Описание технологического процесса поддержания пластового давления

Размещено на http://www.allbest.ru/

36

Содержание

• Реферат
• Введение
• 1. Технологическая часть
• 1.1 Описание технологического процесса
• 2. Техническая часть
• 2.1 Автоматизированная система контроля кустовой насосной станции
• 2.2 Иерархическая многоуровневая автоматизированная система управления технологическим процессом поддержания пластового давления
• 2.3 Цели, задачи и выполняемые функции систем автоматизации каждого уровня
• 2.4 Состав комплекса технических средств
• 2.5 Характеристика АСУ ТП «ПроТок»
• 2.6 АРМ оператора или диспетчера
• 2.7 Объем автоматизации технологического объектов
• 3. Экспериментальная часть
• 3.1 Сущность экспериментального определения статических и динамических характеристик объектов регулирования
• 3.1 Расчетная часть
• 3.3 Определение передаточной функции по кривой разгона
• 4. Расчетная часть
• 4.1 Нахождение настроечных параметров регуляторов моделируемых САР. Расчет и моделирование одноконтурной САР
• 5. Проектная часть
• Заключение
• Список использованной литературы
• Приложение 1
• Приложение 2
• Реферат
• пластовый давление насосный автоматизированный
• Целью данного курсового проекта по дисциплине «Автоматизация технологических процессов и производств» на тему «Автоматизация КНС» является подробное изучение процессов работы кустовой насосной станции.
• Данная работа актуальна, так как в настоящее время заводнение нефтяных пластов является самым распространенным методом интенсификации добычи нефти как в отечественной, так и зарубежной практике.
• Ключевые слова в данном курсовом проекте
• АРМ, ППД, ЦНС, КНС, БГ, ТЖ, НА, ПЛК, ТОУ, ТИ, КП, ПУ
• Курсовой проект содержит: введение, технологическую, техническую, экспериментальную, расчетную, проектную части и заключения.
• В экспериментальной части была определена передаточная функция насоса по его кривой разгона методом площадей. В расчетной части был произведен расчет параметров настройки регуляторов с помощью расширенных АФХ, определены прямые показатели качества. В проектной части содержится описание основных этапов создания проекта АСУ ТП КНС с помощью программы GENESIS 32.
• Приложение: функциональная схема автоматизации КНС.
• Функциональная схема автоматизации КНС состоит из 2 листов формата А1, отражающих и дополняющих содержание пояснительной записки.
• Введение
• На любом этапе разработки нефтяных месторождений с использованием системы поддержания пластового давления огромную роль имеет регулирование закачиваемой жидкости в продуктивные пласты. Регулирование закачки способствует повышению надежности и управляемости процессом вытеснения продукции из пласта. Одним из способов организации работы нагнетательного фонда является режим закачки, который позволяет учесть все параметры пласта, работу эксплуатационного фонда, приемистость нагнетательной скважины. Приборы учета дают возможность регулирования закачиваемой жидкости, которые должны иметь такие требования как надежность, бесперебойная работа, большой диапазон измеряемых расходов, маленькую погрешность измерений, способность замера различного рода жидкостей в различных климатических условиях.. все это позволит в полной мере выполнять режим закачки являющийся одним из основных факторов успешной разработки продуктивных горизонтов.
• Согласованная работа всех звеньев системы ППД, четкая координация управления насосными станциями, установление рациональных режимов работы взаимосвязанных сложных производственных процессов внутри станций и технологических звеньев, возможно только при широком применении современных средств автоматики и телемеханики.
• Автоматизация и телемеханизация объектов ППД должны обеспечить надежную их работу при отсутствии оперативного обслуживающего персонала. С этой целью схемой автоматизации должны быть предусмотрены автоматическая защита оборудования от аварийных режимов, автоматическое включение резервного оборудования в случае аварийного отключения основного, централизованное дистанционное управление насосными агрегатами и управляемыми задвижками, сигнализация на диспетчерский пункт об исполнении команд, аварийных ситуациях и передаче измерительной информации.
• 1. Технологическая часть
• 1.1 Описание технологического процесса поддержания пластового давления
• Нагнетание рабочего агента в пласт предназначено для создания искусственного напорного режима. Поддержание пластового давления обеспечивает повышение нефтеотдачи, в конечном счете, ускоряет процесс разработки месторождения.
• Суммарный объем нагнетаемой воды зависит от:
• ? проектного отбора жидкости из залежи,
• ? технических возможностей технологического оборудования,
• ? коллекторских, упругих свойств пластов и насыщающих их жидкостей. Выбранная система расположения нагнетательных скважин также влияет на объем нагнетаемой воды.
• Местоположение нагнетательных скважин определяется особенностями геологического строения залежи. Нагнетательные скважины располагаются так, чтобы фронт воды эффективно вытеснял пластовую жидкость или газ.
• В зависимости от местоположения нагнетательных скважин применяются следующие системы заводнения:
• ? законтурное;
• ? приконтурное;
• ? внутриконтрное;
• ? блочное и осевое (разновидности внутриконтурного заводнения);
• ? площадное;
• ? избирательное;
• ? очаговое;
• ? барьерное.
• Некоторые системы заводнения могут использоваться совместно.
• Основным, наиболее распространенным и эффективным методом поддержания пластовых давлений (ППД) является законтурное и внутриконтурное заводнение, представляющее собой закачку в пласты воды через специальные нагнетательные скважины, находящиеся либо за контуром нефтеносности, либо внутри контура -- между эксплуатационными скважинами. Применение заводнения позволило повысить нефтеотдачу пластов при разбуривании залежей по значительно более редким сеткам, сократить сроки отборов основных, запасов, продлить фонтанный период эксплуатации, обеспечить высокие дебиты скважин при механизированном способе эксплуатации и повысить эффективность регулирования процесса разработки.
• В системах ППД подача воды на кустовые насосные станции осуществляется из нескольких источников:
• ? по водоводам низкого давления подается пластовая вода ( с установок УПСВ и ЦППН);
• ? по водоводам низкого давления подается вода из водозаборных скважин;
• ? из открытых водоемов по водоводам низкого давления подается пресная вода.
• Кустовые насосные станции (КНС) предназначены для нагнетания очищенной воды в продуктивные пласты. Число КНС, их расположение на месторождении, мощность устанавливаемых насосных агрегатов определяется на основании проекта разработки месторождения и технико-экономических расчетов.
• Требования к автоматизации и телемеханизации системы ППД определяются ее ролью в технологических процессах нефтегазодобывающего предприятия и особенностями устройств и функционирования объектов ППД. К числу таких особенностей следует отнести прежде всего то, что водоводы обслуживают первоочередные и неотложные потребности нефтеотдачи и пожаротушения, вследствие чего должна быть обеспечена высокая надежность бесперебойной работы объектов системы, перерывы в подаче воды могут привести к прекращению приемистости скважин, режим работы системы зависит от качества исходной воды и в то же время технологический процесс очистки воды сравнительно сложен, технологические объекты системы ППД рассредоточены на больших площадях и в ряде случаев находятся на больших расстояниях от основных нефтепромысловых и населенных пунктов, все объекты ППД взаимосвязаны через перекачиваемую воду, поэтому необходима координация их работы, контроль и управление с одного центра.
• Закачка рабочего реагента ТЖ осуществляется кустовыми насосными станциями (КНС) блочного и стационарного исполнения. В состав технологического оборудования КНС входят:
• · Насосные агрегаты могут быть двух классов:
• ? Насосы типа ЦНС 180-1900 с высоковольтными синхронными (типа СТД 1600) или асинхронного (типа АТД-1600) двигателями;
• ? Насосы импортного производства Reda их количество может составлять от одного до пяти для каждой КНС;
• · Блоки гребенок (БГ) для распределения и учета воды по водоводам;
• · Дренажная система;
• · Вентиляторы и электроотопители;
• · Удаленные блоки гребенок, которые могут распологаться на значительном удалении от КНС.
• Каждый насосный агрегат имеет раздельную систему смазки для насоса и электродвигателя (маслобак 2 шт., маслонасос 2 шт., маслоохладитель - 2шт.).
• Таблица 1
• Технологичесике параметры насосных агрегатов отечественного производства ЦНС 1900

давление на приеме	До 6 атм
Давление на выкиде	До 20 атм
Давление масла	До 0.15 атм
производительность	До 180 м3/ч
Мощность двигателя	До 1600 кВт
Ток двигателя	До 200А
Температура подшипников	До 80 0С
Температура в линии разгрузки	До 500С

• Агрегаты импортного производства Reda, используемые в современных АСУ ТП ППД, в значительной степени отличаются от агрегатов отечественного производства, а именно:
• · имеют свой набор автоматики, отвечающей за аварийное отключение насосного агрегата в случае возникновения аварийной ситуации;
• · позволяют контролировать причину остановки насосного агрегата;
• · не имеют проточной системы смазки.
• Блок напорной гребенки предназначен для распределения и измерения расхода и давления технологической воды, закачиваемой в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления.
• В блоке напорной гребенки размещены:
• - распределительный коллектор с запорной арматурой;
• - высоконапорные водоводы со счетчиками;
• - дренажный коллектор с запорной арматурой.
• Блоки-укрытия комплектуются электрической или водяной системой отопления, системами освещения, вентиляции, контроля загазованности и датчиками пожарной сигнализации.
• Напорная гребенка может размещаться в блоке-укрытии и на открытой раме и изготавливаться в различном конструктивном исполнении и комплектации
• Работа станции происходит следующим образом.
• Технологическая вода через всасывающий трубопровод подается на вход центробежного насоса ЦНС-1900. От насоса по напорному трубопроводу вода подается в БГ, где распределяется на восемь, пять или четыре водонапорных водовода (в зависимости от типа БГ) и далее подается на нагнетательные скважины. Для сброса воды из водоводов при ремонте БГ имеется специальный коллектор, по которому вода сбрасывается в дренажную емкость.
• 2. Техническая часть

2.1 Автоматизированная система контроля кустовой насосной станции

Для автоматического управления, защиты и контроля параметров технологического оборудования насосных блоков КНС применяется разработанная система. Эта система выполнена по блочно-функциональному принципу и включает аппаратуру:

· щиты автоматизации КНС, автоматизации насосного агрегата,

· местного контроля и управления насосного агрегата, контроля и управления вспомогательного оборудования станции,

· комплект датчиков, необходимый для нормальной работы технологического оборудования КНС.

Аппаратура щита автоматизации насосной станции осуществляет:

· выбор режима работы оборудования насосной станции (автоматический, резервный, местный -- от щита местного контроля и управления, отключено-- насосы выключены),

· управление электроприводом задвижки на нагнетательной линии (полуавтоматический, местный),

· управление электроприводом задвижки сброса воды после регулятора давления на входе станции (полуавтоматический, местный);

· измерение, контроль, аварийную и предупредительную сигнализацию предельных значений параметров работы насосной станции (давление на входе станции после регулятора давления - максимальное 6атм, давление на общем приемном коллекторе - минимальное 2атм, давление охлаждающей воды после регулятора давления -- минимальное 3атм и максимальное 3,5атм);

· выдачу сигнала разрешения запуска насосного агрегата;

· защиту насосного агрегата по аварийному параметру.

Аппаратура щита местного контроля и управления насосным агрегатом включает устройство для измерения давления (отсек манометров), устройство управления электроприводами (отсек управления). Аппаратура щита местного контроля и управления вспомогательным оборудованием насосной станции осуществляет измерение и контроль параметра давления на насосной станции, управление электроприводами насосной станции. Система автоматики обеспечивает автоматический запуск всех работающих агрегатов при восстановлении напряжения после его кратковременного отключения. Резервный маслонасос включается при снижении давления масла в начале линии до 0,3атм.

Датчик утечки предназначен для сигнализации пробоя сальника насоса. При пробое сальника вода замыкает электрическую цепь контактного винта с “землей” и двигатель насоса отключается.

Управление насосным агрегатом на КНС осуществляется в двух режимах:

«местный» или «дистанционный» (режим «дистанционный» задается с АРМ оператора).

Если режим «дистанционный» не задан, осуществляется управление

насосом кнопками по месту (включение / отключение);

Если задан режим «дистанционный», осуществляется:

· управление насосом по команде с АРМ оператора (включить/отключить);

· автоматическое включение резервного насоса при аварийном отключении рабочего насоса, если задан режим АВР (режим АВР задается с АРМ оператора);

· автоматическое защитное отключение при аварийных ситуациях.

Перед запуском насоса проверяются параметры готовности к пуску и в случае неготовности сбрасывается команда на пуск.

Остановленный насос готов к включению, если:

· задан режим «дистанционный»;

· нет запрета на запуск;

· давление на приеме насоса не ниже минимально допустимого значения;

· температура подшипников насоса не выше допустимого значения.

· защитное отключение насоса осуществляется при следующих ситуациях:

1 - низкое давление на приеме;

2 - высокое давление на выкиде;

3 - низкое давление на выкиде;

4 - высокая температура переднего подшипника насоса;

5 - высокая температура заднего подшипника насоса;

6 - высокие утечки сальников;

7 - высокая загазованность в помещении.

Защитное отключение по низкому давлению на выкиде насоса блокируется на период запуска насоса. При отключении по ситуациям 2 - 7 выставляется запрет на запуск и выставляется команда на запуск резервного насоса. ЗАПРЕТ НА ЗАПУСК снимается по команде с АРМ оператора.

Алгоритм запуска насосного агрегата.

После пуска кнопкой "пуск со щита управления, установленного в БА, или команды с АРМ оператора, включается масляный насос, и при достижении давления в конце масляной линии 0,05...0,1атм начинается запуск основного насоса. После достижения давления за насосом 0,9 Р_ном начинает открываться электрозадвижка на линии нагнетания. После открытия задвижки в течение 60с насос выходит на установившийся режим работы.

2.2 Иерархическая многоуровневая автоматизированная система управления технологическим процессом поддержания пластового давления

АСУ ТП ППД имеет трехуровневую архитектуру. На верхнем уровне располагаются рабочие станции, соединенные сетью Ethernet, которая позволяет включать дополнительные рабочие места. На среднем уровне - промышленные контроллеры, на нижнем - датчики и исполнительные механизмы. (рис 2.1.1)

Рис. 2.1.1 АСУ ТП ППД

Части системы могут взаимодействовать по различным каналам связи: выделенные линии; коммутируемые телефонные линии; связь через радиомодемы; оптоволоконные каналы, GSM связь и др.

В качестве первичных датчиков используются ультразвуковые датчики и сигнализаторы уровня, расхода, температуры, давление, и вибрации.

Первичная информация о параметрах каждого НА снимается со стандартно установленных датчиков непосредственно на технологическом оборудовании.

В качестве первичных измерительных приборов в системе применены серийно выпускаемые датчики и преобразователи:

· температуры - ТСМ Метран-254;

· давления - Метран - 55;

· датчик-реле уровня POC-301;

· вибрации - ВК - 310С;

· расхода КР 32х21;

2.3 Цели, задачи и выполняемые функции систем автоматизации каждого уровня

Функционирование системы на уровне КП

КП выполняет следующие функции:

прием информации от измерительных преобразователей и источников сигнализации;

выдача управляющих воздействий механизмам;

контроль параметров процесса и управление режимом для поддержания их регламентированных значений;

контроль и регистрация срабатывания исполнительных механизмов;

ведение оперативной базы данных;

хранение исторической базы данных;

осуществление информационного обмена с уровнем III.

Информация фиксируется в ОЗУ контроллера и передается на уровень ПУ. При выходе значения параметра ТИ за технологические или аварийные пределы и при изменении состояния ТС, которому присвоен аварийный статус, формируется аварийное сообщение. Также контроллер производит самодиагностику, диагностику модулей и диагностику линии связи. При возникновении неисправности определенных модулей, контроллер выключает их из опроса и переходит на аварийный режим работы.

КП выдает сигналы управления ТОУ в автоматическом режиме или режиме дистанционного ручного управления с ПУ. Логическая программа контроллера исключает некорректные действия оператора. Конфигурирование КП и программирование ПЛК производится с ПУ.

Функционирование системы на уровне ПУ

ПУ выполняет следующие функции:

осуществление информационного обмена с уровнем II;

отображение технологической информации, параметров технологического процесса на мнемосхемах в виде таблиц, оперативных и исторических трендов;

индикация состояния ТОУ;

приоритетное отображение информации об авариях;

звуковая сигнализация информации об авариях;

обеспечение интерфейса оператора для дистанционного управления;

ведение оперативной базы данных;

хранение исторической базы данных;

ведение и хранение журнала действий оператора;

ведение и хранение журнала аварий;

ведение и хранение журнала параметров;

конфигурирование карт ТИ, ТИИ, ТС, ТУ;

формирование и печать архивов и отчетно-учетных документов;

диагностика работы аппаратных средств КП;

редактирование прикладного ПО ПЛК;

осуществление информационного обмена с ЦДП.

2.4 Состав комплекса технических средств

Датчик температуры - ТСМ Метран-254

Назначение:

Термопреобразователи сопротивления медные ТСМ Метран-254 (рис.2.2), предназначен для измерения температуры жидких и газообразных химически неагрессивных сред, а также агрессивных, не разрушающих материал защитной арматуры.

Принцип действия:

Основан на свойстве проводника изменять электрическое сопротивление при изменении температуры окружающей среды.

Таблица 2.2.1

Основные технические характеристики

Диапазон измеряемых температур	-50… 150 0С
Выходной сигнал	ТСМ 100
Степеньзащиты	IP65

Рис 2.2.1 ТСМ Метран - 254

Комплекс расходомерный КР2 65(32)х21

Назначение и возможности:

Измерение мгновенных и суммированных за заданный период времени значений объемного расхода электропроводящих жидкостей, преимущественно нефтепромысловых сточных вод системы ППД. Вывод информации на индикатор и телеметрию.

Принцип действия:

Измерение ЭДС, индуцированной магнитным полем в электропроводящей жидкости, пропорциональной средней скорости потока жидкости. Датчик расхода преобразует расход жидкости в последовательность электрических импульсов, «ценой» импульса 1, 10, 100, 1000 л (0,001м³, 0,01м³, 0,1м³, 1м³), формат может быть изменен по требованию заказчика. Длина линии связи между датчиком и системой телемеханики до 300 м.

Особенности:

* Широкий диапазон рабочих давлений (Р<21 атм);

* Подстраиваемый коэффициент преобразования;

* Измерение агрессивных, абразивных и вязких жидкостей;

* Работа при наличии нефтяной пленки на электродах;

* Работа при высокой неоднородности потока жидкости, вблизи изгибов трубопровода, дросселей, обратных клапанов и задвижек;

* Отсутствие в проточном тракте датчика элементов конструкции, перегораживающих поток. Потери давления не превышают потерь в трубопроводе эквивалентной длины.

Рис 2.2.2 Комплекс расходомерный КР 100х21

Таблица 2.2.2

Основные технические характеристики

Максимальное рабочее давление, атм (кг/см2)	21 (210)
Диапазон измерения расхода, м3/ч	0,4 … 125
Температурный диапазон эксплуатации oС	0...+50

Датчик-реле уровня POC

Назначение:

Датчики-реле уровня РОС 301 предназначены для контроля трех уровней электропроводных жидкостей по трем независимым каналам в одном или в различных резервуарах в стационарных и корабельных условиях вне взрывоопасных зон.

Принцип действия:

Принцип действия датчика-реле основан на преобразовании изменения электрического сопротивления между электродом датчика и стенкой резервуара в электрический релейный сигнал. При погружении электрода датчика в контролируемую среду, сопротивление участка электрод стенка резервуара уменьшается, загорается светодиод и срабатывает реле соответствующего канала. При отсутствии среды сопротивление увеличивается, светодиод гаснет, реле обесточивается.

Рис 2.2.3 Датчики-реле уровня РОС 301

Таблица 2.2.3

Основные технические характеристики

Температура контролируемой среды	от -50 до +70 °C
Давление контролируемой среды	до 10 атм

Датчик давления Метран - 55 - Ex

Назначение:

Датчики давления Метран-55 предназначены для работы в различных отраслях промышленности, системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование измеряемых величин - давления избыточного, абсолютного, разрежения, давления разрежения нейтральных и агрессивных сред в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи.

Принцип действия: Датчик давления Метран - 55 состоит из преобразователя давления - измерительного блока (ИБ) и электронного преобразователя (ЭП). Измеряемое давление подается в рабочую полость датчика и воздействует непосредственно на измерительную мембрану тензопреобразователя, вызывая ее прогиб. Чувствительный элемент - пластина монокристаллического сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисторами, соединенная с металлической мембраной тензопреобразователя.

Тензорезисторы соединены в мостовую схему. Деформация измерительной мембраны (деформация мембраны тензопреобразователя) приводит к пропорциональному изменению сопротивления тензорезисторов и разбалансу мостовой схемы. Электрический сигнал с выхода мостовой схемы датчиков поступает в электронный блок, где преобразуется в унифицированный токовый сигнал.

Таблица 2.2.4

Основные технические характеристики

Диапазон измеряемых давлений	0 … 100 атм
Выходной сигнал	4 … 20 мА
Ограничение тока	22 мА

Рис 2.2.4 Датчик давления Метран - 55 EX

Датчик вибрации ВК 310С

Назначение: Вибропреобразователь ВК-310С - первичный измерительный пьезоэлектрический преобразователь со встроенным предусилителем. Предназначен для непрерывного вибрационного контроля и вибродиагностики турбоагрегатов, питательных насосов, двигателей и насосов нефтеперекачивающих и газокомпрессорных станций и другого технологического оборудования.

Измеряемый параметр - истинное среднеквадратическое значение (СКЗ) виброскорости. На выходе формируется сигнал постоянного тока, пропорциональный СКЗ виброскорости. Выходной сигнал передается на выход по двухпроводной линии в виде унифицированного токового сигнала "4-20 мА", при этом питание датчика осуществляется по этой же линии от измерительной цепи.

Таблица 2.2.5

Основные технические характеристики

Диапазон измерения виброускорения (скз)	0.1 … 30 мм/с2
Диапазон рабочих частот	10 … 1000 Гц
Диапазон рабочих температур:	- 30 … 80 0С

Контроллер SLC 500

Программируемые логические контроллеры компании Allen-Bгadley семейства SLC-500, построенные по модульному принципу. Применение модульных контроллеров позволяет подобрать оптимальную конфигурацию аппаратных средств для каждого конкретного объекта. Процессоры серии SLC-500 работают с модулями серии 1746. В состав гаммы модулей ввода/вывода входят модули для подключения дискретных и аналоговых сигналов. Дискретные модули имеют следующие уровни сигналов: 220VAC, 110 VAC, 24 VDC, ТТL. Выходные модули позволяют коммутировать нагрузку 2-5А. Количество каналов на модуле 4, 8, 16, 32. Все каналы имеют оптоэлектронную развязку. Аналоговые модули - 16-разрядные, уровень сигналов ±10V, ±20мА. Имеются три типа модулей: 4-х канальные входы, 4 - х канальные выходы и комбинированные модули - 2 аналоговых входа, 2 аналоговых выхода. Подключение сигналов к модулям входов/выходов осуществляется с лицевой части модуля. Монтаж проводов - под винт.

ПЛК и сопровождающие его устройства монтируются в электротехническом шкафу со степенью защиты IP66 и устанавливаются в будке КИПа.

При работе оборудования в неотапливаемом помещении для поддержания рабочего диапазона температуры и влажности внутри шкафа устанавливается установка климатического контроля: нагревательный элемент, работой которого управляет термостат.

Модули удаленного ввода вывода, устанавливаемые в помещении насосного агрегата, монтируются в шкаф и не оборудуются установкой климатического контроля. Температура в помещении насосного агрегата должна быть не ниже нуля градусов.

Модули удаленного ввода/вывода, устанавливаемые в помещении блока гребенок, монтируются в шкаф степенью защиты IР66 и оборудованный установкой климатического контроля. Температура в помещении блока гребенок не опускается ниже минус 30 градусов. Питание модулей ввода/вывода осуществляется по линиям прокладываемым от шкафа ПЛК.

Связь ПЛК и модулей удаленного ввода/вывода осуществляется по сети Remote 1/0

2.5 Характеристика АСУ ТП «ПроТок»

«ПроТок» - система управления насосными агрегатами типа ЦНС 180, ЦНС 500 и REDA, реализованная на программно-технических средствах производства фирм Rockwell Software (RSlinx, RSlogyx500) и Allen-Bradley (контроллер SLC 500).

Схема комплекса управления на базе контроллера SLC-500 показана на (рис 2.3.1). Данный комплекс включает в себя:

Аппаратные средства:

Контроллер SLC-500 и модули ввода/вывода 1746-IB16, 1746-NI16I, 1746-OB8, установленные в 10-ти или 7-ми слотовую корзину, в зависимости от типа агрегата, укрепленную в шкафу фирмы Rittal.

Исполнительные механизмы - двигатели маслонасосов, пускатель агрегата, двигатель электрозадвижки.



Размещено на http://www.allbest.ru/

36

Рис 2.3.1 АСУ ТП «ПроТок»

Датчики со стандартным токовым выходом 4-20мА - давления, температуры, вибрации, осевого смещения

Датчики с выходом типа «сухой контакт» - расхода жидкости, протока масла, состояния исполнительных механизмов и концевиков; кнопки пульта местного управления (ПМУ).

Персональный компьютер (ПК) с соответствующим аппаратным и программным обеспечением для приема данных от контроллера по витой паре по протоколу DH+.

Программные средства - RSlinx, RSLogyx 500.



Рис 2.3.2 Схема комплекса управления на базе контроллера SLC-500

Пакет программного обеспечения RS-View.

Структура приложения RS-View.

Данное приложение представляет собой средство контроля и управления ходом технологических процессов на очистных сооружениях. Он включает в себя:

· подсистему контроля межфазных уровней в РВС и учет технологической жидкости и ее баланс с объектами ППД;

· подсистему контроля и управления насосными агрегатами.

Эти системы имеют тесную взаимосвязь друг с другом. RS-View позволяет отображать на экране технологическую информацию о работе этих систем одновременно и связать основные критерии их взаимосвязи в единую систему. Основными критериями взаимосвязи являются:

· пуск насосных агрегатов при превышении заданного уровня технической жидкости в буферных резервуарах;

· остановка насосных агрегатов при понижении заданного уровня технической жидкости в буферных резервуарах;

· остановка насосных агрегатов при аварийной ситуации на водоводах.

Кроме этого RS-View позволяет выполнять различные функции:

· возможность управления технологическими узлами и агрегатами по

· заданному алгоритму;

· ведение оперативной базы данных;

· хранение исторической базы данных;

· ведение и хранение журнала активности системы;

· ведение и хранение журнала аварий;

· формирование и печать архивов и отчетно-учетных документов;

· диагностика работы аппаратных средств.

Приложение состоит из следующих частей:

Общесистемные данные и настройки проекта - конфигурирование базы тегов проекта, выбор источников данных и метода соединения с ними.

В базе тегов определяются данные, которые необходимо контролировать с помощью RS-View. Каждый элемент этой базы именуется тегом. Тег представляет собой логическое имя переменной в устройстве или локальной памяти (RAM). Текущее значение тега по мере необходимости обновляется от устройства, которому он приписан, и сохраняется в памяти компьютера (таблице значений), так что к нему можно получить немедленный доступ из любого места RS-View32.

RS-View32 различает три типа тегов: аналоговый, цифровой и строковый. При определении тега необходимо задать источник данных, определяющий, получает ли тег свои значения извне или изнутри.

Тег, использующий Device (устройство) в качестве источника данных, получает данные извне RS-View32. Данные могут поступать непосредственно от драйвера программируемого контроллера, или от сервера ОРС или DDE.

Тег, использующий Memory (память) в качестве источника данных, получает данные от внутренней таблицы значений RS-View32. Тег памяти может использоваться для внутреннего хранения значений.

Все используемые в проекте теги имеют организацию для облегчения их создания и использования. Организация основана на группировании в папках связанных тегов, а также соглашениях по именованию. Предлагается следующая структура базы тегов проекта:

· levels - включает теги с данными по уровням в технологических резервуарах;

· rashod - содержит данные по расходу жидкости на объекте;

Графические дисплеи и объекты - изображение для оператора, отображающее работу установки (объекта), они предоставляют данные по системе или процессу и дают операторам возможность записывать значения во внешнее устройство (напр. программируемый контроллер), компоненты на графическом дисплее называют графическими объектами, они могут заимствоваться из соответствующих библиотек.

Проект использует несколько графических дисплеев в качестве интерфейса оператора. Каждый дисплей служит для отображения определенного состава информации о ходе технологического процесса и состоянии объекта. В соответствии с предоставляемой информацией дисплеи дают оператору возможность ввода данных и воздействия на исполняемый проект посредством элементов управления.

Основное окно проекта представляет собой упрощенную технологическую схему ОС. Эта схема представляет оператору значения основных параметров технологического процесса, а также дает возможность непосредственного управления его ходом.

В окне представлены следующие значения:

· межфазные уровни во всех технологических резервуарах;

· значения расхода жидкости в трубопроводах;

· степень открытия управляемых электрозадвижек.

Элементы управления технологическими узлами и агрегатами, относящиеся к главному окну:

· поля ввода (%) для задания степени открытия электроприводных задвижек на выходных трубопроводах буферных резервуаров;

· поля ввода (%) для задания степени открытия электроприводных задвижек на водоводах, идущих на объекты ППД;

Элементы навигации в проекте (навигация осуществляется с помощью

· кнопок вызова окон), принадлежащие главному окну:

· кнопка вызова окна уставок и более подробной информации о измерении межфазного уровня в резервуарах;

· кнопка вызова окна уставок и более подробной информации по учету жидкости на водоводах.

В главном окне также присутствует кнопка отправки отчета по текущим суткам (смене), о ходе ТП на ОС.

Элементы настройки сигнализации - сообщения сигналов тревоги, пороговые уровни сигналов, способ ведения отчетности сигналов тревоги.

Сигналы тревоги являются одной из важнейших частей большинства приложений. RS-View32 представляет функционально достаточно полную систему сигнализации.

Используются следующие возможности:

· осуществление контроля заданных аналоговых и цифровых тегов на предмет сигналов тревоги с определенным уровнем опасности;

· в случае возникновения сообщения о сигналах тревоги осуществляется визуальное и звуковое предупреждение оператора и регистрация сообщения в соответствующем файле;

· инициирование действий для специальной обработки сигнала тревоги.

Тегами, которые конфигурируются сигналами тревоги являются:

· теги с данными об уровне взлива в резервуарах (по верхнему пределу);

· теги с данными об уровне эмульсия/вода в резервуарах ( по нижнему пределу);

· теги с данными о толщине гидрофобного слоя в резервуарах;

· теги с данными о балансе жидкости.

Визуальное предупреждение оператора осуществляется выводом окна сводки сигналов тревоги при появлении нового сообщения

Сохранение сигналов в файле осуществляется автоматически в формате, совместимом с dBase в составе, аналогичном сводке, но добавлено поле с датой (число, месяц, год ). Файлы регистрации сигналов тревоги создаются каждые сутки, а старые автоматически уничтожаются по достижении некоторого количества.

Регистраторы данных - сбор и хранение значений тегов (данные), модель регистрации и тип сохраняемых данных задаются.

Регистратор данных - это компонент RS-View32, собирающий и сохраняющий значения тегов. Задается тип сохраняемых данных. Сохраняемые данные записываются в формате dBaseIV или ODBC.

Данные сохраняются в формате dBaseIV в файлах, которые создаются каждые сутки (или смену, аналогично файлам регистрации сигналов тревоги и активности)

2.6 АРМ оператора или диспетчера

Для контроля и управления используются видеокадры:

мнемосхемы (схемы технологических узлов насосных агрегатов, блока гребенок, дренажных емкостей, таблицы параметров, и схемы размещения датчиков);

группы параметров;

параметры регулирования;

графики.



SCADA уровень НГД

SCADA уровень КНС



SCADA уровень насосного агрегата

Журнал тревог

2.7 Объем автоматизации технологических объектов

Системой автоматизации КНС предусмотрено следующее:

1. На электродвигателе и насосном агрегате:

? дистанционное управление насосным агрегатом (включение/ выключение) ручное и автоматическое (NS - H)

? контроль регистрация давления на входе/ выходе дистанционной передачей (PT - PISA);

? контроль регистрация температуры с дистанционной передачей (TT - TISA);

? дистанционное измерение расхода (FT - FQIT);

? контроль регистрация вибрации с дистанционной передачей (ST - SISA);

? измерение уровня в маслобаке дистанционной передачей по нижнуму и верхнему значению (LT - LISA);

? датчик потока масла с дистанционной передачей (PT - PISA)

2. На блоке гребенки:

? измерение, контроль, регистрация расхода воды с дистанционной передачей (FT - FQIT);

? измерение загазованности (QT);

3. Блок процента утечек и резервуарный блок:

? регулирование уровня в емкости (LE, LT, LISA)

4. Общестанционные параметры:

? сигнализация исчезновения напряжения;

? сигнализация загазованности площадок технологических объектов 20% НВП;

? отключение насосных агрегатов при 50% загазованности;

? сигнализация аварийная о пожаре в операторной;

? сигнализация несанкционированного доступа в шкаф управления;

? сигнализация несанкционированного доступа в операторную.

3. Экспериментальная часть

3.1 Сущность экспериментального определения статических и динамических характеристик объектов регулирования

1. Статической характеристикой элемента, независимо от его конструкции и назначения, называется зависимость выходной величины от входной в равновесных состояниях. Статическую характеристику можно представить в виде таблиц или графически. Определит статическую характеристику можно аналитически (расчетным путем) и экспериментально.

Экспериментальное определение статических характеристик заключается в создании ряда последовательных равновесных состояний объекта при соответствующих выходных и входных величинах. В этом случае орган, управляющий притоком или расходом энергии или материи в объекте, вручную или дистанционно переводят из одного положения, соответствующего равновесному состоянию, в другое. При достижении нового равновесного состояния объекта записывают значения входных и выходных величин по показаниям измерительных приборов. По измеренным входным и выходным величинам можно составить таблицу и построить график статической характеристики и определить коэффициент усиления объекта.

2. Динамической характеристикой элемента называется зависимость изменения во времени выходной величины от входной в переходном режиме при том или ином законе изменения входной величины. Аналитически динамические характеристики выражаются обычно дифференциальными уравнениями, а графически в виде графиков (кривых), где по оси абсцисс отмечают время, а по оси ординат значения выходной величины. Очевидно, что графики динамических характеристик будут различными при разных законах изменения входной величины. Для определения динамических характеристик и сравнимости их друг с другом приняты типовые законы изменения входных величин, близкие к законам, возможным в реальных условиях работы систем. Часто таким законом является скачкообразное изменение входной величины, при котором выходная величина изменяется мгновенно на какую-либо конечную величину.

3.2 Расчетная часть

Из общей схемы выделили следующую одноконтурную САР.

Рис. 3.2.1

3.3 Определение передаточной функции по кривой разгона

Для оценки динамических свойств объектов регулирования можно воспользоваться временными характеристиками, снятыми с действующих объектов. Такие характеристики можно снимать в тех случаях, когда имеется возможность приложить возмущение и оставить его действовать в течение времени, достаточного для окончания переходного процесса, т.е. пока регулируемая величина не примет постоянного значения у устойчивых объектов или пока не установится постоянная скорость изменения выходной величины у нейтральных объектов.

Часть 1. Дана кривая разгона исследуемого объекта. Определим вид передаточной функции.

Найдем передаточную функцию насосного агрегата. Регулируемая величина P_вых (давление в кгс/см²) в результате приложенного к объекту возмущения P_вх (изменение давление в атм) при t? стремится к конечному значению P_вых(?) отличному от нуля.

Рис. 3.3.1 График возмущения: скачкообразное изменение Q_вх.

Рис. 3.3.2 График изменения регулируемой величины P_вых

Q_вх ()=82; Р_вых()=0,162 Разбиваем ось абсцисс на отрезки с интервалом времени t = 0,5 сходя из условия, что на протяжении всего графика Р_вых в пределах 2t мало отличается от прямой.

Находим отношение выходной величины от установившегося значения: . Таким образом, функция будет приведена к безразмерному виду.

Таблица 3.3.1

t	Рвых	(t)	1-(t)
0	0,000	0,000	1,000	0,000
0,5	0,005	0,031	0,969	0,107
1	0,020	0,123	0,877	0,215
1,5	0,025	0,154	0,846	0,322
2	0,040	0,247	0,753	0,429
2,5	0,045	0,278	0,722	0,537
3	0,060	0,370	0,630	0,644
3,5	0,065	0,401	0,599	0,751
4	0,070	0,432	0,568	0,859
4,5	0,075	0,463	0,537	0,966
5	0,080	0,494	0,506	1,074
5,5	0,085	0,525	0,475	1,181
6	0,100	0,617	0,382	1,288
6,5	0,105	0,648	0,351	1,396
7	0,130	0,802	0,197	1,503
7,5	0,135	0,833	0,166	1,610
8	0,140	0,864	0,135	1,718
8,5	0,150	0,925	0,074	1,825
9	0,160	0,987	0,012	1,932
9,5	0,160	0,987	0,012	2,040
10	0,162	1	0	2,147
			9,815

Тип передаточной функции можно определить, построив график зависимости F(t) = (t).



Рис. 3.3.3 График зависимости F(t) = (t)

По виду графика определим тип передаточной функции в безразмерном виде:

(1)

Задача состоит в том, чтобы определить неизвестные коэффициенты полиномов знаменателя. Определим площади F_1, F_2, F₃ для нахождения неизвестных коэффициентов. Определим площадь F₁ по формуле:

(2)

Площади F₂ и F₃ определим по формулам:

(3)

(4)

Для того, чтобы определить эти площади, перестраиваем функцию 1-(t) в другом масштабе времени, за независимую переменную принимаем .

Рис. 3.3.4 График зависимости в новом масштабе

Разбиваем график на равные отрезки времени , исходя из условия, что на протяжении всего графика 1-_i в пределах 2 мало отличается от прямой.

= 0,1

Таблица 3.3.2

	1-()	1-	(1-())(1-)		(1 - ())()
0,000	1,0000	0,00	0,00	1,00	1,000
0,100	0,9800	0,90	0,88	0,81	0,789
0,200	0,9000	0,80	0,72	0,62	0,558
0,300	0,8500	0,70	0,60	0,45	0,378
0,400	0,7900	0,60	0,47	0,28	0,221
0,500	0,7400	0,50	0,37	0,13	0,093
0,600	0,6600	0,40	0,26	-0,02	-0,013
0,700	0,6000	0,30	0,18	-0,16	-0,093
0,800	0,5900	0,20	0,12	-0,28	-0,165
0,900	0,5500	0,10	0,06	-0,40	-0,217
1,000	0,5200	0,00	0,00	-0,50	-0,260
1,100	0,5000	-0,10	-0,05	-0,60	-0,298
1,200	0,4500	-0,20	-0,09	-0,68	-0,306
1,300	0,3900	-0,30	-0,12	-0,76	-0,294
1,400	0,3500	-0,40	-0,14	-0,82	-0,287
1,500	0,2000	-0,50	-0,10	-0,88	-0,175
1,600	0,1700	-0,60	-0,10	-0,92	-0,156
1,700	0,1500	-0,70	-0,11	-0,96	-0,143
1,800	0,1000	-0,80	-0,08	-0,98	-0,098
1,900	0,3000	-0,90	-0,27	-1,00	-0,299
2,000	0,0000	-1,00	0,00	-1,00	0,000
2,100	0,0000	-1,10	0,00	-1,00	0,000
			сум=2,18		сум=0.234

F₁=4,66; F₂=4,56; F₃=2,69

Таким образом, передаточная функция в безразмерном виде будет выглядеть:

Тогда передаточная функция в размерном виде будет:

4. Расчетная часть

4.1 Нахождение настроечных параметров регуляторов моделируемых САР. Расчет и моделирование одноконтурной САР

Рис. 4.1.1 Структурная схема одноконтурной САР

Передаточная функция:

Пусть запаздывание будет e^-1p, тогда передаточная функция примет вид:

1. Рассчитаем настроечные параметры ПИ - регулятора.

Перейдем от передаточной функции объекта к расширенной амплитудно-фазовой характеристике:

 (5)

при p = - m + i получим

(6)

Инверсная расширенная АФХ объекта в алгебраической форме записи будет иметь вид:

Выделим вещественную и мнимую часть:

(7)

(8)

т.к. для ПИ - регулятора настроечные параметры определяются из системы:

(9)

то с учетом вещественной и мнимой частей частотной характеристике объекта получим:

(10)

тогда для: T = 4,66, k = 0,162, = 1, m = 0,221 получим настройки П1 и П2 при разных значениях частоты . В плоскости настроечных параметров строим линию равной степени затухания.



Из полученных графиков найдем координаты точек, соответствующих различным степеням затухания для П- И- ПИ- регуляторов, то есть определим оптимальные настройки регулятора.

Таблица 4.1.1

	m=0.221	m=0.336	m=0
П-регулятор	P1=31	P2=0	P1=24	P2=0	P1=49	P2=0
И-регулятор	P1=0	P2=3	P1=0	P2=2	P1=0	P2=6
ПИ-регулятор	P1=27	P2=10	P1=22	P2=7	P1=36	P2=20

Исследуем систему по возмущающему воздействию

П-регулятор

m=0,221

m=0,366

m=0



И-регулятор

m=0,221



m=0,366



m=0



ПИ-регулятор

m=0,221

P1=27 P2=10



m=0,366

P1=22 P2=7

m=0

P1=36 P2=20

Исследуем систему по задающему воздействию

П-регулятор

m=0,221

m=0,366



m=0

И-регулятор

m=0,221

m=0,366

m=0

ПИ-регулятор

m=0,221

m=0,366

m=0



Без регулятора



Вывод: У П-регулятора наименьшие величины времени переходного процесса и времени первого достижения регулируемой величиной заданного значения. Статическая ошибка регулирования есть только у П-регулятора. Оптимальным оказывается процесс, наблюдаемый у И-регулятора, так как у И-регулятора, малое время переходного процесса, и малые значения временных показателей, как у П-регулятора. Однако, если статическая ошибка при процессе регулирования не является критическим параметром, оптимальнее окажется П-регулятор.

5. Проектная часть

Цель работы:

В ходе выполнения работы необходимо создать имитационную модель Кустовой насосной станции. В данной работе рассматривается последовательность создания имитационной графической модели технологического процесса ППД. При разработке модели использует ОРС сервер имитации сигналов ОРС Simulator, т.е. все графические объекты и символы связаны с тегами имитации сигналов во встроенном имитаторе, что позволяет создать демонстрационную модель объекта без подключения аппаратных средств.

Описание задачи:

В ходе выполнения лабораторной работы необходимо создать имитационную модель системы автоматизированного рабочего места диспетчера ППД (АРМ ЦППД). При этом предполагается, что отображение хода технологического процесса осуществляется с помощью схем двух уровней иерархического разделения производственного процесса: уровень КНС, уровень насосного агрегата. Схемы АРМ ППД, анимированные на экране монитора, представляет собой мнемосхемы. В данном случае термин «анимированная» означает то, что события, происходящие на КНС, изменяют внешний вид элементов, из которых состоит мнемосхема. Если подвести курсор «мышки» к изображению КНС или насосного агрегата и нажать левую кнопку откроется окно с соответствующим объектом, где будут отображены все основные параметры. На рис.5.1, рис.5.2 показаны экранные формы, которые должны были созданы в процессе выполнения приведенных ниже указаний.



Рис 5.1 Мнемосхема уровня КНС

Рис. 5.2 мнемосхема уровня НА

Заключение

Для искусственного создания напорного режима в пласте применяют КНС. Это обеспечения повышение нефтеотдачи и процесса разработки месторождений. В ходе работы над данным курсовым проектом были изучены теоретический материал, касающийся технологии кустовой насосной станции и ее технологическая схема. В технической части была рассмотрена автоматизированная система контроля и управления КНС с примерами применяемых контрольно-технических средств АСУ ТП.

При проектировании технологического объекта в нефтегазовой промышленности нужно знать специфику и уникальность данного объекта, чтобы в дальнейшем при работе АСУ оправдала себя с технической и экономической стороны. 3-х уровневая иерархия АСУ ТП позволяет рационально спроектировать и разместить технические средства автоматизации.

С помощью теоретических сведений о сущности экспериментального определения статических и динамических характеристик объектов регулирования из общей схемы автоматизации была выделена одна из возможных САР (комбинированная), определены необходимые для будущих расчетов временные характеристики, из которых применением знаний об одном из методов (метод Симою, или метод площадей) были выведены параметры выбранных объектов.

Список использованной литературы

1. Бадикова Л.Г. «Расчёт одноконтурной САР и исследование влияния изменения закона регулирования на качество переходного процесса», Альметьевск, АГНИ, 2003 г.

2. Зейгман Ю.В. Эксплуатация систем ППД при разработке нефтяных месторождений: Уфа: «Нефтегазовое дело», 2007.

3. Исакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е. Автоматизация процессов нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1983. 424 с.

4. Л.Г. Бадикова, Е.В. Орехов «Создание моделей АСУ ТП с использованием SCADA - системы GENESIS 32», Альметьевск, АГНИ, 2005 г.

5. Руководство по пуско-наладке технологического объекта управления Кустовая - Насосная станция Система «ПРОТОК». «Sterling Group», 2002 г.

6. Щуров В.И. «Технология и техника добычи нефти», М., Недра, 1983г.

7. ГОСТ 21.404-85 «Условное обозначение приборов и средств автоматизации в схемах».

8. http://wwwoil.ru/?p=1160, Оборудования и работы проводимые в системе ППД.

Приложение 1

Список условных сокращений

АПД -аппаратура передачи данных;

АСУ - автоматизированная система управления;

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;

БГ - блок гребенок;

ТЖ - технологическая жидкость;

ИМС - интегральные микросхемы;

КИП - контрольно-измерительные приборы;

КНС - кустовая насосная станция;

КП - контроллерный пункт;

КТС - комплекс технических средств;

НА - насосный агрегат;

ПЛК, PLC - программируемые логические контроллеры;

ПМУ - пункт местного управления;

ПО - программное обеспечение;

ПУ - пункт управления;

ТИИ - телеизмерения интегральные;

ТИ - телеизмерения;

ТОУ - технологический объект управления;

ТС - телесигнализация;

ТУ - телеуправление;

ЦППН - цех подготовки и перекачки нефти;

ЦНС - центробежный насос секционный;

ЦППД - цех по поддержанию пластового давления;

SCADA - Supervisory Control and Data Asquisition.

OPC - (OLE for Process Control) OLE для АСУ ТП

Размещено на Allbest.ru