Реферат

Пояснительная записка к дипломному проекту содержит 134 страницу

машинописного текста, 24 таблицы, 17 рисунков, список использованных

источников – 21 наименование, 7 приложений.

ДАВЛЕНИЕ, АВТОМАТИЗАЦИЯ, УРОВЕНЬ, ТЕМПЕРАТУРА,

КОНТРОЛЛЕР SLC 500, МОДУЛИ, РЕГУЛИРОВАНИЕ, СИГНАЛИЗАЦИЯ,

УПРАВЛЕНИЕ, ОПЕРАТОРСКИЙ ИНТЕРФЕЙС, SCADA, АЛГОРИТМ

ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ, ПРОГРАММА, HMI, АВАРИЯ.

В данном дипломном проекте приведена схема автоматизации ЦПС.

Дана краткая характеристика технологического оборудования и описание

технологического процесса.

Разработан проект автоматизации ЦПС на базе контроллера SLC 500

американской фирмы Allen-Bradley. Составлена программа для данного

контроллера. Разработан удобный HMI (человеко-машинный интерфейс) на

основе пакета RSView 32.

Приборы и контроллер достаточно надежны и современны, что

гарантирует безотказную и эффективную работу технологического процесса.

В результате проделанной работы была спроектирована SCADA система

с использованием микропроцессорного контроллера SLC 5/03 и операторского интерфейса.

Область применения: внедрение проекта возможно на ЦПС.

Содержание

Введение 8

1 Общая характеристика объекта

1.1 Краткая характеристика предприятия

1.2 Состав производств ЦПС

1.3 Описание технологического процесса

1.3.1 Основные технологические решения

1.3.2 Первая ступень сепарации

1.3.3 Установка подготовки нефти

1.3.4 Резервуарный парк ЦПС

1.3.5 Факельная система ЦПС

1.3.6 Установка подготовки пластовых вод(УППВ)

1.3.7 Компрессорная станция

1.4 Недостатки ЦПС

2 Постановка задачи

2.1 Назначение системы

2.2 Цели создания АСУ ТП ЦПС

2.3 Перечень объектов

2.4 Входные/выходные данные

3 Проектирование системы

3.1 Требования к системе

3.2 Средства автоматизации нулевого уровня системы

3.2.1 Датчик уровня ультразвуковой ДУУ2М

3.2.2 Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-5

3.2.3 Метран-100 ДИ 1152

3.2.4 Расходомер кориолисовый Метран-360

3.2.5 Преобразователь расхода Метран-300ПР

3.2.6 Сигнализатор загазованности СТМ-10

3.2.7 Пускатель бесконтактный реверсивный ПБР-2М

3.2.8 Блок ручного управления бру-42

3.3 Первый уровень ситемы

3.3.1 Выбор контроллера

3.3.2 Выбор модулей ввода/вывода

3.4 Проектирование верхнего уровня

3.4.1 Описание RSView 32

3.4.2 Описание операторского интерфейса

3.4.3 Описание экрана «Входные сепараторы»

3.4.4 Расчет точности отображения на экранах

4 Расчет надежности проектируемой системы ЦПС

4.1 Общие положения

4.2 Методика расчета показателей надежности

4.3Расчет надежности по функции автоматического управления

5 Безопасность и экологичность проекта

5.1 Условия труда операторов

5.1.1 Производственный микроклимат

5.1.2 Виброакустические колебания

5.1.3 Производственная освещенность

5.1.3.1 Естественное освещение

5.1.3.2 Искусственное освещение

5.1.4 Ионизирующее излучение

5.1.5 Молниезащита зданий и сооружений

5.1.6 Обеспечение электробезопасности

5.1.7 Пожаробезопасность

5.1.8 Расчет освещенности операторной

5.2 Экологичность проекта

5.2.1 Сбор нефтепродуктов с водной поверхности

5.2.2 Ликвидация нефтезагрязнений на твердой

поверхности

5.2.3 Биотехнологии

5.3 Чрезвычайные ситуации

5.4 Выводы по разделу

6 Расчет экономической эффективности

6.1 Методика расчета экономической эффективности

6.2 Расчет единовременных затрат

6.2.1 Расчет затрат на разработку системы

6.2.2 Расчет затрат на разработку программного

обеспечения

6.2.3 Расчет затрат на изготовление системы

6.3 Расчет текущих затрат на функционирование системы

6.3.1 Расчет затрат на электроэнергию

6.3.2 Расчет затрат на заработную плату

6.3.3 Расчет затрат на ремонт

6.3.4 Расчет затрат на амортизацию оборудования

6.4 Расчет ежегодной экономии

6.5 Расчет обобщающих показателей

6.6 Вывод по разделу

Заключение

Список использованных источников

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

Приложение Д

Приложение Е

ПриложениеЖ

Введение

С начала 90-х годов в развитых зарубежных странах наблюдался

настоящий бум по внедрению автоматизированных систем управления в

различных отраслях экономики. И в большинстве случаев эти системы

строились на принципах диспетчерского управления и сбора данных.

Основными областями применения систем диспетчерского управления

являются:

- производство и управление передачей и распределением

электроэнергии;

- водозабор, водоочистка и водораспределение;

- промышленное производство;

- добыча, транспорт и распределение нефти и газа;

- управление на транспорте;

- телекоммуникации;

- управление космическими объектами и военная область.

Такой большой интерес к системам диспетчерского управления и сбора

данных, с одной стороны, связан со значительным прогрессом в области

вычислительной техники, программного обеспечения и телекоммуникаций.

С другой стороны, развитие информационных технологий, повышение

степени автоматизации и перераспределение функций между человеком и

аппаратурой обострило проблему взаимодействия человека-оператора с

системой управления. Стала создаваться ситуация, когда доля «человеческого фактора» в крупных мировых авариях стремительно росла вместе с повышением надежности электронной аппаратуры.

Одной из причин такой тенденции является старый традиционный

подход к построению сложных систем управления: ориентация на применение новейших технических (технологических) решений и недооценка новейших технических (технологических) решений и недооценка необходимости построения эффективного человеко-машинного интерфейса (HMI – Human- Machine Interface), ориентированного на пользователя (оператора/диспетчера) и его задачи.

В последние годы в Казахстане резко возрос интерес к проблемам

построения высокоэффективных и высоконадежных систем диспетчерского

управления и сбора данных. Нефтегазовая отрасль не осталась в стороне от

этогопроцесса.

SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition – диспетчерское

супервизорное управление и сбор данных) представляет собой процесс сбора

информации реального времени с удаленных объектов с целью ее обработки и анализа, а также управления удаленными объектами.

Прообразом современных систем SCADA на ранних стадиях

автоматизированных систем управления являлись системы телемеханики.

Структурное построение SCADA-систем предполагает наличие трех

основных компонентов:

- RTU (Remote Terminal Unit) – удаленное терминальное устройство

(нижний уровень АСУТП);

- диспетчерский пункт управления (верхний уровень АСУТП);

- коммуникационная система.

Спектр реализации RTU достаточно широк. Конкретная реализация RTU

зависит от области применения. Это могут быть промышленные компьютеры

(PC-совместимые контроллеры) или программируемые логические

контроллеры (PLC/ПЛК).

Современные PLC объединяются в сеть (RS-485, различные

промышленные сети, Ethernet), а программные средства позволяют в удобной

для пользователя форме программировать их и управлять ими через компьютер верхнего уровня. Существует широкий круг фирм-производителей контроллеров, а количество типов контроллеров измеряется уже многими сотнями. Подробно этот класс аппаратных средств рассмотрен в [1].В диспетчерском пункте управления осуществляется обработка данных

и управление в режиме мягкого реального времени. Процесссбораданныхи

управления строится с помощью человеко-машинного интерфейса (HMI),

установленного на рабочей станции (компьютере). В зависимости от

конкретной системы диспетчерский пункт может быть реализован на базе

одиночной рабочей станции или нескольких рабочих станций, серверов, АРМ

специалистов и руководителей, объединенных в локальную (информационную) сеть. Человеко-машинный интерфейс разрабатывается и поддерживается с помощью специализированного программного обеспечения, называемого пакетом SCADA или просто SCADA. В последние годы на российском рынке появилось большое количество программных продуктов класса SCADA/HMI, позволяющих строить системы автоматизации как для дискретных, так и для

непрерывных процессов и производств [2].

Одним из основных структурных компонентов SCADA-систем являются

каналы связи. Выбор конкретных каналов связи зависит от архитектуры систем управления, расстояний между удаленными контроллерами и диспетчерским пунктом, числа контролируемых параметров, требований по пропускной способности и надежности канала и т. п.

В настоящее время существует большое количество специализированных промышленных шин, корпоративных компьютерных

сетей и выделенных каналов связи. Но наличие физического канала связи еще не гарантирует обмена информацией между компонентами системы

управления. Необходимо специализированное коммуникационное программное обеспечение, зависящее как от применяемых в проекте контроллеров, так и от программного обеспечения SCADA. Программные приложения системы управления взаимодействуют с аппаратурой нижнего уровня – контроллерами – для обеспечения функций сбора данных и диспетчерского управления. Это взаимодействие часто реализуется с помощью стандартных протоколов (DDE,OPC), так и протоколами собственной разработки.

Станции операторов/диспетчеров, серверы ввода/вывода, серверы

данных, различные АРМы взаимодействуют между собой в клиент-серверной архитектуре. Механизмы интеграции, как правило, встроены в SCADAPDF систему. Здесь можно перечислить многие стандартные протоколы, например,TCP/IP, DDE/NetDDE, OPC и т.п.

Для обмена информацией с внешними приложениями, в том числе с

реляционными базами данных (РБД) уровня АСУП (автоматизированная

система управления предприятием), SCADA-системы поддерживают различные интерфейсы. Среди них SQL и ODBC – средства для организации, управления и поиска информации в РБД типа Oracle, Access, Sybase и т.п. Нельзя не сказать и об Интернет-технологиях, поддерживаемых большинством SCADA-систем и позволяющих создавать распределенные системы мониторинга и управления не только в пределах предприятия, но и в масштабах региона и страны.

1 Общая характеристика объекта

Центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды,

построен по рабочей документации во исполнение инвестиционной программы по капитальному строительству.

- Вид строительства – новое;

- Наличие очередей строительства – 2;

- Первая очередь – две технологические линии по 1 млн. тонн в год

товарной нефти.

- Производительность установки подготовки нефти – 3 млн. тонн в год

товарной нефти.

Извлекаемые запасы нефти составляют 25 млн. тонн. [3].

Добыча нефти в 2011 году составила 2,615 млн. тонн. Состояние дел по

выполнению лицензионных соглашений по Западно-Малобалыкскому

месторождению находится на высоком уровне. Выполняются практически все лицензионные требования – объемы ГРР, уровни добычи нефти, обновление проектных документов, подсчеты запасов и мониторинг экологического состояния окружающей среды.

В связи с тем, что к концу 2011 года было завершено бурение

добывающих скважин и месторождение вышло на максимальный уровень

добычи нефти, предприятие стремится активно расширять свою ресурсную

базу, в том числе и за счет проводимых Минприроды аукционов на право

пользования недрами, и за счет расширения объемов геолого-разведочных

работ в 2009-2011 годы. В связи с ограниченными возможностями Южно-

Балыкского ГПК предприятие прилагает максимальные усилия по обеспечению и сохранению запланированных проектным документом уровней утилизации газа. С целью увеличения степени извлечения нефти из недр и утилизации попутного газа (с доведением этого показателя до 100%) в настоящее время ведутся работы по составлению проекта на закачку попутного газа в продуктивные пласты. [4].

1.1 Краткая характеристика предприятия

Предназначено для выполнения следующих операций:

- прием и разделение продукции нефтяных скважин на сырую нефть, сырой

газ и воду;

- подготовка и подача через магистральный трубопровод товарной нефти;

- подготовка попутного нефтяного газа, его учет и подача на собственные

нужды и в магистральный трубопровод;

- компримирование газа горячей ступени сепарации и легких фракций нефти,

собранных из резервуаров.

- подготовка, замер и подача подтоварной (пластовой) воды на КНС для

закачки ее в пласт (в систему ППД);

- закачка химреагентов в сырье для получения товарной продукции, закачка

реагентов для защиты аппаратов, трубопроводов от коррозии.

Количество технологических линий по подготовке товарной нефти –

три, каждая по 1000 тыс.тонн в год (114 тонн в час).

Очередность ввода технологических линий по подготовке товарной

нефти и количество производимой продукции с вводом в эксплуатацию

представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Очередность ввода технологических линий:

Сырье	Очереди
	первая очередь	вторая очередь
Добыча нефти тыс.тонн год (т./час.)	2000-2400 (228-272)	1000-1200 (114-136)
Добыча жидкости тыс.тонн год (тонн/час.)	4000-5500 (458-628)	2000-2750 (229-314)
Добыча газа млн.м3 год (м3/час)	64- 70,4 (7306-8036)	32- 35,2 (3653-4018)

Таблица 1.2 – Качество товарной нефти, воды и газа

Характеристика		Еденицы измерения	Содержание веществ
Сырье	Параметр
	Содержание хлористых солей	мг/л	не более 300
	Массовая доля воды	%	до 1
	Массовая доля механических примесей Давление насыщенных паров	% мм.рт.ст	не более 0,5-1,0 не более 500 не более 500
Вода	Нефть	мг/л	не более 50
	Механические примеси	мг/л	не более 10
Газ	Утилизация газа	%	не менее 95 %

Параметры на входе в ЦПС:

- рабочее давление сырья, до 0,8 МПа;

- максимально возможное давление сырья, 1,00 МПа;

- температура сырья, 10 – 45 0С;

- газовый фактор, до 45 м3/т;

- вязкость нефти, 50 – 9,56 мПа/с.

Параметры на выходе с ЦПС:

- производительность по нефти, 114 - 342 т/час;

- рабочее давление товарной нефти, 0,5 - 1,7 МПа;

- температура нефти, 5 - 45 0С;

- возможные отклонения параметров по нефти, +20, -80%;

- производительность по подтоварной воде, 128 - 572,0 м3/час;

- рабочее давление пластовой воды, 0,5 - 1,28 МПа;

- температура пластовой воды, 25 - 40 0С;

- возможные отклонения параметров по пластовой воде, +20, -80%;

- производительность по газу, 12100,0 м3/час;

- рабочее давление товарного газа, не выше 0,7 МПа;

- температура газа, до 40 0С;

- содержание капельной жидкости в товарном газе, 0,5 г/м3.