Дипломная работа: Автоматизация резервуарного парка нефтеперекачивающей станции

Анализ оптимальных управлений дает следующие решения задачи:

и . Управление -- релейное, имеет не более двух интервалов, осуществляется подачей нефти в резервуар.

и . Управление -- релейное, имеет не более двух интервалов, реализуется путем слива нефти из резервуара.

и . Управления и -- релейные, имеют не более двух интервалов, реализуется как подачей нефти в резервуар, так и сливом ее из резервуара.

Следовательно, решение оптимальной задачи не единственное. Известны три варианта оптимальных управлений, каждый из них удовлетворяет принципу максимума. Из этих управлений следует выбрать такое, которое даст при данных граничных условиях минимальное время.

Рассмотрим управление для граничных условий, когда начальные условия заданы в нуле х₁=х₂=х₃=0, а конечные условия находятся на множестве стационарных состояний. Необходимо, следовательно, объект из нуля перевести на множество стационарных состояний.

Представим граничные условия в следующем виде:

х₁₀=х₂₀=х₃₀=0; (клапаны закрыты и резервуар пуст)

х_1n, х_2n, х_3n, (причем должно выполняться соотношение).

Последовательность управлений должна иметь вид:

Но координата х₂ не может принимать отрицательных значений в силу безусловного ограничения (сливной клапан закрыт).

Поэтому интервал заменяется интервалом .

Последовательность управлений с учетом безусловного ограничения на х₂ имеет вид:

Записываем системы уравнений и их решения на отдельных интервалах.

Первый интервал равен:

,

, (2.26)

,

так как х₂=0.

Решения для х₁ и х₃ следующие:

(2.27)

Второй интервал равен:

(2.28)

Решения для х₁(t) и х₂(t) имеют вид:

(2.29)

Подставляем полученные решения для х₁(t) и х₂(t) в третье уравнение, получим:

(2.30)

Третий интервал будет равен:

(2.31)

Решения для х₁(t) и х₂(t) будут иметь следующий вид:

(2.32)

Подставляем полученные решения х₁(t) и х₂(t) в третье уравнение:

(2.33)

Из решений данного управления следует определить время оптимального процесса Т, момент t₂ включения и момент t₁ переключения . Аналитически найти t₁, t₂ и Т не представляется возможным, поэтому они определяются приближенно из условия прохождения оптимальной траектории через конечные точки х_1n, х_2n, х_3n.

С физической точки зрения объяснение оптимального управления весьма просто, так как при закрытом сливном клапане уровень в нефтяном резервуаре поднимается с наибольшей скоростью.

2.5 Описание функциональной схемы

Контроль переменных технологического процесса перегонки нефти через резервуарный парк нефтеперекачивающей станции осуществляется при помощи промышленного микроконтроллера АDАМ-5000/485.

На входы модулей ввода/вывода аналоговой и дискретной информации микроконтроллера поступают от первичных преобразователей и датчиков сигналы, несущие информацию о технологических переменных объекта.

Нефть из магистрального нефтепровода идет в резервуарный парк и распределяется по отдельным резервуарам. Давление поступающей в резервуарный парк нефти контролируется измерительным преобразователем давления жидкости.

Чтобы при закачке нефти в резервуары не произошел взрыв метана, содержащегося в газовоздушном пространстве резервуаров, необходимо контролировать давления паров нефти преобразователем давления разрежения, установленным непосредственно на резервуаре.

Уровень нефти в резервуаре контролируется уровнемером. Приемный патрубок резервуара открыт в том случае, когда уровень нефти в нем не достиг максимального значения. Как только нефть достигает максимального уровня, клапан приемного патрубка закрывается, и подача нефти в резервуар прекращается. После заполнения резервуара нефтью, клапан приемного патрубка закрывается и в течение трех часов нефть в резервуаре отстаивается. В это время происходит сепарация воды.

Уровень подтоварной воды в резервуаре контролируется ультразвуковым уровнемером. Если уровень воды превысит максимальное значение, подается управляющий сигнал на исполнительный механизм, который открывает клапан слива подтоварной воды.

Обезвоженная нефть из резервуаров выкачивается через раздаточный патрубок и поступает в подпорную насосную.

2.6 Информационное обеспечение

Чтобы решить поставленные задачи по управлению технологическими переменными процесса, необходимо создание информационного обеспечения, базирующееся на сборе и обработке аналоговой и дискретной информации о технологических переменных процесса, контроля и выдачи управляющих сигналов и проверке заданной точности их выполнения.

В целях управления резервуарным парком нефтеперекачивающей станции необходимо кодировать и передавать микроконтроллерам следующие технологические переменные:

-- температуру нефти в резервуары; давление мазута;

-- давление нефти, идущей по нефтепроводу в резервуары;

-- давление нефти, идущей из резервуаров в подпорную насосную;

-- давление паров нефти в газовоздушном пространстве резервуаров;

-- расход поступающей в резервуары нефти;

-- расход выкачиваемой из резервуаров нефти;

-- максимальный уровень взлива нефти в резервуарах;

-- уровень раздала фаз нефть/вода;

-- плотность нефти в резервуарах.

Сигналы от датчиков, несущие информацию о переменных процесса, поступают на входы аналоговых модулей микроконтроллеров ADAM 5010, который анализирует их величины и передает соответствующие управляющие сигналы через выходы модулей на исполнительные механизмы, регулирующие подачу топлива, расход газа на печь, подачу воздуха.

Вся необходимая информация о ходе технологического процесса отображается на экране компьютера в графическом виде, удобной для восприятия оператором, наблюдающем за процессом. В случае выхода контролируемых переменных процесса за пределы ограничений, на экране компьютера появляется окно предупреждения с одновременной подачей звукового сигнала.

2.7 Выбор и обоснование комплекса технических средств

Контроль температуры нефти в резервуарах осуществляется с помощью термоэлектрического преобразователя сопротивления ТСПУ-205 Ех-4/250-0...100-0,25%-ОЕхlаllСТ6-ВК-ТУ-4227-00313282997-95. Сигнал с датчика поступает на вход модуля аналогового ввода.

Для контроля над давлением нефти, поступающей из нефтепровода в резервуарный парк, используется измерительный преобразователь давления Сапфир - 22М - ДИ - 2161Ех - 11 - T3 - 0,25/10МПа - ОЕх1а - М20 - (-25...55°С). Токовый сигнал с преобразователя давления поступает на вход модуля ADAM-5017Н.

Давление нефти, идущей из резервуарного парка в подпорную насосную, контролируется при помощи преобразователя давления Сапфир-22М-ДИ-2161Ех-11-ТЗ-0,25/10МПа-ОEхiа-М20-(-25...55°С). Аналоговый сигнал поступает с преобразователя давления на вход модуля ADAM-5017Н микроконтроллера.

Давление разрежения паров нефти в газовоздушном пространстве резервуаров контролируется измерительным преобразователем давления разрежения Метран-45-Ех-ДВ-5220-И-0,5-2,5-42-1ПР-ТУ501К-А001-036-92, сигнал с которого поступает на вход модуля аналогового ввода ADAM-5017Н микроконтроллера.

Контроль над уровнем взлива нефти в резервуарах осуществляется посредством уровнемера поплавкового ультразвукового с твердым звуководом РУ-ПТЗ с диапазоном измерения общего уровня 0,4-12 м, сигнал с которого поступает на вход модуля ввода аналоговой информации АВАМ-5017. Управляющий сигнал поступает на переключатель УП 5313-0322 ТУ 16-524-074-75, который регулирует положение мембранного исполнительного механизма регулирующего клапана МИМ ГШХ 24 ч - 35 нж ТУ 26-07-1265-80.

Уровень раздела фаз вода/нефть контролируется при помощи уровнемера поплавкового ультразвукового с твердым звуководом РУ-ПТЗ с диапазоном измерения общего уровня 0,4-12 м, сигнал с которого поступает на сигнализатор уровня для автоматического управления сливом подтоварной воды из резервуаров САУ-М4 и на вход модуля ввода аналоговой информации ADAM-5017Н. Управляющий сигнал с выхода модуля вывода дискретной информации ADAM-5021 идет на универсальный переключатель УП 5313-0322 ТУ 16-524-074-75, который регулирует положение мембранного исполнительного механизма регулирующего клапана МИМ ППХ 24 ч - 35 нж ТУ 26-07-1265-80.

Контроль над расходом нефти, поступающей в резервуары, осуществляется при помощи датчика-расходомера 3095МVА24ААА13А А111НВ, установленного по месту. Токовый сигнал 4-20 мА с датчика-расходомера поступает на вход модуля ввода аналоговой информации ADAM-5017Н.

Замер расхода нефти, выкачиваемой из резервуаров, осуществляется при помощи универсального датчика-расходомера 3095 МУА 24ААА13АА111Н В, установленного по месту. Сигнал с датчика-расходомера идет на вход модуля аналогового ввода ADAM-5017Н.

Плотность нефти в резервуарах замеряется плотномером радиоизотопным ПР-1024, сигнал постоянного тока 4-20 мА с которого поступает на вход модуля ввода аналоговой информации ADAM-5017Н.

В данной схеме автоматизации предусмотрены контроль крайнего положения регулирующих устройств при помощи дискретных сигналов, идущих на вход модуля дискретного ввода/вывода микроконтроллера. Информация о промежуточном положении регулирующих устройств в виде сигналов постоянного тока 4-20 мА заводится на модуль аналогового ввода микроконтроллера.

Исходя из анализа характеристик процесса, а также основываясь на требованиях, предъявляемых к выбору технических средств для данного объекта, была выбрана система распределенного сбора данных и управления серии ADAM-5000/485 фирмы Advantech.

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Технико-экономическое обоснование внедрения новой системы

Современные системы автоматического управления технологическими процессами невозможно представить без технических средств. При нынешнем развитии технологий необходимо постоянное обновление оборудования, программного и технического обеспечения.

Внедрение новой системы автоматического управления перегонкой нефти через резервуарный парк позволяет упорядочить контроль переменных объекта (температуры нефти, хранимой в резервуарах, уровень раздела фаз нефть/вода, давления паров нефти в газовоздушном пространстве резервуаров и т. д.)

Кроме того, новая САР позволяет контролировать исправное состояние всего объекта в целом. Но самое главное, посредством внедрения данной системы можно добиться полной автоматизации процесса перекачки нефти через резервуарный парк.

3.2 Расчет затрат на разработку и внедрение системы автоматического управления резервуарным парком нефтеперекачивающей станции

Затраты на разработку и внедрение системы автоматизации включают в себя капитальные вложения, а также расходы, возникающие в ходе эксплуатации системы.

Капитальные вложения -- это средства, необходимые для разработки системы инженерными работниками, закупки всего необходимого оборудования, установки, монтажа, испытания нового оборудования и всей системы в целом до запуска ее в работу.

Итак, капитальные вложения включают в себя:

-- заработную плату разработчиков;

-- затраты на приобретение приборов и средств автоматизации;

-- затраты на транспортировку;

-- затраты на монтаж оборудования.

Заработная плата разработчиков рассчитывается с учетом времени разработки системы автоматизации. Данная система проектируется в течение одного месяца. Для этого требуется группа инженерно-технических работников следующего состава:

1) инженер - проектировщик, который занимается постановкой и решением задачи управления, составлением чертежей, схем, диаграмм, расчетом показателей работы системы;

2) инженер - системотехник подбирает соответствующие датчики, приборы и средства автоматизации, составляет спецификацию оборудования;

3) инженер - технолог необходим в качестве консультанта по технологии ведения работ в резервуарном парке;

4) инженер-программист обеспечивает функционирование программного обеспечения системы автоматизации резервуарного парка, наладку и настройку компьютеров операторского отдела.

Данные о заработной плате разработчиков системы приведены в таблице 3.1

Таблица 3.2- Затраты на заработную плату разработчиков

Заработная плата разработчиков за три месяца, включая отчисления в пенсионный фонд 10% и на социальные нужды 21%, составит: