Основы автоматизации технологических процессов нефтегазового производства. Содержание введение 3 Описание технологического процесса 4 Автоматизация технологического процесса 6 1 Структура и функции асу тп 6 2 Описание схемы автоматизации
 Скачать 27.54 Kb.
|
|
СОДЕРЖАНИЕ Введение 3 1. Описание технологического процесса 4 2. Автоматизация технологического процесса 6 2.1 Структура и функции АСУ ТП 6 2.2 Описание схемы автоматизации установки подготовки нефти 7 2.3 Технические средства автоматизации 8 2.4 Тип используемого кабеля для связи компонентов системы автоматизации 12 Заключение 13 Список использованных источников 14 Введение логический контроллер автоматизация программируемый 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. 1. Описание технологического процесса Установки подготовки нефти УКПН 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 УКПН 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 2.1 Структура и функции АСУ ТП 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[1]. 2.2 Описание схемы автоматизации установки подготовки нефти 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 С1.1 осуществляется: 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 Технические средства 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: Измеряемые среды: горючие жидкость с воздухом, взрывоопасные пары, взрывоопасных смесей газ; Диапазон измеряемых температур: 0-100 С (274), 0-800 С (271). Выходной сигнал: 4-20, 0-5 мА; Предел допускаемой основной погрешности: ± 0,25%, ± 0,5% (для 274), ± 0,5%, ± 1,0% (для 271); Зависимость выходного сигнала от температуры: линейная. 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: Измеряемые среды: жидкость, пар, газ; Диапазон измеряемых давлений: минимальный (0…4 кПа, 0…10 кПа); максимальный (0…4 Мпа); Предел допускаемой основной погрешности: ± 0,25%, ± 0,35%, ± 0,5%. Выходной сигнал: 4-20, 0-20 мА, 0-10, 0-5, 0-1, 1-6 В; Температура измеряемой среды: от -40 до 125 С; 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): от минус 10 до +10 мбар; от минус 1 до +1 бар; от 0 до +1 бар; от минус 1 до +6 бар; 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: измеренные значения; единицы измерения; выход за верхний предел измерения; выходной ток (4…20 мА); выход за нижний предел измерения[13]. 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. 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. 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); Блок управления AUMA MATIC осуществляет непрерывный контроль состояния привода и обеспечивает его работоспособность посредством следующих функций: автоматической коррекции фаз (в случае неправильного подсоединения питания); сохранения работоспособности привода в случае обрыва одной из фаз (3-фазное питание); отключения электродвигателя в случае превышения допустимой температуры обмоток и автоматическое восстановление питания электродвигателя после необходимого охлаждения; отключения электродвигателя в случае превышения допустимого крутящего момента до достижения конечных положений. Блок управления может быть смонтирован непосредственно на привод, а также существует вариант разнесенного исполнения: блок управления оборудуется кронштейном настенного крепления и устанавливается на расстоянии до 100 метров от привода Блок AUMA MATIC делает возможным уменьшение затрат и облегчает проектирование, установку, настройку и использование привода. 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. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Таким образом, автоматизированная система управления установки комплексной 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. Третий уровень представляет собой операторский интерфейс. Его основная задача это отображение процессов протекающих на площадке ОТП, сигнализация об авариях и регистрация данных Список использованных источников 1. Громаков Е. И., Проектирование автоматизированных систем. Курсовое проектирование: учебно-методическое пособие: Томский политехнический университет. — Томск, 2009. 2. Клюев А. С., Глазов Б. В., Дубровский А. Х., Клюев А. А.; под ред. А.С. Клюева. Проектирование систем автоматизации технологических процессов: справочное пособие. 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 2000. – 464 с. 3. Комиссарчик В.Ф. Автоматическое регулирование технологических процессов: учебное пособие. Тверь 2001. – 247 с. 4. ГОСТ 21.408-93 Правила выполнения рабочей документации автоматизации технологических процессов М.: Издательство стандартов, 2005.- 44с. 5. Разработка графических решений проектов СДКУ с учетом требований промышленной эргономики. Альбом типовых экранных форм СДКУ. ОАО «АК Транснефть». – 197 с. 6. Комягин А. Ф., Автоматизация производственных процессов и АСУ ТП газонефтепроводов. Ленинград, 2003. – 376 с. 7. Попович Н. Г., Ковальчук А. В., Красовский Е. П., Автоматизация производственных процессов и установок. – К.: Вищашк. Головное изд-во, 2006. – 311с. |