Задачи и ср-ва автом-ции, этапы и алгоритм.





Мы поможем в написании ваших работ!



Мы поможем в написании ваших работ!


ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

Задачи и ср-ва автом-ции, этапы и алгоритм.



Задачи и ср-ва автом-ции, этапы и алгоритм.

Механ-ция, если физ. Сила человека в процессе произ-ва замен-ся механ-мами и машинами. Если мех-ция пред-ет замену ручного труда энергией машины, но при этом функция упр-ия машинами сох-ся за человеком, то при авт-ции механиз-ся не только труд, но и упр-ие.

Авт-ция делится на полню и частичную.

Этапы управ-ия ПП: 1 КИП (получение инф-ции о ходе ПП) – 2 УВМ (обработка инф-ции, УВМ на основе зад-го алгоритма анализирует инф-ию и принимает решение о возд-ия на ход процесса) – 3 ИМ (использованиеие инф-ции, управл-ий сигнал поступает на ИМ, где он изменяя уставки регуляторов, положение заслонок, клапанов, задвижек, изм-ет ход процесса) – 4 ПП (если объект рассред-ен на большой площади, возникает проблема передачи данных с ТОУ на уровень ДП. Эта передача возможна системой телемеханики)

 

 

Ср-ва автом-ции делят на 5 групп: 1. Ср-во для получения инф-ции о ходе процесса. 2. Ср-во для передачи и преоб-ия инф-ции. 3. Ср-во для формир-ия сигналов упр-ия (УВК, УВМ, контроллеры) 4. Исполн-ые устр-ва (клапаны, заслонки). 5. Устр-ва автоматич-ой блокировки, сигнализ-ции и защиты. Обесп-ют над-ть и безоп-ть работы.

Для авт-ции наличие только тех-х ср-в недост-но, необх-мо найти алгоритм упр-ия автомат-го процесса.

Алгоритм упр-ия – послед-ть логич-х и матем-х операций, кот. д.б. реализованы техн-ми ср-ми в соот-вии с полученной инф-ей, чтобы обесп-ть протекание ТП в треб-ом режиме.

Авт-ция решает след-ие задачи: 1. Повыш-ие произ-ти труда, 2. Снижение себестоимости продукции, 3. Уменьшение числа обс-го персонала, 4. Позволяет улучшить кач-во продукции, 5. Снижает аварийность.

 

АВТ-ЦИИ ДИСПЕТЧЕР-ЦИИ ПП. ЗАДАЧИ, ФУНКЦИИ АСД

Одно из осн-х тенденций развития сис-м диспетчер-ции (Д) ПП яв-ся расширение их функцион-ей в сочетании с интенсив-ой авт-ции на основе ИТ, т.е. переход от традиций диспетчерской, ориентиров-ой на задачи распред-ия матер-х или энергетич-х потоков к центрам оператив-го упр-ия всей производ-ой деят-ти предприятия. Единый центр оператив-го упр-ия – оснащен АСД (автоматизир- ая сис-ма Д).

Задачи:

1. Глобальный мониторинг производ-ой ситуации, осуществляемый в реальном масштабе времени

2. Получение и обработка исходных данных и указаний от верхнего звена упр-ия

3. Оператив-ое корректир-ее упр-ие материальными и энергетич-ми потоками в соот-вии с изм-ем произ-ой ситуации и указанием выше стоящего звена упр-ия

4. Операт-ое коррект-ее упр-ие запасами и произ-ми ресурсами

5. Мониторинг и упр-ие кач-ом произ-ва

6. Контроль и упр-ие технолог-ми установками

7. Прогностич-ий анализ возникновения сбоев, отказов и аварийных ситуаций и формир-ие корректир-х упр-ий

8. Мониторинг экологич. Ситуации на предприятии и в его окрестностях

9. Автоматизир-ое накопление и хранение произ-го опыта в инфор-м хранилище

Формир-ие иерархич-ой си-мы правления ПП требует наличие АСД, функционир-ие кот. обесп-ся: сис-ой тотального мониторинга ПП, единым инф-м хранилищем, автоматизир-ой сис-ой визуализации и интерпретации данных, автоматизир-ми сис-ми поддержки принятия решения (СППР), многоканальная телекоммуникац-ая сис-ма.

Осн-ым назнач-ем АСД в-ся обеспечение высокой координации дей-ий подразделений предприятия на опер-ом уровне.

 

ОСН-ЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ПРИНЦИПЫ АВТ-ЦИИ ПП НА ПРИМЕРЕ НГДП

Отличит-ые особ-ти НГДП: 1. Большая рассред-ть объекта. 2. Непр-ть ТП. 3. Однотипность ТП на объектах (скважины, групповые устновки и т.д.). 4. Связь всех технолог-х объектов через единый пласт, на кот. проведены все эксплуатац-ые и нагнетат-ые скважины через поток продукции (нефть и газ) и через энергетич-ие потоки (вода и пар). 5. Низкая инфор-ть о процессах, протекающих в пласте и скважинах. 6. Большая инерц-ть протекающих в пласте процессов, приводящих к тому, что рез-ты того или иного управл-го возд-ий на пласт можно будет оценить только через несколько лет, а иногда только к концу разработки местророждений. 7. Непостоян-во нефтедобычи на месторож-ии, характ. Подъемом добычи в нач. период экспл-ции, стабилизация на некотор. Уровне в промежут-ый период и снижением добычи после этого период.

Осн-ые положени об обустр-ве и авт-ции:

- унификация схем промыслового сбора нефти, газа и воды;

- рац-ое размещение технолог-го оборуд-ия;

- создание новых видов нефтепромысл-го оборуд-ия высокопроизв-го, надежного, включ-го в себя ср-ва автоматики и микропроцессорной техники;

- опр-ие рац-х объемов авт-ции и телемеханики;

- разработка и внедрение новой орг-ой стр-ры.

Авт-ция и телемех-ция объктов НГДП опр-ся технико-экономической целесообр-ю и имеет целью:

1. Снижение доли энергозатрат на добычу нефти за счет внедрения энергосберег-х технологий;

2. Обесп-ие безопасной и безаварийной добычи нефти, прогнозиров-ие возник-ия и развития аварийных ситуаций и создание усл-ий быстрейших их ликвидаций;

3. Обесп-ие возм-ти реализации экономически технологич-х сис-м, позволяющих снизить капиталовложения и эксплуатационные расходы.

4. Сокращение простоя, увеличение коэф-та полезного исп-ия обор-ия и сооруж-ий за счет повышения надежности, контроля и упр-ия.

5. Приорит-ое исп-ие полностью автоматич-го, местного или дистанц-го режима упр-ия работой оборуд-ия без постоянного присутствия обслуж-го персонала.

6. Улучшение и облегчение усл-ий работы обслуж. Персонала.

7. Сбор и обработка инф-ции для исп-ия в автоматиз-х сис-х упр-ия объектами нефтегазодобычи.

Авт-ция и телемех-ция объектов нефтегазодобычи должна обеспечивать: эффектив-ть всех ТП, безоп-ть ТП и обслуж-го персонала, выполнение требов-ий по защите окр. Среды, соот-ие открытым протоколу обмена, соот-ие совр-м ИТ (реализ-ся АСУ на уровне цеха и предприятия), ориентация на энергосберег-ую безлюдную технологию.

Авт-ция и телемех-ция объектов НГДП должна обесп-ть возм-ть контроля и упр-ия этими объектами их центр-х пунктов упр-ия, цехов добычи и подготовки нефти.

 

 

АВТ-ЦИЯ ГЗУ

ГЗУ имеет след-ие функц-ые узлы:

1. Блок переключения (ПСМ-переключатель скважинный многоходовой), кот. по зад-ой программе подкл-ет каждую скв-ну к измерит-му блоку.

2. Измер-ый блок, состоит из сепаратора и измерит-го устр-ва.

3. Блок автоматики и упр-ия, осущес-ий упр-ие перекл-ем скв-н на изм-ие и учет работы измерит-го устр-ва, автом-ая защита ГЗУ при авар-ых режимах (БМА).

АГЗУ предназначена для измер-ия производ-ти (дебита) каждой в отдельн-ти из подключенных к ней группы нефт-х скважин. Программа изм-ия дебита скв-ин задается через заданные пром-ки времени, реле вкл-ет гидропривод и скв-на подкл-ся к измерит-лю. Дебит изм-ют путем кратковр-го пропуска жидкости, кот. накаплив-ся в нижней части емкости сепаратора. Накопление жид-ти в нижнем сосуде сепаратора до заданного уровня Нмах и выпуска до нижнего уровня Нмин осущ-ся при помощи поплавкового регулятор. Всплывание поплавка регулятора до Нмах приводит к закрытию газовой линии. Вследствие чего дав-ие в сепараторе повыш-ся и жид-ть продавлив-ся из сепаратора через турбинный счетчик. При достижении поплавком Нмин откр-ся клапан, дав-ие выравн-ся и продавка жид-ти прекращ-ся. Время накопления жид-ти и число имп-х пропусков зав-ит от дебита скв-ны. Дебит каждой скв-ны опр-ют регистр-ей объемов жид-ти, прошедшей через счетчик на индивид-ом счетчике имп-ов в БМА.

Измеряемые и контр-ые параметры, выполняемые фун-ции:

изм-ие дебита скв-ны, изм-ие обводненности нефти, изм-ие дав-ия в вых-ом коллекторе, сигнализ-ция пред-х отклон-ий дав-ия на выходе, упр-ие ПСМ, код ПСМ, контроль темп-ры, упр-ие нагревателями блоков АГЗУ (5 град), упр-ие вентиляторами технол-го блока, контроль загазов-ти в технол-ом помещении, сигнализация несанкционир-го доступа или открытия дверей в помещении технол-го блока.

 

 

Автоматизированная ДНС.

ДНС предназначены для внутрипромысловой перекачки продукции скважины нефть от ГЗУ поступает в буфер емкости ДНС, затем насосами откачивается в нефтепровод по назначению. Отсепарированный газ после БЁ направляется в газосборную систему.

Система контроля и управления ДНС предназначена для оперативного учета, поддержания заданных значений парамет­ров технологического процесса и предотвращения возникнове­ния аварийных ситуаций.

Блок сепарации: 1. Измерение давления в емкости; 2. Сигнализируется предел значений давлений; 3. Автоматическое регулирование давлений в сепарационной емкости при помощи клапана отсечки; 4. Автоматическое регулирование уровня жидкости в емкости 5. Сигнализируется верхний и нижний аварийных уровней сигнализатором типа СУ.

Блок насосов: 1.Автоматическое регулирование давлений и уровня в БЁ; 2. Автоматическое управление насосным агрегатом по уровню в БЁ при период откачке; 3. Автоматическое включение резервного НА; 4. Контроль темп подшипников НА и двигателя; 5. Защита эл. привода НА от перегрузок и КЗ, недопустимых снижения напряжения в сети; 6. Измерение давлений на приеме и выкиде насосов, автоматическое отключение их при аварийном снижении давлений; 7. Измерение тока ЭД и напряжение каждого НА; 8. Автоматическая защита НА при превышение t подшипников двигателя и насосов, аварийное снижение уровня жидкости в емкостях перед насосами, недопустимых утечках ч/з сальниковые уплотнения; 9. Сигнализация о загазованности и пожаре в помещении; 10. Сигнализация на ДП сигнала о срабатывание защит с расшифрованием причин;

Блок дренажной емкости: 1.Автоматический контроль уровня жидкости в емкости; 2. Автоматическое управление погружение насосом по уровню в емкости; 3. Сигнализация состояния погружных насосов «Вкл» в операторной

По общестанционарным параметрам ДНС: 1.Сигнализация предельных значений давления на приеме ДНС; 2. Сигнализация предельных значений давлений на выходе ДНС; 3. Сигнализация о загазованности в помещении с нефтенасосом; 4. Автоматическое управление вентиляцией; 5. Отключение насосных агрегатов при недопустимой загазованности; 6. Аварийная сигнализация о пожаре нефтенасосов; 7. Сигнализация о загазованности площадок объектов на территории ДНС

 

16. Автоматизированная распределенная система контроля и управления процессом подготовки нефти.

1.Блок сепарации сырой нефти (измерение: температуры и давления на входе установки(ДП,по месту), давления в сис-ме сепараторов 1 и 2 ступени(ДП, М), уровня жидкости в сеп-рах(ДП), расхода газа с 1 и 2 ступени сеп-ии(ДП), расхода жидкости поступающей на установку(ДП), усреднённой обводненности сырой нефти(ДП); сигнализация: повышения давления в сеп-рах(ДП), аварийного давления в сеп-рах 1 и 2 ступени(ДП), аварийного уровня жид-ти в сеп-рах(ДП), положения электрозадвижек(ДП); автомат-е рег-е: уровня жидкости в сеп-рах(М), давление в системе сеп-ров 1 и 2 ступени(М); авто-ий отбор по заданной проге ср пробы жид-ти на вх и вых блока сепарации(ДП))

2.Блок предварительного сброса пластовой воды (Измерение: уровня раздела фаз «нефть-вода»(ДП), расхода пластовой воды с блока отстойников(ДП), расхода гор пластовой воды и некондиционной нефти подаваемых в линию сырой нефти(ДП), влажности нефти на вых с бл отстойников(ДП); авто-ое рег-е уровня раздела «нефть-вода» в отстойниках(М); авто-ий отбор по заданной проге ср пробы жид-ти на вых отстойников(ДП))

 

3. Блок нагрева продукции скважин (Измерение: тем-ры нагреваемого продукта(ДП,М), тем-ры дымовых газов(ДП), расхода нагреваемого продукта(ДП), расхода топливного газа(ДП); сигнализация: повышение тем-ры нагреваемого продукта(ДП), повышение тем-ры нагреваемых газов(ДП), пожар включение установки пожаротушения(М,ДП), понижение давл-ия топливного газа(ДП); Авт-ое рег-ие: температуры продукта на вых из нагревателей(М), давление топливного газа(М), соотношение расходов «топливный газ-воздух»(М); Авто-ое откл нагревателя путем отсечки топливного газа при: повышение тем-ры нагреваемого продукта(М), повышение тем-ры дымовых газов(М), отклонение давл-ия нагреваемого продукта от заданных знач-ий(М), повышение перепада давл-ия нефти в нагревателе(М), понижение давл топливного газа(М), понижение давл воздуха(М), пониж расхода нефти(М), погасании пламени горелки(М); Дистанционное упр-ие розжигом горелок)

4.Блок глубокого обезвоживания и обессоливания нефти (Измерение: расхода пресной воды на обессоливание(ДП), общ расхода нефти после электродегидраторов(ДП), уровня воды в ем пресной воды(ДП), уровня раздела «нефть-вода» в отстойниках и электродегидратора(ДП), влажности нефти на вых с блока отстойников(ДП),напряжения м/у электродами на электродегидраторах(ДП), силы тока подаваемого в электродегидраторы(ДП); Сигнализация: мин давления в электродегидраторах(ДП), понижения расхода пресной воды на обессоливание(ДП), макс и мин уровня раздела «нефть-вода» в отсойниках и элктродегидраторах(ДП), мин уровня жид-ти в электродег-ах(ДП); Авто-ое рег-ие: давл в сис-ме электродег-ов(М), расхода пресной воды на обессоливание в зав-ти от общ расхода обезвоженной нефти (М), уровня раздела «нефть-вода» в отсойниках и элктродегидраторах(М), уровня воды в ем пресной воды(М); Авто-е откл напряжения в электродег-х в случае образования газовой шапки(М), высоком уровне воды(М), попытка чел-ка проникнуть в верхнюю площадку аппарата(М)

5.Блок стабилизации или гор сепарации нефти(измер-е уровня жидкости в сеп-рах(ДП); Сигнализация: аварийного давл в сепараторах(ДП), макс и мин уровня жид-ти в сепараторах(ДП); авто-ое рег-ие уровня жид-ти в сепараторах(М))

6.Блок сдачи товарной продукции (Резервуары товарной нефти: измерение уровня нефти(ДП,М),сигнализация верхнего аварийного и нижнего уровней нефти(ДП), управление переключением резервуаров тов-ой нефти при приемо-сдаточных операциях(М)

7.Блок очистки пластовой воды(Измерение: расхода очищенной пластовой воды(ДП), уровня раздела фаз «вода-нефть» в отстойниках(ДП), содер-ие нефти в воде на вых с блока очистки(ДП); сигнализация отклонения от заданных знач уровня раздела фаз «нефть-вода» в отстойниках(ДП), рег-ие уровня раздела фаз «нефть-вода» в отстойниках(М)

8.Блок реагентного хоз-ва(Измерение темп-ры и уровня реагента в емкости(ДП,М), управ-ие насосами(ДП,М), автом-ое управ-ие электроподогревом реагента в емкостях и электронагревом воздуха в помещении реагентного хоз-ва(М), авто-ое периодичское перемешивание раствора реагента в емкостях(М), авто-ое откл дозировочных насосов при низком уровне реагента в емкостях(М), учёт моторесурса дозировочных насосов(ДП), контроль состояния насосов(ДП))

9. Дренажные емкости и емкости аварийного слива нефтепродуктов (управ-ие погружными насосами(ДП), сигнализация макс и мин уровней жидкости в емкостях(ДП)

10. Блок НА(упр-ие НА(ДП,М), аварийная сигнализация и защитное откл электродвигателя насоса при: перегреве подшипников НА(ДП), утечка в сальниках и тд(ДП); Сигнализация состо-ия НА «работает-неработает»(ДП), предупредительная сигн-ия при наличии опасных концентраций горючих газов в помещении насосной(ДП), автомат-ий ввод резервного насоса при аварийном откл основного(М))

11. Факельное хоз-во (контроль наличия пламени(сигн-ия погасания)(ДП), автом-ий розжиг пламени(ДП), измерение расхода газа на основной факел(М,ДП), пожар нефтенасосной(ДП,М))

 

 

Задачи и ср-ва автом-ции, этапы и алгоритм.

Механ-ция, если физ. Сила человека в процессе произ-ва замен-ся механ-мами и машинами. Если мех-ция пред-ет замену ручного труда энергией машины, но при этом функция упр-ия машинами сох-ся за человеком, то при авт-ции механиз-ся не только труд, но и упр-ие.

Авт-ция делится на полню и частичную.

Этапы управ-ия ПП: 1 КИП (получение инф-ции о ходе ПП) – 2 УВМ (обработка инф-ции, УВМ на основе зад-го алгоритма анализирует инф-ию и принимает решение о возд-ия на ход процесса) – 3 ИМ (использованиеие инф-ции, управл-ий сигнал поступает на ИМ, где он изменяя уставки регуляторов, положение заслонок, клапанов, задвижек, изм-ет ход процесса) – 4 ПП (если объект рассред-ен на большой площади, возникает проблема передачи данных с ТОУ на уровень ДП. Эта передача возможна системой телемеханики)

 

 

Ср-ва автом-ции делят на 5 групп: 1. Ср-во для получения инф-ции о ходе процесса. 2. Ср-во для передачи и преоб-ия инф-ции. 3. Ср-во для формир-ия сигналов упр-ия (УВК, УВМ, контроллеры) 4. Исполн-ые устр-ва (клапаны, заслонки). 5. Устр-ва автоматич-ой блокировки, сигнализ-ции и защиты. Обесп-ют над-ть и безоп-ть работы.

Для авт-ции наличие только тех-х ср-в недост-но, необх-мо найти алгоритм упр-ия автомат-го процесса.

Алгоритм упр-ия – послед-ть логич-х и матем-х операций, кот. д.б. реализованы техн-ми ср-ми в соот-вии с полученной инф-ей, чтобы обесп-ть протекание ТП в треб-ом режиме.

Авт-ция решает след-ие задачи: 1. Повыш-ие произ-ти труда, 2. Снижение себестоимости продукции, 3. Уменьшение числа обс-го персонала, 4. Позволяет улучшить кач-во продукции, 5. Снижает аварийность.

 



Последнее изменение этой страницы: 2016-06-22; просмотров: 174; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы!

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 54.80.173.217 (0.012 с.)