Разработка реконструкции действующей системы автоматизации установки предварительного сброса воды Пограничного месторождения АО "Газпромнефть-ННГ"

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Введение

В течение многих лет НГК является основой энергоснабжения страны и одним из ее важнейших народнохозяйственных комплексов. Для обеспечения основных экономических целей развития НГК необходимо наличие эффективных, конкурентоспособных нефтегазовых компаний. Продукция НГК должна быть конкурентоспособной на внутреннем и внешнем товарных рынках. Важным фактором, обеспечивающим конкурентоспособность предприятия, является эффективность производства. В этой связи, как за рубежом, так и у нас понимают необходимость использования современных технологий на различных уровнях управления предприятием. Необходимость быть конкурентоспособным производителем ставит на передний план вопрос автоматизации технологических процессов и использования на предприятиях современных информационных технологий для более высокого уровня управления производственным процессом. Эффективное управление позволит повысить качество продукции, уменьшить общие затраты.

Автоматизация технологических процессов является неотъемлемой частью корпоративной информационной системы нефтегазового предприятия.

В настоящее время многие промышленные предприятия в нашей стране находятся в стадии модернизации существующих АСУ ТП.

Таким образом, перед руководителями служб, отвечающих за автоматизацию производства, встает проблема построения АСУ ТП на базе новых программно-аппаратных средств. Проблема сложная и ответственная, поскольку цена ошибки очень высока, и чревата она потерей не только денег, но и времени, что в рыночных условиях совершенно недопустимо.

Особенно тяжелые последствия возникают, когда выясняется, что выбранные элементы системы не стыкуются между собой, не удовлетворяют предъявляемым к ним требованиям, и нет никаких средств и возможностей для исправления создавшейся ситуации.

Понимание этого факта заставляет как потребителей, так и производителей средств для АСУ ТП ориентироваться на архитектуру, использующую стандартные компоненты, и обладающую такими свойствами, как модульность и масштабируемость. Названные характеристики можно объединить одним термином - открытость.

Построение АСУ ТП на основе концепции открытых систем требует системной интеграции, подразумевающей, что аппаратно-программные средства различных фирм-производителей совместимы и взаимозаменяемы. При таком подходе значительно уменьшается общая стоимость системы в результате применения более дешевого оборудования (при функциональных аналогичных характеристиках), частичной и поэтапной замены имеющихся на предприятии аппаратно-программных средств или даже сохранения на некоторых участках старого оборудования.

В данной работе рассматривается разработка реконструкции действующей системы автоматизации установки предварительного сброса воды Пограничного месторожденияАО «Газпромнефть-ННГ». Переход на более современную и надежную систему автоматического управления технологическими процессами основанную на использовании ПЛК. Расчёт оптимальных параметров настройки клапана регулировки откачки нефти МЭП-630.



1.Аналитическая часть

1.1 Описание и характеристика УПСВ Пограничного месторождения АО «Газпромнефть-ННГ»

1.1.1 Общая характеристика объекта управления

УПСВ входит в состав Пограничного нефтегазового месторождения.Данное месторождение открыто в 1984г. Залежи на глубине 1,8-2,3 км. Начальный дебит скважин 17-310 т/сут. Плотность нефти 0,86-.

Пограничное нефтегазовое месторождение входит в состав АО «Газпромнефть-ННГ», Российской нефтедобывающей компании. Сфера деятельности компании охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии.

АО «Газпромнефть-ННГ» отличает стабильная динамика роста, основанная на высоких темпах роста производства и постоянном наращивании сырьевого потенциала. Гибкая долгосрочная стратегия развития компании основана на многолетнем опыте и использовании новейших технологий.

Назначение УПСВ:

сбор газонасыщенной обводненной нефти с кустов скважин ЦДНГ-1;

пограничного месторождения;

сепарация нефти и газа;

транспорт газа на Холмогорскую газокомпрессорную станцию;

отделение пластовой воды от нефти;

насосный транспорт воды на КНС-4 и нефти на ЦПС Холмогорского

месторождения.

УПСВ включает в себя следующие объекты:

Насосная внешней откачки нефти.

Площадка дренажных ёмкостей.

Насосная пластовой воды.

Насосная подачи деэмульгатора.

Пожарная водонасосная.

Пожарная пенонасосная.

Резервуары технологические РВС-5000 №1-2.

КТП, КТП с НКУ.

Блок качества нефти.

Площадка отстойников, сепараторов.

Площадка емкости с деэмульгатором.

Газовые сепараторы.

Емкость конденсата.

Факел низкого давления.

Вспомогательные сооружения:

Операторная.

Камеры пожарных гидрантов.

Емкости хранения пенообразователя.

1.2 Описание технологического процесса УПСВ

Поступающая из нефтяных скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью пластовая вода, попутный газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента) для Получения товарной нефти её необходимо подвергнуть специальной подготовке, а газ перед поступлением к потребителю проходит сепарацию и осушку. Ввиду того, что пластовая вода и различные механические примеси вызывают износ трубопроводов и оборудования, нефть отделяют от воды, газа и механических примесей до подачи в магистральный трубопровод.

Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами.

Продукция с кустов скважин поступает на узел дополнительных работ. На входе установки производится местный контроль давления и температуры нефти. Контроль температуры осуществляется датчиком температуры ТСП-100 с аналоговым выходом 4-20мА, контроль давления осуществляется датчиком давления Метран-100 с аналоговым выходом 4-20мА.

Первая ступень сепарации нефти производится в нефтегазовых сепараторах НГС-4,5 емкостью 100 м3 каждый. Уровень в сепараторах контролируется датчиками уровня ДУУ-02-1-3.5-07, датчики уровня завязаны в контуре регулирования совместно с исполнительным механизмом МЭП-630.

Нефтегазовая смесь приходит на УПСВ с температурой достаточной для деэмульсации нефти, поэтому в настоящее время печи ПТБ-10 выведены из технологического процесса.

Вторая ступень сепарации нефти производится в нефтегазосепараторах НГС-1,2,3, где происходит окончательное отделение попутного газа от водонефтяной эмульсии. Процесс поддержания заданного уровня также осуществлен наконтуре регулирования датчика уровня и регулирующего клапана МЭП-630.Далее дегазированная водонефтяная эмульсия поступает через регулирующий клапан в резервуары вертикальные стальные РВС-1,2, где производится предварительный сброс подтоварной воды.

Нефть с РВС-1,2 с обводненностью до 0,5 % с отметки 7,5 метров далее насосами внешней откачки НВО-1,2 подается через узел учета нефти и регулирующий клапан откачки нефтина ЦПС Холмогорского месторождения для окончательной подготовки.Газ, выделившийся в нефтегазовых сепараторах

НГС-4,5 через регулирующий давление в сепараторах клапан МЭП-630 и через узел учета газ и сепаратор газовый СГ-2 подается на Холмогорскую газокомпрессорную станцию.

Часть газа направляется далее на питание печей. В аварийных случаях газ сжигается на факеле.Подтоварная вода с отметки 1,2 метра РВС-1,2 насосами пластовой воды НПВ-1,2,3 через узел учета воды подается на компрессорную насосную станцию КНС-4. На входе установки в трубопровод нефти перед НГС-4,5 подается деэмульгатор от блока реагентного хозяйства.Блок реагентного хозяйства включает в себя две ёмкости деэмульгаторас установленными датчиками уровня ДУУ-02-1-2.0 и насосную закачки реагента.

УПСВ является декларируемым объектом, так как суммарный объем нефти на объекте (аппараты, резервуары, трубопроводы) более 200т.Сырьем для УПСВ служит газонасыщенная водонефтяная эмульсия Пограничного нефтяного месторождения.Продукцией УПСВ является частично обезвоженная нефть, попутный нефтяной газ и пластовая (подтоварная) вода.Обводненность сырья на входе УПСВ до 98% вес.

Для отделения пластовой воды от нефти используется химический метод обработки нефтяной эмульсии деэмульгаторами, которые ослабляют структурно-механическую прочность слоев, обволакивающих каплю воды, и способствуют более глубокому расслоению эмульсии. Расход деэмульгаторов устанавливается на основании рекомендаций производителя, научных организаций, испытывающих реагент в лабораторных и промысловых условиях и опыта применения реагента.

Система автоматизации УПСВ основанная на вторичных приборах и блоках сигнализации с жёсткой логикой на момент реконструкции морально и физически устарела, требовалось много материальных затрат на содержание системы автоматизации в рабочем состоянии. Вопрос о реконструкции автоматизированной системы управления УПСВ был принят в 2014г. Реконструкция проводилась безполной остановки технологического

оборудования УПСВ. Перевод управления исполнительных механизмов регулировки уровня в технологических аппаратах и откачки нефти с блоков БУЭП-1 на программируемые логические контроллеры SIMENSS7-200 благодаря верным расчётам прошли без сбоев в работе технологического оборудования.

В процессе реконструкции автоматизированной системы была полностью модернизирована система контроля загазованностью в насосных блоках и на технологической площадке. Контроль загазованности до реконструкции осуществлялся на базе сигнализаторов загазованности СТМ-10. После замены СТМ-10 на более современные сигнализаторы БС-М-01 стало возможно производить диагностический контроль загазованности на АРМ диспетчера.

Также реконструкция автоматизированной системы управления на базе ПЛК SIMENSS7-200 позволило расширить перечень устанавливаемых аналоговых приборов контроля уровня, расхода, температуры и давления, что позволило заменить практически все первичные датчики с дискретными выходами на аналоговые и увеличить количество контролируемых технологических параметров.



2. Технологическая часть

2.1 Автоматизация технологического процесса до проведения реконструкции

2.1.1 Описание системы автоматизации

Первый этап реконструкции автоматизированной системы управления технологическим процессом УПСВ была внедрен в производство в 2001году и представлял собой переход с пневматической системы на унифицированную систему автоматизированного управления, состоящую из первичных датчиков с аналоговыми и дискретными выходами, вторичных приборов, исполнительных механизмов и модулей преобразования интерфейсаMOXAN-PORT.

Первичные датчики были подключены к вторичным приборам без искробезопасных барьеров. Данные с вторичных приборов частично через преобразователи N-PORT передавались по интерфейсу RS-485 на АРМ диспетчера. Основные вторичные приборы не имели цифрового вывода информации так, например, такие важные технологические параметры: как состояние насосных агрегатов, температура подшипников насосных агрегатов, положение исполнительных механизмов, контроль загазованности насосных блоков и технологической площадки вообще на АРМ диспетчера не выводились основные параметры. В сводках диспетчер вносил их в ручном режиме, снимая показания с вторичных приборов.

АРМ диспетчера практически использовался как не активная мнемосхема установки. Многие моменты в работе имели большой человеческий фактор, что приводило в определенных ситуациях к искажению передаваемой информации.

Фактически нельзя было отследить в динамике рост температура подшипников насосных агрегатов и многих других важных технологических параметров.

При такой автоматизированной системе в операторной на диспетчерском пульте должен был находится постоянно обслуживающий персонал который отслеживал работу оборудования по вторичным приборам.

2.1.2 Причины проведения реконструкции автоматизированной системы управления

Актуальность модернизации автоматизированной системы значительно возросла в последнее время, в связи с повышением требований промышленной безопасности, стоимости нефтедобычи, энергоресурсов, реагентов, затрат на содержание обслуживающего персонала, поддержание экологии окружающей среды.

С основными функциями автоматизации технологического процесса УПСВ:

сбор информации о контролируемом технологическом процессе подготовки нефти;

передача управляющих команд в технический комплекс технического уровня;

регистрация событий (предыстория событий), связанных с контролируемым технологическим процессом;

регистрация действий персонала;

оповещение персонала об обнаруженных аварийных событиях, связанных с ходом контролируемого технологического процесса;

непосредственное автоматическое управление технологическим процессом в соответствии с заданными алгоритмами с возможностью перехода в ручной режим, так со щита автоматики, так и по месту;

отображение на автоматизированном рабочем месте технологических параметров процесса в реальном времени, а также представление архивной информации в удобной для восприятия форме;

ведение архивной базы данных.

Устаревшая система автоматизации УПСВ не справлялась.

Средством достижения этих целей являлось использование современных технических средств, в том числе и микропроцессорных ПЛК программируемых логических контроллеров.

Применяемые технические средства на базе ПЛК позволили реализовать из заданного набора алгоритмов одноконтурные, многоконтурные и многосвязные системы автоматического регулирования, сигнализации и защиты, а также оперативно преобразовывать и усовершенствовать существующие схемы защиты, регулирования и сигнализации.

Применение современных микропроцессорных программируемых контроллеров позволило бы в случае необходимости, развитие системы управления, а также ее связь с другими информационными сетями, в том числе более высокого уровня. Технологический процесс должен протекать как можно более безопасно во всех его стадиях, для этого в системе автоматизации применяются новые, более точные, по сравнению с ранними разработками, приборы, датчики и исполнительные механизмы. Возможности системы в части отслеживания параметров процесса, срабатывания цепей управления КИПиА и аварийного отключения функционируют независимо друг от друга. Это реализовано с целью обеспечения максимальной безопасности производства. Проектирование АСУ осуществляется таким образом, чтобы обеспечить безопасное, надежное и точное управление автоматизированными системами УПСВ, а также предусмотреть эксплуатацию установки в наиболее эффективном режиме.



3.Специальная часть

3.1 Разработка программно-аппаратной части автоматизированной системы управления УПСВ

3.1.1 Автоматизация технологического процесса УПСВ на основе программируемого логического контроллера SIMENSS7-200

Основной задачей системы автоматизации УПСВ стала координирование работы всего оборудования УПСВ с целью поддержания заданных рабочих параметров, а при отклонении заданных параметров аварийное отключение технологического оборудования. А также контроль и регулирование параметров технологического процесса подготовки и откачки нефти в автоматизированном режиме, поддержание заданного уровня и давления в технологических аппаратах. Система автоматизации должна после реконструкции выполнять следующие функции:

взаимодействие с локальными системами управления групповым запуском насосов;

проверка готовности к пуску и пуск насосов в автоматическом режиме;

технологическая остановка насосов в автоматическом режиме;

аварийная остановка при аварийных значениях технологических параметров;

формирование предупредительных сигналов об отключение оборудования.

Реконструкция системы автоматизации сводилась к исключению из системы автоматизации вторичных приборов, блоков сигнализации с жёсткой логикой и переход на основные три уровня иерархии:

Нижний уровень - уровень датчиков, приборов, исполнительных механизмов.

Средней уровень - программируемый логический контроллер.

Верхний уровень - автоматизированное рабочие место операторов.

Реконструкция системы автоматизации должна соответствовать требованиям и нормативной документации.

Рисунок 1.1- Структурная схема автоматизации УПСВ

Все датчики, приборы и исполнительные механизмы нижнего уровня выполнены во взрывоопасном исполнении и рекомендованы для применения в нефтегазовой отрасли соответствовали современным требованиям и процесс реконструкции их затронул частично.

Основной функцией нижнего уровня является преобразование необходимых технологических параметров в электрические сигналы и передачу их через искробезопасные барьеры к микропроцессорным контроллерам. Основными функциями среднего уровня является получение с нижнего уровня информации, передача управляющих команд на верхней уровень.

Основными функциями верхнего уровня является обработка информации и отображение её на АРМе оператора.

На щите автоматики на основе программируемого логического микроконтроллера SIMATIC S7-200 фирмы SiemensАСУ ТП и вторичных приборов датчиков реализованы:

схемы технологических защит установки;

схемы сбора телемеханической информации с первичных датчиков установленных на технологических объектах;

пусковая аппаратура;

ручное управление.

Оборудование сопряжения с технологическим оборудованием построено на основе технологического программируемого контроллера SIMATIC S7-200 фирмы Siemens с модулями ввода сигналов от измерительных приборов и датчиков, установленных на технологическом оборудовании, и модулями управления пусковой аппаратурой.

АСУ ТП предусматривает возможность регламентированного вмешательства оператора в ход технологического процесса (открытие/закрытие исполнительных механизмов, переопределение вставок для регуляторов и т.п.) путем подачи команд с автоматизированного рабочего места оператора, организованного на базе промышленного персонального компьютера.

Ввиду того, что система автоматизации УПСВ, ДНС и других технологических объектов АО «Газпромнефть-ННГ» выполнена на основе модульных контроллеров SIEMENS SIMANTIC было принято решение провести реконструкцию УПСВ Пограничного месторождения на базе аналогичных промышленных ПЛК.

Промышленные ПЛК- мозг современных систем промышленной автоматизации. Они ближе всего расположены к технологическому процессу. Их отказ практически приводит сразу к отказу всей системы промышленной автоматизации. С промышленными контроллерами приходится сталкиваться практически всем специалистам, которые работают в области АСУ ТП.

Модульные контроллеры SIEMENS SIMANTIC, предназначены для реализации сложных автоматизированных систем. Эти универсальные контроллеры отвечают всем требованиям международных стандартов, имеют высокую степень электромагнитной совместимости, а также стойкость к механическому воздействию и вибрациям. Семейство программируемых контроллеров SIMATIC S7-200 фирмы Siemens предназначены для построения относительно простых и дешевых систем автоматического управления. Они обладают высокой производительностью: высокая скорость выполнения инструкций и, как следствие, малое время цикла выполнения программы. Наличие скоростных счетчиков внешних событий, расширяющих возможные области применения контроллеров. Скоростная обработка запросов на прерывание.

Контроллеры SIMATIC S7-200 обладают высокой универсальностью: возможность расширения системы управление за счет подключения дополнительных модулей ввода-вывода. Мощная система команд для быстрой и удобной обработки информации в любых практических применениях. SIMATIC S7-200 состоит из микропроцессора, встроенного источника питания, входных и выходных цепей, находящихся в компактномкорпусе и образующих мощныймикро-ПЛК.

После загрузки программы, S7-200 содержит логику необходимую для контроля и управления входными и выходными устройствами всей системы автоматизации УПСВ. Для лучшего выполнения требований в семействе S7 -200 имеется большое количество модулей расширения. С помощью этих модулей расширения увеличиваются функциональные возможности ПЛК.

С помощью этих модулей расширения можно расширить функциональные возможности CPU:Модели CPU S7-200 CPU 221, CPU 222, CPU 224, CPU 224XP и CPU 226, включая: поддержку нового аппаратного обеспечения CPU: возможность выключить редактирование в режиме RUN, чтобы увеличить размер памяти для программы, CPU 224XP поддерживает встроенный аналоговый ввод/вывод и два коммуникационных порта. CPU 226 содержит дополнительные входные фильтры и регистратор импульсов.

Поддержка нового картриджа памяти: утилита браузер проводника S7-200, переносы, сравнения картриджей памяти и программирование выбранных элементов.

STEP 7-Micro/WIN, версия 4.0, пакет 32-битового программного обеспечения для S7-200, включая: новые и усовершенствованные инструментальные средства, поддерживающие самые последние расширения CPU: панель управления автоматической настройкой PID, встроенные в ПЛК мастер управления позиционированием, мастер регистрации данных и мастер рецептов. Новое диагностическое инструментальное средство: диагностический светодиод для конфигурирования новые команды: летнее время (READ_RTCX и SET_RTCX), интервальные таймеры (BITIM, CITIM), очистка события, вызвавшего прерывание (CLR_EVNT) и диагностический светодиод (DIAG_LED). Расширения POU и библиотек: новые строковые константы, добавлена поддержка косвенной адресации на большем количестве типов памяти, улучшена поддержка параметризации чтения и записи библиотеки USS для главных приводов фирмы Siemens усовершенствованный блок данных: страницы блока данных, автоматическое инкрементирование блока данных.

Увеличенные удобство и простота использования STEP 7-Micro/WIN CPU S7-200 состоит из микропроцессора, встроенного источника питания, входных и выходных цепей, находящихся в компактном корпусе и образующих мощный микро-ПЛК.

Новое диагностическое инструментальное средство: диагностический светодиод для конфигурирования. Новые команды: летнее время (READ_RTCX и SET_RTCX), интервальные таймеры (BITIM, CITIM), очистка события, вызвавшего прерывание (CLR_EVNT) и диагностический светодиод (DIAG_LED). Расширения POU и библиотек: новые строковые константы, добавлена поддержка косвенной адресации на большем количестве типов памяти, улучшена поддержка параметризации чтения и записи библиотеки USS для главных приводов фирмы Siemens усовершенствованный блок данных: страницы блока данных, автоматическое инкрементирование блока данных. Увеличенные удобство и простота использования STEP 7-Micro/WIN.

Рисунок 1.2 -Модульные контроллеры SIEMENS SIMANTIC

Состав информационного обеспечения

В состав информационного обеспечения АСУ ТП УПСВ Пограничного месторождения входят следующие сигналы и данные:

сигналы нижнего уровня;

данные автоматизированного контроля, управления и защиты технологического оборудования;

оперативные сообщения;

видеокадры панели оператора (АРМ технолога) выполняют функции отображения информации состоянии ТП и управления технологическим оборудованием;

данные на вне машинных носителях информации - различные документы, автоматически генерируемые АСУ ТП в твердой (бумажной) копии.

Сигналы нижнего уровня - это унифицированные сигналы тока и напряжения, передающиеся в системе между устройством связи с объектом УСО ПЛК и техническими средствами нижнего уровня. Сигналы нижнего уровня могут быть сгруппированы в массивы в зависимости от направления передачи и типа передаваемых данных. Перечень массивов нижнего уровня АСУ ТП приведен в таблице 1.1.

Данные автоматизированного контроля, управления и защиты технологического оборудования - это команды и уставки для оперативного управления оборудованием терминала, а также полная информация о состоянии технологического процесса, получаемая в результате выполнения алгоритма, реализованного в ПЛК.

Оперативные сообщения - текстовые сообщения о различных событиях на контролируемом объекте, а также в АСУ ТП, отображаемые на панели оператора (АРМ технолога) в окне оперативных сообщений и сохраняемые в журналах событий.

Таблица 1.1 - Перечень массивов данных

Наименование массива	Источник данных	Идентификатор массива
1	2	3
1 Массивы сигналов нижнего уровня
1.1Массив входных дискретных сигналов ПЛК	Датчики и приборы нижнего уровня АСУ ТП	DI
1.2Массив входных аналоговых сигналов ПЛК		AI
1.3 Массив выходных аналоговых сигналов ПЛК	ПЛК	AO
1.4 Массив выходных дискретных сигналов ПЛК	ПЛК	DO
2 Массивы данных автоматизированного контроля, управления и защиты терминала
2.1 Массив технологическихуставок	АРМ технолога	УТ
2.2Массив времени уставок		УВ
2.3 Массив уставок регулирования		УР
2.4 Массив команд управления оборудованием		КО
2.5 Массив дискретных параметров	ПЛК	DP
2.6 Массив аналоговых параметров	ПЛК	IP
2.7 Массив состояния оборудования		СТ
2.8 Массив защит оборудования		ЗЩ



Также в составе информационного обеспечения АСУ ТП можно выделить следующие группы выходных сигналов и данных:

массивы выходных дискретных сигналов ПЛК (сигналы нижнего уровня);

массивы автоматизированного контроля и защиты;

видеокадры АРМ оперативного персонала;

оперативные сообщения на АРМ оперативного персонала;

тренды, отображаемые на АРМ оперативного персонала или в твердой копии;

автоматически генерируемые отчёты (файл или твердая копия);

журналы событий (файл или твердая копия).

Выходные дискретные сигналы - команды управления исполнительными механизмами результат выполнения управляющего алгоритма, реализованного в программном обеспечении центрального процессора ПЛК.

Сигналы сгруппированы по технологическим подсистемам.

Функции автоматизированного контроля и защиты технологическим процессом выполняются алгоритмом, реализованным в программном обеспечении ПЛК. Результатом выполнения этих функций является различная оперативная и диагностическая информация о состоянии оборудования и значения технологических параметров. Данные автоматизированного контроля и защиты сгруппированы в следующие массивы:

массивы дискретных параметров;

массивы аналоговых параметров;

массивы состояния оборудования;

Видеокадры интерфейса АРМ оперативного персонала отображают информацию о текущем значении технологических параметров, состоянии технологического оборудования, режимах обработки и управления, а также различная диагностическая информация в виде мнемосхем или табличных форм.

На мнемосхемах отображается общая технологическая схема терминала и подробные технологические схемы каждой контролируемой подсистемы. Технологические объекты и параметры изображаются в виде мнемознаков на схемах процесса или других экранных формах.

Оперативные сообщения - текстовые сообщения о различных событиях и ситуациях, связанных с функционированием технологического оборудования и оборудования АСУ ТП, отображается на мониторе АРМ оператора в окне оперативных сообщений и сохраняется на определенное время в исторических журналах.

Текстовые сообщения имеют фиксированную длину (по количеству символов), для их составления используют общепринятые сокращения и аббревиатуру. Оперативному и обслуживающему персоналу предоставленполный список оперативных сообщений и их подробное описание для исключения неоднозначной интерпретации сообщений.

Оперативные сообщения отображаются на мониторе в специальном окне в нижней части экрана АРМ. Стандартная ширина окна - три строки сообщений. Для расширения предоставления информации окно оперативных сообщений можно развернуть полностью, замещая часть экрана, предназначенную для видеокадров.

Окно оперативных сообщений может иметь полный набор информационных полей, предусмотренных для исторических журналов. Состав информационных полей в окне сообщений определяется пользователем, имеющим соответствующие права доступа на АРМ.

Источником всех текстовых сообщений является алгоритм, реализованный ПО ПЛК.

Технологический журнал событий и аварий необходим для, сохранения текстовых сообщениях о технологических событиях и доступен для просмотра и печати на АРМ оперативного персонала.

Журнал технологических событий и аварий является документом, по которому может быть восстановлена последовательность происходивших на объекте событий и действий оператора по управлению технологическим процессом. Печать журнала осуществляется по желанию оператора или автоматически по расписанию.

Вся производственная информация в целях обеспечения производственной безопасности классифицируется по степени конфиденциальности и важности для определения соответствующего набора уровней защиты. Категории конфиденциальности и связанные с ним защитные меры для производственной информации обеспечивают: выходные данные АСУ ТП, содержащие секретную информацию (печатные отчёты, информация на экранах дисплеев, электронные сообщения и передаваемые файлы), имеют соответствующий гриф конфиденциальности.

Для описания информации в рабочей документации и в программном обеспечении используется система кодирования. Система кодирования описывает правила построения идентификатора сигнала, массива или документа. В рабочей документации на АСУ ТП используются две различные системы кодирования. Кодирование информации, обрабатываемой в алгоритме, используется для того, чтобы описать все входные, выходные и внутренние сигналы алгоритма в формате математических данных (то есть данных, которые можно обрабатывать с помощью арифметических логических функций). В описании алгоритма используются следующие типы данных: строковые переменные в алгоритме используются удобочитаемого и короткого описания взаимоисключающих сигналов, таких, как команды управления, флаги состояния, флаги режимов. Для описания групп однотипных данных, близким по функциональному назначению, используются массивы данных.

Кодирование сигналов нижнего уровня - идентификатор представляет собой символьно-цифровой шифр, символьная часть шифра состоит из двух или трёх латинских букв алфавита.

Система кодирования внешних сигналов алгоритма распространяется на все входные и выходные сигналы ПЛК, передающихся по общесистемному интерфейсу между ПЛК и операторскими станциями. Данная система кодирования используется для идентификации входных и выходных сигналов алгоритмических модулей.

Таблица 1.2 - Кодирование сигналов нижнего уровня

Код	Описание
1	2
J	Влагосодержание
K	Детектор положения
L	Уровень
LD	Скорость заполнения
M	Мощность
O	Резерв
P	Давление или перепад давления
Q	Состав, концентрация, плотность
R	Резерв
S	Резерв
T	Температура
V	Объем, вязкость
X	Вибрация
CC	Загазованность
OK	Сработал концевой выключатель открытия
CK	Сработал концевой выключатель закрытия
OD	Включен магнитный пускатель открытия
CD	Включен магнитный пускатель закрытия
OM	Сработал моментный выключатель закрытия
CM	Сработал моментный выключатель открытия
KD	Режим управления «дистанционный»
KM	Режим управления «местный»
КК	Нажатие кнопки по месту (общее обозначение); для запорной арматуры-кнопка «Закрыть» по месту
КС	Нажатие кнопки «Стоп» по месту
КВ	Нажатие кнопки «Включить» по месту
ОР	Готовность (неготовность) цепей открытия (включения)
СР	Готовность (неготовность) цепей закрытия (отключения)
	Авария, неисправность, прочие параметры

3.2 Описание АРМ технолога

Описание интерфейса АРМ технолога УПСВ, дает полное представление о составе и функциональности системы визуализации и управления технологическим процессом.

Рабочее окно интерфейса АРМ оператора представлено на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3-Рабочее окно интерфейса АРМ оператора

Оператора, зарегистрированного в системе безопасности. Ниже окна оперативных сообщений располагается строка состояния, которая отображает краткую справочную информацию и подсказки.

Отображаемый в строке состояния объем информации настраивается на этапе разработки и внедрения ПО ВУ.

ПрипомощипанелинавигациинаАРМоператораосуществляетсявызоввидеокадров,производитсяоперативныйконтрольработыосновныхтехнологическихобъектов и вспомогательных систем. Вид панели навигации представлена рисунке 1.4



Рисунок1.4- Вид панели навигации

На панели навигации расположены индикаторы и кнопки, используемые как для вызова видеокадров, так и индикации основного технологического оборудования.Состав кнопок и индикаторов, следующий:

кнопка "УПСВ" - вызов мнемосхемы"УПСВ Пограничного месторождения";

кнопка "НАСОСНАЯ"- вызов мнемосхемы "Насосная внешней перекачки";

кнопка "ЕМКОСТИ" - вызов мнемосхемы "Резервуары и дренажные емкости";

кнопка "ЗАГАЗ" - вызов мнемосхемы"Контроль загазованности";

кнопка"ПОЖАРРВС"-вызов мнемосхемы"ПожаротушениеРВС-1,РВС-2"и отображение состояния дренажной подсистемы.

Индикатор кнопки "Насосная" имеет следующую кодировку:

Красный цвет фона - срабатывание агрегатной защиты одного из агрегатов;

Зеленый цвет фона - один из агрегатов включен;

желтый цвет фона - все агрегаты отключены.

Индикатор кнопки "ЕМКОСТИ" имеет следующую цветовую кодировку:

Желтый цвет фона-максимальный предельный уровень в одной из емкостей (РВС,РГС,дренажные емкости);

красныйцветфона-максимальныйаварийныйуровеньводнойиземкостей (РВС, РГС,дренажные емкости).

Индикаторкнопки "ЗАГАЗ" имеетследующуюцветовуюкодировку: желтый цвет фона - срабатывание порога 1 загазованности на одной из площадок, красный цвет фона - срабатывание порога 2 загазованности на одной из площадок.

Индикатор кнопки "ПОЖАР РВС" имеет следующую цветовую кодировку:

желтый цвет фона - сигнализация"Тревога" на площадке РВС;

красный цвет фона - сигнализация "Пожар" на площадке РВС.

Рисунок1.5-Панель общих параметров

Окно оперативных сообщений представлено в виде таблицы со столбцами:

"Время сигнала" - время получения сигнала;

"Время";

"Сообщение"- наименование полученного сигнала (сообщения);

"Значение"- текущее значение полученного сигнала;

"Важность";

"Тип сигнала";

"Квитирован".

Фон строк таблицы и текст отображает состояние полученного сигнала:

Зеленый цвет фона и текст"<Наименование сигнала>УСТАНОВЛЕН"черного цвета- информационный сигнал установлен;

Желтый цвет фона и текст"<Наименование сигнала>УСТАНОВЛЕН"черного цвета- предупредительный сигнал установлен;

Красный цвет фона и текст"<Наименование сигнала>УСТАНОВЛЕН"черного цвета- аварийный сигнал установлен;

белый цвет фона и текст "<Наименование сигнала>СНЯТ" черного цвета- сигнал снят;

синий цвет фона и текст белого цвета - сообщение о подаче команды управления; фиолетовый фона и текст черного цвета- сообщение о доставке команды управления в контроллер;

темно-серый цвет и текст черного цвета-сообщение об ошибке исполнения команды управления.

Область видеокадра

В области видеокадра АРМ технолога отображаются основные элементы визуализации ТП,предназначенные для контроля и управления технологическим оборудованием:

мнемосхемы;

всплывающие окна управления и установки режимов объектов и параметров;

табличные формы;

тренды;

журналы событий.

На рисунке 1.6 представлены мнемознаки дискретного параметра. Вид "а" используется только для отображения уровней емкостей, параметров пожара и загазованности. В остальных случаях мнемознак имеет вид "б". С помощью данных мнемознаков отображаются все дискретные параметры.

Рисунок 1.6 -Мнемознаки дискретного параметра

3.1.3 Предложение по повышению надежности системы автоматизации

Надежностью называют свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, ремонтов, хранения и транспортировки.

Расширение условий эксплуатации, повышение ответственности элементов автоматизации УПСВ и их усложнение приводит к повышению требований надежности системы автоматизации.

Надежность является сложным свойством, и формируется такими составляющими, как безотказность, долговечность, восстанавливаемость и сохраняемость. Основным здесь является свойство безотказности - способность изделия непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение времени. Потому наиболее важным в обеспечении надежности автоматики УПСВ является повышение её безотказности.

Проектирование АСУ УПСВ осуществлялась таким образом, чтобы обеспечить безопасное, надежное и точное управление системами, а также предусмотреть эксплуатацию установки в наиболее эффективном режиме. АРМ оператора-технолога реализован на базе трех персональных компьютеров (2 рабочих и резервного), работающих в режиме горячего резервирования: АРМ полностью идентичны по программно-аппаратному составу, имеют общий источник точного времени и выделенный интерфейс (независимый от сегмента сети) для организации самоконтроля. Два АРМа основной и резервный размещаются в операторной УПСВ. 

Диагностика системы автоматизации УПСВ - это тестированиепервичных датчиков, программируемых контроллеров и исполнительных механизмов, а также выявление неисправностей, связанных с работой автоматического контроля и управления технологическим оборудованием, и составление диагностической карты неисправностей для последующего ремонта и устранения неполадок. Все аналоговые и дискретные системы автоматизации УПСВ Пограничного месторождения оснащены системами диагностики. Эти системы необходимы для управления системой сигнализации и блокировки. Системы диагностики служат незаменимым помощником в снабжении операторов информацией о работе насосных агрегатов и технологического оборудования в целом, информируют о возможных неисправностях узлов и агрегатов.

При разработке проекта системы автоматизации УПСВ разработчики уделили большое внимание на программное обеспечение, на надежную и безотказную работу ПЛК SIMATIC S7-200 фирмы Siemens, на обеспечение резервных бесперебойных блоков питания повышенной ёмкости, на взаимозаменяемость приборов и блоков, что должно было привести к безотказности системы автоматизации. Но в процессе эксплуатации была выявлена одна на первый взгляд незначительная ошибка, которая привела к остановке насосного оборудования и сбою абсолютно всех датчиков, подключенных к ПЛК.

Ошибка разработчиков схем автоматизации состоит в том, что все датчики и внешние сигнальные цепи запитаны от одного источника питания. Первичные датчики подключены через искробезопасные барьеры и при коротком замыкании цепей питания происходит отключение одного датчика. Внешние сигнальные цепи подключены без аппаратного разделения питания и при коротком замыкании любой сигнальной цепи происходит просадка напряжения по всей системе, что приводит к аварийной остановке технологического оборудования УПСВ. Одним из решений данной проблемы могло бы послужить разделение блоков питания на две категории: первая - питание первичных датчиков и вторая - питание сигнальных цепей и цепей управления. Вторая категория в обязательном порядке должна иметь гальваническую развязку от основных блоков питания. Также, в обязательном порядке, необходимо вывести на АРМ оператора аварийное сообщение о наличии -24V в цепях управления так как аварийное отключение и плановый запуск оборудования при отсутствии напряжения будет не возможен.

3.2 Расчет параметров клапана регулирования откачки нефти МЭП-630

Системой автоматического регулирования в данной работе является исполнительный механизм клапан регулировки давления нефти МЭП-630.

Цель его функционирования является поддержание заданного расхода нефти на выходе с насосных агрегатов внешней откачки НВО-1,2 УПСВ Пограничного месторождения.

Для определения оптимальных параметров настройки регулятора необходимы сведения о статических и динамических характеристиках объекта регулирования. Эти характеристики могут быть получены либо аналитически, либо экспериментально.

Переходная характеристика определена апериодическим звеном с запаздыванием (рисунок 3.1).

Общий вид передаточной функции в этом случае будет иметь следующий вид:



(3.1)

сброс откачка автоматизация контроллер

где коэффициент передачи объекта регулирования;

постоянная времени объекта;

время запаздывания объекта.

Выше названные параметры являются динамическими параметрами объекта регулирования и определяются графически по виду переходной характеристики (рисунок 3.2).

Для определения параметров данного объекта проводится касательная к переходной характеристике в точке ее наибольшего нарастания.

Постоянная времени объекта представляет собой временной отрезок от точки пересечения касательной, проведенной к переходной характеристике в точке где изменение выходной величины максимально, с осью абсцисс до точки ее пересечения с линией, установившегося значения параметра.

Из графика приведенного на рисунке 3.2 видно, что

Рисунок 3.1 -Изменение положения регулирующего органа

Рисунок 3.2 - Переходная характеристика для объекта регулирования

Время запаздывания определяется как временной промежуток с момента ввода возмущения до пересечения касательной с осью абсцисс. Из того же графика видно, что

Относительное изменение положения регулирующего органа определяется по формуле:

(3.2)

где максимально допустимое открытие регулирующего органа;

минимально допустимое открытие регулирующего органа.

Относительное изменение регулирующего параметра объекта определяется по формуле:

(3.3)



гдеустановившееся значение после нанесения ступенчатого воздействия;

значение регулируемой величины до ступенчатого воздействия.

Коэффициент передачи:

Передаточная функция объекта регулирования имеет вид:

Расчет параметров настройки регулятора.

В данном разделе необходимо определить оптимальные настройки регулятора в одноконтурной системе и оценить качество регулирования дискретной системы.

Настройки регулятора определяются методом комплексных частотных характеристик при ограничении на частотный показатель колебательности.

По перерегулированию ( и времени регулирования ( определяется по номограммам Солодовникова частотный показатель колебательности (М).

Частотный показатель колебательности - это отношение максимального значения амплитудно-частотной характеристики замкнутой системы (при резонансной частоте) к ее значению при



(3.4)

где АФЧХ замкнутой системы.

(3.5)

гдеАФЧХ разомкнутой системы.

Показатель колебательности характеризует склонность системы к колебаниям, чем больше показатель колебательности, тем менее качественная система.

Допустимый частотный показатель колебательности будет равен Мдоп=1,1.

Строится окружность по заданному Мдоп. Радиус этой окружности вычисляется по формуле:

Центр имеет координаты:

Так как частотный показатель колебательной не должен превышать допустимого значения, то АФЧХ разомкнутой системы не должен заходить в область, ограниченную окружностью, построенной для М, а должно только касаться ее. На этом построен алгоритм подбора настроек регулятора.

Далее выбирается период дискретизации. Период дискретизации - это наибольший общий делитель постоянной объекта и времени запаздывания. Таким образом, период дискретизации равен 10 с.

Находится z-передаточная функция приведенной непрерывной части. Исходя из того, что в системе используется экстраполятор нулевого порядка, z-изображение приведенной непрерывной части находится по формуле:

(3.6)

где

Полученная z-передаточная функция приведенной непрерывной части:

Передаточная функция разомкнутой системы с дискретным регулятором находится по формуле:

(3.7)

где z-передаточная функция приведенной непрерывной части;

z-передаточная функция регулятора.

По заданию необходимо рассчитать настройки для П регулятора. Тип регулятора выбирается на основе анализа свойств объекта, а именно отношения постоянной запаздывания и постоянной времени объекта

В данном случае что удовлетворяет условию исходя из этого предпочтительным является ПИ регулятор.

Z-передаточная функция дискретного ПИ регулятора равна:

(3.8)

где Т - период дискретизации (Т=7).

Передаточная функция разомкнутой системы будет иметь вид:

Определяется интервал варьирования постоянной интегрирования.

Строится на одной координатной плоскости запретная зона и АФЧХ разомкнутой системы. Затем выбирается коэффициент пропорциональности регулятора, так чтобы комплексная частотная характеристика разомкнутой системы не заходила в запретную зону, а только касалась ее. На основании данных составляется таблица 3.1.

Таблица 2.1 - Значение настроек ПИ-регулятора

Tи	Кр	Кр/Ти
1	2	3
20	1,045	0,05225
25	1,34	0,0536
30	1,658	0,055267
35	1,84	0,052571
40	1,97	0,04925
45	2,14	0,047556
50	2,254	0,04508
55	2,312	0,042036

Таким образом, оптимальными настройками являются Кр= 1,658, Tи = 30.

На рисунке приведен случай, когда настройки регулятора подобраны удачно:

Рисунок 3.3 -АФЧХ разомкнутой САР

Передаточная функция регулятора с найденными настройками имеет вид:

Для того чтобы убедиться в оптимальности полученных настроек, нужно рассчитать прямые и косвенные показатели качества замкнутой системы.

Передаточная функция замкнутой системы находится по формуле:

Определение показателей качества.

Строится график переходной характеристики замкнутой системы с найденными параметрами. График представлен на рисунке 3.4.

По данному графику определяются прямые показатели качества: перерегулирование и время регулирование.

Рисунок 3.4 -График переходной характеристики

Перерегулирование определяется по формуле:

гдемаксимальное отклонение регулируемой величины от установившегося значения;

установившееся значение регулируемой величины.

Время регулирования объекта:

Сравнив полученные показатели качества с заданными, видно, что значение перерегулирования и времени регулирования не превышает заданного значения.



Заключение

В данной выпускной квалификационной работе рассмотрена реконструкция системы автоматизации УПСВ Пограничного месторождения АО «Газпромнефть-ННГ». Благодаря внедрению ПЛК SIMENSS7-200 и программного обеспечения в автоматизацию технологических процессов подготовки нефти достигается следующее:

Автоматическое выполнение правильной последовательности операций при включении и отключении насосно-силовых агрегатов, автоматизированный контроль уровня в технологических аппаратах, автоматическое открытие и закрытие задвижек,включение в работу вспомогательных систем и резервного оборудования, срабатывание аварийных защит УПСВ по различным параметрам и т.д.

Сбор информации о контролируемом процессе УПСВ, и передача данных в реальном времени по локальной сети, предоставление архивной информации в удобной для восприятия форме, ведение архивной базы данных.

Оповещение персонала об обнаружении аварийных событиях, связанных с ходом контролируемого технологического процесса, регистрация действий персонала.

Постоянный контроль и сигнализация параметров работы насосно-силовых агрегатов, изменение технологических параметров которых может привести к аварийной ситуации, управление по каналам телемеханики.

Непосредственное автоматическое управление технологическим процессом УПСВ в соответствии с заданными алгоритмами с возможностью перехода в ручной режим, так со щита, так и по месту.

Актуальным на сегодняшний день вопросом является полная автоматизация УПСВ и ДНС на месторождениях АО «Газпромнефть-ННГ» на основе микропроцессорной системы автоматики с управлением всеми технологическими процессами через персональный компьютер. Целью создания системы автоматизации УПСВ является обеспечение выполнения заданных объемов подготовки, транспортирования и поставки нефти с минимальными затратами энергетических, материально-технических и трудовых ресурсов, повышение надежности и живучести технологического оборудования и средств автоматизации УПСВ, расширение функциональных возможностей, увеличение периодичности технического обслуживания и ремонта технологического оборудования.



Список использованных источников

Технологический регламент Пограничного месторождения АО «Газпромнефть-ННГ». 2015 г.

Рабочая документация «Автоматизация технологических процессов» 06/12-ННГ/нсп-АТХ.ИО. 2014 г.

Технологический регламент УПСВ ЦППН-1 АО «Газпромнефть-ННГ» Пограничного месторождения, 2014г.

Бесекерский, В.А. Теория автоматического регулирования / В. А. Бесекерский, Е.П. Попов - М.: Наука, 2012. - 768 с.

Востриков, А.С. Теория автоматического регулирования / А.С. Востриков, Г.А. Французова. - М.: Высшая школа, 2014. - 365 с.

Техническое описание ПЛК SIMATIC S7-200. 2014

Техническая документация Siemens. 2014г.

Иванов, В.А. Автоматизация системы управления / В.А. Иванов // Образование. № 8. 2011. - С. 15 - 45.

Клюев, А.С. Проектирование системы автоматизации технологических процессов / А.С. Клюев, Б.В. Глазов, А.Х. Дубовский, А.А. Клюев. - М.: Справочное пособие, 2003. - 464с.

Королёв, Г.В. Электронные устройства автоматики / Г.В. Королёв. - М.: Высшая школа, 2011. - 283с.

Маньков, В.Д. Обеспечение безопасности при работе с ПЭВМ / В.Д. Маньков. - М.: Политехника, 2014. - 280с.

Схиртладзе, А.Г. Автоматизация технологических процессов: Учебное пособие / А.Г. Схиртладзе, С.В. Бочкарев, А.Н. Лыков. - Ст. Оскол: ТНТ, 2013.-524с.

Алексеев, К.А. Монтаж средств измерений и автоматизации / К.А. Алексеев [и др.]. - М.: Энергоиздат, 2000. - 488с.

Егоров, Г.А. Управляющие вычислительные комплексы для промышленной автоматизации: Учебное пособие / Н.Л. Прохоров, Г.А. Егоров, В.Е. Красовский; Под ред. Н.Л. Прохоров, В.В. Сюзев. - М.: МГТУ им. Баумана, 2012. - 372с.

Емельянов, А.И. Проектирование систем автоматизации технологических процессов / А.И. Емельянов, С.З. Капник, - М.: энергоиздат, 2011. - 400с.

Размещено на Allbest.ru

...