Ктс комплекс технических средств; кнс кустовая насосная станция; пк персональный компьютер; ппд поддержание пластового давления icon

Ктс комплекс технических средств; кнс кустовая насосная станция; пк персональный компьютер; ппд поддержание пластового давления






Скачать 343.4 Kb.
НазваниеКтс комплекс технических средств; кнс кустовая насосная станция; пк персональный компьютер; ппд поддержание пластового давления
Козлов В.В
Дата конвертации27.07.2013
Размер343.4 Kb.
ТипРеферат
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«тюменский государственный нефтегазовый университет»

институт геологии и НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ


Кафедра «Автоматизации

и вычислительной техники»


ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовой работе по дисциплине

«Автоматизация технологических процессов и производств»

на тему:

РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ДОЖИМНОЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ


Разработал: студент гр. АТП-08-3 Широков Р. А.

Проверил: к.т.н., доцент Козлов В.В.


Тюмень 2012 г.


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.




Реферат


Курсовая работа 39с., 10табл., 10 источников, 2прил.


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 системы управления ДНС, на базе современного аппаратного и программного обеспечения компании Rockwell Automation, а также формирование навыков в проектировании АСУ ТП с использованием специализированного программного пакета.







Содержание

Введение 4

1 Технологический процесс подготовки нетфти на дожимной насосной станции (ДНС) 4

1.1 Общая характеристика 4

1.2 Описание технологической схемы 5

2 Автоматизация технологического процесса на ДНС 7

2.1 Структура и функции АСУ ТП 7

2.2 Описание функциональной схемы автоматизации 8

2.3 Выбор технических средств автоматизации нижнего уровня 10

2.3.1 Выбор датчик для измерения уровня 10

2.3.2 Выбор датчика разности давления. 12

2.3.3 Выбор датчика измерения давления. 12

2.3.4 Выбор датчика измерения расхода. 13

2.3.5 Выбор датчика измерения влажности. 14

2.3.6 Выбор датчика измерения температуры 14

2.3.7 Управление задвижками и клапанами 15

3 Программируемый логический контроллер 16

3.1 Обоснование выбора контроллера 16

3.2 Выбор проектной конфигурации контроллера 17

4Расчет системы регулирования уровня в сепараторе С-1 19

4.1 Определение параметров модели объекта и выбор типа регулятора 19

4.2 Расчёт оптимальных настроек регулятора уровня 20

Заключение 25

Список использованных источников 26

Приложение А……………………………………………………………………..33

Приложение Б……………………………………………………………………..35

Введение


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)

1.1 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.

1.2 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 5-300 С, 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.


2 Автоматизация технологического процесса на ДНС

2.1 Структура и функции АСУ ТП


АСУ ТП 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.

2.2 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 нефтегазосепараторов первой 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); клапаном кл. 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;);

  • дистанционное измерение давления нефти (105; 52а; 49б; 49а;);

  • первичный измерительный преобразователь для измерения расхода (54в-54г; 54д-54е; 51д-51е; 51в-51г);

  • автоматическая задвижка (а.з.20; а.з. 15).

Блок насосов откачки воды:

  • дистанционное измерение температуры подшипников насоса (40ж; 40з);

  • дистанционное измерение давления на выкеде насоса (40л; 40б);

  • дистанционное измерение перепада давления на фильтре (39а; 39б);

  • управление включением и отключением насосом Н-1 и Н-2 по избыточному давлению на выкиде насоса (40л; 40м);

  • автоматическое отключение насосов Н-1 и Н-2 по температуре подшипников (40ж; 40з);

  • автоматическое отключение насосов Н-1 и Н-2 по превышению уровня в маслосборнике (40в;40г);

  • управление включением и отключением насосом Н-1 и Н-2 по избыточному давлению на всасе насоса (40а; 40б);

  • Блок насосов откачки нефти:

  • дистанционное измерение температуры подшипников насоса (45ж; 45з);

  • дистанционное измерение давления на выкеде насоса (45л; 45м);

  • дистанционное измерение перепада давления на фильтре (44а; 44б);

  • управление включением и отключением насосом Н-3 и Н-4 по избыточному давлению на выкиде насоса (45л; 45м);

  • автоматическое отключение насосов Н-3 и Н-4 по температуре подшипников (45ж; 45з);

  • автоматическое отключение насосов Н-3 и Н-4 по превышению уровня в маслосборнике (40в;40г);

  • управление включением и отключением насосом Н-3 и Н-4 по избыточному давлению на всасе насоса (40а; 40б);

2.3 Выбор технических средств автоматизации нижнего уровня


Для контроля, измерения, регистрации, и вычисления различных параметров в технологических аппаратах установки осушки и очистки газа, были применены следующие технические средства.

2.3.1 Выбор датчик для измерения уровня


При выборе датчика для измерения уровня были рассмотрены VEGAPULS 62, Yokogawa EJX210A и Сапфир-22ДУ-Вн.

Таблица 2.1 – Технические характеристики датчиков измерения уровня

Параметр

VEGAPULS 62

Yokogawa EJX210A

Сапфир-22ДУ-Вн

Выходной сигнал

4…20 мА

4…20 мА

0 – 5, 0 – 20, 4 – 20 мА

Максимальное рабочее давление

0.1 - 16 МПа

От 2,7 кПа абсолютного давления до номинального размера фланца

4,0 МПа

Питание

9.6… 36 В DC

10,5...42 В

36±0,72В

Температура контролируемой жидкости

-200…450 °C

-40...120 °С

от -50 до +200°С


Температуры окружающего воздуха

от -40 до +80°С

от -40 до +80°С

от -55 до +80°С

Продолжение таблицы 2.1

Конструктивное исполнение

II 1G,  II 1/2 G, II 2G Ex ia IIC T6 
искробезопасная цепь

искробезопасное: (EExiaIICT5)

взрывонепроницаемое: (EExdIIСТ4, Т5, Т6)

Взрывозащищенное (Вн)

Погрешность измерений

±2мм

± 0,2%

± 0,5%; ± 1,0 %


Был выбран Сапфир-22ДУ-Вн, так как он работает в наиболее подходящем диапазоне температур окружающей среды.

Преобразователь состоит из измерительного блока и электронного преобразователя.

При изменении измеряемого уровня происходит изменение гидростатической выталкивающей силы, воздействующей на чувствительный элемент-буек. Это изменение через рычаг передается на тензопреобразователь, размещенный в измерительном блоке, где линейно преобразуется в изменение электрического сопротивления тензорезисторов. Электронный преобразователь преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал.

2.3.2 Выбор датчика разности давления.


Для выбора датчика разности давления было выполнено сравнение датчиков: Yokogawa EJX430A, Метран-150-CD, Сапфир-22ДИ.

Таблица 2.2 – Технические характеристики датчиков разности давления

Параметр

Yokogawa EJX430A

Метран-150-СD

Сапфир-22ДИ

Питание

10,5…42 В

12 - 42, 22 – 42В

15... 42В

Погрешность измерений

± 0,04%

до ±0,075;

опции до ±0,2,±0,5

0,25; 0,5 %

Конструктивное исполнение

стандартное: IP67

искробезопасное: (EExiaIICT5)

взрывонепроницаемое: (EExdIIСТ4, Т5, Т6)

Взрывозащищенное (Ex, Вн)

IP65

1ExsdllBT4/H2,

1ExdllBT4/H2

Межповерочный интервал лет

5

3

3

Для измерения разности давления был выбран датчик Метран-150-CD.

Основные преимущества датчика Метран-150-CD более низкая погрешность измерения и простота ввода в эксплуатацию и обслуживания.

Принцип действия измерительный блок датчиков этих моделей состоит из корпуса и емкостной измерительной ячейки Rosemount. Емкостная ячейка изолирована механически, электрически и термически от измеряемой и окружающей сред. Измеряемое давление передается через разделительные мембраны и разделительную жидкость к измерительной мембране, расположенной в центре емкостной ячейки. Воздействие давления вызывает изменение положения измерительной мембраны, что приводит к появлению разности емкостей между измерительной мембраной и пластинами конденсатора, расположенным по обеим сторонам от измерительной мембраны. Разность емкостей измеряется АЦП и преобразуется электронным преобразователем в выходной сигнал.

2.3.3 Выбор датчика измерения давления.


Для выбора датчика избыточного давления было выполнено сравнение датчиков Yokogawa EJX 430A, Сапфир-22ДИ, Метран-150TG.

Таблица 2.3 – Технические характеристики датчиков избыточного давления

Параметр

Yokogawa EJX 430A

Сапфир-22ДИ

Метран-150TG

Выходной сигнал

4…20

4…20

4…20

Погрешность измерений

± 0,04%

0,5 %

±0,075% опции до 0,2,±0,5

Питание

10.5…42B

12-42, 22-42B

15…42B

Конструктивное исполнение

стандартное: IP67

искробезопасное: (EExiaIICT5)

взрывонепроницаемое: (EExdIIСТ4, Т5, Т6)

1ExsdllBT4/H2,

1ExdllBT4/H2

Взрывозащищенное (Ex, Вн)

IP65

Межповерочный интервал

3

3

3

Для измерения избыточного давления был выбран датчик Метран-150TG

Основные преимущества датчика Метран-150-TG, более низкая погрешность, соотношение цены и качества, защита от переходных процессов высокая надежность.

Принцип действия датчик состоит из преобразователя давления и электронного преобразователя. Датчики имеют унифицированный электронный преобразователь. Измеряемая входная величина подается в камеру сенсорного блока и преобразуется в деформацию чувствительного элемента (тензопреобразователя), вызывая при этом изменение электрического сопротивления его тензорезисторов. Электронный преобразователь датчика преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал.

2.3.4 Выбор датчика измерения расхода.


Для выбора датчика расхода было выполнено сравнение датчиков: Метран 350, ADMAG AXF и Rosemount 3051 SFC.

Таблица 2.4 – Технические характеристики датчиков измерения расхода

Параметр

Метран 350

ADMAG AXF

Rosemount 3051SFC

Измеряемая среда

газ, пар, жидкость

газ, пар, жидкость

газ, пар, жидкость

Температура рабочей среды

-50…200°С

-40... 180°С

-40…232.°С

Класс точности

1.5

1.5

0.05

Межповерочный интервал

2

5

1

Для измерения расхода был выбран датчик Rosemount 3051SFC.

Основные преимущества Rosemount 3051 интегральная конструкция расходомера исключает потребность в импульсных линиях и дополнительных устройствах, сокращает количество потенциальных мест утечек среды; более высокий класс точности.

Расходомеры на базе компактных диафрагм Rosemount 405 представляет собой жесткую неразборную конструкцию, состоящую из собственно диска измерительной диафрагмы с угловым отбором давления, кольцевых камер, удлинителя, а также монтируемого на удлинителе вентильного блока (для интегрального монтажа датчика) либо переходников (для подсоединения датчика импульсными линиями).

Диафрагма устанавливается между фланцами, а центрирующее кольцо обеспечивает оптимальную точность установки.

2.3.5 Выбор датчика измерения влажности.


Для измерения влажности было выполнено сравнение датчиков: Конг-Прима-4, HYGROVISION-BL, Торос-3-1у.

Таблица 2.5 – Характеристика приборов

Технические характеристики:

Конг-Прима-4

HYGROVISION-BL

Торос-3-1у

Напряжение

среднее значение -27В, +27В (от источника постоянного тока, например Ф34.2 или Ф34.3)

(12÷32)В / 15 Вт

220В, 50 Гц

Рабочее давления исследуемого газа

до 10 МПа

от 0,1 до 10 МПа

до 10 МПа

Пределы абсолютной погрешности 
при измерении точки росы

±0,25 ºC

±1ºC

±1ºC

Для измерения влажности был применен датчик Конг-Прима-4

Основные преимущества датчика Конг-Прима это более низкая погрешность при измерении точки росы.

Прибор предназначен для измерения точки росы в природном газе или воздухе при рабочем давлении и преобразования точки росы в унифицированный токовый сигнал 4 – 20 мА. Прибор работает по классическому методу определения точки росы, при котором определяется температура, до которой необходимо охладить прилегающий к охлаждаемой поверхности слой влажного газа, для того чтобы довести его до состояния насыщения при рабочем давлении.

2.3.6 Выбор датчика измерения температуры


Для температуры было выполнено сравнение датчиков: ТСМ-50М; Yokogawa RM-00; ТСМ Метран-243

Таблица 2.6 – Характеристика приборов

Технические характеристики:

ТСМ-50М

Yokogawa RM-00

ТСМ Метран-243

Выходной сигнал, мА

4...20

4...20

4...20

Продолжение таблицы 2.6

Потребляемая мощность

3 Вт

3 Вт

3 Вт

Диапазон измеряемых температур

-100…199,9 оС

-200…+100 оС

-50...120 оС

Основная погрешность измерения

±0,1%

±0,15%

±0,1 %

В качестве прибора для измерения температуры был выбран ТСМ-50М. Его основные преимущества - это низкая погрешность измерения, наиболее подходящий диапазон измеряемой температуры, а так же более низкая стоимость.

Принцип работы термопреобразователя сопротивления основан на зависимости электрического сопротивления металлов от температуры. Чувствительный элемент термопреобразователя - катушка из тонкой медной или платиновой проволоки на каркасе из изоляционного материала, заключенная в защитную гильзу (арматуру). Термопреобразователь сопротивления характеризуется двумя параметрами: R – сопротивление датчика при 0 °С и W100 – отношение сопротивления датчика при 100 °С к его сопротивлению при 0 °С.

Подключения термопреобразователя сопротивления к вторичным приборам (измерителям-регуляторам температуры) обычно осуществляется медным проводом по трехпроводной схеме, которая позволяет уменьшить погрешность измерения, возникающую при изменении сопротивления проводов (например, при изменении их температуры). К одному из выводов терморезистора подсоединяются два провода, а третий подключается к другому выводу.

2.3.7 Управление задвижками и клапанами


Для выбора исполнительного механизма было выполнено сравнение механизмов: МЭО, МЭП и AUMA. Их технические характеристики приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 – Технические характеристики исполнительных механизмов

Параметр

МЭО

МЭП

AUMA

Диапазон моментов

6.3-10000 Н∙м

6.3-4000 Н∙м

10-32000 Н∙м

Выходная скорость

-

-

4-180 об/мин

Продолжение таблицы 2.7

Время полного хода

10-160с

10-160с

-

Цена (руб.)

7000-71000

от 40000

от 150000

В качестве исполнительного механизма был выбран МЭП-2500/6300.

Основные преимущества МЭП это соотношение цены и качества, стабильность характеристик. Кроме того он более удобен в обслуживании.

Принцип действия исполнительного механизма заключается в преобразовании электрического сигнала, поступающего от регулирующего или управляющего устройства, в перемещение выходного элемента, передающего перестановочное усилие или момент регулирующему органу.

Механизмы устанавливаются вблизи или на регулирующих органах и связываются с ними посредством тяг, рычагов, шпинделей, штоков или других силовых конструкционных элементов.

При использовании во взрывоопасной зоне механизм должен поставляться в комплекте с датчиком положения во взрывозащищенной оболочке.


3 Программируемый логический контроллер

3.1 Обоснование выбора контроллера


Рынок промышленных контроллеров может предложить покупателю широкий спектр всевозможных моделей различных фирм – производителей, как отечественных, так и зарубежных. Анализируя предложение, приходим к тому, что наиболее подходящими по таким параметрам, как функциональные возможности, программное обеспечение и развитая архитектура, являются контроллеры ведущих мировых фирм: Advantech, Siemens, Scada Pack, Allen-Bradley (Rockwell).

Произведем анализ стоимости контроллеров приблизительно равной конфигурации, среди них: MIC 3000 («Advantech», Германия), ScadaPack RS–485 («Control Microsystems Ins», Канада) и SLC–500 (Rockwell Automation, США), данные по стоимости и анализ характеристик аппаратных средств приведены ниже в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Стоимость и характеристики аппаратных средств

Показатель

Фирма – производитель

«Control Microsystems Ins», Канада

«Siemens», Германия

«Rockwell Automation», США

1

2

3

4

Тип процессора

SCADAPack Plus

S7–400

SLC–5/04

Тип монтажа

DIN рейка

Монтажная рейка. 32 модуля в 4 ряда

Шасси на 4, 7, 10, 13 модулей

Выбор модулей

Более 20+встроенные I/O Отсутствуют модули AI 8-канальные, DI 32-канальные, модули ввода/вывода

Более 30 модулей. Есть спец. Модули

Более 48 модулей. Весь спектр + спец.модули

Источник питания

Один: 5В/1А; 24В/0,5А

3 типа: 4А, 10А, 20А.

4 типа: 210А/5В

0,462,88/24В

Встроенные порты

RS-232, RS-485

MPI/DP

RS-232, DH-485, DH+

Температурный режим

–400 ÷ 700 С (влажность до 95%)

00 ÷ 600 С (без точки росы)

00 ÷ 600 С (неконденсир. Влажность 595%)


Продолжение таблицы 3.1

Средства программирования

RLL, C, ANSI C.

STEP 7, CFCS7, S7-GRAF

RSLogix500, A.I.Series

Память программная/данных

12Кслов/12Кслов

48Кслов

20Кслов/4Кслов

Цена, руб

7 292 998

271 932

499 039

Преимущество в цене, но не в качестве имеют германские контроллеры. Поэтому в данном проекте использован контроллер серии SLC-500 импортной фирмы Allen-Bradley, в полной мере отвечающий критерию цена/надежность.

Семейство SLC 500 предлагает широкий выбор модулей дискретного В/В, которые позволяют строить системы управления с минимальными затратами. Наличие 32-канальных модулей В/В снижает, кроме того, требования к монтажному пространству.

Мощность и гибкость для реализации завершенных решений задач управления, мощный набор инструкций процессора, развитые инструментальные средства программирования, а также обширные возможности данных продуктов дают нам веские основания для выбора данных продуктов при построении систем автоматизации.

Программируемые контроллеры SLC-500 имеют встроенный порт сети DH-485, обеспечивая тем самым программную поддержку и мониторинг.

Чем меньше отклонений от технологического режима и аварийных остановок объекта происходит за определённый промежуток времени, тем больше прибыли получает предприятие.

Важности критерием является время, необходимое на разработку и внедрение системы автоматизации. По этой причине более подходящими являются контроллеры фирмы Allen Bradley, так как их базовое программное обеспечение (пакет RSLogix500) отличается удобством в написании прикладных программ.

Разные контроллеры имеют свои недостатки и преимущества.

Преимуществами SLC-500 являются:

  • время выполнение операции;

  • расширенный набор инструкций;

  • гибкость коммуникационной сети;

  • широкий выбор устройств ввода/вывода;

  • рассчитан на производственные условия;

  • пакет программирования на платформе Windows.

В виду всего этого, контроллеры серии SLC-500 - исключительная надежность, подтвержденная в сотнях тысяч приложений, контроллеры данной фирмы имеют расширенную систему команд, включающие косвенную адресацию, широкие математические возможности и вычисление выражений и, конечно же, популярное решение для расширяемых приложений автоматизации. Контроллеры серии SLC-500 — широко используются во всем мире, они зарекомендовали себя на рынке как самые популярные и продаваемые контроллеры.

3.2 Выбор проектной конфигурации контроллера


Согласно перечню сигналов, контроллер должен обрабатывать следующее количество сигналов (с учетом резерва):

  • входные аналоговые (AI) – 77, резерв – 11;

  • входные дискретные (DI) – 78, резерв – 18;

  • выходные дискретные (DO) – 56, резерв – 8.

Для этого необходима следующая конфигурация контроллера:

  • процессор SLC 5/04 с ёмкостью памяти 28К слов и дополнительными 4К для данных (каталожный номер 1747-L542);

  • одно шасси, 1шт. на 13 слотов (1746-А13);

  • три модуля ввода дискретных сигналов, 3шт.1746-IB32;

  • два модуля вывода дискретных сигналов, 2шт.1746-OB32;

  • шесть модулей ввода аналоговых сигналов 5шт.1746-NI16 и 1шт. 1746-NI8;

  • один источник питания 1746-Р2.

Расчет энергопотребления контроллера представлен в таблице 3.2


Таблица 3.2 – Расчет энергопотребления контроллера

№ шасси

№ слота

Каталожный номер

Потребляемый ток от шасси, mA

Описание



12В

1746-А13

0

1747-L542

1000

200

5/04 CPU

1

1746-NI16

125

75

Аналоговый вход

2

1746-NI16

125

75

3

1746-NI16

125

75

1746-А13

4

1746-NI16

125

75

5

1746-NI16

125

75

6

1746-NI8

200

100

7

1746-OB32

452



Дискретный выход

8

1746-OB32

452



9

1746-IB32

106



Дискретный вход

10

1746-IB32

106

-

11

1746-IB32

106



12

-

 -



Резерв

 

Итого

I,A

3047

675

Блок питания

БП

I,A

5000

960

Запас

I,A

1953

285

Необходимым условием при выборе источника питания является то, что его мощность должна быть больше мощности, потребляемой всеми модулями и процессором.

Выбранный источник питания – 1746 - Р2.

Характеристики блока питания:

  • напряжение – 85-132/170-265 VАС, 47-63Гц;

  • потребляемая мощность – 180 ВА;

  • допустимая нагрузка – 5А для 5В, 0.96А для 24В.



  1. Расчет системы регулирования уровня в сепараторе С-1

4.1 Определение параметров модели объекта и выбор типа регулятора


Качество работы современных автоматизированных систем управления промышленными технологическими процессами в значительной степени зависит от того, насколько правильно выбраны настройки регуляторов, входящих в состав этих систем. Проблеме правильного выбора настроек регуляторов усугубляется еще и тем, что в процессе эксплуатации автоматической системы параметры объекта управления изменяются, и для обеспечения соответствия между этими параметрами и настраиваемыми параметрами регуляторов требуется их перенастройка. Решением проблемы может быть использование регуляторов с автоматической, в определенном смысле, оптимальной настройкой их параметров.

В данной работе производится расчёт САР сепаратора первой ступени сепарации (С-1) для системы регулирования уровня нефти при ступенчатом изменении регулирующего органа.

Исходные данные для выполнения расчёта:

- величина относительного изменения выходного параметра μ=3%;

- допустимое перерегулирование σ=15%;

- кривая разгонной характеристики сепаратора приведена на рисунке 4.1



Рисунок 4.1 – Определение динамических характеристик С-1


t, с
Запаздывание τ и постоянную времени Т0 определяют по графику переходного процесса.



((1)

Динамические характеристики объекта находятся методом касательной. Для этого строится касательная в точке максимального наклона кривой разгонной характеристики. Постоянные времени объекта определяются графически.

По данной переходной характеристике объекта можно определить параметры объекта регулирования (время запаздывания опостоянную времени объекта То, передаточный коэффициент Ко).

Для этого проводим касательную к кривой до пересечения с установившимся значением выходной величины и определяем постоянную времени объекта То.

Время запаздывания определяется из графика как разница времени от пересечения касательной с начальным значением переходной характеристики и момента начала открытия регулирующего клапана.



Коэффициент передачи объекта находится по формуле 2.



((2)

Тогда передаточную функцию объекта регулирования запишем в виде:



((3)

Для выбора типа регулятора сравниваются динамические характеристики объекта регулирования. Главным критерием является соотношение запаздывания и постоянной времени объекта (формула 4).



((4)

Для данного значения критерия предпочтительно использовать пропорционально-интегральный регулятор.

4.2 Расчёт оптимальных настроек регулятора уровня


Для расчёта настроек регулятора необходимо построить приведённую передаточную функцию системы, которая представляет собой последовательное соединение фиксатора и передаточной функции непрерывной части. Используется фиксатор нулевого порядка с передаточной функцией вида (формула 5).



((5)

Период дискретизации выбирается согласно теореме Котельникова, которая гласит, что аналоговая непрерывная функция, переданная в виде последовательности её дискретных по времени значений может быть точно восстановлена, если период дискретизации в два раза меньше, чем период самой высокой гармоники спектра исходной функции. Использование меньшего периода дискретизации не сделает работу САР более точной, но приведёт к избыточному использованию вычислительной мощности ПЛК.

В соответствии с теоремой Котельникова выбирается период дискретизации, равный 7.5с. Передаточная функция фиксатора нулевого порядка принимает вид:



((6)

Поиск оптимальных настроек регулятора можно проводить несколькими методами. В этой работе используется метод ограничения на частотный показатель колебательности М. Допустимое значение М находится с помощью номограмм Солодовникова.

Так как допустимое перерегулирование σ=15%, то в соответствии с номограммами Солодовникова берётся M=1,05. Тогда параметры окружности равны:



((7)

По методу ограничения на частотный показатель колебательности на одной комплексной плоскости строятся окружность с параметрами, зависящими от частотного показателя колебательности, и АФЧХ системы с регулятором. Для различных значений времени интегрирования регулятора выбираются значения коэффициентов передачи регулятора , при которых окружность и АФЧХ касаются, но не пересекаются. Из всех полученных пар настроек регуляторов за оптимальные принимаются настройки с максимальным соотношением коэффициента передачи и времени регулирования (формула 8).



((8)

Значения времени интегрирования выбираются из диапазона .



Рисунок 4.2 – АФЧХ системы и окружность на комплексной плоскости

Подставляем каждое значение времени интегрирования и получаем соответствующие им значения коэффициентов передачи регуляторов.

Таблица 4.1 – Настройки ПИ-регуляторов

Ти

Kr

Kr/Ти

12,5

0,129

0,01032

15

0,165

0,01100

17,5

0,21

0,01200

20

0,265

0,01325

22,5

0,31

0,01377

25

0,345

0,01380

27,5

0,37

0,01345

30

0,39

0,01300

32,5

0,405

0,01246

35

0,419

0,01197

37,5

0,429

0,01144

На рисунке 4.3 изображена зависимость Kr/Ти от Ти.


Ти

Kr/Ти



Рисунок 4.3 – график зависимости Kr/Ти от Ти.

За оптимальные принимаются настройки ПИ-регулятора

Найденные настройки проверяются на обеспечение качества регулирования. Для этого вычисляется передаточная функция замкнутой системы. В случае с единичной обратной связью она имеет вид (формула 9).

;

.

(9)

Фактический показатель колебательности находится по АЧХ, построенной с помощью MatLab, и сравнивается с заданным значением D = Kr/Tи.

АЧХ системы с регулятором имеет вид (рисунок 4.4):


ω


Рисунок 4.4 – АЧХ системы с ПИ-регулятором

, расчёт удовлетворительный.

Для определения прямых показателей качества в MatLab строится переходная характеристика системы с ПИ-регулятором (рисунок 4.5).


t, c


Рисунок 4.5 – Переходная характеристика системы с ПИ-регулятором

Находим значение перерегулирования:

Перерегулированием σ - называется максимальное отклонение регулируемой величины от ее установившегося значения, выраженное в процентах.


(10)
σ = .

По графику переходного процесса определяем:

hmax=1.09; h(∞)=1;

σ =.

Задавшись ошибкой Δ=0.05 (для технических расчётов достаточно) определяем время регулирования. Система устойчива и имеет прямые показатели качества управления показатели качества управления удовлетворительные. В качестве оптимального принимается ПИ-регулятор с параметрами

Заключение


В данной работе была решена поставленная задача создания проекта системы автоматизации дожимной насосной станции.

В ходе выполнения работы были выбраны технические средства нижнего уровня. Использование современных датчиков позволило повысить точность измерения технологических параметров, что существенно с учётом высокой стоимости триэтиленгликоля.

В заключительном разделе был произведено определение оптимальных PLS настроек системы автоматического регулирования уровня в сепараторе первой ступени сепарации, что позволило повысить точность технологического процесса.

Список использованных источников


  1. Ананенков А.Г., Ставкин Г.П., АСУ ТП промыслов газоконденсатного месторождения Крайнего Севера - Москва. “Недра” – 2005г. - 132с.

  2. Ротач В. Я. Теория автоматического управления. Учебник для вузов 2-е изд. – Термика-М – 2005 г.

  3. Технический паспорт преобразователей давления серии 2600T - ABB - 24с.

  4. Технический паспорт датчиков температуры SensyTemp TSP311, TSP321, TSP331 - ABB - 34с.

  5. Технический паспорт компактных вихревых расходомеров FV400-VT4/VR4 (Vortex), FS4000-ST4/SR4 (Swirl) - ABB - 17с.

  6. Технический паспорт радарных уровнемеров VEGAPULS 61, 62, 63, 65, 66, 67, 68 - Vega - 24с.

  7. Технический паспорт емкостных уровнемеров VEGACAL 62, 63, 64, 65, 66, 67 - Vega - 22с.

  8. Технологический регламент ДНС-17 Самотлорского месторождения. ОАО «Самотлорнефтегаз», г. Нижневартовск, 2002 г.

  9. Интерактивный каталог «Электротехническое оборудование и сервис» (www.novec.ru/catalog)

  10. Измерительные приборы, всё о КИП (www.kipinfo.ru)




Ваша оценка этого документа будет первой.
Ваша оценка:

Похожие:

Ктс комплекс технических средств; кнс кустовая насосная станция; пк персональный компьютер; ппд поддержание пластового давления icon16. Водоснабжение завода. Водоподготовка и водоочистка
33.6kb.   Оао «тгк-2» по Ярославской области, резервуар емкостью 8000 м3 и насосная станция II
Ктс комплекс технических средств; кнс кустовая насосная станция; пк персональный компьютер; ппд поддержание пластового давления iconРешение математических задач с использованием математического пакета "MathCad"
91.6kb.   ...
Ктс комплекс технических средств; кнс кустовая насосная станция; пк персональный компьютер; ппд поддержание пластового давления iconНасосная станция - Автоматическая система слежения за уровнем воды в баке аккумулятора на насосной станции
159.4kb.   Автоматическая система слежения
Ктс комплекс технических средств; кнс кустовая насосная станция; пк персональный компьютер; ппд поддержание пластового давления iconНасосная станция - Автоматическая система слежения за уровнем воды в баке аккумулятора на насосной станции
159.4kb.   Автоматическая система слежения за уровнем
Ктс комплекс технических средств; кнс кустовая насосная станция; пк персональный компьютер; ппд поддержание пластового давления iconЛекции по реаниматологии для медсестёр. - Интенсивная терапия комплекс мероприятий, направленных на поддержание жизненноважных функций организма, прежде всего дыхания и кровообращения. Терминальные состояния
287.3kb.   пособие для студентов
Ктс комплекс технических средств; кнс кустовая насосная станция; пк персональный компьютер; ппд поддержание пластового давления iconИзучение состава технических средств
5.1kb.  
Ктс комплекс технических средств; кнс кустовая насосная станция; пк персональный компьютер; ппд поддержание пластового давления iconИзучение состава технических средств
5.1kb.  
Ктс комплекс технических средств; кнс кустовая насосная станция; пк персональный компьютер; ппд поддержание пластового давления iconИзучение состава технических средств
5.1kb.  
Ктс комплекс технических средств; кнс кустовая насосная станция; пк персональный компьютер; ппд поддержание пластового давления iconИзучение состава технических средств
7kb.  
Ктс комплекс технических средств; кнс кустовая насосная станция; пк персональный компьютер; ппд поддержание пластового давления iconКомплекс аппаратных средств для трансляции звукового сигнала на большие расстояния тема работы
98.7kb.  
Разместите кнопку на своём сайте:
Рефераты


База данных защищена авторским правом ©CoolReferat 2000-2018
обратиться к администрации | правообладателям | пользователям
Основная база рефератов
Рефераты