Функции системы и обоснование выбора контроллера. Обработка данных по web–технологии клиент-сервер. Организация Web–интерфейса в инструментальном пакете Trace Mode. Методика расчета показателей надежности. Структурная схема с цифровым регулятором.
Краткое сожержание материала:

Размещено на

Размещено на

Содержание

Реферат

Введение

1. Описание технологического процесса и схемы автоматизации

1.1 Работа установки через резервуарный парк

1.2 Работа установки без резервуарного парка

2. Разработка системы управления ДНС

2.1 Автоматизация технологического процесса

2.1.1 Требования к системе автоматизации

2.1.2 Функции системы управления

2.1.3 Требования к комплексу технических средств (КТС)

2.1.4 Комплекс технических средств

2.2 Выбор и обоснование RTU, MTU

2.2.1 Функции системы и обоснование выбора контроллера

2.2.2 Описание алгоритма работы контроллера

2.2.3 Рабочее место оператора

2.3 Операторский интерфейс. HMI

2.3.1 Разработка FBD - программ

3. Web - интерфейс

3.1 Понятие Web - интерфейса

3.2 Обработка данных по web - технологии клиент-сервер

3.3 Протокол HTPP

3.4 Организация Web - интерфейса в инструментальном пакете Trace Mode

4. Расчет надежности

4.1 Общие положения

4.2 Методика расчета показателей надежности

4.3 Расчет показателей надежности проектируемой системы

4.4 Выводы по разделу

5. Расчет системы автоматического регулирования уровня в сепараторе

5.1 Сепаратор как система автоматического регулирования

5.2 Структурная схема САР с цифровым регулятором

5.3 Определение передаточной функции объекта по его переходной характеристике

5.4 Расчет оптимальных параметров настройки цифрового регулятора

5.5 Построение переходного процесса в системе регулирования

5.5.1 Оценка качества регулирования

6. Комплексная оценка экономической эффективности ДНС

6.1 Методика расчета экономических показателей проектируемой системы

6.2 Расчет капитальных вложений на вводимую систему автоматизации

6.2.2 Расчет затрат на проектирование (разработку) системы

6.2.3 Расчет затрат на разработку программного обеспечения

6.2.4 Расчет затрат на изготовление и отладку проектируемой системы

6.3 Расчет обобщающих показателей экономической эффективности

7. Безопасность и экологичность проекта

7.1 Расчет производственного освещения

7.2 Пожаробезопасность

7.3 Экологичность проекта

7.3.1 Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

7.3.2 Расчет платы за загрязнение атмосферы выбросами предприятия

7.4 Оценка чрезвычайной ситуации

7.5 Выводы по разделу

Заключение

Список использованных источников

Приложение А

Приложении Б

Приложение В

Приложение Г

Приложение Д

Приложение Е

Приложение Ж

Приложение И

Приложение К

Введение

Современные нефте- и газодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятков и сотен квадратных километров. Технологические объекты (скважины, групповые измерительные установки, сепарационные установки, сборные пункты, установки комплексной подготовки нефти и газа, резервуарные парки) связаны между собой через продуктивный пласт и поток продукции, циркулирующей по технологическим коммуникациям. Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду, по этому для нормального функционирования нефтегазодобывающего предприятия необходимо обеспечить надежную работу автоматизированного оборудования, дистанционный контроль за работой технологических объектов и их состоянием.

Добыча нефти и газа является сложным и опасным производством, требующим постоянного контроля со стороны человека, на которого возлагается большая ответственность. Для помощи человеку, а иногда и для его полной замены, внедряются системы автоматического и автоматизированного управления. Данные системы позволяют автоматически и дистанционно управлять работой технологических объектов, осуществлять контроль на больших расстояниях. Использование современных технологий автоматизации и средств передачи данных во много раз повышает надежность таких систем и производства в целом [1].

1. Описание технологического процесса и схемы автоматизации

Промышленная установка ДНС Ватьеганского месторождения предназначена для дегазации сырой нефти (газонефтяной эмульсии). Генеральный план и схема автоматизации данной установки представлены в приложениях А и Б соответственно.

Сырая нефть под давлением 0,27 МПа и температурой 5-20С через задвижку 2, поступает в УПОГ (узел предварительного отбора газа), где происходит первичное отделение попутного нефтяного газа, который под давлением 0,25 МПа направляется в газовый сепаратор Г-1. После УПОГ сырая нефть под давлением 0,25 МПа поступает в сепараторы С-1/1,2, где при давлении 0,22 МПа происходит первая ступень сепарации, отделившийся газ, под давлением 0,22 МПа поступает в газовый сепаратор Г-1 для отделения капельной жидкости, после чего газ под давлением 0,22 МПа поступает в газовые линии на ЦПС, в котельную через УПТГ, дежурную свечу и запал.

Частично разгазированная нефть с С-1/1,2 через клапанные сборки под давлением 0,22 МПа поступает в сепаратор второй ступени С-2/1, где происходит вторая ступень сепарации. Отделившаяся от газа жидкость в Г-1, под давлением 0,25 МПа так же направляется в линию на 2 ступень сепарации.

Контроль уровня в С-1/1,2 осуществляется прибором ДУУ-3 с выводом показаний в операторную, регулирование уровня и давления осуществляется регулирующими клапанами.

После прохождения второй ступени сепарации отделившийся газ через задвижки под давлением 0,02 МПа направляется на факел, нефть, через клапанную сборку направляется под давлением 1 МПа в РВС-2000 или через фильтрующий элемент, на насосную внешней перекачки.

Тип, марка, краткие технические характеристики датчиков представлены в таблице В.1.

1.1 Работа установки через резервуарный парк

После прохождения второй ступени сепарации, разгазированная сырая нефть под давлением 1МПа направляется в РВС 2000.

Контроль уровня в РВС осуществляется уровнемером ДУУ-3 с выводом информации в операторную в цифровом виде.

Из РВС через фильтрующий элемент под давлением (0,3 - 0,8) МПа поступает на насосы внешней перекачки Н1-3 и далее под давлением 2,3 МПа направляется на оперативный узел учета нефти. Нефть проходит через задвижки и под давлением 2 МПа направляется в напорный нефтепровод;

1.2 Работа установки без резервуарного парка

Работа установки без РВС-2000 осуществляется при закрытых задвижках № 29, 32, далее аналогично пункту 1.1.

Работа насосной внешней перекачки позволяет запустить необходимое количество любых насосов в зависимости от объема перекачиваемой жидкости.

Оперативный узел учета нефти состоит из линии на которой установлен массовый расходомер фирмы «FISHER - ROSEMOUNT» марки CMF - 300, позволяющий осуществлять количественный и качественный объем перекачиваемой жидкости с возможностью распечатки на принтере [2].

2. Разработка системы управления ДНС

2.1 Автоматизация технологического процесса

2.1.1 Требования к системе автоматизации

Данная система автоматизации предназначена для реконструкции устаревшей система управления, не отвечающей современным требованиям и не обеспечивающей оптимального и экономичного протекания технологического процесса.

Требования к системе сформулированы с учетом характеристик и функциональных возможностей современных технических и программных средств.

Система должна обеспечивать выполнение:

1) функций управления технологическим процессом;

2) информационных функций;

3) функций обслуживания системы.

Требования к структуре системы управления.

Система должна иметь иерархическую структуру, включающую:

1) рабочее место со средствами операторского интерфейса;

2) программно-технический комплекс (ПТК);

3) полевое оборудование.

Система должна обеспечивать ввод:

1) аналоговых входных сигналов 4ч20 мА

2) дискретных входных сигналов (сухой контакт)

Система должна обеспечивать...