Проектирование автоматизированной системы управления установок отвода и сжигания попутного нефтяного газа

При создании АСУ ТП должны быть определены конкретные цели функционирования системы и ее назначение в общей структуре управления предприятием. В нашей системе основными функциями являются:

• измерение и контролирование давления;
• измерение и контролирование температуры;
• измерение и контролирование расхода нефти и газа;
• измерение и контролирование уровня смеси;
• анализ и контроль качества газа.

 

5.2   Описание структуры АСУ

 

Любую автоматическую систему управления технологическим  процессом (АСУ ТП) можно в конечном итоге разделить на 3 основных уровня иерархии:

Самым нижним уровнем  является уровень датчиков и исполнительных механизмов, которые устанавливаются  непосредственно на технологических  объектах. Их деятельность заключается  в получении параметров процесса, преобразовании их в соответствующий вид для дальнейшей передачи на более высокую ступень (функции датчиков), а также в приеме управляющих сигналов и в выполнении соответствующих действий (функции исполнительных механизмов).

В нашей схеме  на нижнем уровне расположены четыре датчика давления КРТ-5, два датчика температуры ТКП-100, два датчика расхода газа Взлет ВРС 500 ЕХ, два датчика расхода жидкости Центросоник, один датчик уровня жидкости ДУЖЭ 200М и один анализатор качества газа Петрохром-4000.

Средний уровень - уровень производственного участка. Его функции:

• сбор информации, поступающей с нижнего уровня, ее обработка и хранение;
• выработка управляющих сигналов на основе анализа информации;
• передача информации о производственном участке на более высокий уровень.

В нашей схеме  на среднем уровне находятся два контроллера Логиконт – S200, один выступает как основной, а другой резервный, на случай отказа первого.

Верхний уровень  в системе автоматизации занимает т.н. уровень управления. На этом уровне осуществляется контроль за производством продукции. Этот процесс включает в себя сбор поступающих с производственных участков данных, их накопление, обработку и выдачу руководящих директив нижним ступеням. Атрибутом этого уровня является центр управления производством, который может состоять из трех взаимопроникающих частей:

1) операторской  части,

2) системы подготовки  отчетов,

3) системы анализа  тенденций.

На верхнем  уровне АСУ ТП размещены мощные компьютеры, выполняющие функции серверов баз  данных и рабочих станций и  обеспечивающие анализ и хранение всей поступившей информации за любой заданный интервал времени. а также визуализацию информации и взаимодействие с оператором. Основой программного обеспечения верхнего уровня являются пакеты SCADA.

На верхнем  уровне нашей схемы АСУ располагается диспетчерский пульт, АPM инженера КИП, APM системного инженера, сервер SQL. АСУ для нашего технологического процесса представлена на рисунке 15.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Диспетчерский пульт      APM инженера КИП       APM системного инженера   Сервер SQL

 

+

 

            Контроллер Логиконт-S200                             Резервный Контроллер Логиконт-S200

 RS485

                                                                                  

 

RS485         RS485

Датчики расхода нефти Центросоник                Датчики расхода газа Взлет ВРС 500 ЕХ

 

Датчики давления КРТ 5             RS485                    RS485            Датчики температуры ТКП-100

 

 

 

      Задвижки                        RS485                    RS485                               Насосы

     

               RS485  RS485

      

 

      Датчик уровня ДУЖЭ 200М                            Анализатор качества газа Петрохром-4000

 

 

5.3 Описание  классификационных признаков системы

 

При планировании, проведении и обобщении разработок АСУТП следует иметь в виду, что эти системы весьма разнообразны. Для решения ряда научных, технических  и организационных вопросов необходимо пользоваться общей классификацией АСУТП, т. е. правилами разбиения всего множества этих систем на такие подмножества (классификационные группы), в пределах которых все входящие в них АСУТП одинаковы, близки или похожи в том или ином отношении.

 

Таблица 7 -  Классификация АСУТП по уровню, занимаемому в организационно-производственной иерархии

Класс АСУТП	Кодовый индекс	ТОУ
АСУТП многоуровневые	3	Технологические агрегаты, установки, участки, группы установок, цехи, производства, включая АСУТП  нижнего уровня.

 

 

Таблица 8 - Классификация АСУТП по характеру протекания управляемого технологического процесса во времени

Класс АСУТП	Кодовый индекс	Характер технологического процесса
АСУ с непрерывным  технологическим процессом	н	Непрерывный с  длительным поддержанием режимов, близких  к установившимся, и практически безостановочной подачей сырья и реагентов.

 

 

Таблица 9 - Классификация АСУТП по условной информационной мощности

Условная информационная мощность	Кодовый индекс	Число измеряемых или контролируемых технологических  переменных
		минимальное	максимальное
Наименьшая	1	10	40

 

 

 

Таблица 10 -  Классификация АСУТП по уровню функциональной надежности

Уровень функциональной надежности	Кодовый индекс	Краткая характеристика уровня надежности
Средний	2	Регламентируется, но отказы в АСУТП не приводят к остановкам ТОУ

 

 

Таблица 11 - Классификация АСУТП по типу функционирования

Условное наименование типа функционирования АСУТП	Кодовый индекс	Краткая характеристика особенностей функционирования системы
Локально-автоматический	л	Автоматически выполняются информационные функции и функции локального управления (регулирования). Решения по управлению процессом в целом принимает и реализует оператор

 

Вывод:

АСУ характеризуется  следующими признаками: 3н12л. АСУ является многоуровневой. По характеру протекания управляемого технологического процесса во времени АСУ с непрерывным технологическим процессом. По условной информационной мощности является наименьшей. Уровень функциональной надежности средний. По типу функционирования АСУ является локально-автоматической. 

6   Экономическое обоснование спроектированной автоматизированной системы. Анализ технико-экономических показателей

 

Оценку (определение) экономической эффективности АСУ  проводят для:

• анализа и обоснования целесообразности создания функционирования и развития АСУ;
• установления основных направлений применения АСУ;
• выбора наиболее экономически эффективного варианта разработки и внедрения АСУ;
• отражения показателей экономической эффективности АСУ в нормах, нормативах и планах предприятий;
• формирования соответствующих показателей государственной статистической отчетности;
• определения размеров отчислений в фонды экономического стимулирования за создание АСУ.

Основные обобщающие показатели экономической эффективности  АСУ следующие:

• годовой экономический эффект;
• расчетный коэффициент эффективности капитальных затрат на разработку и внедрение АСУ;
• срок окупаемости капитальных затрат на разработку и внедрение АСУ.

К основным частным  показателям, характеризующим экономическую  эффективность АСУ, относят:

• годовую экономию (годовой прирост прибыли);
• снижение издержек производственно-хозяйственной деятельности на объекте управления в результате разработки и внедрения АСУ;
• повышение производительности труда;
• экономию по видам ресурсов;
• высвобождение работающих;
• повышение качества выпускаемой продукции.

Единовременные  затраты на разработку и внедрение  АСУ включают в себя:

• затраты на разработку АСУ (предпроизводственные затраты);
• капитальные затраты на приобретение (изготовление), транспортирование, монтаж и наладку вычислительной техники, периферийных устройств, средств связи, программных средств, вспомогательного оборудования, оргтехники, производственно-хозяйственного инвентаря;
• затраты на строительство (реконструкцию) зданий, сооружений, необходимых для функционирования АСУ;
• изменение оборотных средств в связи с разработкой и внедрением АСУ;
• затраты на подготовку (переподготовку) кадров.

 

 

6.1 Расчет  капитальных вложений

 

Смета стоимости  средств автоматизации приведена на рисунке 16.

 

Рис. 16. Смета стоимости средств автоматизации

 

Расчет амортизационных  отчислений приведен на рисунке 17.

 

Рис. 17. Расчет амортизационных отчислений

Расчет  численности и заработанной платы рабочих показан на рисунке 18.

 

Рис. 18. Расчет численности и заработанной платы рабочих

 

 

Расчет удельных годовых расходов энергоносителей приведен на рисунке 19.

Рис. 19. Расчет удельных годовых расходов энергоносителей

 

Годовые эксплуатационные затраты показаны на рисунке 20.

Рис. 20. Годовые эксплуатационные затраты

 

Годовая экономия приведена на рисунке 21.

Рис. 21. Годовая экономия

 

Годовой экономический  эффект приведен на рисунке 22.

Рис. 22. Годовой экономический эффект

График «Годовая производительность» и график «Окупаемость капиталовложений» приведены на рисунке 23 и рисунке 24.

Рис. 23. График «Годовая производительность»

 

Рис. 24. График «Окупаемость капиталовложений»

Заключение

 

В результате разработки данного курсового проекта был  изучен технологический процесс отвода и сжигания попутного нефтяного газа и конструкция аппаратов и оборудования. Была разработана структурная схема объекта автоматизации и произведен выбор необходимых контролируемых и регулируемых величин, и управляющих величин. Также была разработана алгоритмическая схема автоматизации и функциональная схема автоматизации. Рассчитаны и выбраны приборы и средства автоматизации. Составлена спецификация на приборы, средства автоматизации и аппаратуру. Разработан общий вид щита и составлена схема подключения основных элементов щитовой аппаратуры. Также была разработана структурная схема средств автоматизации (или АСУ) технологического процесса. Описан состав, функции и классификационные признаки системы. В заключении  спроектированная автоматизированная система была экономически обоснована.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Библиографический список

 

1.     Крюков В. А., Силкин В. Ю., Токарев А. Н., Шмат В. В. Как потушить факелы на российских нефтепромыслах: институциональный анализ условий комплексного использования углеводородов (на примере попутного нефтяного газа) / отв. ред. В. В. Кулешов; ИЭОПП СО РАН. — Новосибирск, 2008. — 340 с.