Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Автоматизация газоанализатора ГАММА-100

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ПРОМЫШЛЕНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ИНЖИНИРИНГА

Отделение «Автоматизация»

КУРСОВАЯ РАБОТА

По учебной дисциплине «Монтаж, наладка и эксплуатация САУ

Специальности 220301.51 «Автоматизация технологических процессов и производств»

Тема: «Автоматизация газоанализатора ГАММА-100»

Выполнил: студент

Гр: АТП 10-9-1

Башкин Р.С.

Проверил преподаватель:

Чернова М.Ф.

Тюмень 2014 г

Содержание

Введение

1.Общий раздел 1.1 Краткая характеристика тех. процесса и агрегата

1.1.1. Котел – утилзатор ПКК – 100/45 – 200 -5

1.2 Оборудование КИПиА и нынешнее состояние системы

автоматизации котла –утилизатора

1.2.1. Нынешнее состояние системы автоматизированного

управления. Необходимые меры по модернизации

2.Технический раздел

2.1 Монтаж и наладка средств автоматизации

2.1.1. Газоанализатор ГАММА-100

3.Охрана труда.

3.1.1. Требования безопасности перед началом работы.

3.1.2. Требования безопасности во время работы.

3.1.3. Требования безопасности при выполнении

специальных работ

Вывод

Литература

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время современные нефтегазодобывающие и перерабатывающие предприятия представляют собой комплекс технологических объектов рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают иногда сотен квадратных километров.

Технологические объекты связаны между собой через единый продуктивный пласт и поток продукции, циркулирующий по технологическим коммуникациям. Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду, поэтому для нормальной эксплуатации необходимо обеспечить постоянный дистанционный контроль работы технологических объектов и их состояния. Для этого необходимо использовать системы автоматизации на объектах.

Существующие в настоящее время приборы исследования, регулирования и контроля разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений позволили перейти к созданию и внедрению информационно-измерительных систем для нефтегазодобывающих производств.

Успешный процесс ведения добычи и переработки нефти и газа зависит от строгого контроля и поддержания в заданном режиме таких параметров как давление, температура, уровень, расход, а также от контроля качества выходного продукта.

Поддержание с требуемой точностью на заданном уровне параметров быстротекущих технологических процессов при ручном управлении оказывается трудновыполнимым. Поэтому функционирование современных нефтегазодобывающих и перерабатывающих производств возможно только при оснащении технологических установок соответствующими измерительными системами автоматического управления.

Таким образом, современный этап развития добычи и переработки нефти и газа немыслим без применения контрольно-измерительных приборов, новейших средств автоматики и связи .

Целью курсового проекта является разработка системы автоматического управления и регулирования, способной обеспечить:

качественное и надежное функционирование ДНС;
централизованное управление объектом;
непрерывный сбор информации о текущем состоянии технологических параметров.

При разработке курсового проекта были поставлены следующие задачи:

в соответствие с особенностями технологического процесса произвести выбор технических средств нижнего уровня;
выбрать марку и конфигурацию контроллера;
разработать и программно реализовать алгоритм контроля и управления технологическим процессом ДНС;
произвести расчет системы автоматического регулирования уровня раздела фаз «вода-нефть» в горизонтальном отстойнике;
оценить безопасность проекта и его экономическую эффективность;
произвести расчет экономической эффективности проекта.

Варьёганское нефтегазовое месторождение, в Российской Федерации, на севере Тюменской обл. (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция). Было открыто в 1968 году. Залежи находятся на глубине 800-2500 м. Начальный дебит нефти в скважинах до 290 т/сут, газа около 630 тыс. м³/сут. Плотность нефти составляет 0,77-0,86 г/см³. Центр добычи Варьёганского месторождения - г. Нижневартовск.

1. Общий раздел

Общая характеристика объекта управления

Объектом управления является дожимная насосная станция (ДНС) №6 Варьеганского месторождения. Данное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. На территории дожимной насосной станции размещены следующие объекты :насосы перекачки нефти (НН-1÷4),сепараторы первой ступени (С-1÷7),буферные емкости (БЕ-1÷5),отстойники горизонтальные (ОГ-1÷4),сепараторы газовые (ГС-1÷ 6),насосы перекачки воды (НПВ-1÷ 3),

резервуары вертикальные сепарационные (РВС-1÷5),узлы учета воды (УУВ-1, УУВ-2),узел учета нефти (УУН-1),узлы учета газа (УУГ-1, УУГ-2).

Объекты вспомогательного назначения:установка подачи деэмульгатора в технологический процесс,дренажные емкости для уловленной нефти ,

пожарные резервуары.

1.2 Технические характеристики

Дожимная насосная станция №6 Варьеганского месторождения предназначена для :

приема сырой нефти по нефтепроводам от скважин;
подготовки нефти путем отделения попутного газа и пластовой воды;
очистки пластовой воды;
оперативного учета нефти, пластовой воды, газа;
перекачки нефти для дальнейшей подготовки на центральный пункт подготовки нефти (ЦППН);
перекачки пластовой воды в общую систему кустовых насосных станций (КНС) для дальнейшей закачки в пласт;
очистки попутного нефтяного газа от капельной жидкости.

Полная мощность ДНС-6 - 20000 м3 жидкости в сутки.

Управление объектами, входящими в состав ДНС-6, осуществляется из единой операторной.

Обводненная нефть со скважин месторождения по двум трубопроводам диаметром 426 мм через задвижки поступает в сепараторы С-1÷7, где при давлении 0,2-0,8 МПа происходит предварительное отделение газа от обводненной нефти (приложение А).

Газ из сепараторов С-1÷7 по трубопроводу диаметром 426 мм через задвижки и клапан-регулятор поступает в газосепараторы ГС-1÷6.

Частично разгазированная нефть из сепараторов первой ступени поступает в отстойники горизонтальные (ОГ-1-4), затем в сепараторы второй ступени (БЕ-1÷5) через задвижки и клапан-регулятор, где происходит дальнейшее отделение газа от обводненной нефти.

Отделившийся в БЕ-1÷5 газ направляется в гасосепараторы ГС-1÷6, через задвижки и клапан-регулятор. Отсепарированная жидкость через задвижки и клапан-регулятор направляется в горизонтальные отстойники ОГ-1÷4 для отделения воды от нефти.

Водонефтяная эмульсия поступает в отстойники через два патрубка, находящихся в нижней части аппарата, диаметром 700 мм.

Нефть из отстойников через патрубки, расположенных сверху аппарата, диаметром 325 мм, через задвижки направляется на сепарацию в БЕ-1÷5, где происходит дальнейшее отделение газа от нефти.

Нефть из БЕ через задвижки и фильтры по коллектору приема поступает на прием нефтяных насосов по трубопроводу диаметром 325 мм и откачивается через задвижки для дальнейшей подготовки на центральный сборный пункт «ВарьеганНефть».

Газосепараторы (ГС) предназначены для улавливания унесенной газом капельной жидкости из С-1÷7. Уловленная в газосепараторе жидкость стекает по трубопроводу через задвижки в линию входа обводненной нефти в ОГ или через задвижки на вход в БЕ .

Газ из газосепараторов через задвижки, клапан-регулятор и через узлы учета газа №1,2 самодавлением направляется на Варьеганское газоперерабатывающее предприятие. Давление в газосепараторе поддерживается клапаном-регулятором, смонтированным на линии выхода газа на ГС

Подтоварная вода из отстойников ОГ-1÷4 через задвижки поступает по трубопроводам диаметром 426 мм в резервуары РВС-1÷3. Подтоварная вода поступает в резервуар через распределительные устройства, находящиеся в нижней части резервуара, для равномерного распределения жидкости по всей площади резервуара, где происходит окончательное отделение нефти от воды. Из резервуаров подтоварная вода поступает по трубопроводам диаметром 426 мм через задвижки на прием насосов, которыми вода откачивается через узлы учета воды (УУВ) и задвижки на кустовую насосную станцию (КНС-6) для дальнейшей закачки ее в пласт. Схемой предусмотрена как последовательная, так и автономная работа каждого из резервуаров.

Резервуары снабжены дыхательными клапанами, замерными и световыми люками, а также люк-лазами.

В случае аварии на напорном нефтепроводе или в других случаях, схемой предусмотрена работа РВС-2 в качестве аварийного резервуара, для накопления нефти.

Для производства ремонтных работ и периодического технического освидетельствования, схемой предусмотрена работа сепаратора С-2 в качестве буферной емкости БЕ.

Для отключения нефтегазосепараторов (НГС), схемой предусмотрена байпассная линия задвижки.

Для предохранения аппаратов от разрывов и повреждений в случае превышения давления выше допустимого на аппаратах первой и второй ступени сепарации, газосепараторе и отстойниках установлены пружинные предохранительные клапаны.

Для защиты насосов внешней откачки нефти от попадания посторонних предметов на приемных трубопроводах установлены фильтры, также они установлены перед расходомерами «НОРД» на УУН.

На станции установлены два блока реагентного хозяйства, откуда плунжерным дозировочным насосом подается:

деэмульгатор во входные трубопроводы перед задвижками (для улучшения процесса разделения водонефтяной эмульсии в отстойниках);
метанол в газопровод (для предотвращения гидратообразований).

Для сброса утечек сальников насосов перекачки подтоварной воды имеется также подземная емкость ЕП-2, откуда насосом жидкость откачивается в приемный коллектор, утечки сальников насосов перекачки нефти поступают в подземную емкость ЕП-1.

2. Технический раздел

Актуальность создания системы автоматизации значительно возросла в последнее время в связи с повышением стоимости нефти, энергоресурсов, реагентов, затрат на содержание обслуживающего персонала и поддержание экологии окружающей среды .

Создание системы автоматизации преследует следующие цели:

повышение точности измерения и регулирования технологических параметров;
повышение надежности работы системы управления;
повышение качества ведения технологического режима и его безопасности;
повышение оперативности действий технологического персонала;
обеспечение требуемого качества подготавливаемой к перекачке нефти.

2.1. Монтаж

Структура АСУ ТП

Разработанная система автоматизации имеет двухуровневую структуру. Первый уровень включает в себя датчики и исполнительные механизмы, подключенные к микропроцессорному контроллеру. Второй уровень состоит из компьютера промышленного исполнения с установленным программным обеспечением «АРМ оператора».

Вторичные приборы размещены на щитах, установленных в операторной.

На ДНС-6 не предполагается использовать воздушные компрессоры для воздуха КИП. Управление указанными объектами осуществляется из операторной ДНС-6. Объекты управления находятся на расстоянии менее 300 м.

Уровень в НГС регистрируется на щите управления в операторной с помощью прибора Сапфир 22 ДУ и на мнемосхеме ДНС по монитору информационной системы.

Проектом предусмотрена предупредительная сигнализация (световая и звуковая), при снижении или повышении уровня жидкости в аппаратах от заданного.

Объекты и объемы автоматизации

Система обеспечивает ввод:

аналоговых входных сигналов 4-20 мА;
дискретных входных сигналов «сухой контакт».

Система обеспечивает вывод:

дискретных выходных сигналов «сухой контакт».

В системе предусмотрен резерв устройств ввода/вывода сигналов для возможного подключения к системе дополнительных датчиков и исполнительных механизмов (ИМ) в объеме 15% от общего числа сигналов.

Выходные сигналы системы автоматизации обеспечивают управление:

регулирующими клапанами;
электроприводными задвижками;
насосными агрегатами;
сигнализирующими устройствами (световая и звуковая сигнализация).

Время полного опроса всех сигналов измерения и выдачи управляющих воздействий для каждого контура регулирования не превышает 1 сек, что необходимо для своевременной ответной реакции на изменение текущих параметров.

Обоснование и выбор комплекса технических средств нижнего уровня

Все применяемые датчики, преобразователи, исполнительные механизмы выполнены только электрическими. Средства пневмоавтоматики не предусматриваются. Применяемые датчики и измерительные преобразователи имеют, как правило, унифицированные выходные сигналы с одним из следующих параметров:

аналоговые (токовые 4-20 мА) для контроля и регулирования режимных технологических параметров;
дискретные, типа «сухой контакт», для сигнализации предельных значений технологических параметров.

Технологические объекты расположены на открытом воздухе в условиях Крайнего Севера. Диапазон изменения температуры окружающего воздуха от -50 °С до +35 °С, влажность воздуха до 95 %. В помещении операторной ДНС и насосных блоков температурный диапазон составляет от +5°С до +40°С, влажность воздуха до 95%. Район не сейсмичный, кроме того дожимная насосная станция относится к взрывоопасным объектам, в связи с вышеперечисленным подбор технических средств автоматизации производился с учетом требований .

2.2. Наладка

Програмируемый логический контроллер в системе автоматизации.

Обоснование выбора контроллера

При работе над курсовым проектом было рассмотрено несколько семейств программируемых контроллеров различных производителей, представленных ниже.

SCADAPack .

Это семейство контроллеров, сочетающих достоинства программируемых логических контроллеров, свободно программируемых систем управления, простоту и надежность телемеханических устройств. Контроллеры предназначены для построения распределенных систем управления и телемеханики, работающих в необслуживаемых условиях. Их отличительными особенностями являются:

рабочий температурный диапазон: от –40 до +70°С;
малое энергопотребление;
большой объем памяти для хранения данных в течение 2-х лет;
встроенный Ethernet, беспроводный модем, до 4-х портов RS232/485, до 1152 вх/вых.

Программируемые контроллеры HITACHI .

Они являются одними из самых небольших и компактных систем продаваемых по всему миру, были разработаны с учётом способности соединения, международных стандартов и уменьшения ЕМС шумов. Всё это было достигнуто благодаря внедрению самых современных и инновационных составляющих программируемых контроллеров

SIMATIC S7-200 - семейство микроконтроллеров SIEMENS .

Микроконтроллеры SIMATIC S7-200 предназначены для решения задач управления и регулирования в небольших системах автоматизации. При этом, SIMATIC S7-200 позволяют создавать как автономные системы управления, так и системы управления, работающие в общей информационной сети. Область применения контроллеров SIMATIC S7-200 исключительно широка и простирается от простейших задач автоматизации, для решения которых в прошлом использовались простые реле и контакторы, до задач комплексной автоматизации. SIMATIC S7-200 все более интенсивно используется при создании таких систем управления, для которых в прошлом из соображений экономии необходимо было разрабатывать специальные электронные модули.

3.Эксплаутация

Рабочее место оператора

Рабочее место оператора представляет собой IBM-совместимый компьютер в промышленном исполнении, с установленным программным обеспечением фирмы Rockwell Software и имеющим доступ к локальной сети предприятия, с выходом на средства вывода информации в печатном виде (принтер).

При запуске программы интерфейса оператора открывается окно с предложением ввести имя пользователя и пароль .

Программа состоит из 11 окон:главное окно программы,окно первой очереди,окно второй очереди,окно аварий,окно трендов,окно исторических трендов,окно насосов,окно УУГ,окно УУВ,окно УУН,окно РВС.

При правильном вводе пароля и имени пользователя, открывается окно с изображением главного экрана. На главном экране показан весь объект автоматизации полностью. На этом окне отображены аварии, изменение параметров, измеряемых приборами. Внизу каждого окна имеется меню навигации, при помощи которого можно осуществлять переход между экранами.

Также такая возможность реализована посредством «горячих» клавиш.

На каждом окне отображаются измеряемые параметры и происходящие аварии. На окне трендов имеется возможность отслеживания изменения значений параметров в графическом виде.

На окне аварий фиксируются все происходящие на объекте аварии. Ведется подсчёт общего количества произошедших аварий, также можно выставлять приоритет, с которым аварии будут отображаться.

Мнемосхемы узлов учета газа, нефти и воды представлены отдельными окнами, вызываемыми нажатием на соответствующие кнопки меню навигации, «горячие» клавиши или при наведении указателя манипулятора на объекты на окне главного экрана.

Также есть всплывающее окно событий, появляющееся, при возникновении аварии, к которой привязано это окно (задается разработчиком).

На окне первой и второй очереди изображены сепараторы первой и второй ступени сепарации, отстойники горизонтальные и газосепараторы. Управление клапанами предусмотрено как автоматическое, так и ручное, для изменения способа задания процента открытия имеется специальная кнопка, расположенная рядом с изображением механизма.

Для связи контроллера с АРМ оператора используется сетевой протокол Ethernet. Терминалы Ethernet могут взаимодействовать с одним или несколькими контроллерами SLC 500 или MicroLogix через сеть Allen-Bradley .

Ethernet хорошо подходит для таких применений, когда локальные средства коммуникации должны обрабатывать интенсивный трафик при высоких пиковых скоростях передачи данных.

Ethernet является вещательной ЛВС. Это означает, что все станции видят все кадры, независимо от того, предназначены эти кадры для них или нет.

Каждая станция должна исследовать принятые кадры, чтобы определить, направлены они к ней или нет. Если к ней, то кадр передается на протокол более высокого уровня для соответствующей обработки.

Ethernet обеспечивает сервис, соответствующий Уровням 1 и 2 модели OSI. Характеристики Ethernet приводятся в таблице 3.1.

При разработке интерфейса оператора задействовано 269 переменных (приложение З).

Таблица 3.2 – Характеристики Ethernet

Характеристика	Значение
Скорость передачи данных (Мбит/сек)	10
Метод передачи сигнала	Узкополосный сигнал
Максимальная длина сегмента (м)	500
Носитель	Коаксиальный 50-ом (толстый)
Топология	Шина

4.Специализированный вопрос

Расчет системы автоматического регулирования

Основным параметром регулирования в отстойнике является уровень. В данном разделе приводится расчет системы автоматического регулирования уровня раздела фаз «вода-нефть» в горизонтальном отстойнике.

Исходные данные

На рисунке представлен график переходной характеристики горизонтального отстойника для системы регулирования раздела фаз «вода-нефть» при ступенчатом изменении регулирующего органа (РО).

Рисунок 1- График переходной характеристики горизонтального отстойника

Структурная схема дискретной системы автоматического регулирования (САР) приведена на рисунке 2.

Рисунок 2 – Структурная схема системы автоматического регулирования

Для определения оптимальных настроек регулятора достаточно определить переходные характеристики по каналу регулирования.

Рисунок 3 – Реакция объекта на единичное ступенчатое воздействие или кривая отклика системы

Тоб=t2-t1, τоб0= t2-t0

Для объектов нефтяной и газовой промышленности передаточная функция объекта аппроксимируется апериодическим звеном І порядка с запаздыванием, то есть передаточная функция будет иметь вид:

(1)

Относительное изменение регулируемого параметра объекта

(2)

Относительное изменение положения регулирующего органа δ=65-50=15%.

Безразмерный коэффициент передачи

(3)

Постоянная времени объекта Tоб=2 с.

Время запаздывания τоб=10 с.

Передаточная функция объекта

(4)

Принимаем период дискретизации равный Т=2 с.

При переходе к цифровой системе передаточные функции звеньев будут преобразованы в Z-передаточные функции.

Z-передаточная функция объекта имеет вид:

(5)

Выбор типа регулятора

Для регулирования уровня раздела фаз «вода-нефть» в горизонтальном отстойнике на ДНС-6 выбран ПИ-закон регулирования. Выбор обусловлен тем, что пропорциональное интегральное действие обеспечивает большую по сравнению с пропорциональным скорость регулирования.

Уравнение, описывающее изменение выходной величины при изменении входной для ПИ-закона регулирования выглядит следующим образом:

(6)

В практике наладочных работ широко используют приближенные формулы для определения оптимальных параметров настройки регуляторов в зависимости от параметров объекта регулирования.

Передаточная функция ПИ-регулятора имеет вид:

(7)

где

Wр(S)		– передаточная функция регулятора,
kр	– коэффициент усиления,
Ти	– постоянная интегрирования.

Расчет оптимальных настроек ПИ-регулятора

Находим оптимальное значение коэффициента усиления регулятора kр графо-аналитическим методом.

Расчет регулятора был произведен методом ограничения на частотный показатель колебательности, основываясь на полученной кривой отклика (рисунок 4.3).

По заданным параметрам σ и tр определяем показатель колебательности М, по номограммам М=1,1.

Автоматизация газоанализатора ГАММА-100 📙 Курсовая → 🆔 1828