МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Тюменский
государственный нефтегазовый университет»
Реферат по дисциплине
«Энергосберегающие технологии нефти и газа»
на тему:
Разработка
системы автоматизации технологического процесса дожимной насосной станции
Разработал: студент гр. ЭОТбзс-12-1 Шамсутдинов Л.И
Проверил: к.т.н.,
доцент Кормин А.М
Ноябрьск
2015
Список сокращений
ДНС - Дожимная насосная станция;
ВКЛ/ОТКЛ - включить/ отключить;
РВС - сырьевые резервуар;
НГС - нефтегазосепаратор;
ГС - газосепаратор;
ОГ - газовый отстойник;
БС - буферные емкости;
НА - насосные агрегаты;
УДР - узел для дозирования розлива;
УУН - узел учета нефти;
УУВ - узел учета воды;
УУГ - узел учета газа;
ЭПП - электропневмопреобразователь;
Н - насос;
КТС - комплекс технических средств;
КНС - кустовая насосная станция;
ПК - персональный компьютер;
ППД - поддержание пластового давления;
ГПЗ - газопровод;
КСУ - контроль системы управления;
УПОГ
- узел предварительной очистки газа.
Дожимная насосная станция (ДНС), АВТОМАТИЗАЦИЯ, узел учета нефти, УЗЕЛ УЧЕТА ГАЗА, технологический процесс, измерение, контроль, УПРАВЛЕНИЕ, СИГНАЛИЗАЦИЯ, РЕГУЛИРОВАНИЕ, УРОВЕНЬ, КОНТРОЛЛЕР, SCADA, MMI, MTU, PID-РЕГУЛЯТОР, ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ, ТЕХНОЛОГИЯ, SLC-500.
Объектом исследования является дожимная насосная станция (ДНС-17).
Цель: разработка автоматизированной
системыуправления ДНС,на базе современного аппаратного и программного обеспечения
компании RockwellAutomation, а также формирование навыков в проектировании АСУ
ТП с использованием специализированного программного пакета.
Cодержание
Введение
1. Технологический процесс подготовки нетфти на дожимной насосной станции (ДНС)
1.1 Общая характеристика
1.2 Описание технологической схемы
2. Автоматизация технологического процесса на ДНС
2.1 Структура и функции АСУ ТП
2.2 Описание функциональной схемы автоматизации
2.3 Выбор технических средств автоматизации нижнего уровня
2.3.1 Выбор датчик для измерения уровня
2.3.2 Выбор датчика разности давления
2.3.3 Выбор датчика измерения давления
2.3.4 Выбор датчика измерения расхода
2.3.5 Выбор датчика измерения влажности
2.3.6 Выбор датчика измерения температуры
2.3.7 Управление задвижками и клапанами
3. Программируемый логический контроллер
3.1 Обоснование выбора контроллера
3.2 Выбор проектной конфигурации контроллера
4. Расчет системы регулирования уровня в сепараторе С-1
4.1 Определение параметров модели объекта и выбор типа регулятора
4.2 Расчёт оптимальных настроек регулятора уровня
Заключение
Список
использованных источников
Введение
автоматизация насосная станция регулятор
Создание современных АСУ ТП требует дальнейшего повышения качества управления за счет использования высокоэффективных алгоритмов управления. Использование таких алгоритмов сдерживалось их сложностью и аналоговой элементной базой. Вторым сдерживающим фактором являлась высокая трудоемкость разработки программного обеспечения (ПО) АСУ ТП.
Наиболее актуальной проблемой, является проблема реализации систем при которых управление осуществляется не в ручную или аппаратно, а программно с помощью персонального компьютера, который является базовым компонентом средств управления.
Совершенствование средств контроля и управления приводит к уменьшению затрат, как человеческих сил, так и экономии финансовых затрат на приобретение дорогостоящего оборудования, которое сильно уступает по своим характеристикам перед электронно - вычислительными машинами.
Современное техническое предприятие помимо оборудования, обеспечивающего выпуск готовой продукции, имеет ряд системы обеспечивающих безопасность жизнедеятельности предприятия.
Программные комплексы позволяют диспетчерам одновременно контролировать разнородное оборудование, расположенное в здании, что существенно повышает надежность и эффективность работы системы электроснабжения и снижает затраты на ее эксплуатацию.
Объектом исследования является дожимная насосная станция ДНС-17.
Целью данного проекта является разработка
автоматизированной системы контроля и управления технологическим процессом
дожимной насосной станции (ДНС) на базе программируемого контроллера.
1.Технологический процесс подготовки нетфти на
дожимной насосной станции (ДНС)
.1 Общая характеристика
Дожимная насосная станция - технологическая часть системы сбора нефти и газа на промыслах и их последующей транспортировки.
Оборудование ДНС, прежде всего насосы, сообщает нефти и газу дополнительный напор, необходимый для их транспортирования в направлении высоконапорных участков через системы сбора и подготовки.
Функционирование дожимной насосной станции регламентируется двумя нормативными документами. Это технологическая схема и технический регламент. Они утверждаются техническим руководителем предприятия по добыче и транспортировке нефти и газа.
Как правило, ДНС применяются на отдаленных месторождениях. Необходимость применения дожимных насосных станций обусловлена тем, что зачастую на таких месторождениях энергии нефтегазоносного пласта для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ недостаточно.
Дожимные насосные станции выполняют также функции сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости и последующей раздельной транспортировки углеводородов. Нефть при этом перекачивается центробежным насосом, а газ - под давлением сепарации. ДНС различаются по типам в зависимости от способности пропускать сквозь себя различные жидкости. Дожимная насосная станция полного цикла состоит при этом из буферной емкости, узла сбора и откачки утечек нефти, собственно насосного блока, а также группы свечей для аварийного сброса газа.
На нефтепромыслах нефть после прохождения
групповых замерных установок, а так же после сепарации поступает в буферную
емкость с целью обеспечить равномерное поступление нефти к перекачивающему
насосу. После прохождения данного технологического этапа нефть поступает в
нефтепровод.
.2 Описание технологической схемы
На ДНС-17 контроль и управление технологическими процессами осуществляется из операторной. Состояние насосных агрегатов отображается на щитовом табло световым сигналом «ВКЛ» или «ОТКЛ». Технологические параметры «давление нефти на УНН», «температура нефти на УНН», отображаются вторичными приборами в операторной. Расход нефти отображается и регистрируется приборами НОРД, уровень взлива резервуаров - контроллером микропроцессорным SLC-500.
Нефтегазожидкостная смесь, обводненностью 90-95%, газовым фактором 100-120 м3/тн, t = 35-40 0С с узла для дозирования розлива поступает через входные задвижки на первую ступень сепарации, которая состоит из НГС-1, НГС-2 где осуществляется основной отбор газа и автоматическое поддержание уровня. Из нефтегазосепараторов НГС-1, НГС-2 отгазированная жидкость подается на отстойники ОГ-1, ОГ-2, где происходит отбор подтоварной воды. В отстойниках автоматически поддерживается необходимый раздел фаз нефть-вода и давления. При помощи регулирующих клапанов отделившаяся вода сбрасывается на узел учета воды (УУВ).
Нефтяной поток с отстойников поступает на буферные емкости БС-1, БС-2 где осуществляется дополнительный отбор газа, далее на прием насосов Н- 3, 4 и через узел учета нефти (УУН) подается на КСП-9.
Отделившийся в процессе сепарации попутный газ из узла предварительной очистки газа (УПОГ) нефтяного сепаратора с первой ступени сепарации поступает в газовые сепараторы ГС-1, ГС-2, где при давлении 0,58-0,6 МПа происходит очистка от капель жидкости и примесей, далее через регулирующий клапан и узел учета газа (УУГ) подается в газопровод на ГПЗ, и при аварийном случае сбрасывается на факел. Параметры потока газа: давление до 0,7 МПа, температура 5-200С, расход 7500 м3/ч.
Подтоварная вода поступает на отстойники ОГ-1, ОГ-2 заданные уровни поддерживаются автоматически регулирующими клапанами. Нефть с отстойников насосом откачивается в трубопровод уловленной нефти. Вода с отстойников поступает на буферные емкости БС-1, БС-2, далее на два насоса, осуществляющих давления нефти, пройдя через УУН, поступает на выход ДНС. Параметры нефти на выходе: давление 2-2,5 МПа, температура 5-300С, расход 6000-8000 м3/сут. Максимальная производительность станции 1000 м3/сут по нефти.
Затем разгазированная нефть с обводненностью до 5% по нефтепроводу поступает в сырьевые резервуары РВС-5000 м3 (РВС-1,2), где измеряется уровень воды.
Из резервуаров РВС-3, РВС-4 по нефтепроводу поступает на прием насосного агрегата, после чего подается в напорный нефтепровод. По напорному нефтепроводу нефть направляется на БС-1, БС-2, КСП-9 для окончательной подготовки.
Для предохранения нефтегазосепараторов НГС-1, НГС-2, газосепараторов ГС-1, ГС-2 и буферных емкостей БС-1, БС-2 от разрушения и поддержания заданных технологических параметров установлены регулирующие клапана.
Пластовая вода из отстойников ОГ-1, ОГ-2 по
уровню, давлением 0,15 - 0,25 МПа сбрасывается в резервуар водоподготовки
РВС-5000 м3 (РВС-1, 2) для частичного отделения уловленной нефти. Из
резервуаров РВС-1, РВС-2 вода с содержанием нефтепродуктов, по водоводу под
давлением подается на прием насосных агрегатов Н-1, 2 и откачивается в систему
поддержания пластового давления (ППД) на КНС-17.
. Автоматизация технологического процесса на ДНС
.1 Структура и функции АСУ ТП
АСУТП ДНС предназначена для автоматизированного контроля и управления в реальном масштабе времени основными и вспомогательными технологическими процессами.
Система автоматизации ДНС включает три уровня.
Нижний уровень выполняет преобразование значения технологических параметров в электрические сигналы. Реализован при помощи полевых приборов и датчиков.
Средний уровень выполняет управление технологическим процессом в соответствии с программой заложенной в микроконтроллере, передаёт информацию о течении технологического процесса на верхний уровень, выполняет команды, поступающие с верхнего уровня АСУ ТП. Реализован при помощи программируемого микроконтроллера.
Верхний уровень. Основная задача это отображение течения технологического процесса происходящего на ДНС, сигнализация об авариях и регистрация данных и предоставление интерфейса для внесения изменений в технологический процесс. Представляет из себя операторский интерфейс, реализованный при помощи PC.
Проектируемая система предназначена для выполнения следующих основных функций:
управление технологическим процессом;
информационные функции;
осуществление автоматического сбора и хранения различных учетных параметров, их просмотр и статическую обработку;
отображение текущего значения технологических параметров;
передача оперативных данных на промышленный контроллер.
Система обеспечивает выполнение следующих функций управления:
дискретное (логическое) управление;
технологические блокировки;
дистанционное управление с рабочих мест операторов.
Функции управляющего контроллера:
сбор и обработка аналоговых параметров: температур, давлений, расхода;
сбор и обработка цифровых сигналов состояний оборудования, аварий, предупредительных сигналов;
выполнение команд оператора для дистанционного управления оборудованием;
автоматическое управление насосными агрегатами, электроприводными задвижками, клапанами, вентиляторами в соответствии с заданными алгоритмами;
противоаварийная защита насосных агрегатов: аварийный останов с фиксацией времени и всех технологических параметров на момент останова: температуры подшипников, давления на приеме и выкиде, давления масла;
фиксация изменений состояния технологического оборудования;
включение аварийной и предаварийной звуковой сигнализации;
автоматическое поддержание уровня жидкости и давлений в емкостях;
формирование 2-х часовых замеров по воде, нефти, газу;
формирование отчета по моточасам;
формирование режимного листа ДНС.
Функции операторского интерфейса:
непрерывный круглосуточный обмен данными с контроллерами;
визуализация параметров технологического процесса и оборудования в реальном масштабе времени через мнемосхемы и таблицы;
дистанционное управление насосными агрегатами, задвижками, клапанами и вентиляторами;
оперативное изменение оператором без привлечения разработчика и остановки управляющего контроллера параметров датчиков: типа, диапазона измерений, времени фильтрации сигналов, аварийных и предаварийных уставок;
обработка полученной информации, формирование таблиц замеров, режимного листа, предыстории событий, трендов по всем аналоговым датчикам;
печать отчетных документов.
Сервер базы данных предоставляет информацию
клиентским местам для просмотра в реальном масштабе времени мнемосхем, таблиц,
трендов, режимного листа ДНС.
.2 Описание функциональной схемы автоматизации
Функционально схема автоматизации дожимной насосной станции разбита на следующие блоки: площадка нефтегазосепараторов 1 ступени сепарации (ГС-1, 2); площадка газосепараторов (С-1,2);площадка отстойников (ОГ-1, 2); буферные емкости (БС-1, 2); сырьевые резервуары(РВС-1, 2, 3, 4); узел учета газа (УУГ); узел учета нефти (УУН).
Площадка нефтегазосепараторовпервой ступени сепарации (ГС-1, 2) предусматривает:
дистанционное измерение температуры (9а; 12а);
дистанционное измерение давления (10а; 13а);
дистанционное измерение уровня (14а; 11а);
автоматическое регулирование давления (10а; 13а) клапаном кл. 3 и кл. 4.
Площадка газосепараторов (С-1,2) предусматривает:
дистанционное измерение температуры (4а; 7а);
дистанционное измерение уровня (3а; 6а);
автоматическое регулирование уровня (3а; 6а);клапаномкл. 1 и кл. 2.
Площадка отстойников (ОГ-1, 2) предусматривает:
дистанционное измерение уровня (15а; 17а);
дистанционное измерение давления (16а; 18а);
автоматическое регулирование давления(16а; 18а) клапаном кл. 5 и кл. 6.
В буферных емкостях (БС-1, 2) осуществляется:
дистанционное измерение температуры (20а; 23а);
дистанционное измерение давления (19а; 22а);
дистанционное измерение уровня (21а; 24а);
автоматическое регулирование уровня (21а; 24а) клапаном кл. 7 и кл. 8.
В сырьевых резервуарах (РВС-1, 2, 3, 4) осуществляется:
дистанционное измерение (42и; 42к; 37а; 37б);
дистанционное измерение (42д; 42е; 36б; 36в);
первичный измерительный преобразователь для измерения уровня (42а; 42б; 35а; 35б);
дистанционное измерение давления на выходе (43а; 38а).
Узел учета газа (УУГ) предусматривает:
дистанционное измерение (51а);
дистанционное измерение (89а);
дистанционное измерение расхода (36а).
Узел учета нефти (УУН) предусматривает:
дистанционное измерение перепада давления на фильтре (48а; 48б; 51а; 51б);
дистанционное измерение температуры нефти (53б; 53а; 50б; 50а;);