Помощь студентам в учебе
Модернизация системы регулирования уровня жидкости нефтегазового сепаратора на Лугинецком месторождении
|
Реферат 9
Введение 11
Определения, обозначения, сокращения 13
1 Обзор литературы 19
2 Требования к разрабатываемой системе 20
2.1 Основные цели и задачи АСУ ТП 20
2.2 Характеристика объектов автоматизации 20
2.3 Требования к системе и ее составным частям 21
2.4 Требования к техническому обеспечению 23
2.5 Требования к программному обеспечению 23
2.6 Требования к информационному обеспечению 24
2.7 Требования к метрологическому обеспечению 25
3 Основная часть 26
3.1 Описание технологического процесса 26
3.2 Архитектура АС 32
3.3 Структурная схема АС 34
3.4 Функциональная схема автоматизации 35
3.5 Схема информационных потоков 35
3.6 Программируемый логический контроллер 38
3.7 Используемые датчики 40
3.8 Исполнительное устройство 49
3.9 Алгоритмы управления 51
3.9.1 Алгоритм пуска/останова технологического оборудования 51
3.9.2 Алгоритм сбора данных измерений 52
3.10 Ввод-вывод аналоговых (дискретных) сигналов 52
3.11 Дерево экранных форм. Экранная форма АС 53
4 Автоматическое регулирование технологическим режимом 54
5 Социальная ответственность 60
5.1 Введение социальной ответственности 60
5.2 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 60
5.2.1 Правовые нормы трудового законодательства 60
5.2.2 Эргономические требования к правильному расположению и
компоновке рабочей зоны 61
5.3 Производственная безопасность 62
5.3.1 Анализ выявленных вредных и опасных производственных факторов 63
5.3.1.1 Повышенный шум 63
5.3.1.2 Повышенная вибрация 64
5.3.1.3 Опасность поражения электрическим током 67
5.3.1.4 Опасность поражения вращающимися частями исполнительного
устройства 69
5.4 Экологическая безопасность 70
5.5 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 71
5.6 Вывод по разделу «Социальная ответственность» 73
6 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение ... 75
6.1 Оценка коммерческого потенциала и перспективности проведения
исследования с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения 75
6.2 Технология QuaD 75
6.3 SWOT-анализ 77
6.4 Структура работ в рамках научного исследования 81
6.5 Определение трудоемкости выполнения работ 82
6.6 Разработка графика проведения научного исследования 83
6.7 Расчет материальных затрат НТИ 87
6.7.1 Расчет амортизации оборудования для экспериментальных работ 89
6.7.2 Основная заработная плата исполнителей темы 89
6.7.3 Дополнительная заработная плата исполнителей темы 91
6.7.4 Отчисления во внебюджетные фонды (страховые отчисления) ... 92
6.7.5 Накладные расходы 93
6.8 Определение ресурсоэффективности исследования 94
6.8.1 Интегральный показатель ресурсоэффективности 95
6.9 Вывод по разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение» 97
Заключение 99
Список используемой литературы 100
Приложение А (обязательное) 104
Приложение Б (обязательное) 105
Приложение В (обязательное) 106
Приложение Г (обязательное) 107
Приложение Д (обязательное) 108
Приложение Е
(обязательное) 109
Приложение Ж (обязательное) 110
Приложение И (обязательное) 111
Приложение К (обязательное) 112
Приложение Л (справочное) 113
Приложение М (обязательное)
Введение 11
Определения, обозначения, сокращения 13
1 Обзор литературы 19
2 Требования к разрабатываемой системе 20
2.1 Основные цели и задачи АСУ ТП 20
2.2 Характеристика объектов автоматизации 20
2.3 Требования к системе и ее составным частям 21
2.4 Требования к техническому обеспечению 23
2.5 Требования к программному обеспечению 23
2.6 Требования к информационному обеспечению 24
2.7 Требования к метрологическому обеспечению 25
3 Основная часть 26
3.1 Описание технологического процесса 26
3.2 Архитектура АС 32
3.3 Структурная схема АС 34
3.4 Функциональная схема автоматизации 35
3.5 Схема информационных потоков 35
3.6 Программируемый логический контроллер 38
3.7 Используемые датчики 40
3.8 Исполнительное устройство 49
3.9 Алгоритмы управления 51
3.9.1 Алгоритм пуска/останова технологического оборудования 51
3.9.2 Алгоритм сбора данных измерений 52
3.10 Ввод-вывод аналоговых (дискретных) сигналов 52
3.11 Дерево экранных форм. Экранная форма АС 53
4 Автоматическое регулирование технологическим режимом 54
5 Социальная ответственность 60
5.1 Введение социальной ответственности 60
5.2 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 60
5.2.1 Правовые нормы трудового законодательства 60
5.2.2 Эргономические требования к правильному расположению и
компоновке рабочей зоны 61
5.3 Производственная безопасность 62
5.3.1 Анализ выявленных вредных и опасных производственных факторов 63
5.3.1.1 Повышенный шум 63
5.3.1.2 Повышенная вибрация 64
5.3.1.3 Опасность поражения электрическим током 67
5.3.1.4 Опасность поражения вращающимися частями исполнительного
устройства 69
5.4 Экологическая безопасность 70
5.5 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 71
5.6 Вывод по разделу «Социальная ответственность» 73
6 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение ... 75
6.1 Оценка коммерческого потенциала и перспективности проведения
исследования с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения 75
6.2 Технология QuaD 75
6.3 SWOT-анализ 77
6.4 Структура работ в рамках научного исследования 81
6.5 Определение трудоемкости выполнения работ 82
6.6 Разработка графика проведения научного исследования 83
6.7 Расчет материальных затрат НТИ 87
6.7.1 Расчет амортизации оборудования для экспериментальных работ 89
6.7.2 Основная заработная плата исполнителей темы 89
6.7.3 Дополнительная заработная плата исполнителей темы 91
6.7.4 Отчисления во внебюджетные фонды (страховые отчисления) ... 92
6.7.5 Накладные расходы 93
6.8 Определение ресурсоэффективности исследования 94
6.8.1 Интегральный показатель ресурсоэффективности 95
6.9 Вывод по разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение» 97
Заключение 99
Список используемой литературы 100
Приложение А (обязательное) 104
Приложение Б (обязательное) 105
Приложение В (обязательное) 106
Приложение Г (обязательное) 107
Приложение Д (обязательное) 108
Приложение Е
(обязательное) 109
Приложение Ж (обязательное) 110
Приложение И (обязательное) 111
Приложение К (обязательное) 112
Приложение Л (справочное) 113
Приложение М (обязательное)
Лугинецкое нефтегазовое месторождение расположено на территории Томской области, которая расположена примерно в 100 километрах севернее города Кедровый ив 160 километрах от поселка Парабель. Начальные извлекаемые запасы месторождения составляют около 25,5 млн тонн нефти. Месторождение включает в себя вахтовый поселок, 58 нефтегазодобывающих узлов, газокомпрессорную станцию, установки подготовки нефти, блочные насосные станции и различные вспомогательные производственные объекты. Лугинецкое нефтегазовое месторождение является типичным представителем большого количества месторождений, составляющих основу нефтегазовой отрасли. Нефтегазовая промышленность, в свою очередь, является источником энергоресурсов и основой экономики многих стран мира.
Разработка выпускной квалификационной работы происходила на базе информации, полученной в ООО «МНУ» УТС ЦА-2 находящегося в поселке "Лугинецкий". Всего ООО "МНУ" имеет 6 цехов расположенных на различных месторождениях. ООО «МНУ» - 100% дочернее общество АО «Томскнефть» ВНК (находится под оперативным управлением АО «Г азпромнефть» [2].
Установка подготовки нефти отделяет нефтегазовую эмульсию, поступающую от нефтедобывающих узлов месторождения, хранит продукты переработки нефти и газа, а затем транспортирует товарную нефть по магистральному трубопроводу. Этот объект представляет собой достаточно автоматизированное производство, но, как и везде, уровень автоматизации можно повысить за счет внедрения новых технологий и оборудования, обеспечивающих более быстрое и качественное производство.
Таким образом, для повышения уровня автоматизации НГС-2 УПН «Лугинецкая» необходимо модернизировать метод измерения уровня в нефтегазовом сепараторе путем замены дифференциального преобразователя давления, используемого для измерения уровня жидкости в емкости, на бесконтактные уровнемеры ввиду того, что последние являются более современным, технологичным оборудованием. Также для обеспечения более качественного и точного регулирования необходимо внедрить в управляющий контроллер ПИД-регулятор. Ввиду сложившейся мировой политической ситуации необходимо также произвести замену иностранного оборудования на отечественное.
Разработка выпускной квалификационной работы происходила на базе информации, полученной в ООО «МНУ» УТС ЦА-2 находящегося в поселке "Лугинецкий". Всего ООО "МНУ" имеет 6 цехов расположенных на различных месторождениях. ООО «МНУ» - 100% дочернее общество АО «Томскнефть» ВНК (находится под оперативным управлением АО «Г азпромнефть» [2].
Установка подготовки нефти отделяет нефтегазовую эмульсию, поступающую от нефтедобывающих узлов месторождения, хранит продукты переработки нефти и газа, а затем транспортирует товарную нефть по магистральному трубопроводу. Этот объект представляет собой достаточно автоматизированное производство, но, как и везде, уровень автоматизации можно повысить за счет внедрения новых технологий и оборудования, обеспечивающих более быстрое и качественное производство.
Таким образом, для повышения уровня автоматизации НГС-2 УПН «Лугинецкая» необходимо модернизировать метод измерения уровня в нефтегазовом сепараторе путем замены дифференциального преобразователя давления, используемого для измерения уровня жидкости в емкости, на бесконтактные уровнемеры ввиду того, что последние являются более современным, технологичным оборудованием. Также для обеспечения более качественного и точного регулирования необходимо внедрить в управляющий контроллер ПИД-регулятор. Ввиду сложившейся мировой политической ситуации необходимо также произвести замену иностранного оборудования на отечественное.
В процессе выполнения работы были получены практические и теоретические навыки по модернизации системы на примере автоматизированной системы регулирования уровня жидкости нефтегазового сепаратора НГС-2 УПН "Лугинецкая".
В процессе исследования был изучен технологический процесс УПН в целом и его отдельных участков, выбран объект управления и определены возможности его модернизации в настоящее время. Изучена необходимая техническая документация. Произведена разработка новых схем и модернизация уже существующих для осуществления поставленной задачи. Так же была построена математическая модель автоматизированной системы НГС-2 УПН "Лугинецкая", найдены коэффициенты ПИ-регулятора и проведен анализ работы системы в среде Matlab Simulink.
В результате исследования было изучено и доказано, что нефтегазовый сепаратор НГС-2 УПН ''Лугинецкая'' возможно модернизировать путем изменения метода измерения уровня жидкости внутри емкости и замены дифференциальных преобразователей давления на поплавковые уровнемеры. Это повысит точность измерений, сократит денежные и временные затраты на обслуживание, ремонт и поверку. Так же модернизацию технологической площадки сепарации можно осуществить путем замены исполнительного устройства в виде устройства регулировки взлива на клапан с управлением по унифицированному токовому сигналу и введя функцию ПИ регулирования в контроллер для поддержания заданного уровня в сепараторе, что позволит повысить уровень качества управления данным параметром.
Так же было произведено исследование о рациональной организации научно-исследовательской работы и ей материально -технического обеспечения в ходе, которого было определено, что для разработки системы потребовалось 86 календарных дней и бюджет в 250222,56 рублей.
В процессе исследования был изучен технологический процесс УПН в целом и его отдельных участков, выбран объект управления и определены возможности его модернизации в настоящее время. Изучена необходимая техническая документация. Произведена разработка новых схем и модернизация уже существующих для осуществления поставленной задачи. Так же была построена математическая модель автоматизированной системы НГС-2 УПН "Лугинецкая", найдены коэффициенты ПИ-регулятора и проведен анализ работы системы в среде Matlab Simulink.
В результате исследования было изучено и доказано, что нефтегазовый сепаратор НГС-2 УПН ''Лугинецкая'' возможно модернизировать путем изменения метода измерения уровня жидкости внутри емкости и замены дифференциальных преобразователей давления на поплавковые уровнемеры. Это повысит точность измерений, сократит денежные и временные затраты на обслуживание, ремонт и поверку. Так же модернизацию технологической площадки сепарации можно осуществить путем замены исполнительного устройства в виде устройства регулировки взлива на клапан с управлением по унифицированному токовому сигналу и введя функцию ПИ регулирования в контроллер для поддержания заданного уровня в сепараторе, что позволит повысить уровень качества управления данным параметром.
Так же было произведено исследование о рациональной организации научно-исследовательской работы и ей материально -технического обеспечения в ходе, которого было определено, что для разработки системы потребовалось 86 календарных дней и бюджет в 250222,56 рублей.