Разработка АСУ ТП Центрального пункта сбора и подготовки нефти

Реферат

 

Пояснительная записка  к дипломному проекту содержит 167 страницы машинописного текста, 24 таблицы, 10 рисунков, список использованных источников – 21 наименование, 8 приложений.

ДАВЛЕНИЕ, АВТОМАТИЗАЦИЯ, УРОВЕНЬ, ТЕМПЕРАТУРА, НАСТРОЙКИ РЕГУЛЯТОРА, КОНТРОЛЛЕР SLC 500, МОДУЛИ, РЕГУЛИРОВАНИЕ, СИГНАЛИЗАЦИЯ, УПРАВЛЕНИЕ, ОПЕРАТОРСКИЙ ИНТЕРФЕЙС, SCADA, АЛГОРИТМ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ, ПРОГРАММА, HMI, АВАРИЯ.

Объектом исследования является площадка входных сепараторов ЦПС Западно – Малобалыкского нефтяного месторождения.

Цель проекта – автоматизация технологического процесса ЦПС   Западно – Малобалыкского нефтяного месторождения.

В данном дипломном проекте  приведена схема автоматизации ЦПС. Дана краткая характеристика технологического оборудования и описание технологического процесса.

Разработан проект автоматизации  куста скважин 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           12

1.1 Краткая характеристика предприятия                             13

1.2 Состав производств ЦПС                      11

1.3 Описание технологического процесса                    11

1.3.1 Основные технологические решения        17

1.3.2 Первая ступень сепарации                    17

1.3.3 Установка подготовки нефти                 17

1.3.4 Резервуарный парк ЦПС                  17

1.3.5 Факельная система ЦПС                     17

1.3.6 Установка  подготовки пластовых вод (УППВ)       17

1.3.7 Компрессорная  станция                     17

1.4 Недостатки ЦПС                     15

2 Постановка задачи                       17

2.1 Характеристика АСУ ТП ЦПС                                 17

2.1.1 Назначение системы                               17

2.1.2 Цели создания АСУ ТП ЦПС          17

2.1.2 Перечень объектов                                  17

3 Проектирование системы                                                  11

3.1 Требования к системе            11

3.2 Средства автоматизации нулевого уровня системы        11

3.2.1 Датчик уровня ультразвуковой ДУУ2М        17

3.2.2 Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-5       17

3.2.3 Метран-100 ДИ 1152                                  17

3.2.4 Расходомер кориолисовый Метран-360        17

3.2.5 Преобразователь расхода  Метран-300ПР        17

3.2.6 Сигнализатор загазованности  СТМ-10        17

3.2.7 Пускатель бесконтактный реверсивный ПБР-2М       17

3.2.8 Блок ручного управления бру-42                    17

3.3 Первый уровень ситемы         13

3.3.1 Выбор контроллера                                       17

3.3.2 Выбор модулей ввода/вывода                     17

3.4 Проектирование верхнего уровня         17

3.4.1 Описание RSView 32                                        17

3.4.2 Описание операторского  интерфейса             17

3.4.3 Описание экрана  «Входные сепараторы»       17

3.4.4 Расчет точности отображения на экранах      17

4 Расчет надежности  проектируемой системы ЦПС      17

4.1 Общие положения                   17

4.2 Методика расчета показателей надежности       17

4.3 Расчет надежности по функции автоматического управления    17

5 Безопасность и экологичность проекта                               17

5.1 Условия труда операторов          17

5.1.1 Производственный  микроклимат                         17

5.1.2 Виброакустические  колебания                        17

5.1.3 Производственная освещенность                          17

5.1.3.1 Естественное освещение        17

5.1.3.2 Искусственное освещение                                  17

5.1.4 Ионизирующее излучение                                17

5.1.5 Молниезащита зданий  и сооружений          17

5.1.6 Обеспечение электробезопасности              17

5.1.7 Пожаробезопасность                                  17

5.1.8 Расчет освещенности  операторной                  17

5.2 Экологичность проекта                                        17

5.2.1 Сбор нефтепродуктов с водной поверхности       17

5.2.2 Ликвидация нефтезагрязнений  на твердой 

         поверхности                                                                        17

5.2.3 Биотехнологии                                                         17

5.3 Чрезвычайные ситуации                                                17

5.4 Выводы  по разделу                                               15

6 Расчет экономической  эффективности                           17

6.1 Методика  расчета экономической эффективности           15

6.1.2 Расчет единовременных  затрат                                  17

6.2 Исходные  данные для расчета                                     15

6.3 Расчет  затрат на изготовление системы                   15

6.4 Расчет текущих затрат на функционирование системы           15

6.4.1 Расчет затрат на  ремонт                                      17

6.4.2 Расчет затрат на  амортизацию оборудования  17

6.5 Расчет  ежегодной экономии                                       15

6.6 Расчет  обобщающих показателей                                15

6.7 Вывод по разделу                                                     15

Заключение                                                                                 17

Список использованных источников                                        17

Приложение А 19

Приложение Б 20

Приложение В 22

Приложение Г 23

Приложение Д 24

Приложение Е 25

Приложение Ж 26

Приложение И 27

 

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 и  в России резко возрос интерес  к проблемам построения высокоэффективных  и высоконадежных систем диспетчерского управления и сбора данных. Нефтегазовая отрасль не осталась в стороне  от этого процесса.

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. Процесс сбора данных  и 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 кА 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 SCADA-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  Общества с Ограниченной Ответственностью «Западно-Малобалыкское» ЦПС ООО «ЗМБ» построен по рабочей документации во исполнение  инвестиционной программы ОАО НК «ЮКОС» по капитальному строительству.

Генеральный Заказчик  работ  ЗАО «Манойл» НК «ЮКОС».

Генеральный подрядчик  проектно-строительных работ  ООО «Северснабкомплектмонтаж».

Подрядчик строительных работ по технологии «Сибнефтькомплектмонтаж».

Проектная организация  – ПТЦ ОАО «Сибнефтькомплектмонтаж».