессорном контроллере. Преобразователь для измерения температуры нейтральных и агрессивных сред применяется ТСМУ Метран-274, по отношению к которым материал защитной арматуры является коррозионостойким. Чувствительный элемент первичного преобразователя и встроенный в головку датчика измерительный преобразователь преобразуют измеряемую температуру в унифицированный выходной сигнал постоянного тока, что дает возможность построения АСУТП без применения дополнительных нормирующих преобразователей. Основные технические характеристики, условия эксплуатации и степень защиты датчиков: ¾ Измеряемые среды: горючие жидкость с воздухом ,взрывоопасные пары, взрывоопасных смесей газ; ¾ Диапазон измеряемых температур: 0-100 С (274), 0-800 С (271). ¾ Выходной сигнал: 4-20, 0-5 мА; ¾ Предел допускаемой основной погрешности: ± 0,25%, ± 0,5% (для 274), ± 0,5%, ± 1,0% (для 271); ¾ Зависимость выходного сигнала от температуры: линейная [12]. Малогабаритный датчик давления Метран-55 предназначен для работы в различных отраслях промышленности, системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование давления. Метран-55- ДМП 331- универсальный датчик давления для различных отраслей промышленности, пропорционально преобразующий абсолютное или избыточное давление рабочей среды в электрический сигнал. Основные технические характеристики, условия эксплуатации и степень защиты датчиков: ¾ Измеряемые среды: жидкость, пар, газ; ¾ Диапазон измеряемых давлений: минимальный (0…4 кПа, 0...10 кПа); максимальный (0…4 Мпа); ¾ Предел допускаемой основной погрешности: ± 0,25%, ± 0,35%, ± 0,5%. ¾ Выходной сигнал: 4-20, 0-20 мА, 0-10, 0-5, 0-1, 1-6 В; ¾ Температура измеряемой среды: от -40 до 125 С; ¾ Температура окружающей среды: от 0 до 50 С; от 0 до 70 С; дополнительно: от -20 до 50 С; от -40 до 70 С. Преобразователи давления Альбатрос p20 предназначены для измерения избыточного и абсолютного давлений газообразных продуктов, жидких продуктов и паров. Преобразователи давления Альбатрос p20 DELTA предназначены для измерения разности давления газообразных продуктов, жидких продуктов и паров. Преобразователи давления Альбатрос p20 и Альбатрос р20 DELTA (далее «приборы» или «преобразователи давления») применяются в системах автоматизации производственных объектов нефтегазовой, нефтехимической, химической, энергетической, металлургической отраслей промышленности, на предприятиях МО, МЧС, Роскосмос и ВПК (боеприпасы и спецхимия), а также на объектах ЖКХ. Диапазоны измеряемых давлений (разность давлений): ¾ от минус 10 до +10 мбар; ¾ от минус 1 до +1 бар; ¾ от 0 до +1 бар; ¾ от минус 1 до +6 бар; ¾ от минус 1 до +100 бар. Выходные сигналы приборов: от 4 до 20 мA или от 4 до 20 мA с HART-протоколом; Основная приведенная погрешность 0,1% Отображаемые параметры: ¾ измеренные значения; ¾ единицы измерения; ¾ выход за верхний предел измерения; ¾ выходной ток (4…20 мА); ¾ выход за нижний предел измерения. Расходомер Метран-350 предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами в различных отраслях промышленности, а также в системах коммерческого учета жидкостей, пара и газов. Принцип работы - метод переменного перепада давления с использованием осредняющих напорных трубок. - Основные преимущества: - простая установка в трубопровод через одно отверстие; - установка в трубопровод без остановки процесса (социальная конструкция); - минимальная вероятность утечек измеряемой среды; - более низкие потери давления и меньшие длины прямолинейных участков по сравнению с расходомерами на базе сужающих устройств; - существенное снижение стоимости монтажа и обслуживания благодаря интегральной конструкции; - легкость взаимодействия с существующими контрольными системами или вычислителями расхода по средствам интеллектуального протокола HART и Modbus; - простота перенастройки динамического диапазона, высокая надежность, отсутствие движущихся частей. - Основные технические характеристики, условия эксплуатации и степень защиты датчиков: - Измеряемые среды: газ, пар, жидкость; - Параметры измеряемой среды: - температура: - -40…400 С - интегральный монтаж; - -40…677 С -удаленный монтаж; - - избыточное давление в трубопроводе 25 МПа; - Пределы измеряемого расхода рассчитываются для конкретного применения; - Пределы основной допускаемой относительной погрешности измерений массового (объемного) расхода до ± 1%; - Самодиагностика; - Взрывозащищенное исполнение; - Средний срок службы - 10 лет; - Межпроверочный интервал - 2 года Волноводный уровнемер Метран 3302 - это новый интеллектуальный пробор, построенный на основе волноводной технологии и обеспечивающий надежные измерения уровня жидкостей и взвесей в сложных условиях эксплуатации. Принцип работы - технология рефлектометрии с временным разрешением. Основные технические характеристики, условия эксплуатации и степень защиты датчиков: ¾ Давление процесса: от -0,1 до 4,0 МПа; ¾ Температура процесса: от -40 до 150 С; ¾ Температура окружающей среды: от -40 до 85 С, от -20 до 85 С (для датчиков с ЖКИ); ¾ Относительная влажность: до 100%; ¾ Диапазон измерений: от 0,1 м. до 23,5 м. (зависит от типа зонда); ¾ Погрешность измерений уровня: ± 5мм. для зондов ≤ 5 м.; ± 0,1 % от измеряемого расстояния для зондов > 5 м.; ¾ Обновление показаний: 1 раз в секунду; ¾ Влияние температуры окружающей среды: мене 0,01 % от измеряемого расстояния на 1 С; ¾ Степень защиты от воздействия пыли и воды: IP66; ¾ Маркировка взрывозащиты: 0ExiallCT4, 1Exd[ia]IICT6. Ультразвуковой сигнализатор уровня СУР-7, выпускаемыq ЗАО «Альбатрос», применяtтся для сигнализации уровня/уровня раздела сред в одной (двух) точках емкостей и управления технологическими агрегатами и установками на объектах нефтедобывающей, химической, энергетической, металлургической и других отраслей промышленности. Контролируемая среда: агрессивные и неагрессивные жидкости: нефть, нефтепродукты, сжиженные газы, кислоты и щелочи (в том числе сильнопенящиеся, кипящие и высокоадгезионные); Состав сигнализатора: ¾ датчик ДПУ 7 (один или два); ¾ вторичный преобразователь ПВС7 или ПВС7-d; Основные характеристики: ¾ Температура контролируемой среды: -40…+100°С; ¾ Давление контролируемой среды до 10Мпа; ¾ Способ установки датчика: вертикальный/горизонтальный; ¾ Маркировка взрывозащиты 0Exia; ¾ максимальная длина чувствительного элемента равна 4 м . 2.4 Тип используемого кабеля для связи компонентов системы автоматизации Для связи компонентов системы автоматизации был использован кабель марки КВИП (Кабель высокоскоростной передачи данных). Кабель высокоскоростной передачи данных КВИП предназначен для передачи данных в диапазоне частот до 1 МГц и служит для формирования цифровых информационных шин, подключения датчиков с цифровым частотно-модулированным сигналом, по интерфейсу RS-485, RS-482, RS-422, в системах Foundation Fieldbus, PROFIBUS, HART, Ethernet и других, требующих использование «витой пары» в качестве канала приема/передачи данных. Кабели предназначены для стационарной и подвижной прокладки внутри и снаружи помещений при условии защиты от прямого воздействия солнечной радиации, на полках, в лотках, коробах, каналах, туннелях, земле (траншеях), в местах подверженных воздействию блуждающих токов. Основные характеристики кабеля: - широкая область применения, включая все взрывоопасные зоны; - удовлетворяет требованиям стандартов «RS» ассоциации EIA/TIA; - изоляция жил из сшитого полиолефина - значительно лучшие частотные характеристики по сравнению с ПВХ; - кабель с индексом «нг-FR»и «нг-FRHF» - огнестойкий, «нг» - не распространяющий горение; - применяются новые материалы - «нг-LS», «нг-HF»; - кабель с индексом «УФ» устойчив к солнечному излучению; - применена технология защиты кабеля от проникновения влаги; - широкий температурный диапазон применения от -60° до +200°С; - медная многопроволочная жила 4-го класса; цифровая или цветовая маркировка жил; - каждая «витая» пара может быть в отдельном или в общем экране; - сечение жил от 0,12мм² до 1,5мм², число «витых» пар от 1 до 61. 3. Программное обеспечение АСУТП MetsoDNA MetsoDNA - это распределенная автоматизированная система управления технологическим процессом, обладающая мощными возможностями автоматизации от базовых функций до управления производством и качеством продукции. Функции системы распределены по разным станциям, которые связаны одна с другой посредством шинного интерфейса. Станции могут работать независимо от остальной части системы. Так как оборудование системы имеет модульную конструкцию, оно может изменяться и расширяться для будущих приложений. Система контроля и управления построена по иерархическому принципу и состоит из нижнего, среднего и верхнего уровня. ) нижний уровень - уровень датчиков, измерительных преобразователей и исполнительных механизмов. ) средний уровень - уровень станций управления, таких как станция управления технологическим процессом (PCS), станция маршрутизатора (RTS), станция резервирования (BU), станция диагностики (DIA), маршрутизатор данных Ethernet (EDR), станция логического интерфейса (LIS) и некоторые другие. ) верхний уровень - уровень оперативного управления. В этот уровень входят такие станции как станция оператора (OPS), станция аварийной сигнализации (ALP), станция инжиниринга (EWS), и инфосервер (IAS). Система автоматизации MetsoDNA включает в себя ряд программных продуктов для обеспечения разработки и отладки процессов управления. Средства разработки: ¾ Function Explorer - интерфейс в БД оборудования и функциональных модулей. ¾ FbCAD - система автоматизации проектирования. Программа для разработки управляющих контуров. ¾ SeqCAD - программа для программирования последовательности запуска и остановок. ¾ HvCAD - программа для построения дизайна системы. ¾ Crystal Report - средство редактирования шаблонов отчетов. ¾ Ftest - программа проверки функций управления. ¾ TuneUp - программа настройки ПИД с функциями расширенного анализа. ¾ FieldBrowser - контроль клапанов и задвижек. ¾ GDCAD - (графический дисплей) программа для создания экранов оператора. В данном курсовом проекте используется средства разработки DNAuser Editor и FbCAD. Для данного курсового проекта применяется технологический контроллер ACNSR1D201291. Модуль ACN SR1 представляет собой небольшой устанавливаемый на рейке сервер управления технологическим процессом, который следует использовать совместно со средствами ввода/вывода системы ACN. Модуль ACN SR1соединяется с технологической шиной с помощью интерфейса Ethernet, а с модулями IBC - с помощью разъемов RJ-45 на монтажном основании MBB. Модуль ACN SR1может осуществлять управление не более, чем двумя группами средств ввода/вывода системы ACN. Необходимо предусмотреть обработку входных аналоговых и дискретных и выходных дискретных сигналов. Для этих целей необходимо использовать модули ввода/вывода. Для всех типов сигналов в системе предусматривается резерв 15%. Общее количество сигналов с учетом резерва можно разделить на: - аналоговые входные сигналы -20; - аналоговые выходные сигналы - 4; дискретные входные сигналы -12; дискретные выходные сигналы - 4; Для ввода аналоговых сигналов стандарта 4-20 мА выбрано три модуляAIU8, имеющих по8 входов. Для ввода дискретных сигналов типа “сухой контакт” применены модули BIU8,обеспечивающие подключение 16 сигналов постоянного напряжения 24 В. Выходные сигналы 24 В постоянного тока формируются при помощи модулей BOU8. Модули типа BOU8 обеспечивают 16 выхода постоянного напряжения 24 В. Выходные аналоговые сигналы стандарта 4-20мА формируются при помощи модуля AOU4. В качестве блока питания был выбран бесперебойный источник постоянного токаVPU, который полностью удовлетворяет энергопотреблению модулей. Расчет энергопотребления модулей приведен в таблице 1. Таблица 1 - Конфигурация контроллера и его энергопотребление
3.1 Описание разработанных алгоритмов управления технологическим процессом Алгоритм основной программы и подпрограммы регулирования клапаном приведены в приложении Г. Также в приложениях Е, Ж, И, К приведены листинги подпрограммы вывода аналоговых значений, подпрограммы управления задвижкой, подпрограммы регулирования клапана и вывода сигнализации по уровню. Листинги выполнены на графическом языке программирования FBD. Подпрограмма управления задвижкой работает следующим образом: на входные модули BIU8 подается сигнал об открытии или закрытии задвижки. Далее сигнал через модуль условного копирования CCOB поступает на стандартный блок управления задвижкой mgv, он, в свою очередь, обрабатывает их и выдает сигналы на управляющие воздействия, которые появляются на выходных модулях BOU8, откуда непосредственно поступают на приводы управления задвижкой. Подпрограмма регулирования клапаном: на входные аналоговые модули AIU8 поступают сигналы «% открытия» клапана и значение датчика давления в сепараторе СГ. Сигнал «% открытия» клапана поступает на вход позиции исполнительного механизма pos функционального блок pid контроллера. Показания датчика давления поступает на вход измеренного значения me. Затем на основе активного заданного значения spa функциональный блок формирует свой выход управления, который аналоговым сигналом подается на привод клапана. Подпрограмма вывода сигнализации: на функциональный блок аналоговых измерений am подается значение уровня в сепараторе первой ступени С1.1, уставка предупредительной сигнализации. Блок выполняет сравнение аналоговых данных с пределом сигнализации и устанавливает предупредительную сигнализацию. Заключение В данном курсовом проекте была разработана АСУ ТП установки подготовки нефти. Система автоматизации построена на базе современного программируемого контроллера MetsoDNA CR, разработан и программно реализован алгоритм контроля и управления технологическим процессом установки подготовки нефти. Разработан интерфейс оператора с помощью программного пакета DNAuseEditor. Список использованных источников . Технологический регламент автоматизированной УПН. . Парр Э. Программируемые контроллеры: руководство для инженера / Э. Парр ; пер. 3-го англ. изд. - М. : БИНОМ. Лаборатория знаний, 2007. - 516 с. . Андреев Е.Б., Попадько В.Е. Технические средства систем управления технологическими процессами в нефтяной и газовой промышленности: Учеб. пособие. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 272 с. . Кабель КВИП http://www.gerda.ru/ 5. Приборы измерения . Приборы измерения . Электроприводы . Методические указания по дисциплине «Автоматизированные информационно управляющие системы»- Тюмень, 2006. - 30с. 9. Электронный источник G2025_RU_02_03. Характеристики модулей ввода/вывода. . Электронный источник G2074_RU_02. Характеристики DNAuseEditor. |