Модернизация автоматизированной системы установки стабилизации нефти

Реферат 4
Содержание 5
Определения, сокращения, нормативные ссылки, обозначения 7
Обозначения и сокращения 10
Введение 11
1. Техническое задание 12
1.1 Задачи и цели создания АСУ ТП 12
1.2 Назначение системы 13
1.3 Требования к системе 14
1.4 Требования к техническому обеспечению 14
1.5 Требования к метрологическому обеспечению 14
1.6 Требования к математическому обеспечению 14
1.7 Требования к информационному обеспечению 14
1.8 Требования по стандартизации и унификации 14
2. Основная часть 15
2.1 Описание технологического процесса 15
2.2 Разработка структурной схемы АС 18
2.3 Функциональная схема автоматизации 20
2.3.1 Функциональная схема автоматизации по ГОСТ 21.408-2013 20
2.4 Разработка схемы информационных потоков 21
3. Выбор средств реализации АС 24
3.1 Выбор контроллерного оборудования 24
3.2 Выбор датчиков 25
3.2.1 Датчик перепада давления 25
3.2.2 Датчик температуры 27
3.2.3 Выбор уровнемера 29
3.2.4 Преобразователь частоты 30
3.2.5 Выбор исполнительных механизмов 31


3.3 Разработка схемы внешних проводок 33
4. Выбор алгоритмов управления 33
4.1 Алгоритм сбора данных измерений 33
4.2 Алгоритм автоматического регулирования температуры 34
4.3 Разработка модели САУ частотным приводом 35
4.4 Моделирование функциональной схемы на ЭВМ 36
5. Экранные формы АС УКПН 38
Заключение 39
Список использованных источников 40

Весь текст будет доступен после покупки

Тема данного курсового проекта – модернизация автоматизированной системы установки стабилизации нефти. Данная работа актуальна, так как комплексная подготовка и переработка нефти является необходимым этапом перед применением нефти как готового продукта. Как правило, на начальном этапе разработки нефтяных месторождений, добыча нефти происходит из фонтанирующих скважин практически без примеси воды. Однако на каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью поступает вода сначала в малых, а затем все в больших количествах. Примерно две трети всей нефти добывается в обводненном состоянии.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Техническое задание
1.1 Задачи и цели создания АСУ ТП
АСУ ТП предназначена для автоматического и автоматизированного управления технологическим оборудованием в масштабе реального времени в соответствии с регламентом безопасного ведения технологического процесса.
Основные цели создания АСУ ТП:
• обеспечение устойчивости функционирования и оперативное управление ТП;
• повышение надежности системы, а также минимизация возможности возникновения тяжелых аварий, снижение влияния человеческого фактора;
• улучшение технико-экономических показателей работы производства;
• улучшение информационной осведомлённости, а также условий труда технологического и эксплуатационного персонала.

1.2 Назначение системы
Перечень функций, которыми должна обладать АСУ ТП УСН:
• контроль параметров ТП;
• управление оборудованием;
• осуществление автоматического регулирования;
• визуализация хода ТП в реальном времени;
• обмен технологической информацией между АСУ ТП УСН и системой управления удаленным узлом учета нефти.
В системе должна быть предусмотрена возможность вмешательства оператора УСН в ход ТП посредством подачи управляющих команд с АРМ оператора.
1.3 Требования к системе
Система должна иметь трёхуровневую иерархическую структуру:
– нижний уровень, на котором размещаются приборы КИПиА и исполнительные механизмы, включающий в себя:
• датчики температуры;
• датчики давления;
• датчик уровня;
• кабельное и дополнительное оборудование.
– средний уровень, на котором осуществляется сбор данных с нижнего уровня, а также выдача управляющих воздействий на исполнительные механизмы, состоящий из интерфейсных линий связи;
– верхний уровень, на котором осуществляется сбор и обработка (в том числе масштабирование) данных с локальных контроллеров, синхронизация всех подсистем, а также формирование отчётной документации и предоставление интерфейса непосредственного взаимодействия с оператором АСУ, включает в себя автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.
1.4 Требования к техническому обеспечению
Допустимый диапазон рабочих температур, для оборудования, устанавливаемого на открытых площадках: от –50 оС до +50 оС. Предел уровня влажности должен составлять не менее 80 %, при температуре 35 оС.
Программно–технический комплекс АС должен иметь модульную структуру, чтобы обеспечивать возможность наращивания и модернизации системы, а также иметь резерв по вход/выходным каналам не менее 20 %.
Датчики, которые будут использоваться в системе, должны иметь взрывозащищённое исполнение.
Степень защиты технических средств от пыли и влаги не менее IP56.
1.5 Требования к метрологическому обеспечению
Основная относительная погрешность измерений датчиков давления, должна быть менее 1%.
Основная относительная погрешность измерений датчиков температуры, должна быть менее 0,2%.
Для узла измерения уровня нефти в резервуаре необходимо использовать радарный уровнемер, основная погрешность измерения которого должна быть менее 0,125%.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Громаков Е. И., Проектирование автоматизированных систем. Курсовое проектирование: учебно-методическое пособие: Томский политехнический университет. — Томск, 2009.
2. Клюев А. С., Глазов Б. В., Дубровский А. Х., Клюев А. А.; под ред. А.С. Клюева. Проектирование систем автоматизации технологических процессов: справочное пособие. 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 464 с.
3. Комиссарчик В.Ф. Автоматическое регулирование технологических процессов: учебное пособие. Тверь 2001. – 247 с.
4. ГОСТ 21.408-93 Правила выполнения рабочей документации автоматизации технологических процессов М.: Издательство стандартов, 1995.– 44с.
5. Разработка графических решений проектов СДКУ с учетом требований промышленной эргономики. Альбом типовых экранных форм СДКУ. ОАО «АК Транснефть». – 197 с.

Весь текст будет доступен после покупки