асу. АТП ТХУ. Реферат в курсовом проекте по дисциплине Автоматизация технологических процессов и производств на тему Автоматизация технологического процесса подготовки нефти на тху нгду Елховнефть
 Скачать 3.04 Mb.
|
 Реферат В курсовом проекте по дисциплине «Автоматизация технологических процессов и производств» на тему «Автоматизация технологического процесса подготовки нефти на ТХУ НГДУ «Елховнефть»» будет подробно изучен процесс подготовки добываемой из скважин нефти на термохимической установке с последующей транспортировкой ее на нефтеперерабатывающие заводы для получения готовой продукции. К преимуществам термохимических установок можно отнести возможность изменять деэмульгаторы и режимы работы установки по мере изменения характеристики эмульсии, низкую чувствительность режима работы установки к широкому изменению содержания воды в нефти, что является особенно актуальным в современных условиях добычи нефти. Ключевыми словами при написании работы будут являться: объект автоматизации, КТС, структура АСУ ТП, датчики, ИМ, ЛВС, контроллер, сервер системы, SCADA, АРМ, контроль, регулирование, управление, сигнализация, защита, блокировка, передача данных, САР, протокол, УСО. Работа включает в себя описание технологического процесса с указанием всех производственных объектов автоматизации, иерархической структуры АСУ ТП; состав КТС; описание SCADA – системы; выбор, расчет и моделирование САР; проект АСУ ТП, созданный с помощью SCADA – пакета GENESIS 32. Курсовой проект содержит: расчётно-пояснительную записку, состоящую из введения, технологической, технической, экспериментально, расчётной и проектной части; приложения: спецификацию схем автоматизации; технологическую схему ТХУ; функциональную схему ТХУ с автоматизацией; иерархическую структуру АСУ ТП; примеры мнемосхем АРМ. Введение Добываемая из скважины нефть, как правило, имеет в своем составе пластовую воду (в свободном или эмульгированном состоянии), содержащую различные минеральные соли – хлористый натрий, хлористый кальций, хлористый магний и т.д. и зачастую механические примеси. В состав нефтей входят также различные газы органического (метан, этан, пропан, бутан) и неорганического (сероводород, углекислый газ, гелий) происхождения. Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных солей приводит к увеличению расходов на ее транспорт, кроме того, вызывает образование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при переработке нефти на НПЗ вследствие усиленного развития коррозии оборудования. Согласно действующим ГОСТам, товарная нефть не должна содержать больше 1% воды и 40 мг/л хлористых солей. Вот почему нефти, добываемые из скважин вместе с пластовой водой, подвергают обезвоживанию и обессоливанию на ТХУ, УПН или УПВСН. Практикой установлено, что существующие методы деэмульсации нефти без подогрева и ПАВ в большинстве случаев малоэффективны и особенно это касается тяжелых, парафино-смолистых и вязких нефтей. Поэтому большая часть добываемой обводненной нефти проходит обработку на ТХУ, имеющих следующие характеристики: сравнительно быстрый монтаж установки, состоящей из блочного полностью автоматизированного оборудования; возможность изменять деэмульгаторы и режимы работы установки по мере изменения характеристики эмульсии; низкая чувствительность режима работы установки к широкому изменению содержания воды в нефти. Учитывая тот факт, что количество воды в добываемой нефти постепенно увеличивается и может достигать 90% и более, последняя характеристика приобретает особую актуальность. 1. Технологическая часть Рассмотрим описание функциональной технологической схемы (рис.1.1) процесса подготовки нефти на ТХУ НГДУ «Елховнефть» (далее ТХУ). На ТХУ осуществляют подготовку нефти по двум направлениям: подготовка нефти для передачи в НГДУ «Альметьевнефть»; глубокая подготовка нефти для передачи в Елховское нефтеперерабатывающее управление (ЕНПУ). С промыслов сырая нефть поступает на технологический резервуар РВС -5000 №2 Кичуйского товарного парка, где происходит предварительное отделение свободной воды. Далее нефть с мелкодисперсной стойкой эмульсией поступает в технологический резервуар РВС – 5000 №3, где имеется возможность подрезки отделившейся воды и нижнего слоя эмульсии. Из РВС – 5000 №3 с уровня 2 метра нефть отбирается на ТХУ. На ТХУ нефть поступает с обводненностью до 10 %. Поступившая на установку нефть представляет собой эмульсию, стабилизированную ПАВ (свободная вода, недеспергированная, уже выпала в резервуаре и осталась мелкодисперсная стойкая эмульсия). Поэтому здесь требуются более сложные приемы: интенсивное нагревание, химическая и электрохимическая обработка. Для этих целей нефть (t = 10°С) подается в теплообменники Т – 1/1,2, где нагревается до 53°С уходящей готовой нефтью с ЭД – 1/1,2, а затем в печах П – 1/1,2 нагревается до температуры 90°С и поступает на ступень обезвоживания в О – 1/1,2 V = 200 м3 каждый. В результате нагрева уменьшается вязкость жидкостей составляющих эмульсию и уменьшается поверхностное натяжение на границе раздела фаз. На данном этапе происходит расслоение эмульсии и обезвоживание нефти. Но в ней еще присутствует много солей, которые необходимо удалить. Поэтому на выходе отстойников установлены электродегидраторы ЭД – 1/1,2, предназначенные для осуществления процесса разрушения бронированной оболочки эмульсии под действием электрического поля. На выходе ЭД – 1/1 содержание хлористых солей в нефти составляет не более 50 мг/л, а воды не более 0,2 %. Далее поток нефти разбивается на два направления: для сдачи в НГДУ «Альметьевнефть» через Т – 1/1 в РВС – 5000 №6; для доподготовки нефти для ЕНПУ на ЭД – 1/2. Для этого на прием ЭД – 1/2 подается дополнительно пресная вода (для растворения минеральных солей), деэмульгатор – Реапон ИК (для уменьшения поверхностного натяжения оболочек воды), 2 % раствор щелочи (для нейтрализации действия соляной кислоты, образующейся при гидролизе хлоридов кальция, магния и термическом разложении хлорорганических соединений). Используется также высокое напряжение электрического поля для осаждения диспергированной воды (около 5 кВ). На выходе с ЭД – 1/2 содержание хлористых солей уже составляет до 14 мг/л. После ЭД – 1/2 нефть через теплообменник Т – 1/2 поступает в РВС – 5000 №8 и далее на ЕНПУ. Температура товарной нефти на выходе Т – 1/1,2 составляет 40°С. Отделившаяся пластовая вода после ступеней обезвоживания и обессоливания поступает на очистные сооружения, а вода из дренажной емкости возвращается в цикл подготовки нефти . Отметим все производственные объекты автоматизации, используемые в подготовке нефти. Т-1/1,2 – теплообменник «нефть-нефть» кожухотрубчатый (длина кожуха – 1400 мм, длина труб – 6000 мм, F = 693 м2); применяется для нагрева сырья и охлаждения товарной нефти. П - 1/1,2 – печь трубчатая ПТ – 6.3/200-А; применяется для нагрева нефти, в результате чего уменьшается вязкость жидкостей составляющих эмульсию и уменьшается поверхностное натяжение на границе раздела фаз. О - 1/1,2 – отстойник ступени обезвоживания ОГ – 200П (V =200 м3, Р = 0,8 МПа); применяется для обезвоживания нефти. ЭД - 1/1,2 – электродегидратор ЭГ200 – 10 – 3; применяется для обессоливания нефти путем добавления деэмульгатора и пресной воды. Е - 1 – емкость дренажная; применяется для сбора дренажной воды, поступающей со всех объектов автоматизации, перечисленных выше. Н - 1 - насос НВ 50/50 (эл. дв. В160М4, N = 18,5 кВт); применяется для откачки жидкости из Е – 1, поступающей вновь в цикл подготовки нефти. 2. Техническая часть 2.1. Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы контроля и управления Иерархическая структура АСУ ТП подготовки нефти на ТХУ НГДУ «Елховнефть» приведена в Приложении 3. Рассмотрим каждый уровень приведенной многоуровневой структуры более подробно. Первый уровень системы включает набор датчиков и исполнительных устройств, встраиваемых в конструктивные узлы технологического оборудования и предназначенных для сбора первичной информации и реализации исполнительных воздействий. Этот уровень называется уровнем I/O (ввода-вывода). Техническое обеспечение представлено совокупностью приборов: термометр биметаллический показывающий ТБ-2СД-(0-450)-1.5; термопара ТХА-0595; сигнализатор температуры; термопреобразователь сопротивления медный ТСМ - 0595 – 01; преобразователь давления 1151GP6S12B1; манометр сигнализирующий электроконтактный ДМ2005СrIEх-1,6; диафрагма камерная ДКС 10-150-А/Б-1; манометр показывающий, с радиальным штуцером МП4 - У – 4; датчик избыточного давления МЕТРАН - 43 -Ех - ДИ - 3141; дифманометр-расходомер показывающий ДСП - 160 - М1; прибор аналоговый, показывающий и регистрирующий А100 – 2225; сигнализатор наличия пламени СНП-1-6891.02; блок искрового розжига электрического запальника модернизированный БИР-М; регулятор микропроцессорный МИНИТЕРМ О. У2; электрический исполнительный механизм КТ1 – Ех; сигнализатор довзрывоопасных концентраций СТМ10 – 0010; блок управления ИПН 25/15; преобразователь первичный ПП - 011; преобразователь передающий ППР. Второй уровень служит для непосредственного автоматического управления технологическими процессами с помощью различных УСО и ПК. Этот уровень получил наименование control (непосредственное управление). Для данной схемы техническим обеспечением этого уровня является контроллер ПЛК TSX 37-22 – модульный контроллер, со встроенными астрономическими часами, с возможностью расширения размера памяти и установки коммуникационного модуля. Более подробно контроллер будет описан ниже. Связь между уровнем датчиков и исполнительных механизмов с уровнем непосредственного управления осуществляется с помощью физических протоколов RS – 485/232. Третий уровень, названный SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition – сбор данных и диспетчерское управление), предназначен для отображения (или визуализации) данных в производственном процессе и оперативного комплексного управления различными агрегатами, в том числе и с участием диспетчерского персонала. Техническим обеспечением данного уровня являются персональные компьютеры, а программное обеспечение представлено SCADA-системой InTouch, которая является мощным человеко-машинным интерфейсом (HMI) для промышленной автоматизации, управления технологическими процессами и диспетчерского контроля. Более подробно эта система будет рассмотрена ниже. Связь данного уровня со вторым осуществляется посредством физических протоколов RS – 485/232 через кабель адаптер TSX PCX 1030. Четвертый уровень представлен MES (Manufacturing Execution System) – системой, выполняющей упорядоченную обработку информации о ходе изготовления продукции в различных цехах, обеспечивающей управление качеством, а также являющейся источником необходимой информации в реальном времени для систем MRP (Manufacturing Resource Planning) и ERP (Enterprise Resource Planning) – планирование ресурсов предприятия. В России эти системы больше известны под именем АСУП. Они предназначены для автоматизации планирования производства и финансовой деятельности, снабжения и продаж, анализа и прогнозирования и т.д. В данной работе рассматриваются вопросы, связанные с АСУ ТП, поэтому уровень АСУП здесь не рассматривается. Связь данного уровня с уровнем SCADA – систем осуществляется через модемы по сети типа Ethernet. 2.2. Цели, задачи и основные функции АСУ ТП и ее подуровней В соответствии с современной идеологией основные задачи управления решаются на нижних уровнях системы, что позволяет повысить реактивность системы и разгрузить вычислительную сеть от передачи излишней информации. На верхние уровни управления возлагаются только те задачи, для выполнения которых вычислительные средства нижних уровней не приспособлены, например, отображение текущего состояния автоматизируемого производства. Основными целями и задачами любой автоматизированной системы управления технологическими процессами в общем случае являются: обеспечение безопасности работы технологического оборудования при заданном режиме; срабатывание сигнализации при отклонении от заданных параметров работы технологического оборудования; получение информации о параметрах технологического процесса в режиме реального времени. Детализируем теперь основные задачи, решаемые на различных уровнях управления. На нижнем уровне – уровне датчиков и исполнительных механизмов – реализуются следующие основные функции: сбор и обработка сигналов с датчиков; автоматическое регулирование параметров технологического процесса и оборудования; программно-логическое управление; передача информации на верхний уровень и получение команд и данных с верхнего уровня. Уровень непосредственного управления характеризуется следующими показателями: предельно высокой реактивностью режимов реального времени; предельной надежностью; возможностью встраивания в основное оборудование; функциональной полнотой модулей УСО; возможностью автономной работы при отказах комплексов управления верхних уровней; возможностью функционирования в цеховых условиях. Уровень диспетчерского управления технологическим процессом должен обеспечивать: диспетчерское наблюдение за технологическим процессом по его графическому отображению на экране в реальном масштабе времени; расчет и выбор законов управления, настроек и уставок, соответствующих заданным показателям качества управления и текущим ( или прогнозным) параметрам объекта управления; хранение и дистанционную загрузку управляющих программ в ПК; ведение единой базы данных технологического процесса; контроль работоспособности оборудования первого уровня, реконфигурацию комплекса для выбранного режима работы (в том числе переход на резервную схему в случае отказа отдельных элементов); связь с АСУП. 2.3. Комплекс технических средств АСУ ТП Как любой технологический процесс, процесс подготовки нефти на ТХУ предполагает постоянное отслеживание технологических параметров, таких как уровень, расход, давление, температура. Для этого на ТХУ используется комплекс технических средств – различные датчики, исполнительные механизмы, измерительные преобразователи, устройства связи, контроллеры и другие. Все показания с приборов нижнего уровня по каналам передачи данных поступают на АРМ операторов. Рассмотрим перечень приборов, установленных на технологических объектах ТХУ (табл. 2.1). Таблица 2.1
В табл. 2.1 были рассмотрены технические средства, находящиеся на нижнем уровне АСУ ТП подготовки нефти. Однако, если рассматривать КТС АСУ ТП по уровням, то нужно более подробно остановиться на одном из главных технических средств уровня непосредственного управления – контроллере ПЛК TSX 37-22. Контроллер ПЛК TSX 37-22 – модульный ПЛК, со встроенными астрономическими часами, с возможностью расширения размера памяти и установки коммуникационного модуля. Этот ПЛК имеет встроенные аналоговые входы и выходы и счетные каналы. Все типы дискретных и аналоговых модулей, модулей быстрого счета и др. могут быть установлены во все доступные слоты ПЛК. Для лучшей адаптации к требованиям пользователя дискретные модули бывают 2-х форматов: стандартный, который занимает один слот (2 установочных места) и полуформатный, который занимает только одно установочное место. Все остальные модули (аналоговые, счетные и др.) – полуформатные. С помощью мини-шасси расширения, которое может быть непосредственно подключено к базовому шасси, можно увеличить количество доступных слотов и, соответственно, количество устанавливаемых модулей. Дискретные входы-выходы, устанавливаемые в шасси. Отличаются не только форматом (стандартные и полуформатные), но и количеством каналов (от 4 выходов до 64 I/O), типом входов (постоянного или переменного тока), типом выходов (транзисторные или релейные) и подключением (винтовая колодка или НЕ 10 соединитель). Дискретный модуль безопасности представляет собой полуформатный модуль TSX DPZ 10D2A, который выполняет полную диагностику схем безопасности. Он осуществляет контроль за аварийной остановкой в случае возникновения аварийной ситуации в соответствии с требованиями стандартов по безопасности EN 954-1, EN 418 EN и 60204-1. Аналоговые входы-выходы. Аналоговые модули TSX 37 отличаются количеством каналов, их характеристиками и диапазоном измерения (уровень, напряжение, термометры сопротивлений и др.). ПЛК TSX 37-22 имеет 8 аналоговых 0-10 В 8-битовых входов и 1 аналоговый 0-10 В 8-битовый выход, эталонный 10 В выход, обеспечивая экономичное решение для целого ряда прикладных задач. Счетные каналы. Счетные модули (прямые, обратные, реверсивные счетчики) отличаются по количеству каналов, граничной частоте, типу и количеству соответствующих логических сигналов. В ПЛК TSX 37-22 встроены два накапливающих 10 кГц счетных канала, которые также снабжены функциями сброса, предварительной установки и обнуления счетчиков. Могут быть использованы также специализированные счетные модули TSX CTZ 1A/2A, TSX CTZ 2AA, которые устанавливаются в доступный слот. Коммуникационные возможности: возможность подключения программного терминала FTX и-или человеко-машинного интерфейса (режим UNI - TELWAY ведущий); возможность связи контроллера по сети UNI - TELWAY (UNI - TELWAY ведущий-ведомый) через изолирующее устройство TSXPACC 01; возможность подключения принтера или терминала в символьном режиме, модема. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||