Дипломная работа: Модернизация автоматизированной системы управления установки подготовки нефти Ашировского месторождения на базе контроллера CP 315-2DP

6

1

Модернизация автоматизированной системы управления установки подготовки нефти Ашировского месторождения на базе контроллера CP 315-2DP

АННОТАЦИЯ

Выпускная бакалаврская работа посвящена разработке АСУТП нефтяного месторождения. Проект состоит из четырех разделов.

В первом разделе проведено описание объекта автоматизации - приведена технология работы месторождения и требуемый объем автоматизации.

Во втором разделе разработана подсистема ввода-вывода АСУТП. Подобраны датчики и исполнительные устройства, приведено их описание и обоснование выбора.

В третьем разделе разработана микропроцессорная система управления. Произведен выбор управляющего контроллера, модулей ввода-вывода, блоков питания, коммуникационных модулей и компьютера для АРМ оператора. Разработаны схема структурная АСУТП и схемы электрические принципиальные.

В четвертом разделе рассчитана экономическая эффективность разработки и внедрения АСУТП, а также приведено описание мероприятий по защите рабочего персонала и охране окружающей среды.

Выпускная работа содержит пояснительную записку объемом 97 страниц. Так же работа содержит 17 рисунков, 22 таблиц и список литературы из 24 наименований. Графический материал представлен 1 лист формата А2х5, 6 листов формата А1.

Ключевые слова: Центральный пункт сбора нефти, подсистемы ввода-вывода, приборы, контроллер, датчик, программа, алгоритм, Simatic, Step 7.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ОБЪЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ

1.1 Общая характеристика

1.2 Состав центрального пункта сбора

1.3 Технология работы центрального пункта сбора

1.4 Требуемый объем автоматизации центрального пункта сбора

1.4 Вывод по первому разделу

2 КОНСТРУКТОРСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Разработка подсистемы ввода

2.1.1 Датчики измерения температуры

2.1.2 Датчики измерения давления

2.1.3 Приборы измерения расхода

2.1.4 Датчики измерения уровня

2.1.5 Датчики измерения состава и качества

2.1.6 Средства управления

2.2 Разработка подсистемы вывода

2.2.1 Запорные клапаны с электроприводом

2.2.2 Сигнализирующие приборы

2.3 Схемы функциональные автоматизации

2.3.1 Схема автоматизации основной технологической линии

2.3.2 Схема автоматизации вспомогательных обьектов

2.1.6 Вывод по второму разделу

3 РАЗРАБОТКА МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ

3.1 Выбор контроллера для создания АСУТП

3.2 Выбор компьютера для АРМ оператора

3.3 Разработка схемы организационной структуры АСУТП67

3.4 Разработка электрических принципиальных схем

3.4.1 Клапан 12-07. Схема электрическая принципиальная управления

3.4.2 Насос Н151. Схема электрическая принципиальная управления

3.4.3 Задвижка N1. Схема электрическая принципиальная управления

3.4.4 Модули ввода аналоговых сигналов. Схема электрическая принципиальная подключения

3.4.5 Модули ввода дискретных сигналов. Схема электрическая принципиальная подключения

3.4.6 Модули вывода дискретных сигналов. Схема электрическая принципиальная подключения

3.4.7 ПК для АРМ оператора. Схема электрическая принципиальная подключения

3.5 Разработка технологических программ

3.5 Вывод по третьему разделу

4 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИНЯТЫХ РЕШЕНИЙ

4.1 Экономическая эффективность проекта

4.2 Охрана труда и экологическая безопасность предприятия

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУТП) нефтяного месторождения предназначена для автоматизации работы установки подготовки нефти, утилизации воды и газа. Данная АСУТП также предусматривает автоматизацию работы систем пожаротушения, водоснабжения и канализации.

Цели разработки АСУТП:

- повышение качества товарной нефти за счет использования контрольно-измерительных приборов и запорно-регулирующей арматуры, позволяющих повысить точность регулирования по сравнению с ручным управлением;

- снижение риска возникновения аварий на технологических аппаратах и трубопроводах, используя своевременную светозвуковую сигнализацию, а также защитное отключение оборудования при выходе технологических параметров за допустимые значения уставок;

- минимизация ущерба работникам и окружающей среде при возникновении аварийных ситуаций за счет автоматической блокировки клапанов, задвижек и насосов.

Для достижения поставленных целей необходимо решить следующие задачи:

- выполнить обзор и анализ объекта автоматизации;

- изучить технологический процесс подготовки нефти, утилизации воды и газа;

- ознакомиться с технологическими аппаратами;

- осуществить подбор датчиков и средств автоматизации и обосновать данный выбор;

- выполнить анализ и выбор управляющего контроллера и компьютера для АРМ оператора;

- разработать схемы функциональные автоматизации, схему организационную структуры АСУТП, схемы электрические принципиальные управления клапаном, насосом и задвижкой.

- разработать схемы электрические принципиальные подключения к модулям ввода-вывода управляющего контроллера.

- выполнить анализ экономической эффективности разработки и внедрения АСУТП;

- предусмотреть мероприятия и средства техники безопасности по защите рабочего персонала и окружающей среды.

Проектирование и разработка нефтяных месторождений в настоящее время является одним из самых востребованных видов деятельности с использованием систем автоматизированного управления и контроля.

Пооценкам специалистов нефтяные месторождения будут проектироваться и эксплуатироваться, как минимум, еще 50 лет. В связи с этим тема выпускной бакалаврской работы является актуальной и востребованной.

контроллер коммуникационный модуль микропроцессор установка

1 АНАЛИЗ ОБЪЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ

1.1 Общая характеристика

Рассматриваемое нефтяное месторождение расположено в центральной части Матвеевского и восточной части Алексеевского районов Оренбургской области. Площадь лицензионного участка составляет 420 кв.км.

На территории данного лицензионного участка проводился широкий комплекс геолого-геофизических исследований, основной период проведения которого приходился на 1945-1968 гг. По результатам проведенных работ было открыто газо-нефтяное месторождение.

Состояние извлекаемых запасов углеводородного сырья, числящихся на балансе заказчика проекта - ЗАО «Ойлгазтэт», отражены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Состояние извлекаемых запасов

Географо-экономические условия приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Географо-экономические условия

В соответствии с заданием на проектирование в проекте решены вопросы подготовки, хранения и транспорта нефти, утилизации нефтяного газа и пластовой воды.

Подготовка нефти осуществляется по первой группе качества согласно ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»:

- массовая доля воды, % - не более 0,5;

- концентрация хлористых солей, мг/дм3 - не более 100;

- массовая доля механических примесей, % - не более 0,05;

- давление насыщенных паров, кПа - не более 66,7.

Для хранения товарной нефти и приема сырой нефти предусмотрены резервуары типа РВС.

Транспорт товарной нефти предусмотрен автоцистернами.

Выделившийся нефтяной газ используется на технологические нужды Центрального пункта сбора (ЦПС) (котельная, подогреватель нефти, дежурная горелка факела). Излишек газа сжигается на факеле. На период пробной эксплуатации сброс пластовой воды с аппаратов подготовки нефти предусмотрен в емкости приема пластовой воды для последующего вывоза.

Производительность установки подготовки нефти (УПН) принята согласно заданию на проектирование:[19]

- 180 тыс.т/год нефти;

- 225 тыс.т/год жидкости.

Подготовка нефти - в разгазированном состоянии. Способ подготовки - термохимический. Температура нагрева - +50°С. Тип реагента - Нефтенол Д (С-7) - 4. Расход реагента - 50-60 г на тонну нефти для глубокого обезвоживания нефти.

Для пожарной защиты ЦПС запроектированы системы водяного и пенного пожаротушения.

На ЦПС проектируются системы хозяйственно-питьевого и производственного водоснабжения с использованием привозной воды. Вода на ЦПС используется для:

- хозяйственно-бытовых нужд дежурного персонала;

- нужд вспомогательных производств (лаборатории и котельной);

- производственных нужд (обессоливание нефти).

Для сбора и утилизации производственно-дождевых стоков на ЦПС нефтяного месторождения запроектирована система производственно-дождевой канализации, состоящей из:

- трапов;

- сети самотечных и напорных трубопроводов для транспортирования стоков;

- сборников стоков.

Для снабжения установки горячей водой для подогрева нефти в аппаратах и трубопроводах предусмотрена блочно-модульная котельная на газовом топливе.

1.2 Состав центрального пункта сбора

Данный проект выполнен для ЦПС, в состав которого входят: [23]

- установка подготовки нефти (УПН);

- факельная система (ФС);

- сооружения пожаротушения (СП);

- система хозяйственно-питьевого водоснабжения (ХПВ);

- емкости приема пластовой воды с УПН (УПВ);

- резервуарный парк (ПР);

- котельная (Т);

- дизельная (Д);

- трансформаторная подстанция (Л);

- операторная (ДУ);

- лаборатория (ЛО);

- станция налива нефти в автоцистерны (АСН);

- контрольно-пропускной пункт;

- система сбора и перекачки производственно-дождевых стоков (ПДС).

1.3 Технология работы центрального пункта сбора

Описание работы основной технологической линии

Нефтегазовая смесь с месторождения поступает на ЦПС в теплообменник ТО-1, где подогревается нефтью, поступающей после электродегидратора ЭГ. Последняя при этом охлаждается для уменьшения испарения в резервуарах РТ-1,2. Подогретая нефтегазовая смесь поступает в линию предварительного расслоения нефти. [23]

Подогретая нефтегазоводяная смесь поступает в аппарат предварительного обезвоживания нефти С, где вследствие разности плотностей происходит отделение пластовой воды и газа при давлении 0,15 МПа. Ускорение процесса обеспечивается подачей деэмульсатора (дозировочными насосами Н-3/1,2) и поддержанием повышенной температуры смеси.

Поддержание межфазного уровня «нефть-вода» в основном отсеке С осуществляется запорным клапаном с электромагнитным приводом, установленным на линии выхода воды. Периодический сброс нефти в БЕ осуществляется запорным клапаном с электромагнитным приводом, установленным на линии выхода нефти. Нефтяной газ из С подаётся в ГС, где из него отделяется капельная жидкость (нефть и вода), периодически сбрасываемая в дренажную ёмкость Е-1 через запорный клапан с электромагнитным приводом. Газ направляется на собственные нужды ЦПС (к ПП и на котельную) и на запальную горелку факела. В этих линиях поддерживается давление регуляторами прямого действия «после себя». Избыточный газ сжигается на факеле, на этой линии установлен регулятор прямого действия «до себя», поддерживающий давление в ГС.

Нефть из С-1 направляется в буферную ёмкость БЕ, установленную на приёме технологических насосов Н-1/1,2 и предназначенную для дополнительного отделения газа от нефти, сглаживания неравномерности поступления жидкости и исключения попадания газа на приём насосов. Газ из БЕ через регулятор давления «до себя» направляется на факел. От насосов Н-1/1,2 нефть направляется в подогреватель ПП.

Из подогревателя ПП нефть направляется в отстойник О, где осуществляется её обезвоживание. Обезвоженная нефть направляется в электродегидратор ЭГ, где осуществляется её окончательное обезвоживание и обессоливание. Для повышения эффективности обезвоживания на приём насосов Н-1/1,2 и перед ЭГ дополнительно подаётся деэмульсатор. Для вымывания солей в ЭГ в него через смеситель непрерывно подаётся пресная вода, подогрев которой осуществляется в ТО-2. В качестве теплоносителя используется вода от котельной. Для лучшего смешения пресной воды с нефтью в смесителе поддерживается перепад давления порядка 0,2…0,3 МПа вручную по манометрам до и после смесителя. Расход воды контролируется счётчиком, установленным непосредственно перед смесителем. Поддержание межфазного уровня «нефть-вода» в О и ЭГ осуществляется запорными клапанами с электромагнитным приводом, устанавливаемыми на линиях выхода воды.