| engineerklub | Дата: Среда, 19.01.2022, 22:04 | Сообщение # 1 |
 Генералиссимус
Группа: Администраторы
Сообщений: 33460
Статус: Offline
| Автоматизированная система управления процессом атмосферной перегонки нефти
Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ОмГТУ
Описание:
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение…………………………………………………………………………. 9
1. Анализ вопроса и постановка задачи……………………………………… 10
1.1 Состав установки и описание основных технологических узлов…
1.2 Примеры автоматизации в нефтегазовой промышленности…
1.2.1 АСУ ТП УПВСН Акташского товарного парка……
1.2.2 САУ газовоздушного тракта парового котла……………
1.3 Выводы по результатам обзора и составление технического задания. 17
2. Разработка функциональной схемы АСУ ТП…………
2.1 Описание объекта автоматизации……………………………………... 18
2.2 Автоматизируемые функции………
2.2.1 Функции регулирования………
2.2.2 Противоаварийная защита блока………
2.2.3 Индикация технологического процесса………
2.3 Выбор измерительных средств и исполнительных механизмов……
3. Разработка структурной схемы АСУ ТП……………
3.1 Основные особенности……
3.2 Нижний уровень системы управления……………
3.3 Верхний уровень……
4. Разработка схемы электрической принципиальной………
5. Разработка схемы соединений и подключений……
6. Расчетная часть…………
6.1 Исследование и настройка контура регулирования……
6.1.1 Функциональная схема контура регулирования……
6.1.2 Описание элементов передаточными функциями…
6.1.3 Структурная схема контура регулирования…
6.1.4 Исследование контура регулирования……
6.1.5 Выводы по результатам исследования
7. Программно-математическое обеспечение……
7.1 Разработка алгоритмов управления…………
7.2 Программное обеспечение STEP7Lite………
7.3 Графический интерфейс оператора………
7.3.1 Обзор существующих SCADA- систем………
7.3.2 Анализ и выбор среды разработки интерфейса оператора……
7.3.3 Описание графического интерфейса оператора…
8. Расчет экономического эффекта от внедрения АСУ процессом атмосферной перегонки нефти…………
8.1 Затраты на проектирование конструкторской документации……
8.1.1 Расчет численности разработчиков……
8.1.2 Расчет заработной платы разработчиков……
8.2 Затраты на комплекс технических средств АСУ………
8.3 Затраты на монтаж КТС и пусконаладочные работы…
8.4 Затраты на программное обеспечение АСУ………
8.5 Затраты на обучение персонала…
8.6 Затраты на обслуживание АСУ………
8.7 Расчет результатов внедрения АСУ………
8.8 Расчет экономического эффекта………
9. Безопасность жизнедеятельности…
9.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов на рабочем месте оператора АСУ атмосферной перегонки нефти…
9.1.1 Неблагоприятные параметры микроклимата……
9.1.2 Недостаточная освещенность рабочей зоны…
9.1.3 Повышенный уровень электромагнитного излучения…
9.1.4 Опасность поражения электрическим током……
9.2 Меры по снижению и устранению опасных и вредных факторов…
9.3 Расчет напряженности трудового процесса……
9.3.1 Нагрузки интеллектуального характера……
9.3.2 Сенсорные нагрузки……
9.3.3 Эмоциональные нагрузки………
9.3.4 Монотонность нагрузок……………
9.3.5 Режим работы……………
9.4 Определение категории помещения по пожаровзрывобезопасности...106
Заключение…………………
Библиографический список…………………
Приложение А Техническое задание………………
Приложение В Справка о патентном поиске……………………
Приложение С Перечень элементов для схемы электрической принципиальной……
Приложение D Перечень элементов для схемы соединений и подключений129
СКАЧАТЬ
|
| |
| |
| engineerklub | Дата: Среда, 19.01.2022, 22:05 | Сообщение # 2 |
|
Генералиссимус
Группа: Администраторы
Сообщений: 33460
Статус: Offline
| 1.1. Состав установки и описание основных технологических узлов
Установка предназначена для фракционирования нефти, с целью получения светлых нефтепродуктов. Состав установки:
колонна отбензиневания
емкость орошения
4 воздушных конденсатора холодильника
теплообменник
5 насосов
Рассмотрим технологический процесс атмосферной перегонки нефти:
Потоки нефти нагретой обессоленной и обезвоженной нефти поступаю в ректификационную колонну. Здесь происходит процесс ректификации – это тепло – и – массообменный процесс разделения жидкостей, различающихся по температуре кипения, за счет противоточного, многократного контактирования паров и жидкости. В колонне через каждую тарелку противотоком проходят 2 потока:
1. жидкость – флегма, стекающая с вышележащей на нижележащую та-релку;
2. пары, поступающие с нижележащей на вышележащую тарелку;
Пары и жидкость, поступающие на тарелку, не находятся в состоянии равновесия, однако, вступая в равновесие стремятся к этому. Жидкий поток с вышележащей тарелки поступает в зону более высокой температуры, и поэтому из него испаряется некоторое количество низкокипящего компонента, в результате чего концентрация последнего в жидкости уменьшается. С другой стороны, паровой поток, поступающий с нижележащей тарелки, попадая в зону более низкой температуры, конденсируется, и часть высококипящего продукта из этого потока переходит в жидкость. Концентрация компонента в парах таким образом понижается, а низкокипящего – повышается. Фракционный состав паров и жидкости по высоте колонны непрерывно меняется. Часть ректификационной колонный, которая расположена выше ввода сырья, называется концен-трационной, а расположенная ниже ввода – отгонной . В обеих частях колонны происходит один и тот же процесс ректификации.
С верха концентрационной части в паровой фазе выводится целевой продукт необходимой чистоты – ректификат, а с нижней тарелки – жидкость, все еще в достаточной степени обогащенная низкокипящим компонентом. В отгонной части происходит отпарка из этой жидкости легкокипящих фракций, а из нижней части колонны выводится высококипящий продукт – кубовый остаток.
Таким образом, с верха колоны смесь углеводородных газов, паров бензина и водяного пара отводится в воздушные конденсаторы холодильники ХВК1-ХВК4. Здесь происходит конденсация паров, за счет воздушного охлаждения до 35oС. Далее конденсат попадает в емкость орошения. Здесь конденсат отстаивается и разделяется на бензин и воду. Вода сбрасывается из емкости и выводится с установки.
Бензин из емкости орошения поступает на прием насосов Н3/1-Н3/2. Часть бензина из емкости этими же насосами подается на верх колонны в качестве острого орошения. Другая часть бензина с балансовой температурой , через клапан, выводится с установки, в качестве готового продукта.
Углеводородный газ с верха емкости направляется в сепаратор топливного газа. В трубопровод на выходе из колонны, для предотвращения хлористоводородной и сероводородной коррозии оборудования, подаются растворы ингибитора коррозии типа «Геркулес 1017», в количестве 10г/т нефти и нейтрализатора.
Для исключения повышения давления в колонне и емкости выше макси-мально допустимого на них установлены клапаны ручного управления, для открытия сброса в факельный коллектор.
Отбензиненная нефть с низа колонны насосами H2/1-H2/2, после предварительного нагрева в теплообменнике, где смешивается с нефтью из ректификационной колонны получения продукта с более высокой температурой кипения, направляется для дальнейшей переработки.
Предусмотрена возможность аварийной откачки избытка нефти из колонны насосами H2/1-H2/2 обратно в сырьевой парк.
СКАЧАТЬ
|
| |
| |
| engineerklub | Дата: Среда, 19.01.2022, 22:05 | Сообщение # 3 |
|
Генералиссимус
Группа: Администраторы
Сообщений: 33460
Статус: Offline
| 1.2 Примеры автоматизации процессов в нефтегазовой промышленно-сти
1.2.1 АСУ ТП установки переработки высокосернистой нефти (УПВСН) Акташского товарного парка.
Создание АСУ ТП УПВСН являлось ключевым этапом на пути достижения удвоенной производительности товарного парка нефти без увеличения численности обслуживающего персонала. Основные цели внедрения АСУ ТП на УПВСН Акташского товарного парка:
- получение в режиме реального времени информации о ходе технологических процессов;
- внедрение автоматизированных средств диагностирования и предупреждения возникновения аварийных ситуаций;
- контроль состояния исполнительных механизмов и вспомогательных агрегатов;
- замена ручного ведения документооборота автоматизированным;
- замена устаревших средств КИПиА на современные, повышающие надежность и точность измерений, обеспечивающие удобство в обслуживании, снижающие трудоемкость управления ТП.
При выборе технических средств для построения АСУ ТП, разработчиками учитывались следующие факторы: максимальное использование датчиков и приборов, функционирующих в составе аппаратуры установки; обеспечение простоты интеграции системы в ЛВС предприятия стандарта Ethernet. В результате, АСУ ТП УПВСН была построена на базе контроллеров сбора данных и управления ADAM-5000/TSP фирмы Advantech с промышленной шиной Ethernet (рисунок 1.1). Контроллеры укомплектованы модулями ввода серии ADAM-5000 следующих типов:
- ADAM-5017 – 8-канальный модуль аналогового ввода (8 шт.);
- ADAM-5051 – 16-канальный модуль дискретного ввода (8 шт.);
- ADAM-5080 – 4-канальный модуль ввода импульсных сигналов (1 шт.).
Рисунок 1.1 – структурная схема АСУ ТП УПВСН
Общее представление о задействованных в системе датчиках и контрольно-измерительных приборах дает таблица 1.1
Таблица 1.1
АРМ операторов базируются на персональных ЭВМ стандартной комплектации под управлением Microsoft Windows 2000. В качестве SCADA-системы используется InTouch версии 7.1 из пакета Wanderware Factory Suite 2000.
Внедрение системы не только значительно облегчило работу операторов и другого обслуживающего персонала, но также позволило оперативно и качественно получать информацию о технологическом процессе, отслеживать состояние оборудования установки и контролировать значения регулируемых параметров. В системе заложены возможности наращивания и быстрой интеграции в корпоративную АСУ ТП всего предприятия.
Источник информации: [6], стр. 46-51.
СКАЧАТЬ
|
| |
| |
