Автоматизированная система управления процессом атмосферной перегонки нефти (дипломный проект)

ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение..................................................................................... 9

1.  Анализ вопроса и постановка задачи............................................. 10
1.1 Состав установки и описание основных технологических узлов...
1.2 Примеры автоматизации в нефтегазовой промышленности...
1.2.1 АСУ ТП УПВСН Акташского товарного парка......
1.2.2  САУ газовоздушного тракта парового котла...............
1.3 Выводы по результатам обзора и составление технического задания. 17
2. Разработка функциональной схемы АСУ ТП............
2.1 Описание объекта автоматизации............................................. 18
2.2 Автоматизируемые функции.........
2.2.1 Функции регулирования.........
2.2.2 Противоаварийная защита блока.........
2.2.3 Индикация технологического процесса.........
2.3 Выбор измерительных средств и исполнительных механизмов......
3. Разработка структурной схемы АСУ ТП...............
3.1 Основные особенности......
3.2 Нижний уровень системы управления...............
3.3 Верхний уровень......
4. Разработка схемы электрической принципиальной.........
5. Разработка схемы соединений и подключений......
6. Расчетная часть............
6.1 Исследование и настройка контура регулирования......
 6.1.1 Функциональная схема контура регулирования......
 6.1.2 Описание элементов передаточными функциями...
 6.1.3 Структурная схема контура регулирования...
 6.1.4 Исследование контура регулирования......
 6.1.5 Выводы по результатам исследования
7. Программно-математическое обеспечение......
7.1 Разработка алгоритмов управления............
7.2 Программное обеспечение STEP7Lite.........
7.3 Графический интерфейс оператора.........
 7.3.1 Обзор существующих SCADA- систем.........
 7.3.2 Анализ и выбор среды разработки интерфейса оператора......
 7.3.3 Описание графического интерфейса оператора...
8. Расчет экономического эффекта от внедрения АСУ процессом атмосферной перегонки нефти............
8.1 Затраты на проектирование конструкторской документации......
 8.1.1 Расчет численности разработчиков......
 8.1.2 Расчет заработной платы разработчиков......
8.2 Затраты на комплекс технических средств АСУ.........
8.3 Затраты на монтаж КТС и пусконаладочные работы...
8.4 Затраты на программное обеспечение АСУ.........
8.5 Затраты на обучение персонала...
8.6 Затраты на обслуживание АСУ.........
8.7 Расчет результатов внедрения АСУ.........
8.8 Расчет экономического эффекта.........
9. Безопасность жизнедеятельности...
9.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов на рабочем месте оператора АСУ атмосферной перегонки нефти...
 9.1.1 Неблагоприятные параметры микроклимата......
 9.1.2 Недостаточная освещенность рабочей зоны...
 9.1.3 Повышенный уровень электромагнитного излучения...
 9.1.4 Опасность поражения электрическим током......
9.2 Меры по снижению и устранению опасных и вредных факторов...
9.3 Расчет напряженности трудового процесса......
 9.3.1 Нагрузки интеллектуального характера......
 9.3.2 Сенсорные нагрузки......
 9.3.3 Эмоциональные нагрузки.........
 9.3.4 Монотонность нагрузок...............
 9.3.5 Режим работы...............
9.4 Определение категории помещения по пожаровзрывобезопасности...106
Заключение.....................
Библиографический список.....................
Приложение А Техническое задание..................
Приложение В Справка о патентном поиске........................
Приложение С Перечень элементов для схемы электрической принципиальной......
Приложение D Перечень элементов для схемы соединений и подключений129

1.1. Состав установки и описание основных технологических узлов

Установка предназначена для фракционирования нефти, с целью получения светлых нефтепродуктов. Состав установки:
 колонна отбензиневания
 емкость орошения
 4 воздушных конденсатора холодильника
 теплообменник
 5 насосов
Рассмотрим технологический процесс атмосферной перегонки нефти:
Потоки нефти нагретой обессоленной и обезвоженной нефти поступаю в ректификационную колонну. Здесь происходит процесс ректификации – это тепло – и – массообменный процесс разделения жидкостей, различающихся по температуре кипения, за счет противоточного, многократного контактирования паров и жидкости. В колонне через каждую тарелку противотоком проходят 2 потока:
1. жидкость – флегма, стекающая с вышележащей на нижележащую та-релку;
2. пары, поступающие с нижележащей на вышележащую тарелку;
Пары и жидкость, поступающие на тарелку, не находятся в состоянии равновесия, однако, вступая в равновесие стремятся к этому. Жидкий поток с вышележащей тарелки поступает в зону более высокой температуры, и поэтому из него испаряется некоторое количество низкокипящего компонента, в результате чего концентрация последнего в жидкости уменьшается. С другой стороны, паровой поток, поступающий с нижележащей тарелки, попадая в зону более низкой температуры, конденсируется, и часть высококипящего продукта из этого потока переходит в жидкость. Концентрация компонента в парах таким образом понижается, а низкокипящего – повышается. Фракционный состав паров и жидкости по высоте колонны непрерывно меняется. Часть ректификационной колонный, которая расположена выше ввода сырья, называется концен-трационной, а расположенная ниже ввода – отгонной . В обеих частях колонны происходит один и тот же процесс ректификации.
С верха концентрационной части в паровой фазе выводится целевой продукт необходимой чистоты – ректификат, а с нижней тарелки – жидкость, все еще в достаточной степени обогащенная низкокипящим компонентом. В отгонной части происходит отпарка из этой жидкости легкокипящих фракций, а из нижней части колонны выводится высококипящий продукт – кубовый остаток.
Таким образом, с верха колоны смесь углеводородных газов, паров бензина и водяного пара отводится в воздушные конденсаторы холодильники ХВК1-ХВК4. Здесь происходит конденсация паров, за счет воздушного охлаждения до 35oС. Далее конденсат попадает в емкость орошения. Здесь конденсат отстаивается и разделяется на бензин и воду. Вода сбрасывается из емкости и выводится с установки.
Бензин из емкости орошения поступает на прием насосов Н3/1-Н3/2. Часть бензина из емкости этими же насосами подается на верх колонны в качестве острого орошения. Другая часть бензина с балансовой температурой , через клапан, выводится с установки, в качестве готового продукта.
Углеводородный газ с верха емкости направляется в сепаратор топливного газа. В трубопровод на выходе из колонны, для предотвращения хлористоводородной и сероводородной коррозии оборудования, подаются растворы ингибитора коррозии типа «Геркулес 1017», в количестве 10г/т нефти и нейтрализатора.
Для исключения повышения давления в колонне и емкости выше макси-мально допустимого на них установлены клапаны ручного управления, для открытия сброса в факельный коллектор.
Отбензиненная нефть с низа колонны насосами H2/1-H2/2, после предварительного нагрева в теплообменнике, где смешивается с нефтью из ректификационной колонны получения продукта с более высокой температурой кипения, направляется для дальнейшей переработки.
Предусмотрена возможность аварийной откачки избытка нефти из колонны насосами H2/1-H2/2 обратно в сырьевой парк.

1.2 Примеры автоматизации процессов в нефтегазовой промышленно-сти

1.2.1 АСУ ТП установки переработки высокосернистой нефти (УПВСН) Акташского товарного парка.
Создание АСУ ТП УПВСН являлось ключевым этапом на пути достижения удвоенной производительности товарного парка нефти без увеличения численности обслуживающего персонала. Основные цели внедрения АСУ ТП на УПВСН Акташского товарного парка:
- получение в режиме реального времени информации о ходе технологических процессов;
- внедрение автоматизированных средств диагностирования и предупреждения возникновения аварийных ситуаций;
- контроль состояния исполнительных механизмов и вспомогательных агрегатов;
- замена ручного ведения документооборота автоматизированным;
- замена устаревших средств КИПиА на современные, повышающие надежность и точность измерений, обеспечивающие удобство в обслуживании, снижающие трудоемкость управления ТП.
При выборе технических средств для построения АСУ ТП, разработчиками учитывались следующие факторы: максимальное использование датчиков и приборов, функционирующих в составе аппаратуры установки; обеспечение простоты интеграции системы в ЛВС предприятия стандарта Ethernet. В результате, АСУ ТП УПВСН была построена на базе контроллеров сбора данных и управления ADAM-5000/TSP фирмы Advantech с промышленной шиной Ethernet (рисунок 1.1). Контроллеры укомплектованы модулями ввода серии ADAM-5000 сле-дующих типов:
- ADAM-5017 – 8-канальный модуль аналогового ввода (8 шт.);
- ADAM-5051 – 16-канальный модуль дискретного ввода (8 шт.);
- ADAM-5080 – 4-канальный модуль ввода импульсных сигналов (1 шт.).

Рисунок 1.1 – структурная схема АСУ ТП УПВСН
Общее представление о задействованных в системе датчиках и контрольно-измерительных приборах дает таблица 1.1
Таблица 1.1

АРМ операторов базируются на персональных ЭВМ стандартной ком-плектации под управлением Microsoft Windows 2000. В качестве SCADA-системы используется InTouch версии 7.1 из пакета Wanderware Factory Suite 2000.
Внедрение системы не только значительно облегчило работу операторов и другого обслуживающего персонала, но также позволило оперативно и качественно получать информацию о технологическом процессе, отслеживать состояние оборудования установки и контролировать значения регулируемых параметров. В системе заложены возможности наращивания и быстрой интеграции в корпоративную АСУ ТП всего предприятия.
Источник информации: [6], стр. 46-51.

1.2.2 САУ газовоздушного тракта парового котла
Система автоматизации газовоздушного тракта парового котла является распределенной системой управления (DCS – Distributed Control System), для которых характерно: один большой технологический объект; распределенная архитектура системы; наличие большого количества аналоговых и дискретных сигналов; тип контроля – регулирование и управление.
Проектируемая система имеет иерархическую 3-х уровневую структуру.
Иерархия системы следующая:
1) нижний уровень – уровень датчиков и исполнительных механизмов;
2) средний уровень – уровень микропроцессорного комплекса SLC-500;
3) верхний уровень – уровень оперативного управления.
К приборам и средствам автоматизации нижнего уровня относятся все первичные и вторичные преобразователи, магнитные пускатели и усилители.
Средний уровень (уровень контроля) представлен промышленным кон-троллером SLC 5/04.
Приборы нижнего уровня подсоединяются к SLC 5/04 по обычным проводам; электрический сигнал у них унифицированный.
Под верхним (SCADA-уровнем) понимается автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора, реализованное на базе персонального компьютера.
Система контроля и управления газовоздушного тракта парового котла предназначена для оперативного учета, поддержания заданных значений параметров технологического процесса и предотвращения возникновения аварийных ситуаций.
Реализация уровня управления
Для реализации функций управления и сбора данных в системе, разрабатываемой в рамках настоящего проекта, использован один из контроллеров производства компании Allen-Bradley семейства SLC-500.
Основными положительными качествами контроллеров SLC-500 счита-ются: модульность структуры, понятный пользователю интерфейс и возмож-ность эксплуатации без принудительного охлаждения.
Контроллер SLC в сочетании с модулем непосредственной коммуникации (DCM), модулем сканера (SN) или модулем распределенного сканера (DSN) для реализации распределенного ввода/вывода может быть интегрирован в сеть дистанционного ввода/вывода Allen-Breley 1771 Remote I/O /21/.
Для ввода аналоговых сигналов стандарта 4-20 мА выбраны модули 1746-NI8. Модули обеспечивают преобразование любых сигналов в виде тока от минус 20 до плюс 20 мА и напряжения от минус 10 до плюс 10 В. Модули имеют 8 входов.
 Для ввода дискретных сигналов типа "сухой контакт" применены модули 1746-IV32 с внешним источником питания 24В постоянного тока. Модули 1746-IV32 обеспечивают подключение 32 сигналов постоянного напряжения 24 В по схеме с общей землей.
 Выходные сигналы 24 В постоянного тока формируются при помощи модуля 1746-OV32 и 1746-OV16. Модули типа OV32 и OV16 обеспечивают, соответственно, 32 и 16 транзисторных выходов по схеме с общей землей .
Модули размещаются в шасси типа 1746-А13, имеющей 13 слотов для установки модулей. Расположение модулей отражено в таблице 1.2.




 Таблица1.2
 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1746-Р2 1747-L541 1746- NI8 1746- NI8 1746- NI8 1746- NI8 1746-IV-32 1746-IV-32 1746-OV-32 1746-OV-32 1746-OV-16 резерв резерв резерв

Разработка верхнего уровня АСУ ГВТ
На рисунке 1.2 представлен дисплей АРМ оператора-технолога в виде мнемосхемы, отражающий работу всего газовоздушного тракта.









Рисунок 1. 2 - Мнемосхема-дисплей АРМ оператора-технолога
АРМ операторов базируются на персональных ЭВМ стандартной ком-плектации под управлением Microsoft Windows 2000. В качестве SCADA-системы используется RSView 32 .
Внедрение АСУ значительно облегчило работу операторов, также позволило повысить качество управления технологическим процессом, сократить количество и время локализации аварийных ситуаций и отказов.
Источник информации: [5].


1.3. Выводы по результатам обзора и составление технического задания

Рассмотренные примеры АСУ позволяют говорить, что современные системы управления являются децентрализованными, дающими: гибкость; высокую производительность вследствие разделения функций между управляющими устройствами; возможность значительного, по сравнению с централизованными системами управления, наращивания ресурсов. Можно отметить значительное продвижение промышленного Ethernet в сфере АСУ, вследствие наличия огромного выбора совместимых между собой аппа-ратных и программных средств построения сетей этого стандарта. Существующие системные решения гарантируют востребованность промышленного Ethernet и в будущем. Прежде всего, это объединение в единую сеть промышленных компьютеров, рабочих станций и терминалов, используемых в качестве рабочих мест операторов.
В ходе дипломного проектирования был осуществлен патентный поиск, в результате которого был проведен обзор всех видов ректификационных колонн, были отобраны патенты и авторские свидетельства на данные разработки, которые различные по своим техническим решениям и являются наиболее перспективными (Справка о патентном поиске, приложение В). Наиболее перспективные работы в этой области произошли в последнее десятилетие в связи с развитием современной техники. В установке используется наиболее подходящая для данного технологического процесса колонна отбензиневания.
Основанием для разработки АСУ процессом атмосферной перегонки нефти является необходимость автоматизации установки атмосферной пере-гонки нефти с увеличением производительности установки до 2,5 млн. т. в год по сырью на ОАО «Новошахтинский ЗНП»
Применение АСУ позволит автоматизировать процесс, увеличить уровень производительности, увеличить качество производимых продуктов, предотвратить аварийные ситуации, снизить психологическую нагрузку на оператора. В связи с этим было разработано техническое задание на проектирование. (Техническое задание, приложение А)

Федеральное агентство по образованию РФ
Омский государственный технический университет

Кафедра Автоматизация и робототехника


ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

на тему: Автоматизированная система управления процессом атмосферной перегонки нефти


Специальность 220301 Автоматизация технологических процессов и производств

Консультанты:
Экономическая часть: Руководитель проекта
    Глотов В.А.    Гудинов В.Н.