ДНС. Технологический процесс днс
 Скачать 138.92 Kb.
|
Технологический процесс ДНСДожимная насосная станция №6 (ДНС-6) Варьёганского месторождения открытого акционерного общества «Варьёганнефть» введена в эксплуатацию в 1996 году. Генеральный проектировщик площадки ДНС-6 – институт «Гипротюменнефтегаз». В 2007 году по проектной документации разработанной ООО «СПАС» был произведен капитальный ремонт АСУ ТП ДНС-6. ДНС-6 предназначена для: приема сырой нефти Варьёганского месторождения; подготовки нефти путем отделения попутного газа и пластовой воды; перекачки подготовленной нефти в ЦППН ОАО «Варьёганнефть»; очистки пластовой воды и подачи на КНС-6 для дальнейшей закачки в пласты; очистки попутного нефтяного газа от капельной жидкости и подачи его на КС-3 «Варьёганская» для дальнейшей переработки; оперативного учета нефти, газа и пластовой воды. В состав ДНС-6 входят следующие основные технологические объекты: узел приема нефти с месторождения; сепараторы I ступени НГС, С-1, С-2; сепаратор II ступени БЕ; отстойники ОГ-1, ОГ-2, ОГ-3; блок насосов по перекачке нефти; блок насосов по перекачке пластовой воды; резервуары очистных сооружений V-5000м3 РВС-1, РВС-2; и объекты вспомогательного назначения: факельное хозяйство; узлы учета воды, газа и нефти; блок подачи деэмульгатора; блок подачи метанола; технологические трубопроводы; объекты электрохозяйства; воздушная компрессорная; три емкости противопожарного запаса воды; дренажные емкости, колодцы для уловленной нефти и промливневых стоков. Полная мощность ДНС-6 составляет 30 000м3 жидкости в сутки. ОАО «Варьёганнефть» не имеет декларации промышленной безопасности на ДНС-6. Согласно ст.14 п.2 Федерального закона о промышленной безопасности опасных производственных объектов от 21 июля 1997г. №116 к особо опасным объектам, подлежащим декларированию, относятся производства с предельным количеством опасных веществ, указанных в приложении 2 табл.2: горючие жидкости, используемые в технологическом процессе – 200т; воспламеняющиеся газы – 200т. ДНС-6 Варьёганского месторождения к указанной категории производств не относится, так как количество опасных веществ на установке меньше предельного. Описание технологического объекта ОГ-1 на ДНС-......... Отстойник ОГ – это тип емкостного оборудования, предназначенный для глубокого очищения нефти путем отстаивания ее из нефтяной эмульсии. При этом нефтяная эмульсия попадает в отсек для очищенной нефти, а пластовая вода сбрасывается в систему подготовки промысловых сточных вод. Данный вид емкостного оборудования является идеальным для подготовки нефти для дальнейшей работы, а также ее финальной очистки. Чаще всего отстойники ОГ используются на нефтяных промыслах. Горизонтальные отстойники нефти также успешно применяются на нефтегазодобывающих предприятиях и предприятиях, занимающихся нефтепереработкой. Сам аппарат представляет собой цельносварную цилиндрическую конструкцию с горизонтальным типом установки. Аппарат имеет два эллиптических днища, набор штуцеров для подвода дополнительного оборудования. По требованию клиента устанавливаются обслуживающие площадки, лестницы и пр. Устанавливается отстойник ОГ на седловые опоры. Разделение нефтяной смеси на нефть и воду осуществляется за счет разницы их удельного веса. Эмульсия попадает в резервуар через входной штуцер в коллекторы, расположенные в нижней части отстойника. Эмульсия, стекающая тонкими струйками, поступает под слой пластовой воды. Капли жидкости, которые содержатся в нефтяной смеси, при контакте с водой становятся крупнее и оседают внизу аппарата. Нефть же за счет меньшего удельного веса поднимается наверх. Далее, обезвоженная нефть, собравшаяся в верхней части аппарат, выводится через выходной штуцер из аппарата. Стоит также отметить, что аппарат работает под избыточным давлением, поэтому оснащен необходимыми комплектующими для защиты от его скачков. Сосуд оборудуют манометрами, запорной арматурой, а также предохранительными клапанами на пружинах, которые обеспечивают сброс лишнего давления при его повышении до предельного. Технические характеристики каждого конкретного аппарата определяются индивидуально согласно требованиям заказчика, условиям эксплуатации, а также климату региона, в котором будет использоваться отстойник ОГ. Устройство может быть использовано в температурных условиях от -60 до +100 градусов с предельным давлением до 2,5 Мпа. Одним из немаловажных преимуществ аппарата является то, что горизонтальные отстойники нефти могут успешно эксплуатироваться в регионах с высокой сейсмичностью (до 8 баллов). Возможна эксплуатация данного оборудования в регионах и с более высокой сейсмической активностью, но такие случаи рассматриваются индивидуально и требуют очень точных расчетов. Автоматизация технологического процессаАвтоматическую систему управления технологическим процессом (АСУ ТП) можно разделить на три основных уровня иерархии: нижним уровнем является уровень датчиков и исполнительных механизмов, которые устанавливаются непосредственно на технологических объектах; средним уровнем является уровень логического контроллера. Его функции: сбор информации, поступающей с нижнего уровня, ее обработка и хранение, выработка управляющих сигналов на основе анализа информации, передача информации о производственном участке на более высокий уровень; верхний уровень – автоматическое рабочее место (АРМ) . Этот уровень включает в себя сбор данных поступающих со среднего уровня, их накопление, обработку и выдачу руководящих директив нижним уровнем.Основой программного обеспечения верхнего уровня являются пакеты SCADA. Объемы автоматизацииОбъемы автоматизации любого технологического объекта должны определяться функциональной схемой автоматизации, перечнем сигналов, получаемых с объекта, и функциями, использующими эти сигналы и данные для целей контроля и управления. ОтстойникПри автоматизации отстойника осуществляется автоматическое регулирование: уровня раздела фаз "нефть-вода" клапаном на линии сброса воды; уровня нефти клапаном на линии выхода нефти; давления газа клапаном на линии выхода газа. Автоматизация отстойника также предусматривает дистанционный контроль, сигнализацию и регистрацию указанных параметров. С помощью пробоотборника производится отбор проб на анализ содержания нефтепродуктов в воде в трубопроводе к очистным сооружениям. Для контроля, измерения, регистрации, и вычисления различных параметров в технологических аппаратах установки отстойника, были применены следующие технические средства. При выборе датчика для измерения уровня был выбран Сапфир – 22ДУ – Ех , так как он работает в наиболее подходящем диапазоне температур окружающей среды и имеет более высокую точность измерения,характеристики которого приведены в таблице 2.1. Таблица 2.1 – Технические характеристики датчика уровня
Выбор датчика для измерения давленияДля выбора датчика избыточного давления выбран Метран-150TG, характеристики которых приведены в таблице2.2. Таблица 2.2 – Технические характеристики датчика измерения давления
Для измерения температуры выбран Метран – 280 Emerson, характеристики приведены в таблице 2.3. Таблица 2.3– Технические характеристики датчиков измерения температуры
Управление задвижками и клапанами AumaMatic SA(R)ExC 16.1– электрические приводы, предназначены для перемещения регулирующих органов исполнительных устройств в системах регулирования технологическими процессами в соответствии с командными сигналами автоматических регулирующих и управляющих устройств. Принцип действия заключается в управлении потоками рабочей среды с помощью регулирования площади поперечного сечения. ПЛК в системе автоматизации ДНС – 6ПЛК (программируемый логический контроллер) – конечный дискретный автомат, имеющий конечное количество входов и выходов, подключенных посредством датчиков, ключей, ИМ к объекту управления, и предназначенный для работы в режимах реального времени. Выбор режима ПЛК зависит от требуемых выполняемых функций, длительности автономного использования и условий окружающей среды. Основными параметрами для выбора ПЛК являются: технические характеристики; эксплуатационные характеристики; производительность; надежность. К техническим характеристикам относятся: Количество каналов; быстродействие; уровни напряжения вход/выход. К параметру производительности относятся: время выполнения операции; функциональность. Надежность подразумевает: наработку часов на отказ; среднее время восстановления. Требования к ПЛКВыбор контроллера осуществляется с учетом требований, которые предъявляются к нему разрабатываемой системой автоматизации, а именно: надёжность; количество входов/выходов; объём памяти; скорость обработки информации; удобство программирования; стойкость к внешним воздействиям; стандартные протоколы обмена информацией; стоимость; времени реакции на исполнительные устройства, датчики. Выбор контроллераДля выбора необходимого ПЛК были рассмотрены три устройства, такие как: ADAM 5510, Atom XP – 8341, WP-9221-CE7. Сравнительная характеристика данных контроллеров приведена в таблице 3.1. Таблица 3.1 – Сравнительная характеристика ПЛК
На основании характеристик, приведённых в сравнительной таблицы 3.1, был выбран контроллер ADAM 5510, превосходящий другие сравниваемые контроллеры по основным критериям выбора ПЛК и подходящий под выполняемые задачи. входные аналоговые (AI) – 16; входные дискретные (DI) – 10; выходные дискретные (DO) – 10. Расчёт энергопотребления контроллера и модулей входов/выходов приведен в таблицах 3.3. Таблица 3.3 - Расчёт энергопотребления для дискретного модуля шасси
Дискретные модули 5050, 5052 - это платформа модульного оборудования ввода/вывода, разработанная для оснащения системы управления модулями ввода/вывода с минимальными требованиями к занимаемому пространству. Модули предлагаются в различных модификациях как по количеству сигналов - четыре, восемь, шестнадцать, так и по качеству - постоянного тока, переменного тока. Таблица 3.4 – Модули дискретного ввода/вывода
Выбираем два модуля аналогового ввода/вывода представленные в таблице 3.5. Таблица 3.5 – Модули дискретного ввода/вывода
Был выбран блок питания PS8-400ATX-ZE, который работает в температурном режиме от 0 до + 50 0С, может работать от сети переменного тока и имеет максимальный ток нагрузки по шине 5В - 16А . Алгоритм контроля и управления магистрального насосного агрегата представляет собой информационный процесс, включающий в себя сбор, упорядочение, обработку данных и формирование управляющего воздействия по результатам обработки. Главной целью реализации алгоритма управления является поддержание непрерывного режима работы объекта и выявление аварийных ситуаций. В настоящее время имеется множество различных программных средств для разработки операторского интерфейса. Рассмотрим систему программного проектирования TRACE MODE Система TRACE MODE – это одна из самых покупаемых в России SCADA- систем. Она предназначена для разработки крупных распределенных АСУ ТП широкого назначения. Проекты, разработанные на базе TRACE MODE, работают в энергетике, металлургии, атомной, нефтяной, газовой и других отраслях промышленности . TRACE MODE основана на инновационных, не имеющих аналогов технологиях. Среди них: разработка распределенной АСУТП как единого проекта, автопостроение, оригинальные алгоритмы обработки сигналов и управления, объемная векторная графика мнемосхем. TRACE MODE - это первая интегрированная SCADA- и SOFTLOGIC-система, поддерживающая сквозное программирование операторских станций и контроллеров при помощи единого инструмента. Инструментальная система TRACE MODE 6 включает полный набор средств разработки АСУ ТП, а именно средства создания: операторского интерфейса (SCADA/HMI); распределенных систем управления (РСУ); промышленной базы данных реального времени; программ для промышленных контроллеров (SOFTLOGIC); систем управления производством (MES). Оператор видит отображение технологического процесса при помощи мнемосхем, показываемых на экране (приложение Г). Данный пакет представляет собой программный пакет операторского интерфейса для представления оператору данных о состоянии технологического процесса в виде мнемосхем, численных значений, временных графиков, аварийных сигнализаций и так далее . Эта программа имеет все необходимые инструменты для создания эффективных прикладных систем текущего контроля и диспетчерского управления. Информация предоставляется оператору на дисплее и при распечатке отчетов, в цифровом виде. Количественная и качественная информация о процессе и состоянии оборудования отображается на мнемосхемах в виде численных значений параметров, изменения цвета при изменении состояния, текстовых сообщений. При создании проекта, каждый параметр в программе привязывается к какому-либо тегу. Тег – логическое имя переменной в устройстве или в локальной памяти. В базе данных задают данные, которые необходимо контролировать с помощью верхнего уровня (элемент базы – тег). Текущее значение тега по мере необходимости обновляется из устройства и хранится в памяти компьютера. К нему можно получить немедленный доступ из любого места программы верхнего уровня. ЗаключениеВ курсовой работе была разработана система управления горизонтальным отстойником на базе микропроцессорного контроллера. В ходе работы выбраны устройства и исполнительные механизмы для нижнего уровня автоматизированной системы управления технологическим процессом, отвечающих за регулирование, контроль, регистрацию, передачу и сигнализацию основных параметров технологического процесса нефтеперекачивающей станции. Для управления технологическим процессом был выбран программируемый логический контроллер Adam-5510, который производит обработку входных сигналов и формирование управляющих воздействий и его модулей. Применение данного контроллера позволило выполнять следующие функции: сбор и обработку аналоговых и цифровых сигналов датчиков, сигнализацию, выдачу управляющих воздействий на различные механизмы, автоматическое регулирование, обмен информацией с верхним уровнем управления. Также разработаны алгоритмы управления технологическим объектом и автоматической задвижкой. Для визуализации верхнего уровня системы в программном пакете TRACE MODE 6 был создан проект на основании разработанных алгоритмов. Программирование контроллера выполнено на языке FBD-диаграмм. Для питания контроллера выбран аккумуляторный блок, обеспечивающий стабильную работу контроллера на максимально возможное время. Приложение АСхема автоматизации  Приложение Б Рисунок Б.1 – ПИД – регулятор с масштабированием  Рисунок Б.2 – Программа проверки обрыва цепи Приложение В  Рисунок В.1 – АРМ оператора  Рисунок В.2 – Экран ПИД – регулятора | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||