Разработка современной системы автоматизации дожимной насосной станции Варьеганского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время современные нефтегазодобывающие и перерабатывающие предприятия представляют собой комплекс технологических объектов рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают иногда сотен квадратных километров.

Технологические объекты связаны между собой через единый продуктивный пласт и поток продукции, циркулирующий по технологическим коммуникациям. Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду, поэтому для нормальной эксплуатации необходимо обеспечить постоянный дистанционный контроль работы технологических объектов и их состояния. Для этого необходимо использовать системы автоматизации на объектах.

Существующие в настоящее время приборы исследования, регулирования и контроля разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений позволили перейти к созданию и внедрению информационно-измерительных систем для нефтегазодобывающих производств.

Успешный процесс ведения добычи и переработки нефти и газа зависит от строгого контроля и поддержания в заданном режиме таких параметров как давление, температура, уровень, расход, а также от контроля качества выходного продукта.

Поддержание с требуемой точностью на заданном уровне параметров быстротекущих технологических процессов при ручном управлении оказывается трудновыполнимым. Поэтому функционирование современных нефтегазодобывающих и перерабатывающих производств возможно только при оснащении технологических установок соответствующими измерительными системами автоматического управления.

Таким образом, современный этап развития добычи и переработки нефти и газа немыслим без применения контрольно-измерительных приборов, новейших средств автоматики и связи [26].

Целью дипломного проекта является разработка системы автоматического управления и регулирования, способной обеспечить:

качественное и надежное функционирование ДНС;

централизованное управление объектом;

непрерывный сбор информации о текущем состоянии технологических параметров.

При разработке дипломного проекта были поставлены следующие задачи:

в соответствие с особенностями технологического процесса произвести выбор технических средств нижнего уровня;

выбрать марку и конфигурацию контроллера;

разработать и программно реализовать алгоритм контроля и управления технологическим процессом ДНС;

разработать интерфейс оператора;

произвести расчет системы автоматического регулирования уровня раздела фаз «вода-нефть» в горизонтальном отстойнике;

оценить безопасность проекта и его экономическую эффективность;

произвести расчет экономической эффективности проекта.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС НА ДНС-6

1.1 Общая характеристика объекта управления

Объектом управления является дожимная насосная станция (ДНС) №6 Варьеганского месторождения. Данное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. На территории дожимной насосной станции размещены следующие объекты [1]:

насосы перекачки нефти (НН-1ч4);

сепараторы первой ступени (С-1ч7);

буферные емкости (БЕ-1ч5);

отстойники горизонтальные (ОГ-1ч4);

сепараторы газовые (ГС-1ч 6);

насосы перекачки воды (НПВ-1ч 3);

резервуары вертикальные сепарационные (РВС-1ч5);

узлы учета воды (УУВ-1, УУВ-2);

узел учета нефти (УУН-1);

узлы учета газа (УУГ-1, УУГ-2);

устройства предварительного отбора газа (УПОГ-1, УПОГ-2).

Объекты вспомогательного назначения:

установка подачи деэмульгатора в технологический процесс;

дренажные емкости, колодцы для уловленной нефти и промливневых стоков;

пожарные резервуары (3 шт.).

1.2 Описание технологической схемы

Дожимная насосная станция №6 Варьеганского месторождения предназначена для [1]:

приема сырой нефти по нефтепроводам от скважин;

подготовки нефти путем отделения попутного газа и пластовой воды;

очистки пластовой воды;

оперативного учета нефти, пластовой воды, газа;

перекачки нефти для дальнейшей подготовки на центральный пункт подготовки нефти (ЦППН);

перекачки пластовой воды в общую систему кустовых насосных станций (КНС) для дальнейшей закачки в пласт;

очистки попутного нефтяного газа от капельной жидкости.

Полная мощность ДНС-6 - 20000 м3 жидкости в сутки.

Управление объектами, входящими в состав ДНС-6, осуществляется из единой операторной.

Обводненная нефть со скважин месторождения по двум трубопроводам диаметром 426 мм через задвижки поступает в сепараторы С-1ч7, где при давлении 0,2-0,8 МПа происходит предварительное отделение газа от обводненной нефти (приложение А).

Газ из сепараторов С-1ч7 по трубопроводу диаметром 426 мм через задвижки и клапан-регулятор поступает в газосепараторы ГС-1ч6.

Частично разгазированная нефть из сепараторов первой ступени поступает в отстойники горизонтальные (ОГ-1-4), затем в сепараторы второй ступени (БЕ-1ч5) через задвижки и клапан-регулятор, где происходит дальнейшее отделение газа от обводненной нефти.

Отделившийся в БЕ-1ч5 газ направляется в гасосепараторы ГС-1ч6, через задвижки и клапан-регулятор. Отсепарированная жидкость через задвижки и клапан-регулятор направляется в горизонтальные отстойники ОГ-1ч4 для отделения воды от нефти.

Водонефтяная эмульсия поступает в отстойники через два патрубка, находящихся в нижней части аппарата, диаметром 700 мм.

Нефть из отстойников через патрубки, расположенных сверху аппарата, диаметром 325 мм, через задвижки направляется на сепарацию в БЕ-1ч5, где происходит дальнейшее отделение газа от нефти.

Нефть из БЕ через задвижки и фильтры по коллектору приема поступает на прием нефтяных насосов по трубопроводу диаметром 325 мм и откачивается через задвижки для дальнейшей подготовки на центральный сборный пункт «ВарьеганНефть».

Газосепараторы (ГС) предназначены для улавливания унесенной газом капельной жидкости из С-1ч7. Уловленная в газосепараторе жидкость стекает по трубопроводу через задвижки в линию входа обводненной нефти в ОГ или через задвижки на вход в БЕ [25].

Газ из газосепараторов через задвижки, клапан-регулятор и через узлы учета газа №1,2 самодавлением направляется на Варьеганское газоперерабатывающее предприятие. Давление в газосепараторе поддерживается клапаном-регулятором, смонтированным на линии выхода газа на ГС.

Подтоварная вода из отстойников ОГ-1ч4 через задвижки поступает по трубопроводам диаметром 426 мм в резервуары РВС-1ч3. Подтоварная вода поступает в резервуар через распределительные устройства, находящиеся в нижней части резервуара, для равномерного распределения жидкости по всей площади резервуара, где происходит окончательное отделение нефти от воды. Из резервуаров подтоварная вода поступает по трубопроводам диаметром 426 мм через задвижки на прием насосов, которыми вода откачивается через узлы учета воды (УУВ) и задвижки на кустовую насосную станцию (КНС-6) для дальнейшей закачки ее в пласт. Схемой предусмотрена как последовательная, так и автономная работа каждого из резервуаров.

Резервуары снабжены дыхательными клапанами, замерными и световыми люками, а также люк-лазами.

В случае аварии на напорном нефтепроводе или в других случаях, схемой предусмотрена работа РВС-2 в качестве аварийного резервуара, для накопления нефти.

Для производства ремонтных работ и периодического технического освидетельствования, схемой предусмотрена работа сепаратора С-2 в качестве буферной емкости БЕ.

Для отключения нефтегазосепараторов (НГС), схемой предусмотрена байпассная линия задвижки.

Для предохранения аппаратов от разрывов и повреждений в случае превышения давления выше допустимого на аппаратах первой и второй ступени сепарации, газосепараторе и отстойниках установлены пружинные предохранительные клапаны.

Для защиты насосов внешней откачки нефти от попадания посторонних предметов на приемных трубопроводах установлены фильтры, также они установлены перед расходомерами «НОРД» на УУН.

На станции установлены два блока реагентного хозяйства, откуда плунжерным дозировочным насосом подается:

деэмульгатор во входные трубопроводы перед задвижками (для улучшения процесса разделения водонефтяной эмульсии в отстойниках);

метанол в газопровод (для предотвращения гидратообразований).

Для сброса утечек сальников насосов перекачки подтоварной воды имеется также подземная емкость ЕП-2, откуда насосом жидкость откачивается в приемный коллектор, утечки сальников насосов перекачки нефти поступают в подземную емкость ЕП-1 [25].



2. АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

Актуальность создания системы автоматизации значительно возросла в последнее время в связи с повышением стоимости нефти, энергоресурсов, реагентов, затрат на содержание обслуживающего персонала и поддержание экологии окружающей среды [27].

Создание системы автоматизации преследует следующие цели:

повышение точности измерения и регулирования технологических параметров;

повышение надежности работы системы управления;

повышение качества ведения технологического режима и его безопасности;

повышение оперативности действий технологического персонала;

обеспечение требуемого качества подготавливаемой к перекачке нефти.

2.1 Структура АСУ ТП

Разработанная система автоматизации имеет двухуровневую структуру. Первый уровень включает в себя датчики и исполнительные механизмы, подключенные к микропроцессорному контроллеру. Второй уровень состоит из компьютера промышленного исполнения с установленным программным обеспечением «АРМ оператора».

Вторичные приборы размещены на щитах, установленных в операторной.

На ДНС-6 не предполагается использовать воздушные компрессоры для воздуха КИП. Управление указанными объектами осуществляется из операторной ДНС-6. Объекты управления находятся на расстоянии менее 300 м.

Уровень в НГС регистрируется на щите управления в операторной с помощью прибора Сапфир 22 ДУ и на мнемосхеме ДНС по монитору информационной системы.

Проектом предусмотрена предупредительная сигнализация (световая и звуковая), при снижении или повышении уровня жидкости в аппаратах от заданного.

Контроль межфазного уровня в ОГ-1ч4 осуществляется прибором Сапфир 22 ДУ с выходом сигнала в операторной на щите управления и на монитор информационной системы. Межфазный уровень поддерживается автоматически клапанами-регуляторами на линии выхода пластовой воды из отстойников. Предусмотрена предупредительная сигнализация (световая и звуковая) при снижении или повышении межфазного уровня в отстойниках от заданного.

Контроль уровня в БЕ осуществляется с помощью прибора Сапфир 22 ДУ и выходом сигнала на щит управления в операторной и на монитор информационной системы. Предусмотрена предупредительная сигнализация (световая и звуковая) на щите управления в операторной.

Уровень в аппарате БЕ поддерживается автоматически с помощью клапана-регулятора установленного на узле учета нефти.

Предусмотрена аварийная сигнализация при достижении в ГС-1ч6 аварийного уровня 40% жидкости с выходом светового и звукового сигнала на щит операторной, а также при повышении давления выше заданного с помощью прибора Метран-100 ДИ. Контроль уровня в резервуарах осуществляется с помощью прибора Сапфир 22 ДУ по месту и с выходом на щит в операторной и на монитор информационной системы.

2.2 Объекты и объемы автоматизации

Система обеспечивает ввод:

аналоговых входных сигналов 4-20 мА;

дискретных входных сигналов «сухой контакт».

Система обеспечивает вывод:

дискретных выходных сигналов «сухой контакт».

В системе предусмотрен резерв устройств ввода/вывода сигналов для возможного подключения к системе дополнительных датчиков и исполнительных механизмов (ИМ) в объеме 15% от общего числа сигналов.

Выходные сигналы системы автоматизации обеспечивают управление:

регулирующими клапанами;

электроприводными задвижками;

насосными агрегатами;

сигнализирующими устройствами (световая и звуковая сигнализация).

Время полного опроса всех сигналов измерения и выдачи управляющих воздействий для каждого контура регулирования не превышает 1 сек, что необходимо для своевременной ответной реакции на изменение текущих параметров.

С точки зрения надежности система характеризуется по следующим параметрам:

обеспечивается непрерывное круглосуточное ведение технологического режима, сохраняется возможность выполнения основных функций при выходе из строя отдельных элементов, что позволяет производить их замену без отключения всей системы;

возврат в исходное положение всех исполнительных механизмов, участвующих в схемах технологической защиты, происходит по технологическому алгоритму или по команде оператора;

предусмотрены программные и аппаратные средства защиты от неквалифицированных действий персонала, способных привести к нарушениям технологического режима;

обеспечивается работоспособность при отключениях электроэнергии до 30 минут за счет применения источников бесперебойного питания.

Разработанная система автоматизации построена на базе стандартных (лицензионных) технических (программных) средств и исключает необходимость пользовательской доработки. При этом обеспечена возможность внесения изменений и дополнений в процессе эксплуатации системы.

Система обеспечивает выполнение следующих функций управления:

автоматическое регулирование;

дискретное (логическое) управление;

дистанционное управление с рабочего места оператора;

технологическая защита;

технологическое конфигурирование.

С точки зрения автоматического регулирования, система предусматривает:

регулирование уровней в сепараторах С-1ч7 с учетом фактической плотности находящейся в них жидкости, зависящей от содержания в ней эмульсионной воды, растворенного и свободного газа (регулирование выполняется на основании показаний одного из уровнемеров в С-1ч7 по выбору обслуживающего персонала регулирующим клапаном на перепуске нефти из С-1ч7);

регулирование уровня нефти в БЕ-1ч5, используя регулирующий клапан, установленный на выкиде насосных агрегатов;

регулирование давления газа в газосепараторах ГС-1ч6.

С точки зрения дискретного управления, система обеспечивает:

автоматическое закрытие электроприводной задвижки на линии газа из газосепараторов ГС-1ч6 в магистральный газопровод при прекращении приема газа или его порыве (по сигналам от датчика давления на газопроводе);

автоматическое включение нефтяных насосов НН-1ч4;

автоматическое включение/отключение нефтяных насосов НН-1ч4 в зависимости от значения уровня нефти в БЕ-1ч5 по заранее задаваемой оператором последовательности их включения/отключения;

автоматическое отключение насосов и перевод на байпасс при попадании нефти в газопровод.

Дистанционное управление с рабочего места оператора предусматривает:

управление насосами;

управление состоянием электроприводных задвижек с целью задания определенного режима работы ДНС (исключение из цикла работы одного или нескольких резервуаров или сепараторов);

закрытие оператором электроприводных задвижек на входе нефти на ДНС и в обвязке каждого насоса, либо автоматически в случае возникновения аварийной ситуации.

Технологическая защита предусматривает:

автоматический останов насосов НН-1ч4 при превышении заданных предельных значений давления на приеме и выкиде насосов;

автоматический останов двигателей насосов НН-1ч4 при превышении заданных предельных значений температур подшипников;

автоматический останов насосных агрегатов при загазованности в блоке выше 50% от нижнего предела взрываемости.

2.3 Обоснование и выбор комплекса технических средств нижнего уровня

Все применяемые датчики, преобразователи, исполнительные механизмы выполнены только электрическими. Средства пневмоавтоматики не предусматриваются. Применяемые датчики и измерительные преобразователи имеют, как правило, унифицированные выходные сигналы с одним из следующих параметров:

аналоговые (токовые 4-20 мА) для контроля и регулирования режимных технологических параметров;

дискретные, типа «сухой контакт», для сигнализации предельных значений технологических параметров.

Технологические объекты расположены на открытом воздухе в условиях Крайнего Севера. Диапазон изменения температуры окружающего воздуха от -50 °С до +35 °С, влажность воздуха до 95 %. В помещении операторной ДНС и насосных блоков температурный диапазон составляет от +5°С до +40°С, влажность воздуха до 95%. Район не сейсмичный, кроме того дожимная насосная станция относится к взрывоопасным объектам, в связи с вышеперечисленным подбор технических средств автоматизации производился с учетом требований по:

взрывозащищенности и пожаробезопасности;

климатическому исполнению;

устойчивости к воздействию пыли и влаги;

устойчивости к воздействию агрессивных сред.

Все применяемые приборы и средства автоматизации изготавливаются, как правило, предприятиями России и учитывают опыт эксплуатации в условиях Западной Сибири.

Приборы и исполнительные механизмы, используемые в данном дипломном проекте:

Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом (ТСПУ) Метран-276 [9].

Данный прибор применяется для измерения температуры различных сред путем преобразования сигнала первичного преобразователя температуры в унифицированный выходной сигнал постоянного тока измерительным преобразователем (ИП), который вмонтирован непосредственно в головке первичного преобразователя. Допускается использование в нейтральных, а также в агрессивных средах, по отношению к которым материал защитной арматуры является коррозионностойким. Диапазоны измерений в зависимости от исполнения: от 0 до 1000 °С; от -50 до 180 °С; от 0 до 600 °С, класс точности ±0,25; ±0,5; ±1.

Метран 243 [9].

Предназначен для измерения температуры малогабаритных подшипников и поверхности твердых тел. Пределы измерения -50 +120 °С. Длина монтажной части, мм 60-500. Схема соединения чувствительного элемента 4-х проводная.

Датчик избыточного давления Метран 100 ДИ, датчик разности давлений Метран 100 ДД [10].

Датчики давления серии Метран-100 предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование в унифицированный токовый и/или цифровой на базе HART-протокола выходной сигнал дистанционной передачи измеряемых величин. Диапазоны измеряемых величин: минимальный 0-0,04 кПа, максимальный 0-100 МПа. Основная погрешность: ±0,1%, ±0,15%, ±0,25%, ±0,5%. Степень защиты от пыли и воды IP65. Выходные сигналы: аналоговый сигнал постоянного тока 4-20 мА, 0-5 мА, 0-20 мА. Для датчиков исполнения Ех - только 4-20 мА. Аналоговый сигнал постоянного тока 4-20 мА, с наложенным цифровым сигналом в стандарте HART.

Возможности датчика:

контроль текущего значения измеряемого давления;

контроль и настройка параметров датчика;

установка "нуля";

выбор системы и настройка единиц измерения;

настройка времени усреднения выходного сигнала (демпфирование);

перенастройка диапазонов измерения, в том числе на нестандартный (25:1, 16:1, 10:1);

настройка на "смещенный" диапазон измерения;

выбор зависимости выходного сигнала от входной величины: (линейно-возрастающая, линейно-убывающая, пропорциональная корню квадратному перепада давления);

калибровка датчика;

непрерывная самодиагностика;

тестирование и управление параметрами датчика на расстоянии;

защита настроек от несанкционированного доступа.

Датчик магнитоиндукционный НОРД-И2У [11].

Предназначен для измерения объемного количества нефти, нефтепродуктов и других нейтральных к сталям 20Х13 и 12Х18Н10Т жидкостей технологическим условиям 39-1478-90.

Область применения: технологические установки нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий. Счетчики, в зависимости от диаметра условного прохода и условного давления имеют различные исполнения.

Состав:

преобразователь турбинный;

блок обработки данных «VEGA-03» или блок электронный НОРД-Э3М (V исполнения);

магнитоиндукционный датчик НОРД-И2У-02 или НОРД-И2У-04.

Исполнение составных частей в зависимости от воздействия окружающей среды:

преобразователя турбинного - защищенное от агрессивной среды;

блока обработки данных «VEGA-03» и блока электронного НОРД-Э3М обыкновенное;

датчиков магнитоиндукционных - взрывозащищенное, вид взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка», маркировка по взрывозащите 1ExdIIBT4.

Измеряемая среда - нефть, нефтепродукты и другие жидкости с параметрами, указанными в таблице 2.1.



Таблица 2.1 - Параметры нефти, нефтепродуктов и жидкостей

Параметр	Значение
Температура	от +5 до +50 °С
кинематическая вязкость	(1 - 20) · 10-6 м2/с
содержание сернистых соединений по весу	не более 3 %
размеры механических примесей	не более 4 мм
содержание свободного газа	не допускается

Температура окружающей среды:

преобразователя турбинного и магнитоиндукционного датчика: -50 до +50 °С;

блока обработки данных «VEGA-03» и электронного блока НОРД-Э3М V исполнения: +50 до -40 °С.

Расходомер газа массовый СУРГ 1.000 [11].

Используется для измерения расхода различных газов и их смесей, паров в трубопроводах и газоходах различного сечения и передачи информации другим устройствам систем автоматического управления и регулирования. Диапазон измерения скорости газа от 0,3 до 30 м/с. Погрешность ±3%.

Технические характеристики:

диапазон измерения скоростей потока газа от 0,3 м/с до 30 м/с в стандартных условиях, что соответствует для трубы диаметром 300 мм расходам от 75 м3/час до 7500 м3/час;

погрешность измерения ±3%;

температура рабочей среды от -40?С до +150?С;

температура окружающей среды от -40?С до +50?С;

максимальное рабочее давление газа в трубопроводе до 5 кгс/см2 (0,5 МПа);

монтаж на трубопроводах с внутренним диаметром от 100 мм до 1000 мм;

площадь перекрытия внутреннего сечения трубы чувствительным элементом датчика, не более 10 см2.

Прибор позволяет отображать на дисплее:

текущий объемный и массовый расход;

температуру газа;

архив суммарного учета данных (объем суточного сброса (до 32 суток), помесячный (до 3-х месяцев)), объем залповых сбросов, отключение электроэнергии, график расхода за последние 7 суток в виде столбчатой диаграммы.

Выходной сигнал: 4-20 мА, интерфейс RS232, RS232 с протоколом Modbus. Питание :~220 В; 15 ВА(макс).

Степень защиты: модуля измерительного - IP65, блока питания и регистрации - IP 55.

Приборы устойчивы к воздействию относительной влажности окружающего воздуха 95 ±3 % при +35 ?С.

Рабочее положение модуля измерительного на трубопроводе - любое, возможен монтаж через задвижку.

Преобразователь измерительный уровня буйковый Сапфир-22-ДУ-Вн [12].

Преобразователи Сапфир - 22 Ду предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами, в том числе, со взрывоопасными условиями производства и обеспечивают непрерывное преобразование значения измеряемого параметра уровня жидкости или уровня границы раздела жидких фаз как нейтральных, так и агрессивных сред - в стандартный токовый выходной сигнал дистанционной передачи. Преобразователи предназначены для контроля сред, не содержащих компонентов, конденсат паров которых замерзает при температуре окружающего воздуха, возможной в процессе эксплуатации.

Преобразователь состоит из измерительного блока и электронного преобразователя. При изменении измеряемого уровня происходит изменение гидростатической выталкивающей силы, воздействующей на чувствительный элемент - буек. Это изменение через рычаг передается на тензопреобразователь, размещенный в измерительном блоке, где линейно преобразуется в изменение электрического сопротивления тензорезисторов. Электронный преобразователь преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал. Гидравлический демпфер, внутренняя полость которого заполнена вязкой жидкостью, сглаживает колебания. Электронный блок позволяет получить: линейно возрастающие характеристики выходного сигнала, переключаемые различные токовые выходные сигналы, контрольный сигнал - "ТЕСТ", на специальных контактах клеммной колодки.

Основные технические характеристики приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Технические характеристики прибора Сапфир-22-ДУ-ВН

Параметр	Значение
Диапазон измерения, м	До 10
Предельно допускаемое рабочее избыточное давление, МПа	2,5; 4,0; 6,3; 16,0; 20,0
Погрешность измерений, %	± 0,5 %, ± 1,0
Напряжение питания, В	36
Выходной сигнал, мА	0-5; 0-20; 4-20

Механизм исполнительный электрический однооборотный (МЭО) [14].

Механизм исполнительный электрический однооборотный постоянной скорости предназначен для перемещения регулирующего органа в системе автоматического регулирования технологическим процессом в соответствии с командными сигналами автоматических регулирующих и управляющих устройств. Механизмы выполнены в исполнении V категории размещения и предназначены для работы в следующих условиях:

температура окружающего воздуха от - 30 до + 50 ?С;

относительная влажность окружающего воздуха до 85 % при температуре 35 ?С и более низких температурах без конденсации влаги;

вибрация в диапазоне частот от 10 до 150 Гц с амплитудой 0,075 мм для частот до 57-62 Гц и ускорением 9,8 мм/с2 для частот свыше 62 Гц;

наличие пыли и брызг воды;

отсутствие прямого воздействия солнечной радиации и атмосферных осадков.

Сигнализатор СТМ-30 [14].

Предназначен для автоматического непрерывного контроля довзрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей горючих газов и паров.

Область применения:

в процессе добычи, переработки, транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов;

ТЭК (ТЭЦ, ГРЭС и т.д.), на объектах газовых и автомобильных хозяйств, на заправках, на промышленных предприятиях (окрасочные участки, канализационные участки, котельные);

на производствах лаков и красок, на складах ГСМ (в портах, на ж/д, нефтебазах и т.д.);

на танкерах и других судах речных и морских производств.

Принцип работы - термохимический.

Режим работы - непрерывный.

Сигнализаторы СТМ-30 состоят из блока сигнализации и питания БСиП, блока датчика (со встроенным или выносным датчиком) и блока обмена информацией БОИ (обслуживающего от 1 до 16 БСиП для вариантов с цифровой индикацией).

УФ-ИК извещатель пламени ИП-329/330-20 [23].

Унифицированный ультрафиолетовый/инфракрасный (УФ/ИК) извещатель пламени пожарный представляет собой прибор, состоящий из УФ и ИК датчиков микропроцессорного контроллера управления с выходом RS-485 (протокол MODBUS), размещенных в одном из взрывозащищенных корпусов. Извещатель оборудован системой контроля оптических цепей (функция ОН). Извещатель не подвержен воздействию климатических условий таких, как ветер, дождь, или экстремальных перепадов температуры и давления. Срабатывает на пламя углеводородов (жидких, газообразных и твердых), даже в присутствии помех УФ или ИК излучений. Для формирования сигнала «Пожар» требуется одновременное срабатывание обоих датчиков, эти два чувствительных элемента контролируют разные спектры излучения и практически не имеют общих источников ложного срабатывания. Имеется модель извещателя с частотным выходом. Обладает функцией подогрева оптики. Может применяться во взрывоопасных зонах.

Технические характеристики:

напряжение питания: от 18 до 32 В постоянного тока (номинальное 24 В);

потребляемая мощность: номинальная - 2,8 Вт, максимальная в режиме «Пожар» - 4,8 Вт.;

максимальная потребляемая мощность подогревателя - 8 Вт.;

диапазон спектральной чувствительности: УФ - от 0,185 до 0,245 мкм, ИК - от 4,2 до 4,7 мкм.;

угол обзора детектора - 90 °С;

температурный диапазон эксплуатации: стандартная модель от -40 °С до +75°С, термостойкая модель от -55 °С до +125 °С;

маркировка взрывозащиты: 1EхdIIВT6(Т4)/Н2;

степень защиты оболочкой: IP66.

Уровень чувствительности: две модификации различаются уровнями чувствительности (высокая и очень высокая).

Датчик трансформаторный ТМ-0,66Р-5 [24].

Датчик тока ТМ-0,66Р-5 предназначен для питания токовых цепей устройств защиты, автоматики и контроля электроэнергетических систем переменного тока.

Датчик тока может также применяться в качестве измерительного трансформатора тока при измерении значения тока, протекающего в проводнике, совместно с комплектным испытательным устройством «Сатурн-М». Технические характеристики приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Технические характеристики датчика ТМ-0,66Р-5

Параметр	Значение
номинальное напряжение, кВ	0,66
номинальная частота, Гц	50
номинальный первичный ток, А	3000
номинальный вторичный ток, А	5
номинальная вторичная нагрузка, Ом	0,4
номинальная предельная кратность тока	5
токовая погрешность при номинальном токе и нагрузке не более, %	±3
средний срок службы, лет	25
рабочая температура окружающей среды, ?С	-10 до +50
степень защиты	IP10
габаритные размеры, мм	182Ч166Ч37
масса, кг	1,9

Манометр показывающий ДМ-2005 Сr 1Ex [14].

Предназначен для измерения избыточного и вакууметрического давления различных сред и управлений внешними электрическими цепями от сигнализирующего устройства прямого действия.

Прибор является взрывозащищенным с видом взрывозащиты "взрывонепроницаемая оболочка" и имеет маркировку по взрывозащите 1ЕхdsII BT4. По защищенности от воздействия окружающей среды прибор имеет исполнения:

по устойчивости к атмосферным воздействиям - обыкновенное и защищенное от попадания внутрь пыли и воды;

по устойчивости к воздействию агрессивных сред - обыкновенное и защищенное от воздействия агрессивных сред.

Контролируемые среды: неагрессивные, некристализирующие жидкости, газы, пары в том числе кислород.



Технические данные:

диапазон показаний прибора от от 0 до 1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60; 100; 160; 250; 400; 600; 1 000: 1 600;

класс точности прибора 1,5;

диапазон измерений избыточного давления должен быть от 0 до 75% диапазона показаний;

минимальный диапазон установок, задаваемый сигнализирующим устройством от 0 до 10% диапазона установок;

сила тока до 1 А;

отклонение напряжения от номинальных значений должно быть от + 10 до -15%;

частота переменного тока (50 ± 1) Гц;

предел допускаемой основной погрешности срабатывания сигнализирующего устройства: ± 2,5% диапазона показаний - для приборов со скользящими контактами; ± 4% диапазона - для приборов с магнитным поджатием контактов;

прибор устойчив к воздействию температуры окружающего воздуха от -50 до + 60 °С и относительной влажности до 98% при 35 °С и более низких температурах конденсации влаги;

Сигнализатор УЗС-400И [14].

Предназначен для контроля одного или двух предельных положений уровня жидких некипящих сред в различных технологических резервуарах и хранилищах в стационарных и корабельных условиях, а также на подвижных объектах типа авто- и железнодорожных цистернах.

Сигнализаторы обеспечивают два вида сигнализации: наличие (Н) или отсутствие (О) контролируемой среды.

Основные технические характеристики:

предел измерения: от 80 до 2 000 мм;

погрешность измерения: ± 2 мм при вертикальной установке датчика, ± 4 мм при горизонтальной установке датчика;

питание: 220 В, 50 Гц переменного тока или 12 В, 24 В постоянного тока.

Сигнализатор выполнен во взрывозащищенном исполнении с маркировкой «0ExiаIIВТ5». Данный прибор обеспечивает контроль исправности подачей постоянного напряжения 24 В в цепь контроля от отдельного источника питания для исполнения "Н" при осушенной точке контроля, для исполнения "О" - при погруженной точке контроля.

2.4 Схема внешних электрических соединений

Контроллер имеет модульную конструкцию и к соответствующим модулям подключены входные и выходные сигналы. Подключение аналоговых датчиков осуществляется к модулю 1746-NI16I по двухпроводной схеме (+/-). Питание аналоговых датчиков осуществляется от блока питания Метран 602 (приложение Б).

Управление работой механизмов осуществляется бесконтактным способом. Для бесконтактного управления работой механизмов используется пускатель бесконтактный реверсивный ПБР-3А, который предназначен для преобразования 24 В управляющих сигналов с контроллера в трехфазное напряжение 380 В, питающее электропривод исполнительного механизма. Механизмы оснащаются токовым блоком сигнализации положения выходного вала с датчиком обратной связи (блок датчика): с унифицированным токовым сигналом 4-20 мА [2].

В состав каждого блока сигнализации положений входят два основных узла: блок микропереключателей и блок датчиков. Микропереключатели предназначены для ограничения и сигнализации положения выходного вала, расположены компактно и образуют собственно блок концевых выключателей (БКВ). Сигнал с блока сигнализации положения поступает на входной аналоговый модуль.

3. ПРОГРАММИРУЕМЫЙ ЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЛЕР В СИСТЕМЕ АВТОМАТИЗАЦИИ

3.1 Обоснование выбора контроллера

При работе над дипломным проектом было рассмотрено несколько семейств программируемых контроллеров различных производителей, представленных ниже.

SCADAPack [3].

Это семейство контроллеров, сочетающих достоинства программируемых логических контроллеров, свободно программируемых систем управления, простоту и надежность телемеханических устройств. Контроллеры предназначены для построения распределенных систем управления и телемеханики, работающих в необслуживаемых условиях. Их отличительными особенностями являются:

рабочий температурный диапазон: от -40 до +70°С;

малое энергопотребление;

большой объем памяти для хранения данных в течение 2-х лет;

встроенный Ethernet, беспроводный модем, до 4-х портов RS232/485, до 1152 вх/вых.

Программируемые контроллеры HITACHI [4].

Они являются одними из самых небольших и компактных систем продаваемых по всему миру, были разработаны с учётом способности соединения, международных стандартов и уменьшения ЕМС шумов. Всё это было достигнуто благодаря внедрению самых современных и инновационных составляющих программируемых контроллеров. Благодаря расширенному набору команд, превосходным возможностям обмена данными и хорошей гибкости управления каждая из серий устанавливает новые стандарты в своём классе. Система ANYBUS обеспечивает совместимость со всеми стандартными системами. Данные контроллеры выпускаются сериями, такими как, EC, EH-150, H-Board, H-302, H-200 и Micro EH.

SIMATIC S7-200 - семейство микроконтроллеров SIEMENS [5].

Микроконтроллеры SIMATIC S7-200 предназначены для решения задач управления и регулирования в небольших системах автоматизации. При этом, SIMATIC S7-200 позволяют создавать как автономные системы управления, так и системы управления, работающие в общей информационной сети. Область применения контроллеров SIMATIC S7-200 исключительно широка и простирается от простейших задач автоматизации, для решения которых в прошлом использовались простые реле и контакторы, до задач комплексной автоматизации. SIMATIC S7-200 все более интенсивно используется при создании таких систем управления, для которых в прошлом из соображений экономии необходимо было разрабатывать специальные электронные модули.

Области применения:

управление пакетировочными прессами;

системы очистки;

управление деревообрабатывающими станками;

управление автоматическими воротами;

управление лифтами и подъемниками;

управление конвейерными линиями;

пищевая промышленность;

системы удаленного контроля.

SLC 500, фирмы Allen Bradley [6, 15].

Благодаря своей мощности, гибкости и невысокой цене контроллеры SLC 500 стали одними из самых широко применяемых в мире программируемых контроллеров. Эти контроллеры для автоматизации производства построены по модульному принципу, имеют возможность расширения, и большое количество различных модулей ввода-вывода и коммуникационных модулей.

К достоинствам этих контроллеров можно отнести:

быстродействующие мощные процессоры (64К памяти);

локальные и распределенные исполнения ввода-вывода;

интегрированные порты Ethernet, а также опции для DeviceNet, ControlNet и других сетей до 4096 входов и 4096 выходов.

К достоинствам можно отнести и тот факт, что коммуникационные модули и модули ввода-вывода содержатся в одном каркасе, что позволяет разместить несколько программируемых контроллеров для реализации мультипроцессорной системы.

Для выполнения задач, связанных с контролем и управлением процессом на ДНС при разработке системы автоматического регулирования (САР) было выбрано семейство контроллеров фирмы Allen Bradley SLC 500, исходя из таких параметров, как:

затраты, связанные на внедрение, освоение и техническую поддержку контроллера;

надежности, которая складывается из: отсутствия отказов (рекламаций), востребованности контроллеров в отраслях промышленности РФ, востребованности контроллеров в отраслях мировой экономики.

обмен данными: поддержка стандартных сетевых протоколов и форматов данных, производительность;

удобство работы, то есть универсальность и наличие стандартных языков математического описания данных и процессов.

3.2 Выбор проектной конфигурации контроллера

При конфигурации контроллера производится выбор соответствующего процессора, исходя из требований к быстродействию системы, с учетом рентабельности использования контроллера и количества сигналов, поступающих на него (приложение Ж). Выбор модулей осуществляется на основе анализа совокупности технологических параметров, оказывающих влияние на протекание технологического процесса. Исходя из суммарного энергопотребления системы, выбирается блок питания. Конфигурация контроллера приведена в таблице 3.1 [16,17,18].

Таблица 3.1- Проектная конфигурация контроллера

№ шасси	№ слота	Каталожный номер	Источник питания	Описание
			5В	24В
0	0	1746-L553	1	0	ЦП SLC 5/05
1746 - А10	1	1746-NI16I	125	75	Аналоговый входной
	2	1746-NI16I	125	75	Аналоговый входной
	3	1746-NI16I	125	75	Аналоговый входной
	4	1746-NI16I	125	75	Аналоговый входной
	5	1746-NI16I	125	75	Аналоговый входной
	6	1746-NI16I	125	75	Аналоговый входной
	7	1746-NI16I	125	75	Аналоговый входной
	8	1746-IВ32	106	0	Аналоговый входной
	9	1746-IВ32	106	0	Аналоговый входной
	Итого	I, A	1,087	0,525	Блок питания 1746-Р2
	БП	I, A	5	0,96
	Запас	I, A	3,913	0,375
1	10	1746-IВ32	106	0	Высокоуплотненный выход, с низким потреблением тока
1746 - А7	11	1746-OВ32	190	0	Дискретный выходной модуль
	12	1746-OВ32	190	0
	13	1746-OВ32	190	0
	14	1746-OВ32	190	0
	Итого	I, A	0,866	0	Блок питания 1746-Р1
	БП	I, A	2	0,46
	Запас	I, A	1,134	0,46

3.3 Разработка алгоритма управления технологическим процессом

При первом проходе программы происходит инициализация аналоговых входных модулей, сначала 1746-NI16I, путем отправки на соответствующие порты вывода процессора слов конфигурации, определяющих режим работы модуля. После инициализации происходит безусловный переход к подпрограмме, обеспечивающей функционирования объектов сепарации 1й и 2й очереди. В данной подпрограмме происходит обработка данных, поступающих с датчиков, установленных на технологических блоках и объектах, конструкционно- или функционально- относящихся ко второй очереди. Регулирование параметров, предусмотренных техническим заданием производится при помощи инструкции ПИД-регулирования (приложение В).

Обработка данных происходит следующим образом.

После проверки канала на исправную работу происходит чтение и запись в память данных с датчика в масштабе, предназначенном для ПИД-регулирования (выбран при составлении слова конфигурации для модулей). Параллельно с этим происходит масштабирование данных в реальные величины, для последующей передачи на верхний уровень (HMI - Human-Machine Interface). Данные в масштабе, предназначенном для ПИД-регулирования (0 - 16383) используются в процедуре регулирования, как входные данные для ПИД-функции. Выработанное ПИД-инстукцией управляющее воздействие анализируется при помощи функций сравнения, и на основе полученного результата устанавливается требуемое положение клапана, после чего происходит возврат в основную программу [19].

При наличии команды на запуск насоса происходит переход к подпрограмме включения насоса, реализованной следующим образом.

В случае удовлетворения текущих технологических параметров насоса условиям запуска, начинает открываться входная задвижка, параллельно с этим действием происходит запуск таймера, используемого для определения отказа задвижки. После открытия входной задвижки происходит включение нефтяных насосов. В случае, если в течение отведенного времени (2 минуты) входная задвижка не откроется предусмотрена сигнализация об отказе. При нормальном функционировании входной задвижки и включении насосов происходит открытие выходной задвижки (режим запуска насоса - на открывающуюся задвижку) с запуском таймера, используемого аналогично, описанному выше. Процедуры подпрограммы останова нефтяных насосов (ДНС в целом) обратны процедурам подпрограммы пуска.

3.4 Верхний уровень управления

Рабочее место оператора

Рабочее место оператора представляет собой IBM-совместимый компьютер в промышленном исполнении, с установленным программным обеспечением фирмы Rockwell Software и имеющим доступ к локальной сети предприятия, с выходом на средства вывода информации в печатном виде (принтер).

Описание разработанного интерфейса оператора

SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) -- это программное обеспечение, предназначенное для оказания инженеру помощи в создании в кратчайшие сроки надежной и быстродействующей системы управления процессом.

При разработке дипломного проекта были рассмотрены следующие системы SCADA.

RSView32 [6].

Изготовитель RSView32, компания Rockwell Automation, является признанным мировым лидером в производстве комплексных средств автоматизации. SCADA-система RSView32 представляет собой интегрированное программное обеспечение человеко-машинного интерфейса для сбора данных, оперативного контроля и управления автоматизированными устройствами и технологическими процессами.

RSView32 представляет собой один из компонентов комплекса средств для визуализации технологических процессов ViewAnyWare. Это интегрированное, основанное на компонентах программного обеспечения человеко-машинного интерфейса, для контроля и управления автоматизированными устройствами и процессами. В RSView32 используются только открытые коммуникационные стандарты, что обеспечивает максимально эффективную связь не только с другими продуктами Rockwell Software, но и с продуктами Microsoft и сторонними приложениями. RSView32 является первым программным продуктом человеко-машинного интерфейса, в котором полностью использовались преимущества передовых технологий компании Microsoft, для того, чтобы:

открывать графические дисплеи RSView32 в виде OLE-контейнеров для элементов управления ActiveX, что дает возможность встраивать в свои собственные проекты уже готовые решения, выбирая из тысяч элементов управления ActiveX сторонних поставщиков;

разработать модель объекта, чтобы выделить отдельные части его функциональных возможностей, что позволяет RSView32 легко взаимодействовать с другими основанными на компонентах программными продуктами;

интегрировать популярный Visual Basic for Applications компании Microsoft в качестве встроенного языка программирования, предоставляя практически неограниченное количество способов настройки и расширения проектов RSView32;

поддерживать стандартные OPC как для сервера, так и для клиента, с целью осуществления быстрой и надежной связи с множеством аппаратных устройств различных поставщиков;

реализовать технологию Add-On Architecture с целью расширения функциональных возможностей RSView32 и интеграции новых свойств в ядро RSView32.

Система RSView32 поддерживает все передовые технологии Windows и легко взаимодействует с большинством аппаратных платформ с помощью OPC и DDE, а также интегрируется с другими программными продуктами, эффективно используя технологии ActiveX, VBA, OLE и ODBC.

Особенности RSView32:

интуитивно-понятный интерфейс для создания графических представлений участков технологического процесса (экранов), включая сложные графические объекты, такие как тренды или отчеты по сигналам тревоги;

передача визуальной информации с помощью анимации экранов;

встроенный Visual Basic for Applications для расширения возможностей RSView32;

комплекс средств для оповещения оператора: отслеживание трендов, обнаружение событий, контроль сигналов тревоги;

протоколирование данных;

высокопроизводительные стандарты OPC или DDE для связи с управляемыми устройствами;

уникальные средства тестирования и отладки, включая изменение проекта в режиме on-line;

16 уровней защиты проекта и защиты на уровне системы.

SCADA-система iFIX, изготовленная компанией Intellution [7].

Первая характеристика этого пакета - это надежность. Для предприятия любой отрасли жизненно необходима безошибочная и безотказная работа систем автоматизации.

Не менее важным является вопрос безболезненной интеграции системы автоматизации в существующую инфраструктуру предприятия. Для решения этой задачи в iFIX включена поддержка различных протоколов обмена данными: OPC (клиент, сервер), OLEDB, ODBC, DDE. С их помощью также осуществляется передача производственной информации в архивы исторических данных и системы более высокого уровня. Также для iFIX существуют драйверы ко многим программируемым контроллерам.

Для критичных производств используются системы автоматизации на базе SCADA-системы iFIX с резервированием. В таких системах все основные функции продублированы, например, сбор технологической информации осуществляют два независимых SCADA-сервера iFIX. При нарушении связи с одним из них, второй продолжает выполнять свои функции. Резервирование позволяет обеспечить контроль и управление производственными процессами в любых ситуациях.

Создание проектов в iFIX осуществляется в удобной и многофункциональной среде разработки Intellution Workspace. Интуитивно понятный интерфейс, большое количество мастеров-помощников (анимации, закрашивания, открытия/закрытия/замены рисунков, переключения дискретных тегов и т.п.) и встроенная библиотека объектов Dynamo позволяют значительно сократить время разработки проекта и сосредоточить основные усилия не на освоении пакета, а на реализацию стоящих перед разработчиком задач.

В состав iFIX также включена демо-система с примерами проектов из различных отраслей: химическая, фармацевтическая, водоснабжение и дискретное производство. Демо-система позволяет не только быстрее освоить возможности пакета, но и использовать эти примеры целиком или частично при разработке собственных систем.

Для решения сложных или нестандартных задач в SCADA-пакет встроен один из наиболее широко распространенных в мире языков программирования MS VBA.

Для безопасного внедрения объектов ActiveX компания Intellution разработала технологию Secure Containment. Использование этой технологии позволяет предотвратить сбой или отказ от работы системы автоматизации при возникновении ошибки в объекте ActiveX.

Многоуровневая система безопасности iFIX осуществляет контроль доступа персонала к системе управления и предоставляет каждому сотруднику функции в соответствии с его правами доступа.

iFIX поддерживает клиент-серверную архитектуру, что делает его весьма гибким средством для построения систем автоматизации. При этом SCADA-сервер выполняет сбор данных, их анализ и хранение в архиве, генерацию тревог, организацию диспетчерского управления. Узлы-клиенты iClient получают всю необходимую информацию от SCADA-серверов и реализуют функции визуализации и диспетчерского управления.

Кроме того, система управления на базе SCADA-пакета iFIX может быть построена с использованием терминального режима, в котором все вычисления выполняет один мощный компьютер, а подключенные к нему терминалы служат лишь для ввода информации и отображения результатов.

При использовании iFIX в терминальном режиме центральным элементом является Terminal Server с установленным программным пакетом iClientTS, организующим мультисеансовый, многопользовательский режим работы для подключенных к нему терминалов. iClientTS это также клиент iFIX, он реализует все основные функции обычного клиента iClient, такие как VBA скрипты, тренды, тревоги, защита и т.п. В терминальном режиме вся обработка информации производится централизованно, на терминальном сервере, благодаря чему в качестве терминалов могут использоваться бездисковые персональные компьютеры (ПК) и маломощные компьютеры. Работа клиента в терминальном режиме осуществляется через web-браузер, при этом не требуется установки дополнительного ПО.

Для генерации отчетов в iFIX используются встроенные библиотеки Crystal Reports. Для сбора исторических производственных данных в состав iFIX включен модуль классической истории.

Sitex, SCADA-пакет, разработанный фирмой Jade Software [8].

Sitex -- программный пакет класса SCADA был разработан английской фирмой Jade Software в 1995 г. Sitex вобрал в себя современные теоретические взгляды на построение SCADA-пакетов и практический опыт работы в области промышленной автоматизации.

Пакет Sitex спроектирован так, чтобы удовлетворить самые требовательные запросы в области мониторинга и систем управления. Этот SCADA-пакет обеспечивает многие возможности, обычно отсутствующие у его аналогов, базирующихся на ПК, и его цена нехарактерна для пакетов реального времени, работающих в среде операционных систем в стандарте POSIX. Мощностью и структурой Sitex обязан операционной системе QNX. Благодаря системе абсолютных приоритетов, реализованных в архитектуре микроядра, QNX идеальна для такого рода приложений. Эта операционная система имеет собственные средства для работы в сети, обеспечивающие быструю связь, устойчивую к отказам (FLEET), равномерную загрузку и избыточность сети. QNX в полной мере реализует возможности, предоставляемые современными процессорами, так как приложения в этой среде работают в защищенном режиме, целиком используя 32-разрядный код. Механизм абсолютных приоритетов QNX позволяет вести параллельную обработку: например, в одном окне можно следить в реальном времени за трендом на дисплее, отображающем процесс, и в то же время модифицировать базы данных в онлайновом режиме.

POSIX-образная, надежная файловая система делает данные пользователя более защищенными. Графический пользовательский интерфейс Open Look, обеспечиваемый графической средой QNX Windows и используемый в Sitex, облегчает его изучение и использование. Несколько окон могут быть открыты одновременно, причем все они будут обновляться в режиме реального времени. Основу Sitex составляют несколько серверов (баз данных, ввода-вывода, предыстории и быстрой предыстории) и администраторов (доступа, управления, сообщений, исходных данных).

Далее везде под сервером понимается программный компонент, а не отдельный компьютер. Каждый сервер в Sitex может поддерживать одновременно работу нескольких серверов ввода-вывода.

В Sitex реализована очень мощная система управления тревогами, которая имеет 99 приоритетов. Для числовых данных контролируются значения параметра по следующим уровням: hi (“верхнее”), hi-hi (верхнее критическое), lo (“нижнее”), lo-lo (нижнее критическое), а также скорость изменения параметра. Sitex ведет многостраничный журнал тревог с возможностью просмотра по приоритету и по хронологии, в который включает кроме “штатных” и сообщения по тревогам, определяемым пользователем. Кроме того, обнаруженные тревоги остаются в списке до момента подтверждения и запись производится в суточные файлы тревог/событий с автоматической обработкой последовательностей событий.

...