Проектирование автоматизированной системы управления насосной станцией НПС "Апрельская"

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

СОДЕРЖАНИЕ

  • Введение 3
  • 1. Технологический процесс перекачки нефти 5
    • 1.1 Общая характеристика магистрального нефтепровода и НПС 5
    • 1.2 Режимы работы нефтеперекачивающих станций 6
  • 2. Автоматизация насосной станции 8
    • 2.1 Задачи и объекты автоматизации 8
    • 2.2 Структура системы автоматизации 10
    • 2.3 Выбор технических средств нижнего уровня 11
      • 2.3.1 Выбор средств измерения 11
      • 2.3.2 Выбор микропроцессорного контроллера 16
    • 2.4 Разработка алгоритма контроля и управления НПС 26
    • 2.5 Разработка программы контроллера 28
    • 2.6 Разработка операторского интерфейса 29
      • 2.6.1 Выбор инструментального пакета 29
      • 2.6.2 Рабочее место оператора 38
      • 2.6.3 Разработка операторского интерфейса на базе TRACE MODE 6 38
  • 3. Расчет надежности проектируемой системы автоматизации 40
    • 3.1 Общие положения по расчету надежности 40
    • 3.2 Расчет показателей надежности 42
  • 4. Комплексная оценка экономической эффективности 46
    • 4.1 Расчет показателей экономической эффективности проекта 46
    • 4.2 Расчет единовременных затрат 49
    • 4.3 Затраты на разработку. 50
    • 4.4 Расчет затрат на разработку программного обеспечения 52
    • 4.5 Затраты на изготовление, внедрение и отладку системы 56
    • 4.6 Выводы по разделу 64
  • 5. Оценка безопасности и экологичности проекта 65
    • 5. 1 Охрана труда оператора 66
      • 5.1.1 Санитарно-гигиенические условия оператора 66
      • 5.1.2 Расчет искусственного освещения в помещении операторной 72
      • 5.1. 3Защита от статического электричества и излучений 76
      • 5. 1. 4 Электробезопасность и молниезащита 77
      • 5.1.5 Оценка пожарной опасности операторной 79
    • 5.2 Экологичность проекта 80
    • 5.3 Чрезвычайные ситуации мирного времени 83
    • 5.4 Выводы по разделу 86
  • ЗАКЛЮЧЕНИЕ 88
  • Список использованных источников 90
  • Приложение А 91
  • Приложение Б 92
  • Приложение В 98
  • Приложение Г 104
  • Приложение Д 105

ВВЕДЕНИЕ

На всех этапах развития отечественной нефтяной промышленности наряду с созданием новых технологических объектов и сооружений разрабатывались и применялись методы и средства, освобождающие работников предприятий от наиболее трудоемких операций и облегчающие управление объектами в процессе их эксплуатации. На действующих нефтяных объектах применяются разнообразные средства механизации, контроля и регулирования технологических процессов. Многие предприятия нефтегазовой отрасли относятся к высокоавтоматизированным с централизованным контролем и управлением технологическими объектами.

Научно-техническая революция в современном техническом производстве в значительной мере связана с автоматизацией производственных процессов. Автоматизация способствует росту производительности труда и коренным образом меняет роль человека в процессе производства.

Современные нефтегазодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятков и сотен квадратных километров. Технологические объекты связаны между собой через продуктивный пласт и поток продукции, циркулирующей по технологическим коммуникациям. Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду, поэтому для нормального функционирования нефтегазодобывающего предприятия необходимо обеспечить надежную работу технологического оборудования, дистанционный контроль за работой технологических объектов и их состоянием, что может быть достигнуто только с помощью автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Кроме того, внедрение АСУ ТП позволяет значительно повысить эффективность нефтегазодобывающего производства за счет: получения достоверной информации с распределенных технологических объектов и оперативного контроля и управления процессами добычи, транспорта, подготовки и учета готовой продукции, повышения безопасности производства, улучшения экологической обстановки в нефтегазодобывающем регионе, снижения трудоемкости управления процессами нефтегазовой добычи.

В настоящее время промышленность выпускает много высококачественных и точных приборов для систем автоматизации и для управления технологическими процессами. Физические процессы, которые происходят на технологических объектах сопряжены с возможными погрешностями, а значит и с изменением точности измерения. При современном развитии оборудования повышаются требования к надежности и бесперебойной доставки нефти, нефтепродуктов потребителям, так как даже небольшие потери продукта и простои оборудования приводят к значительным убыткам.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ

1.1 Общая характеристика магистрального нефтепровода и НПС

перекачка нефть автоматизация насосная

К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью более 50 км. Магистральный нефтепровод состоит из линейной части, головной и промежуточных насосных станций, системы подводящих и отводящих трубопроводов и наливных пунктов.

Головная НПС предназначена для приема нефти с нефтепромыслов и закачки ее в трубопровод. На приеме головной НПС по числу подающих нефтепроводов устанавливаются камеры приема скребков-очистителей и фильтры грязеуловители. Очищенная от грязи и механических примесей нефть поступает в камеру счетчиков, где учитывается поступившая от каждого поставщика отдельно масса нефти. Далее нефть поступает в распределительный коллектор, предназначенный для направления нефтяных потоков к свободным емкостям резервуарного парка. Для предотвращения попадания грязи и механических примесей из резервуарного парка в магистральный трубопровод на всасывании подпорных агрегатов устанавливаются фильтры.

Подпорные агрегаты обеспечивают откачку нефти из резервуаров и создание необходимого подпора на приеме основных агрегатов. На выходе основных перекачивающих агрегатов устанавливают регулятор давления, поддерживающий параметры перекачки в заданных пределах. На нагнетании перекачивающей станции монтируется площадка пуска скребка-очистителя.

В перекачивающих насосных обычно устанавливают 3−4 однотипных магистральных насосных агрегатов, один из которых является резервным. Каждый агрегат состоит из центробежного насоса с приводом от высоковольтного двигателя.

1.2 Режимы работы нефтеперекачивающих станций

Режим работы магистрального нефтепровода определяется схемой работы перекачивающих станций: «через емкость», «с подключенной емкостью» и «без емкости». При режиме «через емкость» поступающая на насосно-перекачивающую станцию (НПС) нефть поступает в один или несколько резервуаров станции, и в то же время, отбирается подпорной НПС из другого резервуара в магистральный трубопровод. Этот режим обычно применяется на головных НПС, где отсутствуют средства измерения количества и качества нефти, а значения количества и качества определяются по измерениям в резервуарах. При этом способе необходимо иметь на НПС большое количество резервуаров.

При режиме «с подключенной емкостью» основной поток нефти подается непосредственно на всасывание подпорной НПС, а в резервуары или из них поступает только часть нефти, которая равна разности между потоками до и после станции. При таком способе перекачки требуется небольшое количество резервуаров.

При режиме «без емкости» («из насоса в насос») весь поток нефти из трубопровода на приеме станции поступает на всасывание основной магистральной НПС.

Схема перекачки «из насоса в насос» получило повсеместное распространение. По этой схеме весь трубопровод разбивается на несколько эксплуатационных участков длиной 400−600 км. В начале каждого участка строится станция с резервуарным парком, подпорная станция и магистральная насосная. Через 60 км строятся промежуточные НПС. Расстояние от станции к станции определяется так, чтобы давление нефти, поступающей на промежуточную НПС, было выше кавитационного запаса магистральных насосных агрегатов. К этому давлению добавляется напор, создаваемый промежуточной НПС. При работе по этой схеме все насосные участки оказываются связанными между собой единым потоком нефти. Поэтому условия работы каждой НПС оказывают влияние на работу других НПС.

Если одна НПС выйдет из строя, то это приведет к остановке всего нефтепровода. В этом случае участок нефтепровода для НПС, расположенный перед остановившейся увеличивается вдвое, при этом сопротивление нового участка увеличивается и для сокращения потерь предыдущая НПС работает с меньшей подачей. Такой режим работы называется «через станцию».

На пуск и остановку НПС или отдельных ее агрегатов, а также на переход с агрегата на агрегат должно быть соответствующее письменное распоряжение или разрешение диспетчера НВ УМН (в аварийных ситуациях остановка производится без согласования с диспетчером с последующим уведомлением о причине остановки).

Подготовка технологической схемы перекачки производится по распоряжению диспетчера НВ УМН. При этом оператору НПС необходимо проследить открытие задвижек на входе и выходе заслонок регуляторов давления, а также произвести технологические переключения задвижек на скребке.

От подпорной насосной нефть через задвижку поступает на прием магистральной насосной.

Подготовку системы энергоснабжения производит дежурный электромонтер по распоряжению оператора НПС согласно инструкций и правил.

Подготовка технологических схем вспомогательных систем производится оператором НПС и дежурным электромонтером согласно соответствующих инструкций.

После подготовки энергоснабжения и технологических схем вспомогательных систем необходимо подготовить к работе системы автоматики и включить вспомогательные системы в работу [1].

2. АВТОМАТИЗАЦИЯ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ

2.1 Задачи и объекты автоматизации

Транспортирование ценных нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам требует надежных и хорошо функционирующих систем управления.

Выпадение из графика работы технологического процесса даже на несколько часов вызывает значительные потери и ущерб как для организации-эксплуатационника магистрали, так и для принимающей транспортируемый продукт стороны.

Надежность и экономичность эксплуатации какой-либо трубопроводной магистрали не может обеспечиваться простым совместным монтажом и сборкой даже самых отличных двигателей, насосов, арматуры и труб, если отсутствуют дополнительные устройства управления технологическим процессом, отсутствует оборудование безопасности, а также измерительные средства и оборудование передачи данных, обеспечивающие работу системы в соответствии с предписаниями технологии.

В системе автоматизации предусматривается:

— автоматическая защита оборудования насосной и магистрального нефтепровода;

— автоматическое регулирование давления на нагнетании и всасывании станции;

— программное управление каждым исполнительным механизмом, т. е. управление насосным агрегатом, задвижкой и т. д.

Автоматическая защита заключается в автоматическом выполнении операций управления основным и вспомогательным оборудованием, обеспечивающим локализацию аварийных ситуаций. Схемы защиты подразделяются на допускающие и не допускающие повторный дистанционный запуск насосных агрегатов из диспетчерского пункта.

Аварийные ситуации могут быть связаны с авариями непосредственно на станции. К ним относятся: аварийная загазованность, пожар, недопустимые изменения давления нефти на всасывании и нагнетании насосной.

При аварийной загазованности и пожаре в отделении насосов защита отключает все магистральные насосные агрегаты всех систем НПС, кроме вентиляционной установки (в случае загазованности).

Магистральные насосные агрегаты отключаются по программе с закрытием задвижек на всасывании и нагнетании каждого агрегата.

При регулировании давления в магистральных трубопроводах необходимо одновременно удовлетворять требованиям как надежности, так и экономичности. Главная задача много насосных нефтеперекачивающих станций заключается в увеличении линейного давления в такой степени, чтобы в результате можно было выполнить задачу по транспортированию продукта в требуемый срок. Система регулирования должна обеспечить поддержание давления в определенных пределах как на стороне всоса, так и на выходной стороне, и, одновременно с этим, должна защищать линию также и от изменения давления, вызываемого прочими факторами.

Главной характерной особенностью регулирования является следующее: регулирующую заслонку открывать надо медленно, а закрывать — быстро.

Исправность рабочего насоса обычно контролируется по давлению на нагнетании, так как большинство неисправностей этих агрегатов приводит к уменьшению этого давления. Если через несколько секунд после команды на запуск насосный агрегат не разовьет требуемого давления, он отключается и запускается другой агрегат системы, выбранный переключателем в качестве резервного. Одновременно в операторной включается сигнал неисправности. Сигнал в операторной дается по каждой вспомогательной системе индивидуально. Если через несколько секунд давление не достигнет установленной величины, он отключается и дается команда в систему защиты перекачивающей насосной на ее аварийное отключение.

При остановке перекачивающей насосной дается команда на отключение всех систем.

2.2 Структура системы автоматизации

Иерархически система автоматизации насосной станции НПС разбита на два уровня. Величина измеряемого параметра с технологических датчиков, вторичных преобразователей в виде аналоговых или цифровых сигналов поступает на нижний уровень — контроллер MIC-2000. Контроллер выполняет следующие основные функции:

— сбор и обработку аналоговых измерений;

— сбор и обработку цифровых сигналов аварий, предупредительной сигнализации и состояний технологического оборудования;

— управление насосными агрегатами, вентиляторами и прочими исполнительными механизмами;

— автоматическое регулирование параметров системы;

— обнаружение и регистрация первопричины аварийных ситуаций;

— обмен информацией со вторым уровнем управления.

Верхний уровень управления реализован на базе персонального компьютера, который находится в операторной и выполняет следующие функции:

— обеспечивает круглосуточный обмен информацией с контроллерами;

— выполняет обработку полученной информации, формирование баз данных замеров, а также предыстории текущих событий;

— отображает полученную информацию в виде таблиц и на мнемосхемах с возможностью показа как полного перечня параметров, так и параметров по конкретной технологической подсистеме;

— построение графиков тенденций развития технологических процессов;

— дистанционное управление оборудованием;

— обеспечивает формирование и печать отчетно-учетных документов.

Связь между нижним и верхним уровнями реализована по последовательному интерфейсу с использованием протокола M-Link [2].

2.3 Выбор технических средств нижнего уровня

2.3.1 Выбор средств измерения

Произведем выбор датчиков температуры для подшипников четырех подпорных агрегатов, а также для измерения температуры нефти в корпусе насоса.

На насосных агрегатах температура измеряется на трех подшипниках: верхний, нижний и опорный. Для выбора датчика температуры будем руководствоваться требованиями, описанными технологической картой уставок микропроцессорной системы автоматики на предприятии.

Температура верхнего и нижнего подшипников электродвигателя имеет следующие пределы измерения: −60…−90 0С. Температура опорного подшипника имеет следующие пределы измерения: −60…−80 0С. Необходим датчик для измерения температуры поверхности твердых тел.

Согласно приведенным основным и дополнительным параметрам составим таблицу 3.1 сравнения датчиков температуры и произведем выбор наиболее подходящего.

Согласно приведенной таблице 3.1 обзора датчиков температуры, произведем выбор.

Для измерения температуры нефти в корпусе насосного агрегата выберем датчик фирмы WIKA UT10, представленный на рисунке 2.1. Данный датчик имеет сравнительно маленький предел погрешности, высокую защиту от пыли и влаги и поддерживает HART-протокол. Эти критерии выбора являются наиболее важными при выборе [8].

Рисунок 2.1 — Датчик температуры WIKA UT10

Для измерения температуры на подшипниках электродвигателя выберем датчик зарекомендовавшей себя фирмы Метран-241.

Для выбора датчика давления будем руководствоваться требованиями, описанными технологической картой уставок микропроцессорной системы автоматики на предприятии. Диапазон требуемых пределов измерений давления на выходах агрегатов должен составлять от 0 до 10 МПа. Для датчика, измеряющего давление на входе подпорной насосной станции необходим максимальный предел 0,25 МПа.

Рассмотрев основные критерии датчиков по измерению давления агрессивных жидкостей, сведем данные в таблицу 3.2.

В соответствии с таблицей 3.2 произведем выбор датчиков давления. Для измерения давления на выходах подпорных агрегатов был выбран датчик фирмы Rosemount 3051С, представленный на рисунке 2. 2, так как имеет малую относительную погрешность, широкую возможность перестройки диапазона измерения, поддержка HART — протокола, высокие эксплуатационные показатели [10].

Рисунок 2.2 — Rosemount 3051С

Данный датчик предназначен для измерения разности давления, абсолютного и относительного давления, в течениях и для применения в других специальных аппликациях, требующих высокую надежность, точность и стабильность.

Для измерения давления на входе подпорной насосной станции выбираем датчик зарекомендовавшей себя фирмы Метран 44-Ex ДД, учитывая небольшую погрешность, возможность перестройки диапазонов, также поддержка HART — протокола, высокую степень защиты от влаги и пыли и т. д. Датчик Метран-44-Ex-ДД представлен на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3. — Метран-44-Ex-ДД

Датчик предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования, управления, и обеспечивают непрерывное преобразование значения измеряемого параметра в унифицированный токовый сигнал. Данные датчики выпускаются только с микропроцессорным преобразователем, который имеет преимущество перед датчиками с аналоговым преобразователем по всем показателям: метрологическим, функциональным и эксплуатационным.

Произведем выбор датчиков уровня. Уровень необходимо измерять на емкости сбора утечек. Рассмотрим требования к датчикам уровня, предъявляемые предприятием. Значение уставок уровня выглядит следующим образом: 0,3…2,4 м. Измеряемая среда — нефть, то есть агрессивная среда.

Согласно приведенным основным и дополнительным параметрам составим таблицу 3.3 сравнения датчиков уровня и произведем выбор наиболее подходящего.

Согласно приведенной таблице, выбираем датчик измерения уровня ДУУ3−01, продукцию ЗАО «Альбатрос» (рисунок 2. 4).

49

Рисунок 2.4 — Датчик измерения уровня ДУУ3 — 01

Датчики уровня или раздела сред ультразвуковые ДУУ3 предназначены для непрерывного контактного автоматического измерения уровня жидких продуктов или уровня раздела сред, определяемого положением поплавка датчика, скользящего по чувствительному элементу датчика, в емкостях технологических и товарных парков [11].

Произведем сравнение и выбор датчиков вибрации.

Вибрация замеряется на верхнем, нижнем и опорном подшипниках четырех насосных агрегатов.

Согласно требованиям, описанным технологической картой уставок микропроцессорной системы автоматики на предприятии, произведем выбор наиболее подходящих датчиков вибрации из существующих на сегодняшний день. Обзор датчиков представлен в таблице 2.4.

Таблица 2.4 — Обзор датчиков измерения виброскорости

Критерии выбора

ИКЛЖ. 402 248. 004

ИЦФР. 402 248. 002

ИВД-3

ДВСТ-1

Аргус-М

Виброскорость, мм/с

0−40

0−40

0−70

0−40

0−40

Критерии выбора

ИКЛЖ. 402 248. 004

ИЦФР. 402 248. 002

ИВД-3

ДВСТ-1

Аргус-М

Срок службы, лет

12,5

12,5

12,5

-

8

Диапазон температур, 0С

-40…70

-40…70

-40…85

-40…80

10…40

Выходной сигнал

4−20

4−20

4−20

4−20

4−20

Погрешность,%

7

7

8

8

5

Взрывозащищенность

1Ex[ib]dllBT6

[12]

1Ex[ib]mllBT6

1Ex[ib]mqllCT6

1ExibllCT5x

1ExibllCT5 [14]

Степень защиты от пыли и воды

-

IP66 [12]

IP67 [13]

IP66 [12]

-

Согласно вышеприведенной таблице 2. 4, выбираем датчик измерения виброскорости ИВД-3 (компания «Прософт-Системы»), так как они имеет высокие показатели, такие как защита от пыли и влаги, малую погрешность, более широкий диапазон температур эксплуатации.

Этот датчик (рисунок 2. 5) предназначен для работы в системах вибродиагностики и виброзащиты турбоагрегатов, насосов, электродвигателей и другого оборудования. Он производит измерение параметров вибрации по 1, 2, 3 взаимно перпендикулярным направлениям, может работать как интеллектуальный выключатель оборудования (датчик-реле) [13].

Схема автоматизации нефтеперекачивающей станции приведена в приложении А. Перечень контролируемых параметров, датчиков и приборов приведены в приложении Б.

Рисунок 2.5. — Датчик измерения виброскорости ИВД-3

2.3.2 Выбор микропроцессорного контроллера

В настоящее время на рынке средств автоматизации имеется большой выбор программируемых логических контроллеров (ПЛК), как отечественного, так и зарубежного производства.

Отечественные контроллеры, такие как: АДКУ, Ремиконт, СТМ и т. д. имеют более низкую цену в сравнении с зарубежными аналогами, а небольшая географическая удалённость производителя от заказчика облегчает решение вопросов, связанных с доставкой, обслуживанием и консультативной поддержкой.

Импортные ПЛК, такие как: ScadaPack, PLC-Direct, Allen Bradley, Siemens имеют несравненно более высокую цену, что связано с более высокой себестоимостью (более современные и дорогие микросхемы), затратами на транспортировку, таможенными сборами. При этом они превосходят контроллеры российского производства по ряду таких показателей, как:

— надёжность;

— быстродействие;

— удобство программирования и др.

Особенностью технологических объектов нефтегазовой промышленности является то, что прибыль, получаемая от их работы, в основном зависит от точности и стабильности ведения технологического процесса во времени. Нарушение технологического режима снижает качество и объём перекачиваемого продукта.

Таким образом, чем меньше отклонений от технологического режима и аварийных остановок объекта происходит за определённый промежуток времени, тем больше прибыли получает предприятие. Таким образом, из изложенного выше примера видно, что наиболее значительным критерием выбора средств автоматизации является надёжность, что склоняет наш выбор в сторону зарубежных контроллеров.

Для выбора конкретного типа контроллера необходимо провести сравнительный анализ некоторых существующих микропроцессорных контроллеров. Для сравнения возьмем четыре контроллера разных фирм и стран производителей. Контроллеров САКМАР фирмы «Авитрон-Ойл», MIC-2000 фирмы «Advantech» (Тайвань), SLC-500 фирмы «Allen Bradley» (США) и ЭКОМ-ТМ НПФ «ПРОСОФТ-Е».

В таблице 2.5 представлена сравнительная характеристика контроллеров.

Выбор базового комплекса технических средств автоматизации производился с учетом удовлетворения не только вышеперечисленных общих требований, но и следующих важных условий:

— 100% РС-совместимость;

— гибкость способов установки, монтажа и конфигурирования;

— модульность блоков, дающая возможность наращивания и модернизации;

— специфические требования (автодиагностика, автоперезапуск, энергонезависимая память и т. д.);

— приемлемая стоимость.

Таблица 2.5. — Сравнительная характеристика контроллеров

Характеристика

САКМАР

MIC-2000/11

(Тайвань)

SLC 500/04

(США)

ЭКОМ-ТМ

Аналоговые сигналы

16 входов:

-10-ти разрядный АЦП.

-Нормированный сигнал 0−5 или 4−20 мА.

-Расширение не возможно.

16 входов:

-12-ти разрядный АЦП, 100кГц

-Нормированный сигнал 0−5, 0−20, 4−20 мА, 0−10 В.

96 входов:

-12-ти разрядный АЦП.

-Нормированный сигнал 0−5, 0−20, 4−20 мА, 0−10 В.

8 входов:

-12-ти разрядный АЦП.

-Нормированный сигнал 0−5,0−20,4−20мА, 0−10 В.

-Погрешность

измерения не

более 0. 1%.

-Расширение до 64 входов.

Дискретные входные сигналы

38 ходов:

-Расширение не возможно.

-Предельно допустимое напряжение между цепями 100 В.

16 входов:

-Расширение возможно.

-Диапазон входного напряжения: 0… 30 В.

До 900 входов.

16 ходов:

-расширение до 48.

-Гальваническая изоляция 1500 В.

-Встроенный источник напряжения для питания сухих контактов.

Дискретные выходы

30 выходов:

-Максимально коммутируемое напряжение 220 В.

-Максимально коммутируемый ток не более 5 А.

16 выхода:

-Коммутируемое напряжение: от 5 до 40 В постоянного тока.

-Максимально коммутируемый ток не более 200 мА.

--

2 выхода:

-Максимально коммутируемое напряжение 220 В.

-Максимально коммутируемый ток не более 10А.

-Расширение до18.

Скорость обмена с компьютером верхнего уровня

1200 бод.

115 200 бит/сек

До 230 Кбод.

До 9600 бод.

Наработка на отказ

20 000 часов

до 70 000 часов

400 000 часов

120 000 часов

Температура окружающей среды

-50 +50 °С

0 +50 °С

0 +60 °С

-40 +55 °С

Возможность автономного решения задач защит

Нет

Есть

Есть

Есть

Внеочередной выход контроллера на связь с диспетчерским пунктом при фиксации нарушений технологического режима.

Нет

Да

Да

Да

Возможность существенного расширения состава контролируемых технологических параметров путем добавления в состав контроллера дополнительных модулей.

Нет

Да

Да

Да

Открытый протокол взаимодействия с верхним уровнем.

Нет

Да

Да

Да

Программное обеспечение.

Абсолютно закрыто.

Предусмотрены два языка: Техно FBD и Техно IL.

Написание программ ведется на языке программирования Ladder Logic

Операционная система ДОС 6. 22. Логика работы программируется при помощи программного обеспечения типа «Конфигуратор» или SoftBasic.

Возможность подключения других приборов и контроллеров.

Подключение контроллеров «Авитрон-Ойл»

--

--

Подключение контроллеров Octagon, Fastwel, УРСВ, Фишер, БКНС-2 СТМ-УЭЦН и др.

Цена станции в сборе.

50 000 р.

100 000 р.

200 000 р.

60 000 р.

Указанным условиям полностью удовлетворяет продукция фирмы Advantech (Тайвань). Серия MIC представляет собой функционально полный набор плат, устройств, аксессуаров и программного обеспечения для построения систем автоматизации любой сложности и состоит из следующих основных разделов:

— процессорные платы;

— платы цифрового и аналогового ввода/вывода;

— платы расширения;

— коммуникационные платы;

— монтажные каркасы;

— объединительные платы и блоки питания;

— устройства нормализации и гальванической развязки;

— функциональные клавиатуры и дисплеи;

— аксессуары;

— программное обеспечение.

Таким образом, в состав этой серии входит семейство высокопрочных промышленных компьютеров, для которых характерна гибкость IBM PC совместимых вычислительных систем. В основу изделий положена открытая технология пассивной объединительной платы с магистралью ISA, что обеспечило возможность создания модульной конструкции, применение которой позволяет сократить время и затраты на обслуживание системы, а также существенно упростить ее последующую модернизацию. Благодаря высокой механической прочности, применение изделий серии MIC-2000 оптимально в жестких условиях эксплуатации при наличии вибрационных и ударных нагрузок, когда использование обычных офисных персональных ЭВМ невозможно.

Основные характеристики:

— возможность монтажа на панель или в 19-дюймовую стойку;

— 8- или 11-позиционные пассивные объединительные платы с магистралью ISA;

— сокращение времени технического обслуживания за счет модульной конструкции;

— возможность фронтального подключения каналов ввода-вывода;

— порядок проводного монтажа, аналогичный используемому в системах на базе ПЛК;

— устойчивость к механическим воздействиям за счет фиксации модулей с 4 сторон;

— удобство установки и извлечения модулей благодаря наличию ручек-экстракторов;

— защита от пыли путем создания положительного давления воздуха в пределах конструктива;

— наличие сменного воздушного фильтра;

— сменный блок питания мощностью 250 Вт.

Технические данные:

а) конструктивное исполнение: стальное шасси повышенной прочности;

б) система охлаждения: вытяжной вентилятор производительностью 54.4 м?/ч, расположенный в верхней части конструктива и предназначенный для охлаждения блока питания; один приточный вентилятор производительностью 146.4 м?/ч, оснащенный воздушным фильтром и расположенный в нижней части конструктива;

в) органы управления: выключатель питания со светодиодной индикацией положения;

г) выход питания: клеммы выходов блока питания +5 В и +12 В постоянного тока, расположенные на передней панели;

д) габаритные размеры:

1) MIC-2000/8 (8 установочных позиций): 345×266.5×162 мм;

2) MIC-2000/11 (11 установочных позиций): 423×266.5×162 мм (модули половинной длины);

е) пассивная объединительная плата: 4-слойная печатная плата, имеющая отдельные слои цепей питания и земли;

ж) масса:

1) MIC-2000/8: 6.0 кг;

2) MIC-2000/11: 7.5 кг;

и) блок питания:

1) выходная мощность: 250 Вт;

2) диапазон входного напряжения: переключаемый от 90 до 130 В или от 180 до 264 В переменного тока с частотой от 47 до 63 Гц;

3) выходное напряжение: +5 В @ 25А; +2 В @ 10А; -12 В @ 0. 5А; -5 В @ 0. 5А;

4) среднее время безотказной работы: 50 000 ч при 70-процентной нагрузке;

5) требования безопасности: TUV, UL/CSA;

6) электромагнитная совместимость: FCC/VDE Class A;

7) диапазон рабочих температур: от 0 до 50 °C;

8) относительная влажность воздуха: от 10… 95% при 40 °C без конденсации влаги;

п) устойчивость к механическим воздействиям в рабочем состоянии:

1) синусоидальная вибрация в диапазоне от 5 до 17 Гц с размахом вибросмещения 2.5 мм;

2) случайная вибрация в диапазоне от 17 до 500 Гц с виброускорением l. 5g;

3) одиночный удар с ускорением 10g длительностью 11 мс.

Для этой серии характерны полная РС-совместимость, высокая надежность (до 70 000 часов наработки на отказ), широкий диапазон рабочих температур (от -40 до +85С), энергонезависимая память, низкое энергопотребление для корпусов со слабой вентиляцией или без нее, устойчивость к ударам и вибрациям. С ее помощью можно сконфигурировать систему автоматизации любого уровня сложности для приема, обработки и выдачи любого вида сигналов. Перечисленные качества серии MIC позволяют использовать ее в особо ответственных случаях, где требуется высочайшая надежность работы системы.

Аппаратная часть системы управления построена на основе IBM-совместимого компьютера типа PENTIUM и промышленных компьютеров MIC-2000 фирмы ADVANTECH.

В состав УСО MIC-2000 входит набор стандартных плат:

MIC-2718 — модуль аналогового ввода (8 дифференциальных или 16 потенциальных каналов 12-битового АЦП, 100 кГц).

MIC-2718 является высокопроизводительным модулем аналогового ввода, который позволяет реализовывать экономичные измерительные системы и комплексы для промышленной автоматизации.

Основные характеристики:

— каналы аналогового ввода: 16 однополярных или 8 дифференциальных;

— АЦП: 12 разрядов, время преобразования не более 8 мкс;

— буфер: Встроенный, FIFO размером 1024 слова;

— диапазон входного сигнала (устанавливаемый программным способом): в режиме дифференциального ввода: ±5 мВ. ±10 мВ. ±50 мВ, ±100 мВ, ±500 мВ, ±1 В, ±5 В, ±10 В; в режиме однополярного ввода: 0… 10 мВ, 0… 100 мВ, 0…1 В, 0… 10 В;

— максимально допустимое напряжение на входе: ±30 В;

— режимы запуска аналогово-цифрового преобразования: программный запуск, запуск от встроенного формирователя импульсов, запуск внешним импульсом;

— вход внешнего запуска: совместимый с ТТЛ;

— режимы передачи данных: программный опрос, по прерыванию, с использованием DMA;

— максимальная частота дискретизации и предел основной погрешности измерения:

Коэффициент усиления Частота дискретизации Погрешность

0. 5;1 100.0 кГц 0. 01% полной шкалы ±1 МР;

5; 10 35.0 кГц 0. 02% полной шкалы ±1 МР;

50; 100 7.0 кГц 0. 04% полной шкалы ±1 МР;

500; 1000 0.8 кГц 0. 08% полной шкалы ±1 МР;

— динамическая нелинейность: ±1 МР;

— цепь нормализации входного сигнала: место для установки RC-фильтра и токового шунта сопротивлением 250 Ом;

— требования по питанию: напряжение (5. 00±0. 25) В, максимальный потребляемый ток 500 мА, напряжение (12. 0±0. 6) В, максимальный потребляемый ток 200 мА.

MIC-2730 — модуль дискретного ввода (два 16-разрядных оптоизолированных канала цифрового ввода со светодиодной индикацией состояния линий).

Модуль MIC-2730 содержит 16 гальванически изолированных каналов дискретного ввода и предназначен для осуществления контроля состояния различных коммутационных устройств и датчиков в системах и комплексах промышленной автоматизации.

Основные характеристики:

— количество каналов ввода: 16;

— режимы ввода: изолированный или неизолированный (устанавливается с помощью переключателей).

Параметры каналов в режиме изолированного ввода:

— количество общих проводов: 2 (изолированных между собой);

— диапазон входного напряжения: 0… 30 В;

— пороговое напряжение: уровень логического 0 — не более 1 В, уровень логической 1 — не менее 4 В;

— входное сопротивление: 2 кОм (0,5 Вт);

— напряжение изоляции: 2500 В постоянного тока;

— максимальная частота входного сигнала: 10 кГц.

Параметры каналов в режиме неизолированного ввода (совместимого с ТТЛ):

— логические уровни: логический 0 (низкий) — не более 0.8 В, логическая 1 (высокий) — не менее 2.0 В;

— входной ток: для логический 0 — не более 0.4 мА при 0.5 В; для логическая 1 — не более 50 мкА при 2.7 В;

— сопротивление установленного нагрузочного резистора: 10 кОм;

— пропускная способность одного канала: 30 кГц;

— количество светодиодных индикаторов логического состояния каналов: 16;

— режим индикации: логическая 1 — индикатор включен, логический 0 — индикатор выключен;

— требования по питанию: напряжение (5. 00±0. 25) В, потребляемый ток 2 А.

MIC-2750 — модуль дискретного вывода (два 8-разрядных оптоизолированных канала цифрового вывода со светодиодной индикацией состояния линий).

Модуль MIC-2750 содержит 16 гальванически изолированных каналов дискретного вывода и предназначен для управления нагрузками повышенной мощности в системах и комплексах промышленной автоматизации.

Основные характеристики:

— количество каналов вывода: 16;

— количество общих проводов: 2 (соединены);

— тип выходного каскада: открытый коллектор;

— коммутируемое напряжение: от 5 до 40 В постоянного тока;

— коммутируемый ток: не более 200 мА (на канал);

— напряжение изоляции: 2500 В постоянного тока;

— максимальная частота выходного сигнала: 10 кГц;

— количество светодиодных индикаторов логического состояния каналов: 16;

— режим индикации: логическая 1 — индикатор включен, логический 0 — индикатор выключен;

— требования по питанию: напряжение (5. 00±0. 25) В, потребляемый ток 2 А.

На основании таблицы КИПиА в приложении Б необходимо реализовать следующее количество каналов:

- 30 каналов аналогового ввода;

- 26 дискретных вводов;

- 28 дискретного выводов.

Исходя из справочных данных по платам УСО, приведенным выше, выбрана конфигурация микроконтроллера, которая представлена в таблице 2.

Таблица 2.6. — Конфигурация микроконтроллера

Номер позиции

Наименование платы УСО

0

Микропроцессорный модуль MIC-2000/8

1

Модуль дискретного ввода MIC-2730

2

Модуль дискретного ввода MIC-2730

3

Модуль дискретного вывода MIC-2750

4

Модуль дискретного вывода MIC-2750

5

Модуль аналогового ввода MIC-2718

6

Модуль аналогового вывода MIC-2728

7

Резерв

Выбранная конфигурация контроллера позволяет составить таблицу RTU приведенную в приложении В. Лишние получившиеся каналы отводятся под резерв, в целях возможной модернизации системы управления.

2.4 Разработка алгоритма контроля и управления НПС

Алгоритм контроля и управления начинается со сбора информации о параметрах. Полученные параметры сравниваются с предельно допустимыми значениями, и по мере необходимости происходит процесс регулирования параметров вышедших за предельно допустимые значения. Если все параметры находятся в норме, программа начинает следующее сканирование датчиков.

Входной величиной для контура регулирования является давление на выходе станции.

В управление входит выключение аварийных насосных агрегатов, включение резервных агрегатов НПС, полное отключение нефтеперекачивающей станции в зависимости от характера аварии.

На рисунке 2.6. приведен алгоритм работы программы.

Рисунок 2.6. — Алгоритм работы программы

Алгоритм управления насосными агрегатами представлен на рисунке 2.7.

Рисунок 2.7. — Алгоритм управления насосными агрегатами

2.5 Разработка программы контроллера

Так как все насосы работают по одному принципу, нет необходимости описывать каждый, поэтому приведено описание одного.

При работе насосных агрегатов контролируются температура подшипников и давление на входе и выходе.

Сигналы температуры реализована следующим образом.

С помощью блока генератора синусоидального сигнала (GSIN) воспроизводится синусоида. Его выход подается на вход блока умножения (X*Y), выход блока умножения поступает на вход блока сложения (X+Y). Блоки сложения и умножения применяются для приведения генерируемого сигнала к границам изменения эмулируемого параметра. Блок округления (NDGT) и следующий за ним блок умножения необходимы для, соответствующего требованиям изменения сигнала, вывода на экран.

Так как насос и задвижки работают в ручном режиме, то их состояние определяется с помощью блоков логического умножения (X& &Y), причем для включения насоса сначала необходимо открыть задвижку на входе, а для того чтобы открыть задвижку на выходе должен быть включен насос. Данная программа приведена на рисунке Г1, в приложении Г.

Давление перед насосом и после него созданы, как и сигналы температуры. Давление после насоса зависит от состояния этого насоса и давления перед ним, так как давление на входе одного насоса равно давлению на выходе предыдущего работающего насоса.

2.6 Разработка операторского интерфейса

2.6.1 Выбор инструментального пакета

В настоящее время гарантией надежности и обеспечения точности соблюдения технических условий технологического процесса являются автоматизированные системы управления технологическим процессом (АСУ ТП). Это обуславливается тем, что данные системы позволяют свести к минимуму воздействие человеческого фактора на ход технологического процесса.

Для построения надежной автоматизированной системы управления технологическим процессом, необходимо оснащение технических установок соответствующими автоматическими измерительными приборами и информационно-измерительными системами. Рассмотрим основные современные программные продукты и серию контроллеров для разработки АСУТП.

Для осуществления выбора приведем описание некоторых инструментальных пакетов.

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

RSView использует открытые технологии в рамках платформы Microsoft Windows такие, как ODBC, OLE и DDE и является открытой платформой для выбора в промышленной автоматизации. RSView 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 позволяет создавать экранные дисплеи в любом графическом разрешении, независимо от того, в каком разрешении они будут представлены на реальном объекте. RSView 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 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 поддерживает тревоги для цифровых и аналоговых тэгов, которые можно поделить на восемь градаций по уровням и восемь категорий опасности.

RSView 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 поддерживает работу в сетевых средах. Имеется возможность разделения баз данных. Присутствует поддержка промышленных сетей таких как DH, DH+, DH485, ControlNet и т. д. RSView 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 имеет руководство на русском языке, что существенно упрощает ее первоначальное освоение и последующее использование.

Аппаратные требования предъявляемые RSView32:

— СРU не ниже PentiumII-433;

— ОЗУ-96 Мбайт;

— HDD-600 Мбайт;

— Video-SVGA.

RSView32 является контроллер ориентированной системой и хоть и содержит встроенный язык программирования, в ней отсутствует встроенные алгоритмы управления. Данная система пользуется алгоритмами, которые имеются в контроллере. Эта система используется данные, считываемые из контроллера, и может изменять данные, хранящиеся в нем.

RSView32 состоит из двух пакетов:

— RSView32 Works (программное обеспечение разработчика системы управления);

— RSView32 Run Time (программный модуль монитора реального времени).

RSView32 Run Time обеспечивает функционирование системы управления, созданной в RSView32 Works в многозадачной системе WindowsNT или Windows95.

Для создания системы управления необходим дополнительный пакет RSLinx, который обеспечивает связь с контроллерами, а так же с другими приложениями среды Windows. И пакет PanelBuilder для программирования графического терминала.

InTouch — одна из популярных SCADA-систем. Одной из многих причин широкой популярности InTouch (более 80 000 установок) является удачная реализация HMI и его эффективность в отношении функциональность/цена. Этот интерфейс позволяет контролировать все объекты и системы и управлять ими, используя графические объекты. Он включает отображение параметров для управления сигналами, текущих и исторических трендов, а также отображение и регистрацию аварийных сигналов.

Исполнительная система InTouch поддерживает базу данных текущих значений процесса. Эти значения могут отражать заданные точки контроля устройств, соответствующие параметрам физического объекта, или точки, представляющие расчетные значения. Значения параметров собираются и обрабатываются на одном или нескольких компьютерах, использующих распределенную структуру ПО.

InTouch предоставляет набор инструментов для графического отображения состояния процесса.

В InTouch усовершенствована система алармов в части архивирования и обновления реализации системы распределенных алармов. Предложенная реализация дает возможность уменьшить загрузку процессора и сети, при этом повышая частоту обновления алармов. Новая реализация включает в себя три режима подтверждения:

— алармы по условию — новое наименование для «традиционной» обработки алармов;

— алармы по событию, которые поддерживают совместимость с моделью алармов OPC;

— расширенные сводные алармы, которые дают возможность для каждого отслеживаемого значения подтвердить переход в состояние аларма и выход из данного состояния.

В предлагаемой версии InTouch реализована концепция «поставщиков» и «потребителей» алармов. Поставщики определяют условия возникновения алармов и регулируют выдачу сообщений в системе распределенных алармов. Потребители — это «подписчики», которые получают информацию об алармах от системы распределенных алармов. Новая подсистема поставляется с Alarm Toolkit, который позволяет реализовать новые возможности InTouch, обслуживая поставщиков и потребителей в конкретных приложениях. Метки времени для алармов записываются с точностью до миллисекунд по протоколу SuiteLink.

Кроме того, InTouch поддерживает технологии Windows Terminal Services и Terminal Services Advanced Client, позволяющие упростить развертывание, а также уменьшить затраты благодаря возможности централизованной поддержки тонких клиентов InTouch.

Рассмотрим SCADA-пакеты фирмы изготовителя Iconics.

Комплекс 32-разрядных приложений для Windows, построенных в соответствии со спецификацией ОРС, который предназначен для создания программного обеспечения сбора данных и оперативного диспетчерского управления верхнего уровня систем промышленной автоматизации. Все программные компоненты реализованы на базе многопоточной модели и поддерживают технологию ActiveX. (В состав данного пакета входят следующие клиентские приложения, соответствующие спецификации ОРС: GraphWorX32, TrendWorX32, AlarmWorX32, ScriptWorX32).

Следующим SCADA-пакетом для обзора выбран пакет Metso DNA (MD).

Система MD представляет собой динамическую сеть приложений которая объединяет в себе всю деятельность по автоматизацию и информационному обеспечению (от цеха до офиса). В такой сети тесно взаимодействуют приложения, которые основаны на разных аппаратных и программных решений, это позволяет проводить гибкую политику в выборе информационных ресурсов.

Характеристики:

а) MD обеспечивает архивацию и хранение данных, которые имеют отношения к технологическому процессу:

1) средства записи архивных данных о текущем состоянии и об аварийных ситуациях;

2) в тесном взаимодействии работают служебные и программные приложения для анализа и обработки информации для пользователя;

б) новая база данных для организации информационных ресурсов технологического процесса: имеется переход от традиционных концепций управления информационными ресурсами на новый уровень управления (управление «знанием»). В сети MD знание работают с любыми документами;

в) интерфейс оператора. Имеются динамические команды, которые позволяют управлять сложным технологическим процессом. Мгновенный доступ по всем узлам процесса. Гибкое использование информации. Интеграция опыта разработчика и особенности поведения оператора в нештатных ситуациях;

г) открытая архитектура сети. Изменяется традиционная концепция. Использование различных языков. Осуществление стандартов. Открытость полевого оборудования, PROFIBUS и т. д. ;

д) продуктивность инженеринга и технического обслуживания. MD позволяет повысить эти функции. Такая функция осуществляет управление всей документацией, необходимой для разработки и запуска, и дальнейшего технического обслуживания. Обновление документов ч/з сеть;

е) встроенные системы автоматизации. MD приветствует компоненты автоматизации других фирм (интеллектуальные клапаны, системы I/O, система диагностики, беспроводные датчики температуры);

ж) полный контроль периодических процессов. DNAbatch — создает архивы и отчеты о процессе;

и) гибкость системы MD. Она является масштабируемой (от маленьких процессов до больших, типа ГРЭС). Обозначается SoftDSC- гибкая система управления.

Интерфейсы связи MetsoDNA - программный интерфейс внешний, широкий выбор протоколов связи (универсальные протоколы) широкий выбор модулей с интерфейсом ProfiBUS, ORS, протокол с изменяемой конфигурацией CNP и ENP реализация связи с компьютерами, - программно-логические интерфейсы:

— протоколы ModBUS;

— Allen Bradley;

— Siemens;

— протоколы последней передачи данных.

Интерфейсы с полевым оборудованием. Функции полевого контроля:

— международный стандарт используется для устр-ва I/O IEC-61 131−3;

— компактное программное устройство электропитания (встроенные);

— всестороннее управление по месту.

Модули электропитания:

— встроенный контроллер электродвигателя РМС;

— модульный контр-р электр-ля НС (более компактный программный);

— миниатюрный контроллер электродвигателя и МС.

Интерфейсы Foundation FieldBUS — цифровая 2-хсторонняя многоточечная система связи используемая для обмена данными между полевыми приборами и диспетчерской.

Ниже представлено еще одно средство разработки — Trace Mode.

В настоящее время функциональность системы TRACE MODE давно уже переросла рамки традиционной SCADA/HMI, и тем не менее SCADA это по — прежнему наиболее востребованная часть TRACE MODE. Помимо обязательных для любой SCADA — системы функций TRACE MODE 6 имеет ряд особенностей, которые выделяют её из общей массы аналогичных программных продуктов.

Прежде всего, это единая интегрированная среда разработки, объединяющая в себе более 10 различных редакторов проекта АСУТП. Функции SCADA/HMI в TRACE MODE 6 так органично слиты с SOFTLOGIC — системой программирования контроллеров и экономическими модулями T — FACTORY (MES-EAM-HRM), что зачастую трудно провести между ними чёткую грань.

Незаменимым инструментом создания проекта в SCADA — системе TRACE MODE 6 является уникальная технология автопостроения. Она позволяет несколькими движениями мыши создать связи между узлами распределенной системы управления, между источниками данных и каналами, создать источники данных по известной конфигурации контроллера и т. п.

Принцип единого проекта для распределенной АСУ позволяет осуществлять прямые привязки между компонентами разных узлов.

TRACE MODE 6 поддержаны все 5 языков международного стандарта IEC61131−3. Среди них есть и визуальные языки — Techno FBD, Techno LD, Techno SFC и процедурные Techno ST, Techno IL. Такой широкий диапазон средств программирования позволяет специалисту любого профиля выбрать для себя наиболее подходящий инструмент реализации любых задач АСУТП.

TRACE MODE — это программный комплекс, предназначенный для разработки, настройки и запуска в реальном времени систем управления технологическими процессами. Все программы, входящие в TRACE MODE, делятся на две группы:

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой