ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

метки: Автоматизация, Уровень, Процесс, Объект, Насос, Технологический, Предельный, Автоматический

Современное нефтедобывающее предприятие представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осуществляющих до­бычу, транспорт, первичную подготовку, хранение и перекачку неф­ти и газа, а также выполняющих технологические процессы под­держания пластовых давлений.

Главными отличительными особенностями нефтедобывающего предприятия является: 1) большая рассредоточенность объектов на площадях, достигающих тысяч и десятков тысяч гектаров; расстоя­ния между скважинами составляют сотни метров; 2) непрерывность технологических процессов; 3) однотипность технологических про­цессов на большом числе объектов (скважины, групповые установ­ки, сепараторы и т. п.); 4) связь всех технологических объектов че­рез единый пласт, на который пробурены все добывающие и нагне­тательные скважины, через поток продукции (нефть, газ) и через энергетические потоки (пар, газ, вода).

Рассредоточенность технологических объектов на больших пло­щадях привела к необходимости и экономической целесообразности разработки и внедрения телемеханических систем и организацион­ных структур дистанционного контроля и управления технологиче­скими объектами и процессами.

На основе анализа особенностей и существующего положения в области автоматизации нефтедобывающих предприятий были вы­работаны «Основные положения по обустройству и автоматизации нефтедобывающих предприятий».

Главные из них; 1) унификация схем промыслового сбора нефти, нефтяного газа и воды; 2) рациональное размещение технологиче­ского оборудования на территории нефтедобывающего предприятия; 3) создание новых видов нефтепромыслового оборудования, высоко­производительного, надежного, органически включающего средства автоматики; 4) определение рациональных объемов автоматизации и телемеханизации объектов добычи, транспорта и подготовки нефти, попутного газа и воды.

1.1 Технологическая часть

Если в системе промыслового сбора нефти и газа недостаточно давления для транспортирования отсепарированной нефти на уста­новки ее подготовки, применяют дожимныс насосные станции (ДНС).

Технологический процесс перекачки нефти автоматизирован.

Давление насыщения нефти газом

... важнейшее технологическое свойство нефтяной системы. Величина вязкости учитывается при оценк Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. ... Часть металлов попадает в нефт Газоконденсаты. Не только газ способен растворяться в нефти, но и нефть может растворяться в газе. Это происходит при определённых условиях, а именно: ...

Система контроля и управления ДНС, предназначенная для оперативного учета, поддержания заданных параметров технологи­ческого процесса и предотвращения возникновения аварийных ситуа­ций, обеспечивает: автоматическое регулирование пропускной спо­собности ДНС; автоматическую защиту ее при аварийных уровнях нефти в буферных емкостях; автоматическое отключение насосов в аварийных случаях; автоматическое регулирование давления сепа­рации; автоматическую защиту ДНС при аварийном повышении или снижении давления в трубопроводах; автоматическую защиту га­зосборной линии и открытии факельной линии при аварийном по­вышении давления в буферных емкостях; автоматическую защиту трубопровода на приеме ДНС, газопровода после буферных емкостей н открытие линии сброса газа при прекращении электроснабжения ДНС; автоматическое регулирование температуры в помещениях щи­товой, операторной и насосных станциях.

Автоматическое регулирование производительности осущест­вляется с помощью автоматов откачки. Если производи­тельность насосов превышает объем нефти, поступающей в ем­кости, уровень жидкости в последней будет понижаться и, когда он достигнет определенного нижнего предела, автомат откачки замкнет контакт «нижний уровень». При этом включается реле времени нижнего уровня (РВНУ), которое через каждую минуту выдает импульсы продолжительностью 3—5 с. Это при­водит к прикрытию установленных на выкиде насосов задвижек. Если после прикрытия задвижек уровень поднимается, автомат откачки отключит РВНУ. Если после этого поступление жид­кости в емкости будет соответствовать откачке ее, проходное сечение задвижек не будет меняться. Увеличение притока жид­кости на ДНС может привести к тому, что уровень жидкости в емкостях начнет повышаться и, когда он достигнет верхнего предельного, автомат откачки включит реле времени верхнего уровня (РВВУ), которое будет посылать импульсы, открываю­щие задвижки на выкиде насосов. В случае аварийного превы­шения уровня нефти в емкостях датчики предельного уровня ДПУ-4 подают сигнал, отключающий соленоиды в клапанах КСП-4. При этом сжатый воздух давлением перекроет линию входа нефти на ДНС. Одновременно на диспетчерский пункт (ДП) поступит сигнал аварии. Если уровень жидкости в буферных ёмкостях снизится до нижнего предельного от ДПУ-4 посту­пит импульс, отключающий приводы всех насосных агрегатов. Задвижки на выкидных линиях насосов будут закрыты, и на ДП будет послан сигнал аварии. Автоматическое регулирование давления сепарации осуществляется регулятором давления пря­мого действия с мембранным исполнительным механизмом, ус­тановленным на линии отвода газа в газосборную сеть. При повышении давления на входе ДНС более 0,6 МПа манометр избыточного давления МИДА подаст импульс, обесточивающий клапаны типа КСП-4. При этом вход нефти на ДНС будет пере­крыт и на ДП будет послан сигнал аварии.

Автоматическая блокировка (защитное перекрытие) газосбор­ной линии и открытие линии подачи газа на факел при аварийном превышении давления в емкости выполняются при помощи манометра предельного уровня МИДА, соленоидных клапанов КСП-4 и управляемых запорных кранов, установ­ленных на газосборной линии и на линии отвода газа на факел. При этом на ДП будет послан сигнал аварии.

Автомати­ческое отключение насосов при возникновении пожара в поме­щениях нефтенасосных происходит при подаче сигнала от те­пловых датчиков системы противопожарной защиты в блок местной автоматики. Сигнал поступает при повышении темпера­туры в помещении нефтенасосов до 90 °С. Одновременно кран перекрывает трубопровод на входе ДНС. Автоматическая бло­кировка трубопровода на входе ДНС, газопровода после буфер­ных емкостей и открытие линии сброса газа на факел при пре­кращении энергоснабжения ДНС выполняются при помощи соответствующих запорных кранов и клапанов КСП-4. В случае прекращения энергоснабжения ДНС соленоиды обесточиваются, и через клапаны сжатый воздух поступает на запор­ные краны. Нагрева­тельные приборы автоматически включаются при температуре воздуха ниже 5 °С и выключаются при 20 °С.

Промысловый сбор нефти

... пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦПС). В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная. При самотечной двухтрубной системе сбора продукция скважин сначала разделяется при давлении ...

Для предотвращения отпотевания обмоток электродвигате­лей при их остановках в насосных помещениях устанавливают нагреватели, включающиеся при остановке насосов и поддержи­вающие температуру воздуха не ниже 5 °С.

Расход нефти в напорном трубопроводе контролируется рас­ходомером переменного перепада давления. Уровень в буфер­ных емкостях измеряется датчиками уровня ультразвуковыми ДУУЗ. Предупредительная звуковая и световая сигна­лизация при отклонениях давлений на приеме ДНС, в газосбор­ной сети и в трубопроводе после регулятора давления осуще­ствляется электроконтактными манометрами. Сигнализация при утечках сальников насосных агрегатов подается поплавковыми датчиками уровня, установленными в емкостях для сбора уте­чек нефти, которые также обеспечивают автоматическую от­качку ее.

Нефть с промыслов поступает на установки предварительного сброса (УПС-1,УПС-2, УПС-3), где происходит частичное отделение воды от нефти. Вода сбрасывается в дренажную емкость, а обезвоженная нефть поступает в булиты Е-1, Е-2 и Е-3. Здесь происходит чатичное отделение газа от нефти. С ДНС нефть насосами Н-1 и Н-2 перекачивается на УПВСН, а газ поступает в осушитель газа (ОГ), откуда уходит в систему сбора или на факельную установку.

1.2. Техническая часть

Рассмотрим систему автоматизированного управления АСУ ТП ДНС-lcc. В состав комплекса технических средств системы входят:

1. Система автоматики «Карат-ДНС», в состав которой входят:

Шкаф автоматики (управления) НБКУ.421453.016;

Блок реле насосов Н-1, Н-2 НБКУ.647419.011;

2. Шкаф силовой электроники НБКГ.421454.002 ЭЗ;

3. Система бесперебойного питания Linear Active 3000;

4. Система контроля загазованности воздушной среды «Гранат-FbS» НБКГ.424333.001;

5. Подсистема приема/передачи данных по радиоканалу на диспетчерский пункт ЦДНГ-6;

1. Приборы КИПиА, установленные на объекте управления.

Ниже приведено описание структуры отдельных частей системы.

Шкаф автоматики

Шкаф автоматики содержит технические средства, обеспечивающие взаимодействие оператора с объектом управления.

В ходе взаимодействия решаются следующие задачи:

Информатика и управление в технических системах

... в любом каталоге любого логического диска. По запросу пользователя она выводит на экран файловую структуру любого логического диска. Кроме того, она предоставляет пользователю удобный язык управления операционной системой ... лабораторные и две контрольные работы, подтвердив это соответствующими отчетами. Отчеты по всем лабораторным и контрольным работам предоставляются в ТМЦДО в виде файлов на ...

• Ø Сбор, обработка и передача на встроенную ПЭВМ оператора информации с первичных датчиков (термопреобразователи, датчики давления), установленных на объекте управления;
• Ø Анализ команд, вводимых оператором, и формирование соответствующих сигналов ТУ (телеуправления) и ТР (телерегулирование), служащих для управления ходом технологического процесса (управление задвижками, насосами, клапанами и т.д.);
• Ø Сбор, обработка и передача на встроенную ПЭВМ оператора информации с БИС загазованности H₂ S;
• Ø Организация передачи основных данных о ходе технологического процесса и аварийных ситуациях на диспетчерский пункт ЦДНГ-6.

Для решения поставленных задач шкаф автоматики включает в себя следующие изделия:

— Две корзины управляющих контроллеров КСА-02, работающих в режиме «горячего» резервирования;

— Корзину с модулями ввода-вывода;

— Два источника вторичного электропитания QUINT 24V DC/10A;

— Источник вторичного электропитания ТРМ 30112С (И2В);

— Четыре разветвителя интерфейсных НБКГ.434519.001;

— Преобразователь интерфейсов МКСА-РТИ12М НБКГ.426489.001;

— 15 вторичных приборов датчиков измерения уровня ДУУ4-ТВ;

— Контроллер обработки счетных входов МКСА-01М НБКГ.421411.001;

— Конвертер среды МОХА EthcrDcvice Switch EDS-205;

— Встроенную ПЭВМ PPC-154T-BARE-1 Advantcch;

Система резервированных контроллеров КСА-02 обеспечивает бессбойное функционирование системы АСУ ТП ДНС-2с. В каждый момент времени управление системой (опрос корзин модулей ввода/вывода, связь с встроенной ПЭВМ, передача данных по радиоканалу, передача данных другому контроллеру) осуществляет один контроллер — основной. Другой находится в состоянии «горячего» резерва. Он постоянно отслеживает состояние основного и в случае его неисправности принимает управление системой на себя. Другой контроллер в этот момент времени становится резервным и выдает сообщение о неисправности на встроенную ПЭВМ и диспетчерский пункт ЦДНГ-6. Корзина с модулями ввода/вывода служит для сбора данных с первичных датчиков, установленных на объекте управления, опроса вторичных приборов, расположенных в ША и ШСЭ, а также выработку сигналов ТУ и ТР для управления технологическим процессом.

1.2.1. Состав функций, реализуемых системой управления АСУ ТП ДНС- lcc :

Ниже приведены функции контроля, управления и защиты, реализуемые в АСУ ТП ДНС-lcc:

— Функция измерения — прием и обработка сигнала от аналогового датчика техпроцесса и отображение результатов обработки на экране встроенной ПЭВМ оператора;

— Функция индикации состояния — прием и обработка сигнала от дискретного датчика-сигнализатора техпроцесса и изображение объекта на мнемосхеме определенным цветом, соответствующим его состоянию;

— Функция сигнализации — сравнение измеренной аналоговой величины или состояния дискретного сигнализатора с заранее заданным значением и цветовая (миганием), а также звуковая сигнализации при выходе аналоговой величины за заданные значения или изменения состояния дискретного сигнализатора.

— Функция выдачи дискретных управляющих воздействий выдача по команде оператора дискретных управляющих сигналов на исполнительные механизмы объекта управления;

— Специальные функции функции по управлению режимами исполнительных механизмов и по управлению исполнительными механизмами технологических объектов, реализуемые САУ, когда они находятся в автоматическом режиме;

— Функции конфигурирования и обслуживания системы — функции, необходимые для настройки системы в течение пусконаладочных работ и адаптации системы к изменяющимся условиям технологического процесса;

— Функции самодиагностики — функции, непрерывно выполняемые системой в процессе функционирования для определения неисправности КТС системы.

1.2.2. Измерение:

ü Давления в отстойниках предварительного сброса УПС-1, УПС-2, УПС-3;

ü Уровень взлива и межфазный уровень в УПС-1, УПС-2, УПС-3;

ü Степени открытия регулирующих клапанов в УПС-1, УПС-2, УПС-3;

ü Давления в буферных емкостях обезвоженной нефти Е1…ЕЗ;

ü Уровней взлива в буферных емкостях обезвоженной нефти Е1…ЕЗ;

ü Температуры подшипников насосов Н-1, Н-2;

ü Температуры подшипников двигателей насосов Н-1, Н-2;

ü Общего давления на приеме насосов Н-1, Н-2;

ü Давления на выкиде насосов Н-1, Н-2;

ü Степени открытия регулирующих клапанов (открытие байпасов) Н-1, Н-2;

ü Давления в конденсатосборнике К-1;

ü Уровня взлива в буферной емкости хранения реагента;

ü Текущих объемных расходов нефти по основной и резервным линиям;

ü Текущих объемных расходов воды по основной линии;

ü Вычисление суммарных накопительных расходов нефти по основной и

ü резервным линиям;

ü Вычисление суммарных накопительных расходов воды по основной линии;

ü Загазованности на территории ДНС-lcc в четырнадцати точках;

1.2.3. Индикация:

• Ø Аварийного уровня в отстойниках предварительного сброса УПС-1, УПС2, УПС-3;
• Ø Крайних положений регулирующих клапанов в УПС-1, УПС-2, УПС-3;
• Ø Перегрев двигателей регулирующих клапанов в УПС-1, УПС-2, УПС-3;
• Ø Аварийного отключения приводов регулирующих клапанов в УПС-1, УПС-2, УПС-3;
• Ø Аварийного уровня взлива в буферных емкостях обезвоженной нефти;
• Ø Состояния (включен/выключен) насосов Н-1, Н-2;
• Ø Крайних положений регулирующих клапанов байпасов Н-1, Н-2;
• Ø Перегрев двигателей регулирующих клапанов байпасов Н-1, Н-2;
• Ø Предельных уровней в конденсатосборнике;
• Ø Предельного уровня взлива в дренажной емкости;

1.2.4. Сигнализация:

¨ Максимального и минимального давления в отстойниках предварительного сброса УПС-1, УПС-2, УПС-3;

¨ Максимального и минимального уровней взлива и межфазных уровней в УПС-1,УПС-2, УПС-3;

¨ Максимального/минимального значения сигнала регулирования (авария регулирования) для сигналов управления регулируемыми электроприводами;

¨ Максимального и минимального давления в буферных емкостях обезвоженной нефти Е1…ЕЗ;

¨ Максимального и минимального уровня взливов в буферных емкостях обезвоженной нефти Е1…ЕЗ;

¨ Предельной температуры подшипников насосов Н-1, Н-2;

¨ Предельной температуры подшипников двигателей насосов Н-1, Н-2;

¨ Максимального и минимального общего давления на приеме насосов Н-1, Н-2;

¨ Максимального и минимального давления на выкиде насосов Н-1, Н-2;

¨ Максимального давления в конденсатосборнике;

¨ Предельной температуры подшипников насоса Н-1, Н-2;

¨ Минимального уровня взлива в емкости хранения реагента;

¨ Превышения предельного уровня загазованности на территории ДНС-lcc в каждой из четырнадцати точек измерения.

1.2.5. Дискретные управляющие воздействия:

• Пуск/останов насосов Н-1, Н-2;
• Включение/выключение звуковой сигнализации (сирен) на территории ДНС-1сс;
• Открыть/закрыть («больше/меньше») регулирующие клапана УПС-1, УПС-2, УПС-3, клапаны управляемого байпассирования насосов Н-5, Н-6;

Дано: давление на выкиде насоса Н-1, в результате приложенного возмущения DQ_вх (расход в м³ /ч) изменяется от р = 2 МПа до р = 14 МПа

Кривая разгона имеет вид:

1. Разбиваем ось времени на отрезки с интервалом .В нашем случае =0.5
2. Приведем функцию к безразмерному виду, для этого заполним таблицу1.

Определим коэффициент F₁

1. Построим функцию в другом масштабе времени, за независимую переменную примем относительное время .

1. Заполняем таблицу 2.

5. Выбираем тип передаточной функции.

, где a₁ = F₁ = 4,192

Учитывая запаздывание

6. Запишем передаточную функцию в размерном виде

Получаем

Расчет одноконтурной САР

В практике построения систем автоматизации объектов нефтяной и газовой и нефтеперерабатывающей промышленности широкое применение нашли одноконтурные системы автоматического регулирования (САР).

Типичная задача настройки промышленной САР может быть сформулирована следующим образом: исходя из найденной аналитически или в результате обработки данных эксперимента передаточной функции объекта регулирования и выбранного на этапе проектирования САР закона регулятора (П, ПИ, ПИД), необходимо определить параметры настройки регулятора, которые обеспечивали бы устойчивость и заданное качество САР.

Передаточные функции регуляторов представлены в виде:

W _p ( p )=П1 – для П-регулятора;

W _p ( p )=П1+П2/р – для ПИ-регулятора;

W_p (p)=П1+П2/р+П3р – для ПИД-регулятора;

где

П1= k – коэффициент усиления

П2=1/Т_и , Т_и – время изодрома

П3=Т_п , Т_п – время предварения

Дана передаточная функция объекта:

Перейдем от передаточной функции объекта к расширенной амплитудо-фазовой характеристике:

Инверсная расширенная АФХ объекта в алгебраической форме записи будет иметь вид:

С помощью расширенных амплитудо-фазовых характеристик (АФХ) в области параметров настройки регулятора строится “линия равного затухания”, соответствующая заданной степени затухания y переходного процесса САР. Далее на этой линии выбирается точка, координаты которой определяют параметры настройки регулятора, обеспечивающие при заданном y наилучшее качество САР.

Произведем расчеты настроек П1 и П2 для различных значений частоты w при y =0,75 ( m =0,221) и y =0 ( m =0). В плоскости настроечных параметров регулятора строим линию равной степени затухания.

Произведем расчет только для y =0,75 по возмущающему и по задающему воздействиям.

Возмущающее воздействие в замкнутой системе регулирования, приводящее к отклонению регулирующего параметра, может воздействовать на объект по различным каналам.

На характер изменения регулируемого параметра влияют как величина и форма возмущающего воздействия, так и динамические свойства регулируемого объекта по каналу от источника возмущения до места установки измерительного устройства.

Возмущающее воздействие.

При реализации на ЭВМ в программе Mathcad заданный алгоритм для возмущающего воздействия примет следующий вид:

И-регулятор

Задающее воздействие.

При моделировании задающего воздействия, алгоритм, выполненный в программе MathCad будет выглядеть следующим образом.

И-регулятор

Прямые показатели качества процессов регулирования.

По возмущающему воздействию

Прямые показатели качества переходных процессов	y=0,75
	Регулятор
	П	И	ПИ
Время пп, сек.	41	198	75
Статическая ошибка	0,41	0	0
Динамическая ошибка	0,68	0,77	0,65
Максимальное отклонение	0,27	0,77	0,65
Время достижения максимального отклонения	7,5	11	6,25
Колебательность	2	2	3

По задающему воздействию

Прямые показатели качества переходных процессов	y=0,75
	Регулятор
	П	И	ПИ
Время пп, сек.	30	61	52
Статическая ошибка	0,68	0	0
Динамическая ошибка	0,99	1,5	1,8
Время первого достижения заданного значения, сек.	4,9	10	5
Максимальное отклонение	0,31	0,4	0,7
Время достижения максимального отклонения,	7,5	14,5	9,25
Колебательность	1	1	2

Современное нефтедобывающее предприятие представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осуществляющих до­бычу, транспорт, первичную подготовку, хранение и перекачку неф­ти и газа, а также выполняющих технологические процессы под­держания пластовых давлений.

Если в системе промыслового сбора нефти и газа недостаточно давления для транспортирования отсепарированной нефти на уста­новки ее подготовки, применяют дожимныс насосные станции (ДНС).

Помимо своего основного предназначения, которое заключается во внутрипромысловой перекачке продукции нефтяных скважин, ДНС может выполнять ряд дополнительных технологических процессов:

— Сепарация газа от жидкости в одну или несколько ступеней;

— Предварительный сброс пластовой воды;

— Подогрев продукции скважин;

— Ввод различных реагентов и ингибиторов;

— Оперативный учет перекачиваемой жидкости.

Проанализировав сравнительную таблицу переходных процессов, можно сделать вывод, что самым оптимальным по сумме всех достоинств и недостатков является ПИ-регулятор, который вобрал в себя главные плюсы обоих «полярных» регуляторов (нет статической ошибки, как у И-регулятора, малое время переходного процесса, малые значения временных показателей, как у П-регулятора).

Всё это проявилось в том, что у ПИ-регулятора мы видим наиболее апериодический процесс. Однако если статическая ошибка при процессе регулирования не является критическим параметром, оптимальнее окажется П-регулятор.

1. Технологический паспорт ДНС НГДУ «Альметнефть».
2. Техническое описание АСУ ТП ДНС НГДУ «Альметнефть».
3. Бадикова Л.Г. Методические указания «Расчет одноконтурной САР и исследование влияния изменения закона регулирования на качество переходного процесса».
4. Исакович Р.Я. «Автоматизация производственных процессов». М., Недра 1983г.