Описание системы автоматизации нефтеперекачивающей станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Описание технологического процесса НПС

2. Описание системы автоматизации НПС

2.1 Цели и задачи автоматизации

2.2 Разработка нижнего уровня автоматизации

2.2.1 Выбор датчика для измерения избыточного давления

2.2.2 Выбор датчика для измерения перепада давления

2.2.3 Выбор датчика для измерения температуры

2.2.4 Выбор датчика для сигнализации предельных и аварийных уровней

2.2.5 Выбор датчика для контроля вибрации

2.2.6 Выбор датчика для измерения уровня в маслобаке

2.2.7 Выбор сигнализатора давления

2.2.8 Выбор сигнализатора загазованности

2.3 Разработка среднего уровня автоматизации

2.4 Разработка верхнего уровня автоматизации

2.4.1 Пакет Genie

2.4.2 Пакет TRACE MODE 6

2.4.3 Пакет RSView 32

2.4.4 Выбор SCADA-пакета

3. Реализация интерфейса оператора

4. Расчет надежности системы

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Характеристика условий труда

5.1.1 Микроклимат

5.1.2 Освещение

5.1.3 Шум и вибрации

5.1.4 Электробезопасность, молниезащита и защита от статического электричества

5.1.5 Пожаровзрывобезопасност

5.2 Экологичность проекта

5.3 Чрезвычайные ситуации

5.3.1 Перечень возможных чрезвычайных ситуаций

5.3.2 Расчет параметров ударной волны

5.4 Выводы

6. Оценка экономической эффективности проекта

6.1 Расчет показателей экономической эффективности проекта

6.2 Расчет единовременных затрат

6.3 Затраты на разработку

6.4 Расчет затрат на разработку программного обеспечения

6.5 Затраты на изготовление, внедрение и отладку системы

6.6 Выводы по разделу

Заключение

Список использованных источников

Приложения

Введение

Перекачка нефти по нефтепроводам - наиболее прогрессивный в технологическом и экономическом отношениях способ транспортировки, позволяющий обеспечить ритмичную поставку нефти потребителям.

Успешный процесс перекачки нефти зависит от строгого контроля и поддержания на заданном уровне давления, температуры, расхода, а также от контроля качества перекачиваемого продукта. Поддержание с заданной точностью на заданном уровне параметров быстротекущих процессов при ручном управлении оказывается не возможным. Поэтому современное нефтехимическое и нефтеперерабатывающие производство возможно только при оснащении технических установок соответствующими автоматическими измерительными приборами, информационно-измерительными системами и системами автоматического управления, на основании [2].

На НПС «Демьянское-3» в настоящее время используются система релейной автоматики, которая не соответствует современным требованиям функциональности. Поэтому наиболее целесообразным является разработка и внедрение автоматизированной системы управления на базе современных ПЛК, которая бы заменила релейную автоматику и интегрировалась с существующими системами пожаротушения, контроля загазованности, контроля вибрации, регулирования давления, энергоавтоматики.

Целью данного дипломного проекта является построение открытой системы управления НПС и создание централизованной системы сбора, обработки и передачи информации.

1. Описание технологического процесса НПС

Перекачивающая насосная станция предназначена для повышения давления в магистральном нефтепроводе при перекачке нефти.

Нефтеперекачивающая станция «Демьянское-3» представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу. Технологическая схема НПС “Демьянское-3 ” представлена в приложении А.

В состав НПС «Демьянское-3» входят:

насосная станция с магистральными насосными агрегатами и системой смазки, охлаждения и откачки утечек;

подпорная насосная, расположенная на открытой площадке;

резервуарный парк;

фильтры-грязеуловители;

узел регуляторов давления;

система сглаживания волн давления;

технологические трубопроводы;

системы водо- и теплоснабжения;

системы вентиляции;

системы канализации;

системы пенопожаротушения;

системы электроснабжения;

системы автоматики и телемеханики;

системы АСУ;

системы связи;

производственно-бытовые здания и сооружения.

Технологический процесс перекачки осуществляется согласно утвержденным технологическим картам нефтепровода и технологическим режимам перекачки, на основании [7].

Нефтеперекачивающие станции по технологическим соображениям проектируют и эксплуатируют в различных режимах - «через резервуары», «с подключенными резервуарами» и «из насоса в насос».

Схемой технологического процесса перекачки нефти для промежуточной НПС “Демьянское-3” является перекачка «с подключенными резервуарами».

При режиме «с подключенными резервуарами» основной поток нефти подается непосредственно на всасывание подпорной НПС. Из резервуаров или в резервуары поступает только объем нефти, представляющий разность между объемами перекачиваемой нефти до станции и после нее. Если эти объемы равны, то уровень нефти в резервуарах остается постоянным. Такой режим работы применяется на станциях, оборудованных счетчиками (расходомерами), обеспечивающими коммерческий учет нефти и требуется небольшое количество резервуаров. При работе нефтеперекачивающих станций с использованием резервуаров («через резервуары», «с подключенными резервуарами») объемы перекачки по каждому участку нефтепровода между соседними резервуарными парками независимы и определяются только подачей насосной на лимитирующем перегоне каждого участка, на основе [3].

Нефть по нефтепроводу на входе НПС проходит через фильтры-грязеуловители, где она очищается от механических примесей, парафино - смолистых отложений, посторонних предметов. Перепады давления в фильтрах-грязеуловителях необходимо регистрировать через определенные промежутки времени. чтобы контролировать степень загрязнения фильтров-грязеуловителей. При превышении максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе его подвергают очистке. Значение максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе принимается по техническим требованиям завода-изготовителя. Сильно загрязненные фильтры-грязеуловители можно отключить задвижками и очистить.

Далее нефть попадает в систему сглаживания волны давления, предохраняющей насосы от резкого перепада давления на приеме станции.

После чего нефть подается непосредственно на всасывание подпорной НПС. Потом снова пройдя систему сглаживания волны давления нефть попадает в магистральную насосную.

После повышения давления в насосной нефть поступает на площадку с регуляторами давления, которые представляют собой две заслонки. Эти заслонки по мере необходимости либо закрываются, либо открываются для поддержания необходимого давления на входе станции, подаче насосов и выходе станции.

После узла регуляторов давления нефть через выкидную задвижку НПС подается далее в магистральный нефтепровод.

Каждый насосный агрегат оборудован и оснащен системами:

маслосмазки;

сбора утечек нефти.

Система маслосмазки предназначена для принудительной смазки подшипников качения и скольжения насосов и электродвигателей. В качестве смазки подшипников применяется турбинное масло Т-22 или Т-30.

Техническая характеристика масла, применяемого в системе маслосмазки, должна соответствовать требованиям.

Система смазки магистральных насосных агрегатов состоит из рабочего и резервного масляного насосов, оборудованных фильтрами очистки масла, рабочего и резервного маслобаков, аккумулирующего маслобака и маслоохладителей.

Масло с основного маслобака забирается работающим маслонасосом типа НШ-40-6 проходит через маслофильтр и подается на маслоохладители, откуда поступает в аккумулирующий бак, расположенный на высоте 6 - 8 м от уровня пола насосной. С аккумулирующего бака масло подается к подшипникам насосного агрегата и далее возвращается в маслобак. Температура масла в общем коллекторе перед поступлением на магистральные насосные агрегаты должна находится в интервале от +350С до +550С, при превышении температуры масла на выходе из маслоохладителя более +550С, автоматически включаются дополнительные вентиляторы обдува. При низкой температуре масла допускается работа маслосистемы, минуя маслоохладители.

Давление масла перед подшипниками насоса и электродвигателя устанавливается не более 0,8 кгс/см2 и не менее 0,3 кгс/см2. Регулирование подачи масла к каждому подшипнику осуществляется с помощью подбора дроссельных шайб, устанавливаемых на подводящих маслопроводах, на основании [10].

Система сбора нефтеутечек служит для сбора утечек нефти с магистральных насосных агрегатов и состоит из двух насосов откачки утечек типа «Вартингтон» и четырех емкостей сбора утечек объемом 100м3 каждая.

Утечки нефти с торцовых уплотнений насосов поступают в емкости сбора утечек ЕП-40.

Система утечек оснащена защитой по максимальным утечкам. Для контроля утечек магистральных насосных агрегатов установлен бачок сигнализации особой конструкции. При превышении рабочего уровня нефти в бачке срабатывает защита на отключение насосного агрегата.

Откачка нефти из емкостей сбора утечек ЕП-40 производится автоматически, включением вертикального насоса типа «Вартингон» на прием насосной станции, в соответствии с [10].

автоматизация давление нпс

2. Описание системы автоматизации НПС

В проектируемой системе автоматизации можно выделить три уровня иерархии.

Нижний уровень состоит из приборов и датчиков, преобразующих температуру, вибрацию, давление в электрические сигналы. Электрические сигналы поступают микропроцессорный контролер.

Средний уровень представляет собой контроллер. Он преобразует электрические сигналы в технические единицы, управляет работой нефтеперекачивающей станции по программе заложенной в нём, передает информацию о состоянии станции на верхний уровень.

Верхний уровень развернут в районном диспетчерском пункте (РДП), где организовано автоматизированное рабочее место диспетчера перекачки нефти. Автоматическая система управления подпорной насосной НПС является частью SCADA системы предназначенной для централизованного сбора и контроля данных со всего нефтепровода. Данные с каждой перекачивающей станции собираются в районный диспетчерский пункт. Эти данные несут основную информацию о станции. Работает она или нет, если работает то, в каком режиме.

Одним из основных принципов, положенных в основу разработки системы была распределенная обработка данных. На всех уровнях системы соблюдается принцип: все, что может быть выполнено на данном уровне, на этом уровне и выполняется - на следующий вверх по иерархии уровень передаются лишь результаты обработки. Использованные программные и технические средства обеспечивают открытость системы, что крайне важно для расширений и модернизации системы в будущем.

2.1 Цели и задачи автоматизации

На объекте автоматизации НПС «Демьянское-3» в настоящее время используются следующие подсистемы:

система автоматического пожаротушения. Контролирует помещения насосной станции по ряду параметров, констатирует факт возгорания и выполняет действия по ликвидацию пожара. Сигналы с системы поступают на пульт оператора, в пост пожарной охраны, а также на устройства звукового и светового оповещения;

система контроля загазованности. Контролирует помещения насосной станции на предмет наличия паров нефти. Сигналы с системы поступают на пульт оператора и на противоаварийную автоматику;

система контроля вибрации «Аргус». Контролирует вибрацию насосных агрегатов. Сигналы с системы поступают на пульт оператора и противоаварийную автоматику;

система автоматического регулирования давления осуществляет регулирование давления на входе станции для поддержания безкавитационного режима работы насосных агрегатов и на выходе станции для обеспечения технологического режима перекачки;

энергоавтоматика. Осуществляет управление подачей электрической энергии к НПС и противоаварийную защиту;

релейная автоматика. Осуществляет основные функции управления оборудованием и сбора данных о технологическом процессе. Реализует функции противоаварийных защит.

Анализ существующей системы автоматизации НПС «Демьянское-3» показывает, что применяемая система релейной автоматики не соответствует современным требованиям функциональности. В то же время остальные подсистемы в целом выполняют свои задачи и в реконструкции не нуждаются. Поэтому наиболее целесообразным является разработка и внедрение автоматизированной системы управления на базе современных ПЛК, которая бы заменила релейную автоматику и интегрировалась с существующими системами пожаротушения, контроля загазованности, контроля вибрации, регулирования давления, энергоавтоматики.

Система автоматизации подпорной насосной площадкой НПС, предназначена для централизованного контроля, защиты и управления оборудованием, должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима работы нефтеперекачивающей станции и его изменение по командам оператора НПС.

Режим функционирования - круглосуточный, непрерывный.

Система автоматизации подпорной насосной НПС должна обеспечивать выполнение следующих основных функций:

защита оборудования (общестанционными и агрегатными защитами);

управление оборудованием;

регулирование давления в нефтепроводе;

контроль технологических параметров и параметров состояния оборудования;

отображение и регистрация информации;

связь с другими системами.

При срабатывании защит по параметрам, отклонение которых от нормы вызвано изменениями режима в трубопроводе, должна предусматриваться возможность повторного дистанционного пуска насосных агрегатов из РДП после выяснения причины нарушения режима.

Для общестанционных защит, кроме защит по давлениям, должен осуществляться запрет дистанционного пуска магистральных агрегатов из РДП с возможностью снятия блокировки по месту.

Срабатывание предупредительных и аварийных защит должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией. Для аварийной звуковой сигнализации на территории допускается использовать общую сирену на НПС, которая слышна во всех помещениях.

Функции управления должны предусматривать программный пуск и остановку подпорных насосных агрегатов и вспомогательных систем.

Программы управления насосными агрегатами должны быть реализованы в следующих режимах:

автоматический основной;

автоматический резервный;

кнопочный;

стоп.

Функции контроля должны предусматривать:

контроль соответствия текущих значений технологических параметров заданным значениям;

контроль изменения состояния оборудования.

Функции отображения и регистрации должны предусматривать:

отображение состояния и параметров работы оборудования в реальном масштабе времени на видеомониторах, мнемосхемах;

аварийные события и, при необходимости, протоколы аварийных событий должны регистрироваться на устройствах печати.

Система автоматизации подпорной насосной НПС должна выполнять функции связи с многоуровневой автоматизированной системой, а также осуществлять обмен данными с другими локальными системами

автоматизации [13].

К измерительным каналам системы автоматизации относятся каналы измерения:

давления масла во вспомогательных системах;

температуры (подшипников агрегата, корпуса насоса);

вибрации агрегата;

загазованности помещения.

Измерительные каналы должны обеспечивать получение результатов с нормируемой точностью. Аппаратура, входящая в состав измерительного канала (чувствительные элементы, датчики, усилители, блоки преобразования), должны иметь сертификаты утверждения типа средств измерений Госстандарта России.

Система (средства) автоматизации должна иметь разрешение Госгортехнадзора России на применение оборудования на объектах магистральных нефтепроводов [11].

Все оборудование, используемое во взрывоопасных зонах, должно иметь сертификат, выданный уполномоченной организацией Госэнергонадзора России, и иметь соответствующее взрывозащищенное исполнение, позволяющее их эксплуатацию во взрывоопасных зонах.

Оперативный контроль, регистрация, анализ основных технологических параметров работы подпорных насосных агрегатов НПС осуществляется не реже, чем через каждые два часа, на всех уровнях диспетчерских служб.

Работники оперативно-диспетчерских служб в рамках своих выполняемых функций руководствуются:

регламентом;

должностными, производственными инструкциями;

инструкцией по учету нефти при ее транспортировке;

технологической картой технологических трубопроводов;

графиком плановых остановок магистральных нефтепроводов;

картой уставок технологических защит нефтепровода, основного и вспомогательного оборудования НПС;

планами ликвидации возможных аварий и планами тушения пожаров;

положением о диспетчерской службе, отделе;

стандартами, техническими условиями на принимаемую и сдаваемую нефть;

правилами по охране труда, пожарной безопасности, промышленной безопасности;

инструкциями по эксплуатации средств телемеханики, аппаратуры и передачи информации.

Работа оперативно-диспетчерской службы оформляется записями в следующих документах:

суточном диспетчерском листе;

в оперативных журналах;

журнале распоряжений;

журнале регистрации входящих и исходящих телефонограмм;

журнале контроля движения средств очистки и диагностики;

суточных сводках;

журналах регистрации качества принимаемой и сдаваемой нефти;

журнале приема-сдачи смены.

При нормальном режиме работы информация о состоянии объекта по заданному регламенту поступает на станцию оперирования среднего уровня, после чего передается без изменений на верхний уровень. На станции оперирования в соответствии с поступившей информацией модифицируется база данных.

В функции оператора в этом случае входит наблюдение за протеканием процесса путем просмотра мнемосхем и базы данных, прием и передача текстовых сообщений и распоряжений.

2.2 Разработка нижнего уровня автоматизации

Нижний уровень - уровень объекта (контроллерный) - включает различные датчики (измерительные преобразователи) для сбора информации о ходе технологического процесса, электроприводы и исполнительные устройства для реализации регулирующих и управляющих воздействий.

Все датчики и первичные приборы монтируются непосредственно на технологическом оборудовании, в соответствии с [1].

Ниже представлены варианты первичных датчиков, применяемых в системе автоматизации промежуточной нефтеперекачивающей станции. Технические характеристики датчиков представлены в приложении Ж. Из всех перечисленных датчиков были выбраны те, которые наиболее полно удовлетворяют требованиям, таким как: диапазон рабочих температур, диапазон измерений, класс точности, тип выходного сигнала и т.д. В основном предпочтение отдается российскому производителю, на основании [5].

2.2.1 Выбор датчика для измерения избыточного давления

Рассмотрим ниже варианты датчиков избыточного давления:

Датчик для измерения избыточного давления МЕТРАН-100-ДИ (рисунок 2.1) предназначен для преобразования избыточного давления на входе и выходе насосных агрегатов, и давления в технологических аппаратах в стандартный токовый сигнал дистанционной передачи, в соответствии с [15].

Датчик обеспечивает:

непрерывную самодиагностику;

возможность простой и удобной настройки параметров двумя кнопками;

измеряемые среды: жидкость, пар, газ (в т.ч. газообразный кислород).

Цифровые значения сигнала датчика выводятся на жидкокристаллический дисплей цифрового индикатора (ЦИ), встроенного в корпус электронного блока. С помощью встроенной кнопочной панели управления осуществляется:

контроль текущего значения измеряемого датчика;

контроль настройки параметров датчика;

настройка единиц измерения;

настройка времени усреднения выходного сигнала (демпфирования).



Рисунок 2.1 МЕТРАН-100-ДИ

Датчик для измерения избыточного давления КАРАТ-ДИ. Диапазон измерения датчика избыточного давления 0,025ч100 МПа. Цифровые значения сигнала датчика на жидкокристаллический дисплей не выводятся, на основании [19].

Датчик избыточного давления ROSEMOUNT 3051S новейшая разработка с минимальными дополнительными погрешностями, вызванными влияниями изменения температуры окружающей среды и статического давления; используются для высокоточных технологических процессов и коммерческого учета дорогостоящих продуктов, в соответствии с [17]. Диапазоны измерений от 0,0125 до 68900 кПа. Из рассмотренных выше датчиков предпочтение отдается датчику МЕТРАН-100-ДИ.

2.2.2 Выбор датчика для измерения перепада давления

Рассмотрим ниже варианты датчиков перепада давления:

Датчик перепада давления МЕТРАН-100-ДД (рисунок 2.2) он предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования, управления технологическими процессами и обеспечивает непрерывное преобразование разности давлений в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи и цифровой сигнал на базе HART - протокола, на основании [15].



Рисунок 2.2 МЕТРАН-100-ДД

Датчик Yokogawa модели EJA118W перепада давления, конструктивной особенностью датчика модели EJA118 являются вынесенные разделительные мембраны, передающие датчику давление по капиллярным трубкам, заполненным силиконовым маслом или другим заполнителем. Длина капиллярных трубок может быть от 1 до 10м, в соответствии с [16].

Данная модель рекомендуется для измерения перепада давления в случае, если среда не должна контактировать с датчиком (кристаллизующиеся, высоко- или низкотемпературные, агрессивные среды и др.). Разделительные мембраны подсоединяется к процессу с помощью фланцев размером 2, 3 или 4 дюйма. Конструктивно мембраны могут быть плоскими.

Из рассмотренных выше датчиков в плане соотношения цены и качества наиболее подходящим является МЕТРАН-100-ДД.

2.2.3 Выбор датчика для измерения температуры

Рассмотрим ниже варианты датчиков температуры:

Датчик ТСМ Метран-253 для измерения температуры жидких и газообразных химически не агрессивных сред, а также агрессивных, не разрушающих материал защитной арматуры во взрывоопасных зонах и помещениях. Средний срок службы не менее 8 лет, в соответствии с [15]. ТСМ Метран-253 изображен на рисунке 2.3.



Рисунок 2.3 ТСМ Метран-253

Датчики температуры ДТ-1-Р предназначены для контроля температуры технологических сред, и узлов оборудования в химической, нефтехимической, пищевой, медицинской и других отраслях промышленности.

Датчики могут быть использованы в системах контроля, сигнализации, блокировки агрегатов (насосов, компрессоров и другого технологического оборудования), в том числе во взрывоопасных условиях.

Датчики соответствуют «общим правилам взрывоопасности для взрывоопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» ПБ 09-540-03 и пригодны для использования в системах противоаварийной автоматической защиты.

По виду выходного сигнала датчики имеют два исполнения:

- с унифицированным токовым сигналом в 4-20мА;

- с двухпозиционным токовым сигналом, имеющим два уровня: 1,0ч0,5 мА и 4,0ч0,5 мА.

Из рассмотренных выше датчиков наиболее подходящим является ТСМ Метран-253.

2.2.4 Выбор датчика для сигнализации предельных и аварийных уровней

Рассмотрим ниже варианты датчиков сигнализации предельных уровней.

Для сигнализации предельных и аварийных уровней в маслобаках, аккумулирующем баке, емкостях сбора утечек используются сигнализаторы уровня СУР-2М (рисунок 2.4). Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-2М предназначен для применения на объектах в зонах, где возможно образование смесей горючих газов и паров с воздухом категории IIВ температурного класса T5. Прибор применяется для контроля положения уровня различных жидких продуктов (нефти и нефтепродуктов, сжиженных газов) в двух точках.

Рисунок 2.4 СУР-2М

Сигнализаторы уровня УЗС-107И предназначены для контроля одного уровня. Обеспечивают два вида сигнализации на каждую точку контроля: наличие (Н) или отсутствие (О) контролируемой среды. Относятся к типу ультразвуковых приборов. Принцип действия основан на использовании метода импульсного зондирования ультразвуком, с временной и частотной селекцией, который заключается в сравнении времени прохождения ультразвукового сигнала через рабочий зазор датчика, заполненный контролируемой средой или газом, с выработанным в самом сигнализаторе временным интервалом. Данные сигнализаторы уровня поставляются для нужд народного хозяйства, на объекты АЭС (с маркировкой А) и на экспорт. Выпускаются также во взрывозащищенном исполнении. В состав прибора входит один акустический датчик (АД), вторичный преобразователь (ВП), линии связи АД-ВП.

Из представленных выше датчиков предпочтение отдается СУР-2М, поскольку он в отличии от УЗС-107И сигнализирует сразу два уровня.

2.2.5 Выбор датчика для контроля вибрации

Рассмотрим ниже варианты датчиков.

Приборы контроля вибрации «АРГУС-М» (рисунок 2.5) имеет модульный принцип построения и выпускается в четырех модификациях, в зависимости от количества измерительных модулей. Каждый измерительный модуль контролирует свой параметр. Такая конструкция прибора позволяет легко перестроиться под любое оборудование и параметры, без модификации системы.

Модуль температуры контролирует 8 каналов (датчиков), модуль вибрации - 6 каналов. В каждом контролируемом канале возможно задание двух контрольных уставок; при выходе параметра за пределы уставки прибор выдает звуковые и световые сигналы для оператора и сигналы блокировки в виде полной группы "сухих" контактов реле (220 В; 0,2 А). Установленные значения уставок и текущее значение контролируемого параметра выводятся на цифровой дисплей, на основании [18].

Рисунок 2.5 АРГУС-М

Датчик для измерения вибрации «ГАНИМЕД» позволяет проводить анализ вибрационных колебаний корпуса в процессе коммутации и оценивать динамические процессы в конструкции. Виброускорение: 0,3-100 м/с2, виброскорость: 0,3-100 мм/с.

«АРГУС-М» отлично зарекомендовал себя в автоматических системах управления технологическими процессами в нефтепромышленности.

2.2.6 Выбор датчика для измерения уровня в маслобаке

Рассмотрим ниже варианты датчиков уровня:

Уровнемер ультразвуковой акустический ЭХО-АС-01 предназначен для бесконтактного автоматического дистанционного измерения уровня жидких сред, в том числе взрывоопасных, агрессивных, вязких, неоднородных, выпадающих в осадок, а также сыпучих материалов с диаметром гранул и кусков от 5 до 300 мм, при температуре контролируемой среды от минус 30 до плюс 120 °С. Датчики уровня ультразвуковые ДУУ2 (рисунок 2.6) предназначены для измерения уровня различных жидких продуктов (нефти и нефтепродуктов, сжиженных газов) и уровней раздела сред многофазных жидкостей (нефть - эмульсия - подтоварная вода и т.п.), определяемых положением поплавков датчика, скользящих по чувствительному элементу датчика, а также измерения температуры и давления контролируемой среды. Датчики могут применяться для измерения уровня растворителей, кислот, щелочей и других агрессивных сред. Стойкость датчиков к агрессивным средам ограничена применяемыми материалами, контактирующими с контролируемой средой: нержавеющая сталь 12Х18Н10Т.

Рисунок 2.6 ДУУ2

По диапазону рабочих температур подходящим является датчик ДУУ2.

2.2.7 Выбор сигнализатора давления

Рассмотрим ниже варианты сигнализаторов:

Манометр сигнализирующий ДМ-2005Сг1Ех (рисунок 2.7) предназначен для измерения избыточного и вакуумметрического давления различных сред и управлений внешними электрическими цепями от сигнализирующего устройства прямого действия. Прибор является взрывозащищенным с видом защиты “взрывонепроницаемая оболочка”, а по защищенности от воздействия окружающей среды прибор имеет исполнение защищенное от воздействия агрессивных сред.

Рисунок 2.7 ДМ-2005Сг1Ех

Сигнализатор давления ТЖИУ406 , позволяет контролировать:

абсолютное давление;

избыточное давление;

перепад давлений.

Его отличают взрывозащищенное исполнение, широкая амплитуда измеряемых с высокой точностью и стабильностью давлений, простота в эксплуатации, большой температурный, влажностный и механический диапазон условий работы.

Для данного объекта необходим взрывозащищенный датчик, каким и является ДМ-2005Сг1Ех.

2.2.8 Выбор сигнализатора загазованности

Рассмотрим ниже варианты сигнализаторов:

Сигнализатор загазованности СТМ-30 предназначен для непрерывного контроля до взрывоопасных концентраций в воздухе помещения и открытых пространств горючих газов, паров и их смесей. Сигнализатор СТМ-30 является автоматическим стационарным прибором, состоящим из блока сигнализации, блока питания и выносных датчиков. Принцип действия сигнализатора - термохимический, основан на изменении теплового эффекта от окисления горючих газов и паров на каталитически активном элементе датчика. Сигнализаторы уровня ультразвуковые УЗС предназначены для контроля одного или двух предельных значений уровня жидких сред в различных технологических резервуарах и хранилищах в стационарных и корабельных условиях. Сигнализаторы состоят из датчика (одного или двух) и вторичного преобразователя. Датчик состоит из чувствительного элемента, корпуса, электронного блока. Вторичный преобразователь состоит из корпуса, крышки, платы, имеет наружный винт заземления. Датчики имеют маркировку взрывозащиты "ОЕхiаПСТ5". Вторичные приборы имеют маркировку взрывозащиты "ЕxiaПС".

Многоканальная система контроля загазованности СГАЭС-ТН (рисунок 2.8) предназначены для измерения и контроля уровня загазованности в местах возможных появлений метана, пропана, паров нефти (смеси паров нефти и нефтепродуктов с воздухом) и выдачи оператору предварительного и аварийного сигнала при превышении допустимого уровня концентрации.

Калибровка по метану или пропану. Используется для реализации программ автоматических защит объектов и включения аварийной вентиляции по загазованности в системе автоматизации управления объектом. В состав систем входят оптические датчики ДГО, на основании [20].

Рисунок 2.8 СГАЭС-ТН

Из представленных выше датчиков предпочтение отдается СГАЭС-ТН.

2.3 Разработка среднего уровня автоматизации

Средний уровень - это уровень сбора и обработки информации, а также формирования управляющих воздействий для управления исполнительными механизмами. Средний уровень обеспечивает управление технологическим процессом и оборудованием в соответствии с заданными алгоритмами функционирования и системой аварийных защит и сигнализации. Оборудование этого уровня реализовано на базе программируемых контроллеров и устройства связи с верхним уровнем управления, которые размещены в шкафах. Связь между оборудованием среднего уровня и оборудованием верхнего уровня осуществляется при помощи витой пары проводов. Оборудование среднего уровня устанавливается в операторной.

Современный рынок контроллеров и программно-технических комплексов весьма разнообразен. Выбор наиболее приемлемого варианта автоматизации представляет собой многокритериальную задачу, решением которой является компромисс между стоимостью, техническим уровнем, надежностью, комфортностью, затратами на сервисное обслуживание, полнотой программного обеспечения и многим другим.

Поэтому важно выделить основные характеристики и свойства комплексов контроллеров и ПТК, на основании которых можно сделать выбор при построении систем управления.

В качестве таких характеристик предложим пять обобщенных показателей:

характеристика процессора;

характеристика каналов ввода/вывода, поддерживаемых контроллерами;

коммуникационные возможности;

условия эксплуатации;

программное обеспечение.

Привести полностью список производителей аппаратных средств автоматизации, а тем более список контроллеров, точно не удастся - их число измеряется уже многими сотнями. Среди наиболее популярных фирмы ABB, Advantech, Allen-Bradley, Bristol Babcock, Control Microsystems, Fisher-Rosemount, Foxboro, GE Fanuc, Hewlett Packard, Hitachi, Honeywell, Koyo, Mitsubishi, Motorola, Omron, PEP Modular Computer, Samsung, Schneider Electric, Siemens, Toshiba, Yokogawa, Ремиконт, Техноконт, Сириус, Эмикон-2000, МФК, ТК52, Деконт, КРУИЗ, КРУГ-2000 и т. д., на основании [4].

Важными критериями при выборе контроллера является соотношение цена/качество, количество часов наработки на отказ, простота обслуживания, сервис предоставляемый компанией-разработчиком.

Программируемый контроллер SLC-500 американской фирмы Allen-Brаdley, лаконично вмещает в себя все критерии предъявляемые в современных условиях. К тому же выбранный мною SCADA - пакет RSView 32 от Rockwell Software изначально нацелен на работу с контроллерами именно линейки.

Программируемые контроллеры серии SLC (Small Logical Controlles) имеют два варианта исполнения: модульный и многоблочные с фиксированным количеством входов/выходов.

Линейка контроллеров SLC-500 включает в себя 4 модификации процессоров, 25 типов модулей входов/выходов, специальные модули, 4 типоразмера шасси для установки модулей (4, 7, 10, 13 мест).

В дополнение к гибкости конфигурирования программируемые контроллеры SLC 500 имеют встроенный порт сети DH-485, DH+, обеспечивая тем самым программную поддержку и мониторинг.

Имеется 4 типа процессоров серии SLC-500: SLC-5/01, SLC-5/02, SLC-5/03, и SLC-5/04, отличающихся объемом памяти, количеством подключаемых входов/выходов и сетевыми средствами.

Процессоры SLC-5/03, SLC-5/04 имеют последовательные порты RS-232 для подключения периферийных устройств.

На рисунке 2.9 изображен модульный контроллер SLC 500.

Рисунок 2.9 Контроллер SLC 500

Процессоры серии SLC-500 работают с модулями серии 1746. В состав гаммы модулей входов/выходов входят модули для подключения дискретных и аналоговых датчиков.

Реализована мощная систему команд, в том числе: логические и математические функции, битовые инструкции PID-функция, обработка прерываний, индексная адресация, организация подпрограмм.

Характеристики контроллера представлены в приложении И.

В данном дипломном проекте система автоматизации построена на базе программируемого контроллера SLC-5/04.

SLC 5/04 - процессор с емкостью памяти до 60К слов и дополнительными 4К для данных с возможностью подключения к сети Data Highway Plus (DH+) и быстродействием, превышающим SLC 5/03; также обеспечивается возможность коммуникаций через RS-232 и DH-485. Также в состав процессорного модуля входит математический сопроцессор для обработки чисел в формате плавающей запятой.

Количество сигналов НПС с учетом сигналов от исполнительных механизмов:

дискретные входы - 120;

аналоговые входы -79;

аналоговые входы для термопар - 43;

дискретные выходы - 41;

аналоговые выходы - 3.

На основании этих данных для обработки сигналов, а также для управления исполнительными механизмами выбраны следующие модули:

модули аналоговых входов (5 шт.) -1746-NI16I(5);

модули аналоговых входов для термопар (6 шт.) -1746-NT8;

модуль аналогового выхода (1 шт.) -1746-NO4I;

модули дискретных входов (4 шт.) - 1746-IV32;

модули дискретных выходов (3шт.) - 1746-OV16E.

Для выбора блока питания нужно учесть потребляемую мощность каждого модуля расширения и процессорного блока.

Потребляемые мощности модулей представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Модули системы

Модули	Количество	5В	24В
Процессор- SLC 5/04	1	1000 мА	200 мА
Модули AI-1746-NI16I	5	125 мА	75 мА
1746-NT8	6	120 мА	70 мА
Модули AO-1746-NO4I	1	55 мА	195 мА
Модули DI- 1746-IV32	4	106 мА
Модули DO- 1746-OV16E	3	135 мА
Блок питания 1746-Р2	2	5000 мА	960мА
Шасси 1746- А10	1
Шасси 1746- А13

Мощность, потребляемая всей системой, определится как сумма мощностей, которые потребляют все части системы.

Мощность, потребляемая процессором SLC 5/04:

при 5 вольтах

;

при 24 вольтах

Мощность, потребляемая модулями 1746-NI16I:

при 5 вольтах

;

при 24 вольтах

Мощность, потребляемая модулями 1746-NT8:

при 5 вольтах

;

при 24 вольтах

Мощность, потребляемая модулем 1746-NO4I:

при 5 вольтах

;

при 24 вольтах

Мощность, потребляемая модулями 1746-IV32:

при 5 вольтах

Мощность, потребляемая модулем 1746-OV16E:

при 5 вольтах

Таким образом, мощность, потребляемая всей системой будет равна:

при 5 вольтах

;

при 24 вольтах

Исходя из полученных данных, можно выбрать 2 источника питания 1746-Р2, мощностью:

при 5 вольтах

;

при 24 вольтах

2.4 Разработка верхнего уровня автоматизации

Верхний уровень - диспетчерский пункт (ДП) - включает одну или несколько станций управления, представляющих собой автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера/оператора. Здесь же может быть установлен сервер базы данных. На верхнем уровне могут быть организованы рабочие места (компьютеры) для специалистов, в том числе и для инженера по автоматизации (инжиниринговые станции). Часто в качестве рабочих станций используются ПЭВМ типа IBM PC различных конфигураций.

Станции управления предназначены для отображения хода технологического процесса и оперативного управления. Эти задачи и призвано решать прикладное программное обеспечение SCADA, ориентированное на разработку и поддержание интерфейса между диспетчером/оператором и системой управления, а также на обеспечение взаимодействия с внешним миром.

Рабочее место оператора оборудовано персональным компьютером, столом и креслом.

Персональный компьютер выполняет следующие функции:

наглядное представление технологического процесса на мониторе оператора в виде динамических мнемосхем;

автоматическое управление технологическим процессом;

контроль параметров технологического процесса в реальном времени;

предоставление оператору возможность вручную управлять процессом, корректировать параметры регуляторов, изменять уставки;

ведение архива событий, предоставление суточного отчета, формирование протокола тревог.

Для создания интерфейса человек-машина (MMI) и программного обеспечения пультов операторов-технологов станций АСУ ТП (SCADA-программ) применяются SCADA-программы - это инструментарий, позволяющий разрабатывать АСУ ТП исключительно в графических редакторах без программирования на машинных языках.

Создаваемые SCADA-системы обычно выполняют следующие функции:

сбор данных от контроллеров;

первичную обработку данных;

архивизацию данных;

представление динамичных мнемосхем объекта или процесса;

представление трендов измеряемых величин и процессов;

формирование сообщений о неисправностях и авариях;

печать протоколов и отчётов;

ввод в систему команд операторов;

связь с другими пультами операторов.

Процедура выбора рационального варианта SCADA-программы, в соответствии с рекомендациями, должна включать следующие этапы:

составление технических требований к SCADA-системе;

выделение двух (максимум трёх) наиболее подходящих инструментальных пакетов;

оценка выбранных SCADA-программ по отзывам пользователей;

личное ознакомление с выбранными SCADA-программами, и их тестирование, конкретизация состава пакета;

принятие решения.

Проанализируем предлагаемые на Российском рынке инструментальные средства программных SCADA-продуктов. Для этого подробнее рассмотрим возможности некоторых пакетов.

2.4.1 Пакет Genie

Производитель пакета Genie - американское отделение фирмы Advantech, которая известна как производитель компьютеров и электроники для промышленной автоматизации. Пакет Genie предназначен для программной поддержки аппаратуры фирмы Advantech и в первую очередь содержит драйверы именно для нее.

Genie является программным пакетом с обширным набором средств для создания систем сбора данных и управления в среде Windows. Genie представляет интуитивно-понятный интерфейс для реализации алгоритмов управления, создания автоматизированных рабочих мест оператора. Пакет чрезвычайно гибок, легок в использовании и полностью русифицирован. Библиотека функциональных блоков редактора задач (Task Designer) включает в себя полный набор элементов для сбора и обработки данных, управления и математических вычислений. Разработка приложения заключается в выборе соответствующих функциональных блоков, представленных в виде графических пиктограмм, установлении логической связи между ними, создании графического интерфейса оператора и настройке форм отчетов. Редактор форм отображения (Display Designer) представляет набор готовых графических объектов для разработки экранных форм отображения, используемых для реализации задач оперативного контроля за состоянием технологического процесса. Редактор отчетов (Report Designer) предоставляет пользователю формы отчета с настраиваемой конфигурацией и планировщик отчетов для последующей автоматической генерации отчетов.

Помимо перечисленных функциональных возможностей, Genie имеет встроенные инструментальные средства программирования на языке сценариев, совместимом с Visual Basic for Applications. Редактор сценариев те только предоставляет мощное средство программирования, но также добавляет множество задач и функций доступа к данным в реальном масштабе времени.

2.4.2 Пакет TRACE MODE 6

Trace Mode - это SCADA-система, предназначенная для разработки крупных распределенных АСУТП широкого назначения. Trace Mode создана в 1992 году фирмой AdAstra Research Group, Ltd (Россия). Системы, разработанные на базе Trace Mode, работают в энергетике, металлургии, нефтяной, газовой, химической и других отраслях промышленности и в коммунальном хозяйстве России. По числу внедрений в России Trace Mode значительно опережает зарубежные пакеты подобного класса.

Trace Mode основана на инновационных, не имеющих аналогов, технологиях. Среди них: разработка распределенной АСУТП как единого проекта, автопостроение, оригинальные алгоритмы обработки сигналов и управления, объемная векторная графика мнемосхем, единое сетевое время, уникальная технология playback - графического просмотра архивов на рабочих местах руководителей. Trace Mode - это первая интегрированная SCADA/HMI и softlogic-система, поддерживающая сквозное программирование операторских станций и контроллеров при помощи единого инструмента.

Основные характеристики системы:

модульная структура - от 128 до 64000x16 I/O;

количество тегов не ограничено;

0,001 с - минимальный цикл системы;

открытый формат драйвера для связи с любым УСО;

открытость для программирования (Visual Basic, Visual C++ и т.д.);

разработка распределенной АСУТП как единого проекта;

средства сквозного программирования АСУТП верхнего (АРМ) и

нижнего (ПЛК) уровней;

встроенные библиотека из более чем 150 алгоритмов обработки

данных и управления в т.ч. фильтрация, PID, PDD, нечеткое, адаптивное, позиционное регулирование, ШИМ, управление устройствами (клапан, задвижка, привод и т.д.), статистические функции и произвольные алгоритмы;

автоматическое горячее резервирование;

поддержка единого сетевого времени;

средства программирования контроллеров и АРМ на основе

международного стандарта IEC 1131-3;

более 200 типов форм графического отображения информации в т.ч.

тренды, мультипликация на основе растровых и векторных изображений,

ActiveX;

средства программирования контроллеров и АРМ на основе

международного стандарта IEC 1131-3;

более 200 типов форм графического отображения информации в т.ч.

тренды, мультипликация на основе растровых и векторных изображений, ActiveX;

обмен с независимыми приложениями с использованием ОРС client/server, DDE/NetDDE client/server, SQL/ODBC, DCOM;

автоматическое резервирование архивов и автовосстановление после сбоя.

мониторинг и управление через Internet;

полностью русифицирована;

просмотр архивной информации в реальном времени, в т.ч. в виде трендов и таблиц;

сеть на основе Netbios, NetBEUI, IPX/SPX, TCP/IP;

техническая поддержка на русском языке.

2.4.3 Пакет RSView 32

Производитель пакета RSView 32 - американская фирма Rockwell Software, являющаяся подразделением компании Rockwell Automation, одного из мировых лидеров в производстве систем промышленной автоматики и электроники.

RSView 32 использует открытые технологии в рамках платформы Microsoft Windows такие, как ODBC, OLE и DDE и является открытой платформой для выбора в промышленной автоматизации. RSView 32 обеспечивает взаимодействие между продуктами серии Wintelligent и продуктами Microsoft и обладает улучшенной функциональностью по сравнения с традиционными средствами MMI. Это обеспечивается за счет объектно-ориентированной анимационной графики, открытой базы данных, регистрации архивных данных в формате DBF и расширенными возможностями для трендов, тревог, создания производных тэгов и детектора событий.

RSView 32 позволяет создавать экранные дисплеи в любом графическом разрешении, независимо от того, в каком разрешении они будут представлены на реальном объекте. RSView 32 обладает способностью вставлять объекты, записанные в форматах. DXF,. BMP и. WMF, кроме того, активно используется механизм OLE для работы со связанными объектами.

Технология ODBC (Open Database Connectivity) это стандарт, разработанный Microsoft, который позволяет базам данных различных форматов быть доступными для других приложений, работающих в среде Windows. Вся информация о тэгах RSView 32 и системной конфигурации запоминается в формате совместимом с ODBC, и доступна для большого количества инструментальных средств работающих под Windows, таких как, Microsoft Access, Excel и т. д.

RSView 32 поддерживает тревоги для цифровых и аналоговых тэгов, которые можно поделить на восемь градаций по уровням и восемь категорий опасности.

RSView 32 имеет весьма гибкий и развитый механизм обработки трендов. Тренды могут сниматься непосредственно в реальном масштабе времени или браться из архивных файлов, предварительно записанных регистратором данных.

RSView 32 поддерживает работу в сетевых средах. Имеется возможность разделения баз данных. Присутствует поддержка промышленных сетей таких как DH, DH+, DH485, ControlNet и т. д. RSView 32 имеет уникальную систему драйверов связи. Она включает в себя динамическую оптимизацию обмена по сети и проверку ошибок индивидуально по каждому тэгу. Важной особенностью является горячее резервирование драйверов связи. Все это создает надежную среду для гарантированного сбора данных.

Система RSView 32 имеет руководство на русском языке, что существенно упрощает ее первоначальное освоение и последующее использование.

2.4.4 Выбор SCADA-пакета

Главными аргументами при выборе инструментального пакета были:

качество и надёжность системы;

сравнительно невысокая цена;

руководство пользователя на русском языке;

богатые сетевые возможности;

нацеленность системы на работу с контроллерами Allen-Bradley;

быстродействие системы;

простота в использовании.

На основе проведённого анализа, можно сказать, что система RSView 32 из программного пакета Rockwell Software является современным мощным средством для создания операторского интерфейса и в полной мере подходит для достижения поставленной цели. К тому же в системе используется контроллер той же фирмы, что обеспечивает гарантию полной совместимости пакета с выбранным оборудованием.

3. Реализация интерфейса оператора

Операторский интерфейс реализован с помощью программы RSView из программного пакета Rockwell Software. Его основная задача - это отображение процессов протекающих на станции, сигнализация об авариях и регистрация данных.

Все экраны выполнены в единообразном исполнении со стандартными органами управления. Верхняя строчка представляет собой навигационное меню, позволяющее переключаться между функциональными экранами. Вторая строка отображает текущее время и дату. Интерфейс состоит из 13 экранов изображенных в приложении М.

На мониторе отображаются следующие формы:

стартовый экран технологической схемы НПС;

экран подпорных насосных агрегатов;

экран маслосистемы;

экран сбора утечек;

экран ФГУ;

экран исторических трендов;

журнал аварий.

Иерархия графических экранов приведена на рисунке 3.1.

Большое удобство наблюдения за технологическим процессом придает цветная индикация состояния объектов. Открытые задвижки отображаются зеленым цветом. Все неисправности отображаются красным цветом.

При выходе агрегатных и технологических параметров за предельные значения включается звуковая (с динамика или звуковой карты персонального компьютера) и само значение параметра загорается при предупреждении оранжевым, а при аварии красным цветом.



Рисунок 3.1 Иерархия экранов

Превышения предельных значений отображаются в окне Аварии.

При запуске проекта и выходе из него отображается меню запроса пароля, при введении которого осуществляется переход к экрану НПС.

На экране «НПС» размещены основные объекты нефтеперекачивающей станции “Демьянское-3”, нажимая на которые оператор может увидеть этот объект более подробно, показаны основные технологические линии и параметры. Все параметры, при переходе в состояние тревоги, отображаются на экране «Авария». Схематично изображенные магистральные насосы окрашены в зеленый цвет при включенном состоянии и в оранжевый - при выключенном. Подпорные насосы в свою очередь при включенном состоянии окрашены в зеленый, а при выключенном - в желтый.

В каждом из экранов предусмотрена возможность выхода в начальный экран «НПС» и на любой другой экран с помощью навигационного меню.

На экране «ПН» изображена подпорная насосная станция. Значения параметров каждого из подпорных насосов выведены на экран в специальных окнах. Есть возможность управления задвижками и насосами.

На экране «Маслосистема» изображена технологическая схема маслосмазки. Также значения параметров выведены на экран. Есть возможность управления погружными насосами, один из которых должен быть основным (оранжевый), а другой оставаться в резерве (коричневый).

На экране «Утечки» изображена технологическая схема сбора утечек на НПС “Демьянское-3”. Значения параметров выведены на экран. Есть возможность управления всеми тремя погружными насосами.

На экране «ФГУ» изображено три фильтра грязеуловителя. Значение перепада давления выведено на экран, чтобы отслеживать степень загрезнения фильтров. Есть возможность управления задвижками.

На экране «Тренды» отображается информация в графическом виде о важнейших параметрах работы НПС.

На экране «Аварии» ведется журнал аварий, где фиксируется вся информация о предупреждениях и случившихся авариях на подпорной насосной НПС.

4. Расчет надежности системы

Произведем расчет надежности на вводимую систему автоматизации. Наш расчет касается основной части системы, так как отказ именно этой части наиболее критичен.

В теории надежности, как правило, предполагается внезапный отказ, который характеризуется скачкообразным изменением значений одного или нескольких параметров объекта. На практике приходится анализировать и другие отказы, к примеру, ресурсный отказ, в результате которого объект приобретает предельное состояние, или эксплуатационный отказ, возникающий по причине, связанной с нарушением установленных правил или условий эксплуатации.

Надежность техники это - комплексное свойство технического объекта, состоящее в его способности выполнять (при определенных условиях эксплуатации) заданные функции, сохраняя свои основные характеристики в установленных пределах.

Контроллер относится к восстанавливаемым (заменой модулей) изделиям, отказ которых создает опасность для людей и среды. Ущерб от отказа может быть кратен стоимости самого контроллера. Режим эксплуатации контроллера - непрерывный.

В соответствии с этим нам по номенклатуре показателей надежности необходимо привести следующие показатели: Тв (время восстанавливаемости), (интенсивность отказов), также рассчитать Тср (среднее время безотказной работы), Кг(коэффициент готовности) и привести Рi (вероятность безотказной работы).

Показатели времени безотказной работы и времени восстановления модулей представлено в таблице 4.1.

...