Помощь студентам в учебе
Модернизация системы регулирования уровня жидкости нефтегазового сепаратора на Лугинецком месторождении
|
Глоссарий 16
Обозначения и сокращения 17
Введение 19
1 Требования к разрабатываемой системе 21
1.1 Основные цели и задачи АСУ ТП 21
1.2 Назначение системы 21
1.3 Требования к техническому обеспечению 22
1.4 Требования к метрологическому обеспечению 23
1.5 Требования к программному обеспечению 23
1.6 Требования к информационному обеспечению 24
2 Основная часть 26
2.1 Описание технологического процесса 26
2.2 Выбор архитектуры АС 31
2.3 Разработка структурной схемы АС 33
2.4 Разработка функциональной схемы автоматизации 34
2.5 Разработка схемы информационных потоков 35
2.6 Выбор средств реализации 36
2.6.1 Выбор датчиков 37
Выбор датчика давления 37
Выбор датчика температуры 39
Выбор датчика уровня жидкости 40
Выбор сигнализатора уровня жидкости 44
2.6.2 Выбор исполнительного устройства 46
2.6.3 Выбор контроллерного оборудования 51
2.7 Разработка схемы внешних проводок 54
2.8 Разработка алгоритмов управления 55
2.9 Дерево экранных форм 56
3 Алгоритм автоматического регулирования технологическим параметром . 57
4 Оценка коммерческого потенциала и перспективности проведения исследования с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения 63
4.1 Технология QuaD 63
4.2 SWOT-анализ 65
4.3 Структура работ в рамках научного исследования 69
4.4 Определение трудоемкости выполнения работ 71
4.5 Разработка графика проведения научного исследования 72
4.6 Расчет материальных затрат НТИ 76
4.6.1 Расчет амортизации оборудования для экспериментальных работ 78
4.6.2 Основная заработная плата исполнителей темы 78
4.6.3 Дополнительная заработная плата исполнителей темы 80
4.6.4 Отчисления во внебюджетные фонды (страховые отчисления) 81
4.6.5 Накладные расходы 82
4.7 Определение ресурсоэффективности исследования 83
4.7.1 Интегральный показатель ресурсоэффективности 84
Вывод по разделу финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение 86
5 Социальная ответственность 88
Введение 88
5.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 88
5.1.1 Правовые нормы трудового законодательства 88
5.1.2 Эргономические требования к правильному расположению и
компоновке рабочей зоны 89
5.2 Производственная безопасность 91
5.2.1 Анализ выявленных вредных и опасных производственных
факторов 92
5.2.1.1 Повышенный шум 92
5.2.1.2 Повышенная вибрация 93
5.2.1.3 Опасность поражения электрическим током 95
5.2.1.4 Опасность поражения вращающимися частями исполнительного устройства 97
5.3. Экологическая безопасность 98
5.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 100
Вывод по разделу социальная ответственность 102
Заключение 103
Список использованной литературы 105
Приложение А (обязательное) Технологическая схема автоматизации УПН «Лугинецкая» 109
Приложение Б (обязательное) Функциональная схема автоматизации первой ступени сепарации 111
Приложение В (обязательное) Схема внешних проводок первой ступени сепарации 113
Приложение Г (обязательное) Алгоритм сбора данных измерения уровня жидкости нефтегазового сепаратора 115
Приложение Д (обязательное) Трехуровневая структурная схема АС 116
Приложение Е (справочное) Схема информационных потоков 118
Приложение Ж (справочное) Экранная форма УПН «Лугинецкая» 119
Обозначения и сокращения 17
Введение 19
1 Требования к разрабатываемой системе 21
1.1 Основные цели и задачи АСУ ТП 21
1.2 Назначение системы 21
1.3 Требования к техническому обеспечению 22
1.4 Требования к метрологическому обеспечению 23
1.5 Требования к программному обеспечению 23
1.6 Требования к информационному обеспечению 24
2 Основная часть 26
2.1 Описание технологического процесса 26
2.2 Выбор архитектуры АС 31
2.3 Разработка структурной схемы АС 33
2.4 Разработка функциональной схемы автоматизации 34
2.5 Разработка схемы информационных потоков 35
2.6 Выбор средств реализации 36
2.6.1 Выбор датчиков 37
Выбор датчика давления 37
Выбор датчика температуры 39
Выбор датчика уровня жидкости 40
Выбор сигнализатора уровня жидкости 44
2.6.2 Выбор исполнительного устройства 46
2.6.3 Выбор контроллерного оборудования 51
2.7 Разработка схемы внешних проводок 54
2.8 Разработка алгоритмов управления 55
2.9 Дерево экранных форм 56
3 Алгоритм автоматического регулирования технологическим параметром . 57
4 Оценка коммерческого потенциала и перспективности проведения исследования с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения 63
4.1 Технология QuaD 63
4.2 SWOT-анализ 65
4.3 Структура работ в рамках научного исследования 69
4.4 Определение трудоемкости выполнения работ 71
4.5 Разработка графика проведения научного исследования 72
4.6 Расчет материальных затрат НТИ 76
4.6.1 Расчет амортизации оборудования для экспериментальных работ 78
4.6.2 Основная заработная плата исполнителей темы 78
4.6.3 Дополнительная заработная плата исполнителей темы 80
4.6.4 Отчисления во внебюджетные фонды (страховые отчисления) 81
4.6.5 Накладные расходы 82
4.7 Определение ресурсоэффективности исследования 83
4.7.1 Интегральный показатель ресурсоэффективности 84
Вывод по разделу финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение 86
5 Социальная ответственность 88
Введение 88
5.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 88
5.1.1 Правовые нормы трудового законодательства 88
5.1.2 Эргономические требования к правильному расположению и
компоновке рабочей зоны 89
5.2 Производственная безопасность 91
5.2.1 Анализ выявленных вредных и опасных производственных
факторов 92
5.2.1.1 Повышенный шум 92
5.2.1.2 Повышенная вибрация 93
5.2.1.3 Опасность поражения электрическим током 95
5.2.1.4 Опасность поражения вращающимися частями исполнительного устройства 97
5.3. Экологическая безопасность 98
5.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 100
Вывод по разделу социальная ответственность 102
Заключение 103
Список использованной литературы 105
Приложение А (обязательное) Технологическая схема автоматизации УПН «Лугинецкая» 109
Приложение Б (обязательное) Функциональная схема автоматизации первой ступени сепарации 111
Приложение В (обязательное) Схема внешних проводок первой ступени сепарации 113
Приложение Г (обязательное) Алгоритм сбора данных измерения уровня жидкости нефтегазового сепаратора 115
Приложение Д (обязательное) Трехуровневая структурная схема АС 116
Приложение Е (справочное) Схема информационных потоков 118
Приложение Ж (справочное) Экранная форма УПН «Лугинецкая» 119
Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение - одно из самых крупных месторождений в Томской области, расположенное в 160 километрах от села Парабель. Начальные извлекаемые запасы месторождения - около 25,5 млн. тонн нефти. Лугинецкое месторождение включает в себя вахтовый поселок, 52 нефтегазодобывающих куста, газокомпрессорную станцию, участок подготовки нефти, две блочные кустовые насосные станции и различные промышленные объекты. Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение является основой нефтегазовой промышленности. Так как на газ и нефть приходится примерно 60% всемирного потребления источников энергии, нефтегазовой промышленности в экономике России отводится ключевая роль.
Разработка выпускной квалификационной работы происходила на базе информации, полученной в ИЛК ЦА -2, находящегося в поселке «Лугинецкий» и принадлежащего ООО ИК «Сибинтек», расположенного в г. Красноярск. Компания «Макрорегион Восточная Сибирь» ООО ИК «СИБИНТЕК» основана в январе 2016 года. Она позиционирует себя как крупнейший поставщик ИТ-услуг в Восточной Сибири, в том числе Красноярский и Алтайский края, Якутию, Иркутскую, Томскую и Кемеровскую области.
Установка подготовки нефти производит сепарацию нефтегазовой эмульсии, которая поступает с нефтедобывающих кустов месторождения, хранение нефтегазовых продуктов, а затем транспортировку товарной нефти по магистральному нефтепроводу. УПН представляет собой, как правило, автоматизированное производство, но для осуществления более качественной, оптимальной и быстрой производительности уровень автоматизации можно увеличить с помощью модернизации системы путем замены оборудования на более современное и внедрения новых технологий.
Таким образом, для повышения уровня автоматизации НГС-1 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 российский аналог.
Разработка выпускной квалификационной работы происходила на базе информации, полученной в ИЛК ЦА -2, находящегося в поселке «Лугинецкий» и принадлежащего ООО ИК «Сибинтек», расположенного в г. Красноярск. Компания «Макрорегион Восточная Сибирь» ООО ИК «СИБИНТЕК» основана в январе 2016 года. Она позиционирует себя как крупнейший поставщик ИТ-услуг в Восточной Сибири, в том числе Красноярский и Алтайский края, Якутию, Иркутскую, Томскую и Кемеровскую области.
Установка подготовки нефти производит сепарацию нефтегазовой эмульсии, которая поступает с нефтедобывающих кустов месторождения, хранение нефтегазовых продуктов, а затем транспортировку товарной нефти по магистральному нефтепроводу. УПН представляет собой, как правило, автоматизированное производство, но для осуществления более качественной, оптимальной и быстрой производительности уровень автоматизации можно увеличить с помощью модернизации системы путем замены оборудования на более современное и внедрения новых технологий.
Таким образом, для повышения уровня автоматизации НГС-1 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 российский аналог.
В ходе выполнения выпускной квалификационной работы произведена модернизация автоматизированной системы регулирования уровня жидкости нефтегазового сепаратора. В процессе модернизации:
• изучен технологический процесс УПН в целом и его отдельных участков;
• выбран объект управления и определены возможности его модернизации;
• разработана функциональная схема автоматизации, схема внешних проводок, структурная схема автоматизации;
• проведен анализ существующих аналогов технологического оборудования с целью импортозамещения и повышения эффективности работы системы; выявлены особенности и недостатки оборудования;
• разработана блок-схема алгоритма сбора данных измерения уровня жидкости;
• построена математическая модель автоматизированной системы НГС -
1 УПН «Лугинецкая», найдены коэффициенты ПИД -регулятора, которые стабилизируют переходный процесс регулирования уровня жидкости;
• проведен анализ работы модернизированной системы в среде Matlab Simulink.
В результате исследования получены данные о возможности модернизации нефтегазового сепаратора НГС-1 УПН «Лугинецкая» с помощью смены способа измерения уровня жидкости внутри емкости путем замены дифференциальных преобразователей давления на бесконтактные радарные уровнемеры, что увеличит точность измерений и уменьшит финансовые затраты, а также сделает процесс более простым. Кроме того, сепаратор НГС-1 можно модернизировать путем смены исполнительного устройства на электропривод с управлением по унифицированному токовому сигналу, применяя в контроллере функцию ПИД-регулирования для поддержания установленного уровня в сепараторе. Это дает возможность повысить качество управления данным параметром, а также положительно скажется на работе всей системы ввиду увеличения производительности и стабильности.
• изучен технологический процесс УПН в целом и его отдельных участков;
• выбран объект управления и определены возможности его модернизации;
• разработана функциональная схема автоматизации, схема внешних проводок, структурная схема автоматизации;
• проведен анализ существующих аналогов технологического оборудования с целью импортозамещения и повышения эффективности работы системы; выявлены особенности и недостатки оборудования;
• разработана блок-схема алгоритма сбора данных измерения уровня жидкости;
• построена математическая модель автоматизированной системы НГС -
1 УПН «Лугинецкая», найдены коэффициенты ПИД -регулятора, которые стабилизируют переходный процесс регулирования уровня жидкости;
• проведен анализ работы модернизированной системы в среде Matlab Simulink.
В результате исследования получены данные о возможности модернизации нефтегазового сепаратора НГС-1 УПН «Лугинецкая» с помощью смены способа измерения уровня жидкости внутри емкости путем замены дифференциальных преобразователей давления на бесконтактные радарные уровнемеры, что увеличит точность измерений и уменьшит финансовые затраты, а также сделает процесс более простым. Кроме того, сепаратор НГС-1 можно модернизировать путем смены исполнительного устройства на электропривод с управлением по унифицированному токовому сигналу, применяя в контроллере функцию ПИД-регулирования для поддержания установленного уровня в сепараторе. Это дает возможность повысить качество управления данным параметром, а также положительно скажется на работе всей системы ввиду увеличения производительности и стабильности.