Реферат Проектирование системы автоматического управления установкой регенерации ДЭГа УКПГ
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
от 25%
Подписываем
договор
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА
Кафедра Кибернетических систем
Специальность 220201 «Управление и информатика в технических системах»
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовой работе
по дисциплине: «Автоматизированные информационно-управляющие системы/Спецглавы АИУС »
на тему: «Проектирование системы автоматического управления установкой регенерации ДЭГа УКПГ»
Выполнил ст. гр. УИТС-06-1, Нохрин И.П.
Проверил ассистент каф. КС Марголин А.М.
Дата защиты_____________ Оценка__________
Тюмень 2010
РЕФЕРАТ
Пояснительная записка стр. 36, 3 источника используемой литературы, 8 приложений, 4 рисунка, 7 таблиц.
АВТОМАТИЗАЦИЯ, ИЗМЕРЕНИЕ, РЕГУЛИРОВАНИЕ, УПРАВЛЕНИЕ, ДАВЛЕНИЕ, ТЕМПЕРАТУРА, КОНТРОЛЛЕР, METSO DNA .
Объектом исследования являетсяустановка регенерации ДЭГа УКПГ.
Цель работы – разработать проект автоматизированной системы управления технологическим процессомна установке регенерации ДЭГа УКПГ.
СОДЕРЖАНИЕ
Содержание
Техническое задание………………………………………………………4
Введение……………………………………………………………………6
1. Описание объекта автоматизации …..……………………………………9
2. Описание системы автоматизации………………………………………12
2.1 Функции системы управления…………..………………………………12
2.2 Структура системы автоматизации и общие требования к ее составным частям…………………………………………………………………………….12
2.3 Алгоритм контроля и управления……………………………………….14
2.3.1 Режим пуска…………………………………………………………….14
2.3.2 Режим нормальной работы…………………………………………….14
2.3.3 Режим планового останова…………………………………………….15
2.3.4 Режим аварийного останова…………………………………………...15
3. Описание средств автоматизации………………………………………..16
4. Заключение………………………………………………………………..18
5. Список используемых источников………………………………………19
6. Приложение 1 схема автоматизации…………………………………….20
7. Приложение 2 таблица КИПиА………………………………………….21
8. Приложение 3 таблица RTU……………………………………………...22
9. Приложение 4 карта памяти……………………………………………...26
10. Приложение 5 блок-схема алгоритма контроля и управления технологического процесса на установке регенерации ДЭГа УКПГ…29
11. Приложение 6 примеры алгоритмов…………………………………….30
12. Приложение 7 таблица тэгов HMI……………………………………….33
13. Приложение 8 экран HMI………………………………………………...36
Техническое задание
Построить трехуровневую систему управления, которая должна включать:
на нижнем уровне – датчики и исполнительные механизмы;
на среднем уровне - программируемый логический контроллер (контроллеры);
на верхнем уровне - рабочую станцию с операторским интерфейсом (HMI)
Описание технологического процесса:
· описание технологического процесса в целом и в частности
· целевая функция объекта автоматизации
· алгоритм функционирования
· временные характеристики
Система автоматизации:
· целевая функция автоматизации
· общие требования к составным частям системы управления
· классификация алгоритма контроля и управления
· описание алгоритма контроля и управления
· временные характеристики
Средства автоматизации:
· полевые приборы – все типы, марки, краткие технические характеристики
Приложения:
1) Схема автоматизации
2) Таблица КИПиА
· наименование сигнала (индивидуальное, как в RTU)
· условное обозначение на схеме автоматизации
· единицы измерения
· пределы изменения параметра
· тип прибора, датчика
· пределы измерения прибора, датчика
· класс точности
· диапазон выходного/входного сигнала
· тип сигнала (DI, FI, AI, DO, AO)
· сумма сигналов по каждому типу сигнала
· группировка сигналов по объектам
3) Таблица RTU
· номер шасси
· номер слота
· номер контакта
· адрес переменной
· наименование сигнала (индивидуальное, как в КИПиА)
· единицы измерения
· пределы измерения прибора, датчика
· класс точности
· диапазон выходного/входного сигнала
· тип сигнала (DI, AI, DO, AO)
· сумма по каждому типу сигнала
· сумма резервов по каждому типу сигнала
· группировка сигналов по шасси/слоту
4) Таблица переменных в контроллере (карта памяти)
· адрес ввода/вывода RTU
· адрес переменной
· тип переменной
· комментарий
5) Блок-схема алгоритма контроля и управления технологического процесса
6) Текст программы
· язык программирования «функциональных блоков»
7) Таблица тэгов HMI
· все тэги на весь проект
8) Экран HMI
· Экран HMI должны быть выполнен в цвете, формат «Альбомный»
ВВЕДЕНИЕ
Газовая промышленность в настоящее время является важнейшей отраслью народного хозяйства России. К началу 80-х годов в нашей стране было открыто более 900 газовых и газоконденсатных месторождений, в том числе с запасами газа свыше 30 млрд.м3. Среди них такие месторождения как Новоуренгойское, Ямбургское. Заполярное, Медвежье. В результате направленных поисков газовых месторождений в нашей стране определены зоны преимущественного газонакопления, среди них – север Тюменской области. В течение всех этих лет, вплоть до наших дней, производилась активная добыча газа, и параллельно разрабатывались новые месторождения. В результате, Крайний Север стал основным поставщиком природного газа в России.
Настоящий ²Технологический регламент² УКПГ-11 разработан в соответствии с ²Положением о технологических регламентах по добыче, переработке газа и конденсата предприятиями Мин Газпрома², утвержденным Заместителем Министра газовой промышленности 27 Мая 1977 года. Технологический регламент является основным документом, определяющим режим и порядок проведения операций проведения технологического регламента, обеспечивает необходимое качество выпускаемой продукции, рациональное экономическое ведение процесса, сохранность оборудования и безопасность работ.
Автоматизированная установка комплексной подготовки газа УКПГ-11 входит в состав действующих установок Уренгойского газоконденсатного месторождения.
На УКПГ-11 применена типовая схема гликолевой осушки газа с использованием отечественного оборудования. Учитывая суровые природно-климатические условия, существующие в Уренгойском месторождении, для обеспечения нормальной работы и бесперебойной подачи газа в систему магистральных газопроводов УКПГ-11 запроектирована автономной в обеспечении энергоресурсами: электроэнергией, паром, водой, сжатым воздухом. Наличие складов метанола, диэтиленгликоля и дизельного топлива позволяет длительное время обходиться без подвоза этих материалов и реагентов.
Районы Крайнего Севера Российской Федерации характеризуются суровыми природно-климатическими условиями. Необходимо также отметить значительною территориальною удаленность от промышленно-развитых центров страны, высокую стоимость трудовых ресурсов, сложность технологических процессов, связанных с большими объемами перерабатываемого газа и высокими требованиями к качеству товарного продукта, поступающего в газопровод. Эти факторы предъявляют особые требования к автоматизированной системе управления, осуществляющей сбор и подготовку газа к транспортировке. Автоматизированное управление процессами добычи и обработки газа осложнено непрерывным характером добычи газа, в связи с чем, система управления должна работать в «режиме реального времени». Несмотря на проведенные работы по модернизации, к концу 80-х - началу 90-х годов стало очевидно, что комплексы технических средств, на базе которых реализована АСУ ТП, являются морально устаревшими.
По первоначальному проекту контроль, автоматическое регулирование и управление установкой осуществлялось системой СЦКУ ²Сигнал 3М² с использованием серийных приборов и средств автоматики.
Актуальность создания автоматизированных систем управления значительно возросла, в связи затрат на содержание обслуживающего персонала и поддержания экологии окружающей среды. Целями создания автоматизированной системы управления регенерацией ДЭГа являются:
1. повышение точности измерения и регулирования технологических параметров;
2. повышение надежности системы управления;
3. повышение качества ведения технологического режима и его безопасности;
4. повышение оперативности технического персонала;
5. обеспечение требуемого качества подготавливаемого ДЭГА к осушке газа.
Целью данного курсового проекта является проектирование системы автоматического управления установкой регенерации ДЭГа УКПГ средствами SCADA-системы Metso DNA.
1 Описание объекта автоматизации
Рис.1 Автоматизированная установка регенерации ДЭГа УКПГ.
В качестве объекта управления была выбрана установка регенерации ДЭГа УКПГ. Подготовка газа к транспорту заключается в отделении из него газового конденсата, пластовой воды с растворенным в ней метанолом и механических примесей с последующей осушкой его диэтиленгликолем, чем и занимается данная установка.
На установке комплексной подготовки газа УКПГ осушка газа производится с помощью диэтиленгликоля ДЭГа с концентрацией 99.3% вес. Применение такого раствора позволяет осушать сырой газ до точки росы минус, 20°С. Исследование гигроскопических свойств гликолей показывает, что большой эффект при осушке газа дает увеличение концентрации гликолей выше 99%, но учитывая, что разложение гликолей с образованием органических кислот начинается ниже температуры их кипения, регенерацию их рекомендуется проводить при температуре не выше плюс 164°С под вакуумом.
Установка паровой вакуумной регенерации ДЭГа предназначена для регенерации насыщенного ДЭГа. Суть ее заключается в повышении концентрации ДЭГа с 96.3 % вес до 99.3% вес. Пропускная способность одной установки 17÷18 м3/ч. В случае если объем циркулирующего насыщенного гликоля будет превышать максимальную производительность колонны регенерации, в работу может быть подключен резервный десорбер и испаритель или же установка регенерации ДЭГа второго технологического цеха. Ввиду идентичности установок описание работы приводится для одной из них.
Насыщенный раствор ДЭГа с концентрацией 96.3÷97.3% масс. с полуглухой тарелки абсорбера через клапан-регулятор уровня после дросселирования с давлением 0.35 МПа поступает в общий коллектор 89x4 и далее в выветриватель В-1 где освобождается от избытка растворенного газа. Насыщенный гликоль дегазируется при давлении 0.35 МПа, выделившийся газ через свечу сбрасывается в атмосферу с помощью клапана-регулятора давления.
Раствор насыщенного гликоля с температурой 15÷16°С в количестве от 6 до 18 т/час и давлением 0.3 МПа, пройдя один из фильтров Ф-1,2 (тонкой очистки), подается в трубное пространство теплообменников Т-1, где нагревается встречным потоком регенерированного ДЭГа до температуры 120÷130°С.
После Т-1 раствор НДЭГа с температурой 120÷130°С подается в десорбер Д-1 на регенерацию. Десорбер имеет 18 колпачковых массообменных тарелок и одну полуглухую тарелку, разделяющую кубовую часть колонны от выпарной.
Раствор НДЭГа, перетекая сверху вниз с тарелки на тарелку, контактирует с восходящим паровым потоком, идущим от испарителя И-1, за счет чего происходит отпарка влаги, поглощенной раствором ДЭГа из газа при этом раствор ДЭГа нагревается и концентрация его повышается. В десорбере Д-1 осуществляется регенерации НДЭГа методом ректификации
Регенерированным раствор ДЭГа скапливается на полуглухой тарелке десорбера и с температурой 140÷145°С самотеком поступает в два параллельно работающих испарителя И-1, где нагревается до температуры 153÷164°С водяным паром, поступающим из котельной с температурой 170°С и давлением 0.7 МПа через клапан-регулятор температуры (кл-5) в трубный пучок испарителя. В испарителе И-1 регенерированный гликоль заполняет межтрубное пространство и по мере накопления переливается через перегородку в накопительный отсек, где происходит его окончательная регенерация. Для повышения концентрации ДЭГа, при необходимости в испаритель И-1 подается сухой поддувочный газ в объеме 80 м3 на 1 м3 , который сдвигает равновесие “пар-жидкость”, что способствует увеличению отпарки влаги и повышению концентрации регенерированного ДЭГа.
Отсюда насосами Н-1 горячий поток РДЭГа прокачивается через межтрубное пространство рекуперативного теплообменника Т-1, нагревая встречный поток насыщенного абсорбента, охлаждается до температуры 30÷40°С и через фильтр состоящий из 36 фильтр-патронов, подается в сборник регенерированного ДЭГа Е-1. В эту же емкость предусмотрен прием ДЭГа со склада для восполнения потерь.
Пары воды, ДЭГа и газов из испарителя И-1 с температурой 153÷164°С поступают под глухую тарелку десорбера Д-1 для создания в колонне восходящего парового потока и поддержания в кубовой (нижней) ее части температуры не ниже 140 °С.
2 Описание системы автоматизации
2.1 Функции системы управления
Спроектированная система предназначена для решения следующих задач:
1) регулирование давления в выветривателе В-1;
2) регулирование температуры верха десорбера Д-1;
3) регулирование температуры в испарителе И-1;
4) автоматическое закрытие/открытие задвижек и их дистанционное управление;
2.2 Структура системы автоматизации и общие требования к ее составным частям
Автоматизированная система управления технологическим процессом имеет трехуровневую структуру:
- нижний уровень;
- средний уровень;
- верхний уровень.
Нижний уровень – это уровень датчиков и исполнительных механизмов, непосредственно находящихся на объекте управления. Основная задача его – преобразование измеряемых физических величин в стандартные выходные сигналы и непосредственное воздействие на ход технологического процесса. На нижнем уровне система должна обеспечивать сбор и передачу всех необходимых параметров объекта управления в достаточном объеме.
Средний уровень представлен вторичными приборами и контроллерами. Он включает в себя преобразование стандартных аналоговых сигналов, которые поступают с датчиков, в эквивалентные цифровые величины; сигнализацию, превышающих значений, параметров технологического процесса; автоматизированное или автоматическое управление отдельными узлами технологического процесса, возможно и всего процесса в целом; сбор, хранение информации. На среднем уровне система должна обеспечивать достоверную оценку критических показателей технологического процесса и своевременную реакцию на аварийные состояния.
Верхний уровень – это уровень взаимодействия оператора с управляющими устройствами (HMI – Human Machine Interface). Он предполагает взаимодействие оператора с технологическим процессом, посредством показаний вторичных приборов, мнемосхем операторских компьютеров, пультов управления. Здесь же происходит документирование и архивирование параметров системы.
Ряд важнейших требований, предъявляемых к современному пользовательскому интерфейсу оператора:
- интерфейс программы должен быть интуитивно понятным пользователю;
- интерфейс должен быть удобным, т.е. для достижения какого либо результата пользователю нужно выполнить минимум операций;
- программа, работающая в автоматическом режиме должна вести протокол.
Спроектированная система автоматизации должна обеспечивать надежную, оптимальную работу установки регенерации ДЭГа УКПГ, а так же полное информационное сопровождение процесса функционирования выбранного объекта, для учета данных и предоставления информации в вышестоящие структуры предприятия.
Основные задачи, решаемые в рамках данной АСУ ТП, состоят в следующем:
- обеспечение технического и оперативного персонала актуальной информацией о работе оборудования РП и нефтепроводов;
- централизация управления электроснабжением и технологическими процессами наполнения установок;
- решение задач диагностики целостности нефтепровода для минимизации потерь нефти и загрязнения среды;
- сокращение дежурного персонала на РП НП и повышение эффективности работы управленческого персонала районного диспетчерского пункта (РДП);
- архивирование данных, просмотр архивной информации.
2.3 Алгоритм контроля и управления
Проектируемая система автоматизации приспособлена для работы в трех режимах работы: режим пуска, режим нормальной работы, режим останова (в свою очередь он делится на режимы планового и аварийного останова).
2.3.1 Режим пуска
В режиме пуска производится проверка работоспособности и запуск датчиков, проверка работоспособности и установка в начальное состояния исполнительного механизма и переход в нормальное состояние.
2.3.2 Режим нормальной работы
Вначале производится опрос датчиков и проверка на соответствие нормальным условиям. В случае, когда уровень НДЭГа в установке достигает максимального значения, на исполнительный механизм входного автоматического отсечного клапана приходит команда прервать подачу нефтепродукта. При появлении избыточного давления НДЭГа автоматически открывается электозадвижка и происходит стравливание газа на факельную систему и к потребителю до тех пор, пока давление не придет в норму. В любом случае, если два параметра и более отклоняются от граничных значений, то сигнал тревоги подается на пульт оператора и исполнительный механизм переходит в режим ожидания команды с пульта.
2.3.3 Режим планового останова
В режиме планового останова выключается подача НДЭГа.
2.3.4 Режим аварийного останова
Вначале подается аварийный сигнал на пульт оператора, затем отключается подача НДЭГа, а также датчики для предотвращения развития аварийного состояния.
3. Описание средств автоматизации
Для поддержания правильной работы системы необходимо измерять давление нефтепродуктов, дренажной воды и отсепарированного газа в установке.
Для этого был выбран датчик давления Метран-150.
Датчики давления Метран-150 предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование измеряемых величин - избыточного давления, абсолютного давления, разности давлений нейтральных и агрессивных сред в унифицированный токовый выходной сигнал 4-20 мА с цифровым сигналом на базе HART-протокола или сигнал 0-5 мА.
Технические характеристики датчика Метран-150:
· Основная приведенная погрешность ±0,075%; ±0,2%
· Влияние температуры окружающей среды ±0,05%/10 °С
· Влияние статического давления ±0,015%/1 MPa
· Перенастройка диапазона 1:50
· Температура окр. среды -40 … +80 °С
· IP (Степень защиты от воздействия пыли и влаги) IP66
· Поворот корпуса/ поворот ЖКИ ±180° / ±360°
Регулирование параметров осуществляется путем автоматического открытия и закрытия регулирующих органов по сигналам управляющих устройств.
Принцип действия устройства основан на изменении пропускной способности регулирующего клапана в соответствии с входным электрическим сигналом. Поступающий на электродвигатель электрический командный сигнал посредством редуктора и прямоходной приставки исполнительного механизма преобразуется в возвратно-поступательное движение штока клапана. Изменения положения штока влечет за собой изменение расхода жидкости или газа через регулирующий клапан.
Для измерения температуры использован интеллектуальный преобразователь температуры Метран-286 .
Интеллектуальные преобразователи температуры Метран-286 предназначены для точных измерений температуры нейтральных, а также агрессивных сред, по отношению к которым материал защитной арматуры является коррозионностойким.
Сигнал первичного преобразователя температуры преобразуется в унифицированный выходной сигнал постоянного тока 4-20 мА с наложенным на него цифровым сигналом HART версии 5 с физическим интерфейсом Bell-202 с помощью электронного модуля, встроенного в корпус первичного преобразователя.
Технические характеристики:
Для передачи сигнала на расстояние используются 2-х-проводные токовые линии.
Коммуникационный протокол HАRT обеспечивает двухсторонний обмен информацией между Метран-286 и управляющими устройствами:
· ручным портативным HART-коммуникатором Метран-650;
· компьютером, оснащенным HART-модемом Метран-681 и программой H-Master;
· любым средством управления HART полевыми устройствами, например, коммуникатором 375.
Управление ИПТ осуществляется дистанционно, при этом обеспечивается настройка датчика:
· выбор его основных параметров;
· перенастройка диапазонов измерений;
· запрос информации о самом ИПТ (типе, модели, серийном номере, максимальном и минимальном диапазонах измерений, фактическом диапазоне измерений).
В Метран-286 реализовано три единицы измерения температуры:
· градусы Цельсия, °С;
· градусы Кельвина, К;
· градусы Фаренгейта, F.
Пределы измерений:
-50 - +500 ˚C
Класс точности – 0,15%
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте была разработана автоматизированная система управления установкой регенерации ДЭГа УКПГ. Система предназначена для автоматизации процесса контроля состояния технологического процесса и дистанционного управления исполнительными механизмами.
Данный проект использует удобный для оператора интерфейс, реализованный средствами программы Metso DNA Editor.
В качестве измерительных приборов используются современные датчики и приборы, которые имеют унифицированный токовый сигнал (4…20 мА) необходимый для схем автоматического управления.
Для операторов были созданы мнемосхемы отражающие процессы, протекающие на объекте и позволяющие оператору управлять технологическим процессом.
Данный проект обеспечит минимальное вмешательство человека в технологический процесс.
Приборы и контроллер достаточно надежны и современны, что гарантирует безотказную и эффективную работу технологического процесса
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Раздел каталога Метран «Высокоточные интеллектуальные датчики гидростатического давления Метран-150»
2. Раздел каталога Метран "Датчики давления Метран-286"
3. Раздел каталога Преобразователи уровня NIVOCAP “Оборудование КИПиА - датчики давления, уровнемеры, манометры, расходомеры, газоанализаторы, теплосчетчики, датчики уровня, преобразователи давления”
