Проектирование автоматизированной системы управления подогревом нефти Самотлорского месторождения

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Содержание

  • Введение
  • 1. Исследование автоматизированной системы управления подогревом нефти в печах типа ПТБ-10
    • 1. 1Общая характеристика установки подготовки нефти ЦПС Самотлорского месторождения
    • 1. 2Описание печей типа ПТБ-10
    • 1. 3Описание конструкции печи ПТБ-10А
    • 1. 4Принцип работы печи типа ПТБ-10
    • 1. 5Преимущества конструкции печи ПТБ-10А
    • 1. 6Блочная структура технологической схемы печи ПТБ-10А
    • 1. 7Перечень параметров, характеризующих процесс подогрева нефти в печах типа ПТБ-10
  • 2. Постановка задачи на разработку автоматизированной системы управления подогревом нефти
    • 2. 1Характеристика комплекса задач
    • 2. 2Функции АСУ ПТБ
    • 2. 3Перечень входных сигналов
    • 2. 4Перечень выходных сигналов
    • 2. 5Выходные документы
  • 3. Разработка системы управления процессом подогрева нефти в блоке печей ПТБ-10А
    • 3. 1Построение структуры АСУ ПТБ
    • 3. 2Требования к комплексу технических средств АСУ ПТБ
    • 3. 3Требования к комплексу технических средств нижнего уровня
      • 3.3. 1Обоснование выбора датчиков давления
      • 3.3. 2Обоснование выбора термопреобразователей
      • 3.3. 3Комплекс технических средств нижнего уровня не требующий выбора
    • 3. 4Критерии выбора микроконтроллера
      • 3.4. 1Обоснование выбора микроконтроллера
      • 3.4. 2Конфигурация контроллера SIMATIC S7−300
    • 3. 5Разработка программного обеспечения
      • 3.5. 1Средства реализации программного обеспечения
      • 3.5. 2Обоснование выбора SCADA-системы
      • 3.5. 3Описание алгоритмов работы печи
      • 3.5. 4Структура операторского интерфейса
  • 4. Расчет точности отображения на экранах аналоговых значений
  • 5. Расчет надежности системы автоматизации
    • 5. 1Назначение расчета надежности системы
    • 5. 2Исходные данные о системе
    • 5. 3Структурный метод расчета надежности
    • 5. 4Расчет показателей надежности
      • 5.4. 1Структурная схема соединения элементов
      • 5.4. 2Надежность системы при реализации информационной функции
      • 5.4. 3Надежность системы при реализации управляющей функции
      • 5.4. 4Надежность системы при реализации функции защиты
    • 5.5.5 Анализ результатов расчета
  • 6. Безопасность и экологичность проекта
    • 6. 1Обеспечение безопасности работающих
      • 6.1. 1Характеристика условий труда
      • 6.1. 2Разработка рабочего места оператора с учетом требований эргономики
      • 6.1. 3Расчет освещенности операторной
      • 6.1. 4Электробезопасность и защита от статического электричества
    • 6. 2Экологичность проекта
      • 6.2. 1Расчет выбросов дымовых газов в атмосферу
    • 6. 3Чрезвычайные ситуации
      • 6.3. 1Характеристика чрезвычайных ситуаций
      • 6.3. 2Взрывозащита электрооборудования
      • 6.3. 3Противопожарные мероприятия
    • 6. 4Выводы по разделу
  • 7. Расчет показателей экономической эффективности внедрения средств автоматизации
    • 7. 1Расчет единовременных затрат
    • 7. 2Экономия эксплутационных расходов в условиях функционирования системы
    • 7. 3Расчет показателей эффективности
    • 7. 4Анализ чувствительности проекта
    • 7. 5Выводы по разделу
  • Заключение
  • Список использованных источников
  • Приложение

Введение

Современная автоматизация, основанная на компьютерных технологиях, стремительно ворвалась в жизнь буквально в последнее десятилетие. Подлежащего переоснащению оборудования очень много, и даже крупные нефтяные компании осуществляют переход на новую технику поэтапно. При этом очередность модернизации может диктоваться не только технологическими соображениями, но и некоторыми внешними факторами. Так, например, печи подогрева нефти — обязательное технологическое звено установок подготовки нефти — в традиционном исполнении оказались несоответствующими новым требованиям Госгортехнадзора. В настоящее время в районах нефтедобычи Западной Сибири работают сотни печей подогрева нефти типа ПТБ-10 (производства Сызранского завода) и Магдебург. ТП подогрева нефти в таких печах достаточно прост: нефть по трубе-змеевику проходит через емкость-теплообменник, в которой подвергается нагреву пламенем горящей газовоздушной смеси от ряда горелок. На сегодня системы подогрева нефти в этих печах оказались морально устаревшими по целому ряду параметров, а именно:

— объем информационных функций имеющихся средств автоматизации не обеспечивает эффективного ТП подогрева нефти, отсутствует возможность работы в составе АСУТП установки подготовки нефти в целом;

— работа печей часто идет без автоматического регулирования подачи топливного газа, что приводит к перерасходу топлива и ухудшению экологической обстановки;

— номенклатура оснащения средствами КИПиА не соответствует действующим требованиям, схема газовой обвязки не обеспечивает контроля загазованности в застойных зонах функциональных блоков печей, что может привести к аварийной ситуации.

1. Исследование автоматизированной системы управления подогревом нефти в печах типа ПТБ-10

1.1 Общая характеристика установки подготовки нефти ЦПС Самотлорского месторождения

Установка подготовки нефти ЦПС Самотлорского месторождения цеха подготовки и перекачки нефти нефтегазодобывающего управления «Когалымнефть» предназначена для подготовки сырой нефти, поступающей на установку по отдельным нефтепроводам Самотлорского месторождения.

Установка предназначена для подготовки и перекачки 6 млн. тонн нефти в год. Подготовленная товарная нефть передается Сургутскому управлению магистральных нефтепроводов для дальнейшей перекачки нефтеперерабатывающим заводам. В состав установки входят:

а) типизированный Узел Подготовки Нефти УПН ГДР — ЦПС:

два закрытых единых технологических блока ЕТБ-1,2, блок технологических печей для подогрева нефти ПТБ-10А/1−5, насосная внутренней перекачки, насосная пластовой воды, воздушная компрессорная, блоки приготовления и дозирования деэмульгатора и ингибитора коррозии, противопожарная насосная станция, операторная, блоки дренажных емкостей для сбора утечек уловленной нефти и промдождевых стоков, блоки технологических трубопроводов, блоки управления задвижками пожаротушения, резервуарный парк для нефти, факельное хозяйство, насосная внешней перекачки, резервуары для пожарной воды, УУН, ТПУ, пожарное депо, канализационные очистные сооружения, очистные сооружения пластовой воды, станция обезжелезивания, газокомпрессорная станция;

б) концевая сепарационная установка (площадка аварийных сепараторов).

1.2 Описание печей типа ПТБ-10

На данный момент существует три вида печей типа ПТБ-10:

— ПТБ-10−64;

— ПТБ-10А;

— ПТБ-10Э.

На УПН ЦПС Самотлорского месторождения, установлен блок печей типа ПТБ-10, состоящий из пяти печей ПТБ-10А.

Печь трубчатая блочная ПТБ-10А предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти с содержанием серы до 1% по массе и сероводорода в попутном газе до 0,1% по объёму при их промысловой подготовке и транспортировке.

Эти печи широко используются в России и странах СНГ. ПТБ-10А является модернизацией печи ПТБ-10−64 и по сравнению с ней обладает улучшенными техническими и экологическими характеристиками.

Это позволяет использовать ПТБ-10А с большим экономическим эффектом на любых месторождениях.

Нагрев продукта в ПТБ-10А осуществляется прямым путем.

1.3 Описание конструкции печи ПТБ-10А

Трубчатая печь ПТБ-10А представляет собой комплексное изделие, включающее в свой состав ряд крупногабаритных сборочных единиц (блоков), образующих собственно теплотехническую часть печи со вспомогательным оборудованием и коммуникациями.

Трубчатая печь состоит из трех основных блоков: теплообменной камеры, блока основания печи и блока вентиляторного агрегата, кроме того, в состав печи входят четыре блока взрывных клапанов, четыре дымовые трубы, сборочные единицы трубопроводов входа и выхода нефти и трубопроводы обвязки змеевиков нагрева газа. На рисунке 1.1 изображена конструкция печи ПТБ-10А.

Рисунок 1.1 — Конструкция печи ПТБ-10А

В теплообменной камере осуществляется процесс теплообмена между продуктами сгорания газового топлива, омывающими наружные поверхности труб секций змеевиков, и нагреваемой средой, перемещающейся внутри труб змеевиков. Нагреваемый продукт при своем движении по секциям змеевика нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топливного газа, сжигаемого в четырех камерах сгорания и поступающего в пространство теплообменной камеры.

В блоке основания печи размещены четыре камеры сгорания (реакторы горения) для сжигания газового топлива, трубопроводы подачи топливного газа к камерам сгорания и их запальным устройствам, воздуховод принудительной подачи воздуха на горение и помещение подготовки топлива.

Помещение подготовки топлива выполнено в виде металлического теплоизолированного укрытия, внутри которого размещены запорная, регулирующая арматура, приборы безопасности и их трубопроводная обвязка.

Для принудительной подачи воздуха к камерам сгорания, являющимися двухпроводными газогорелочными устройствами, в составе трубчатой печи предусмотрен блок вентиляторного агрегата.

Блок вентиляторного агрегата представляет собой стальную сварную раму, на которой на виброизоляторах установлен вентиляторный агрегат, включающий в свой состав центробежный вентилятор высокого давления, электродвигатель его привода и соединяющую их клиноременную передачу.

Блок вентиляторного агрегата включает также в свой состав приемный воздуховод и нагнетательный переходный воздуховод.

Теплообменная камера печи снабжена четырьмя дымовыми трубами для вывода из нее охлажденных продуктов сгорания топлива в атмосферу, площадками обслуживания и стремянкой для обслуживания взрывных предохранительных клапанов, расположенных на ее боковых поверхностях. В торцевой стенке корпуса теплообменной камеры имеется штуцер для подвода пара, обвязанный в единую систему трубопроводов пожаротушения.

Узлы трубопроводной обвязки змеевиков теплообменной камеры трубчатой печи позволяют выполнить четырехпоточный или двухпоточный вариант обвязки. Вариант обвязки змеевиков трубчатой печи определяется проектной организацией, осуществляющей привязку трубчатой печи ПТБ-10А.

1.4 Принцип работы печи типа ПТБ-10

Нагреваемый продукт, при своем движении по секциям змеевика, нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топливного газа, сжигаемого в четырех камерах сгорания и поступающего в пространство теплообменной камеры.

Нагреваемый продукт из змеевиков теплообменной камеры направляется в электродегидраторы или сепараторы.

1.5 Преимущества конструкции печи ПТБ-10А

Основными отличительными особенностями данной печи являются:

— режим «мягкого» нагрева продукта в трубах змеевиков;

— высокая теплонапряженностъ поверхности нагрева;

— интенсивная рециркуляция продуктов сгорания;

— отличное смешивание топливного газа с воздухом.

Особый тепловой режим поверхностей нагрева, обеспечивает «мягкий» нагрев продукта в трубах змеевиков и тем самым предотвращает коксообразование. Этот режим, при котором поверхности труб змеевиков получают равномерный нагрев, достигается путем создания достаточно равномерного поля по всему внутреннему объему теплообменной камеры за счет интенсивной рециркуляции продуктов сгорания топлива.

Применение для змеевиков оребренных труб, определенным образом расположенных в пространстве теплообменной камеры, обеспечивает высокую теплонапряженностъ поверхности нагрева.

Интенсивная рециркуляция продуктов сгорания в печи достигается созданием высокой скорости движения продуктов сгорания во внутреннем объеме теплообменной камеры, получаемой в результате сжигания топлива в специальных камерах сгорания и установки дефлекторов у конфузоров камер сгорания. Применение принудительной подачи воздуха в камеры сгорания обеспечивает отличное смешивание топливного газа с воздухом, стехиометрическое сгорание топливной смеси и рециркуляцию продуктов сгорания в объеме теплообменной камеры при небольшом избыточном давлении в ней.

1.6 Блочная структура технологической схемы печи ПТБ-10А

На рисунке 1.2 представлена блочная структура печи ПТБ-10А.

Перед блоком «Входной коллектор» установлен блок «Фильтр», который производит очистку нефти от примесей. Блоки «Входной коллектор» и «Выходной коллектор» представляют собой разделенный трубопровод нефти.

В блок «Печь» входят: «Горелка № 1…4» и «Теплообменная камера», в составе которой присутствует блок «Змеевик», который представляет собой четыре оребренные трубы, по которым течет нефть. В «Горелках № 1…4» происходит сжигание топливного газа, соответственно продуктом сгорания является дымовые газы.

На вход блока «Подготовки топлива» подается газ и воздух. В состав данного блока входит блок «Вентиляторного агрегата», который отвечает за подачу воздуха в камеры сгорания газа, для поддержания горения, также в составе имеется блок «Подачи топливного и запального газа», с помощью которого регулируется подача газа в горелки, за счет чего регулируется температура нефти в «Выходном коллекторе». «Вытяжной вентилятор», который необходим для уменьшения загазованности в блоке «Подготовки топлива».

1.7 Перечень параметров, характеризующих процесс подогрева нефти в печах типа ПТБ-10

Собираемые параметры:

— расход нефти;

— общий расход газа;

Контролируемый параметр:

— температура нефти во входном коллекторе;

— давление нефти во входном коллекторе;

— давление нефти в выходном коллекторе;

— наличие пламени в горелках;

— давление запального газа;

— давление топливного газа;

— загазованность воздуха;

— температура топливного газа.

Регулируемый параметр:

— температура нефти в выходном коллекторе.

2. Постановка задачи на разработку автоматизированной системы управления подогревом нефти

2.1 Характеристика комплекса задач

Автоматизированная система управления подогревом нефти создается с целью комплексной автоматизации технологических объектов, входящих в состав блока печей ПТБ-10А/1−5 и получения плановых объемов товарной продукции при минимальных эксплуатационных затратах.

Полное наименование системы — «автоматизированная система управления подогревом нефти в печах типа ПТБ-10» (в дальнейшем АСУ ПТБ).

2.2 Функции АСУ ПТБ

а) Информационные функции:

1) сбор и первичная обработка (аналого-цифровое преобразование, масштабирование, усреднение, фильтрацию от помех, проверку на достоверность) информации о технологическом процессе и технологическом оборудовании печей;

2) распознавание и сигнализацию аварийных ситуаций, отклонений процесса от заданных пределов;

3) отображение информации о технологическом процессе и состоянии оборудования в виде мнемосхем процесса;

4) регистрацию всех контролируемых и расчетных параметров и событий (в том числе действий оператора) и автоматическое архивирование их в базе данных;

5) расчет и учет расходов газа, нефти;

6) формирование отчетной документации;

7) контроль выполнения условий шагов процедуры пуска (останова) печей.

б) Функции управления:

1) автоматический (автоматизированный) пуск печи по заданной программе;

2) автоматический (автоматизированный) останов печи по заданной программе;

3) блокировка (запрет) розжига печи при возникновении определенных условий;

4) автоматический останов печи при возникновении определенных условий;

5) дистанционное управление с рабочего места оператора режимами работы печей посредством изменения заданий и уставок.

в) Функции регулирования:

1) автоматическое регулирование температуры нагреваемого продукта, регулирование температуры выполняется регулированием расхода сжигаемого топливного газа.

2.3 Перечень входных сигналов

Таблица 2.1 — Входные аналоговые сигналы

Наименование сигнала

Единицы измерения

Диапазон измерения

Точность

Периодичность

Общий расход газа в Печи № 1−5

м3/час

0…1100

± 5,5

10 мин.

Расход нефти в Печи № 1−5

м3/час

0…400

± 1

10 мин.

Давление воздуха в Печи № 1−5

МПа

0…0,25

± 0,002

1 мин.

Давление топливного газа в Печи № 1−5

МПа

0…0,25

± 0,002

1 мин.

Давление нефти во входном коллекторе Печи № 1−5

МПа

0…2,5

± 0,02

1 мин.

Давление нефти в выходном коллекторе Печи № 1−5

МПа

0…2,5

± 0,02

1 мин.

Температура нефти во входном коллекторе Печи № 1−5

0С

-50…+50

± 0,5

1 мин.

Температура нефти в выходном коллекторе Печи № 1−5

0С

0…+100

± 1

1 мин.

Таблица 2.2 — Входные сигналы типа «да — нет»

Наименование сигнала

Источник формирования

Смысловое значение

Наличие пламени в камере сгорания № 1−4 в Печи № 1−5

Сигнализатор наличия пламени

1- да 0 — нет

Состояние затвора подачи топливного газа в Печь № 1−5

БУЭП затвора подачи топливного

1- закрыт 0 — открыт

Состояние клапана на подводе запального газа к Печи № 1−5

Клапан на подводе запального газа

1- закрыт 0 — открыт

Состояние клапана общего газа к Печи № 1−5

Клапан общего газа

1- закрыт 0 — открыт

Состояние задвижки на подводе нефти к Печи № 1−5

БУЗ на подводе нефти

1- закрыта 0 — открыта

Состояние задвижки на отводе нефти от Печи № 1−5

БУЗ на отводе нефти

1- закрыта 0 — открыта

Состояние вентилятора подачи воздуха в Печи № 1−5

Вентилятор подачи воздуха

1- включен 0 — выключен

Состояние вытяжного вентилятора в блоке подготовки топлива Печи № 1−5

Вытяжной вентилятор

1- включен 0 — выключен

Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи № 1−5 20%

Датчик загазованности

1- да 0 — нет

Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи № 1−5 50%

Датчик загазованности

1- да 0 — нет

2.4 Перечень выходных сигналов

Таблица 2.3 — Выходные сигналы типа «да — нет»

Наименование сигнала

Назначение сигнала

Смысловое значение

Розжиг пламени в камере сгорания № 1−4 в Печи № 1−5

Блок искрового розжига

1- да 0 — нет

Управление регулирующим затвор подачи топливного газа в Печь № 1−5

БУЭП затвора подачи топливного

1- открыть 0 — закрыть

Управление клапаном на подводе запального газа к Печи № 1−5

Клапан на подводе запального газа

1- открыть 0 — закрыть

Управление клапаном на подводе топливного газа к Печи № 1−5

Клапан общего газа

1- открыть 0 — закрыть

Управление задвижкой на подводе нефти к Печи № 1−5

БУЗ на подводе нефти

1- открыть 0 — закрыть

Управление задвижкой на отводе нефти от Печи № 1−5

БУЗ на отводе нефти

1- открыть 0 — закрыть

Управление вентилятор подачи воздуха в Печь № 1−5

Вентилятор подачи воздуха

1- включить 0 — выключить

Управление вытяжным вентилятором в Печи № 1−5

Вентилятор вытяжной

1- включить 0 — выключить

2.5 Выходные документы

Наименование: Суточный отчет

Реквизиты:

Таблица 2.4 — Перечень и значность реквизитов

Наименование реквизита

Значность реквизита

Общий расход газа в Печи № 1−5

0…1100 м3/час

Расход нефти в Печи № 1−5

0…400 м3/час

Температура нефти во входном коллекторе Печи № 1−5

-50…+500С

Температура нефти в выходном коллекторе Печи № 1−5

0…+1000С

Пользователи: диспетчер, заместитель начальника ЦИТС, начальник ЦИТС.

3. Разработка системы управления процессом подогрева нефти в блоке печей ПТБ-10А

3.1 Построение структуры АСУ ПТБ

Автоматизированная система управления процессом подогрева нефти в печах типа ПТБ-10 состоит из трех уровней:

— нижний уровень;

— второй уровень;

— верхний уровень.

Нижний уровень представляет собой аппаратный комплекс, состоящий из приборов и датчиков, преобразующих температуру, давление нефти и газа, расход нефти и газа в электрические сигналы, а также исполнительных механизмов, установленных непосредственно на технологическом оборудовании. Датчики производят измерение параметров технологического процесса, и перевод физических величин в электрические сигналы. Электрические сигналы, в свою очередь, поступают в микропроцессорный контролер. Второй уровень представляет собой микропроцессорный контролер, который преобразует электрические сигналы в технические единицы, управляет процессом подогрева нефти по программе, заложенной в нём, передает информацию о состоянии параметров технологического процесса на верхний уровень. Одной из основных функций контроллера является функция связи датчиков и исполнительных механизмов с верхним уровнем. Верхний уровень представляет собой операторский интерфейс, его основными задачами являются отображение параметров описывающих процесс подогрева нефти, сигнализация об авариях и регистрация данных, прием и передача команд от оператора. Структурная схема, описывающая три уровня АСУ ПТБ изображена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 — Структура АСУ ПТБ

Блок печей типа ПТБ-10 состоит из пяти печей ПТБ-10А.

Аппаратный комплекс полевых устройств состоит из датчиков температуры, давления, расхода, загазованности, которые преобразуют показания в электрические сигналы, а также исполнительных устройств, которые в свою очередь выступают органами регулирования.

Блок сбора и первичной обработки информации выполняет сбор информации, поступающей от датчиков, первичную обработку сигналов (аналогово-цифровое преобразование, усреднение, масштабирование, фильтрацию от помех, проверку на достоверность) и предоставляет показания для блоков приема/передачи информации и блока управления.

Блок управления выполняет следующие функции приема управляющих команд от оператора через блок приема/передачи информации и формирует управляющие команды (открытие/закрытие задвижек, клапанов; включение/отключение печи, вентиляторов и т. д.) на основании сигналов от АРМ оператора или на основании уставок.

Блок приема/передачи информации реализует взаимодействие верхнего уровня (АРМ оператора) со вторым уровнем.

Блок АРМ оператора выполняет следующие функции:

— отображение информации о технологическом процессе и состоянии оборудования в виде мнемосхем процесса;

— сигнализация аварийных ситуаций, отклонений процесса от заданных пределов;

— передача команд оператора на второй уровень (уровень микропроцессорного контроллера);

— формирование отчетов.

3.2 Требования к комплексу технических средств АСУ ПТБ

В комплексе технических средств (КТС) должны использоваться серийно выпускаемые средства, опробованные в промышленной эксплуатации. Любое техническое средство должно допускать замену его аналогичным средством без каких-либо конструктивных изменений или регулировки в остальных устройствах. Конфигурация технических средств не должна ограничивать возможность модернизации системы.

КТС должен обеспечить построение трехуровневой иерархической системы, представленной на рисунке 3.1 и включать в себя:

— датчики и исполнительные механизмы;

— микропроцессорный программируемый логический контроллер;

— рабочую станцию оператора на базе персонального компьютера с монитором, клавиатурой и принтером;

— устройство приема/передачи информации;

— источники бесперебойного электропитания.

3.3 Требования к комплексу технических средств нижнего уровня

Основными требованиями, которые предъявляются к КТС нижнего уровня, являются:

— предел допускаемой погрешности;

— диапазон измерений;

— взрывозащищенность;

— температура окружающей среды.

В качестве технических средств автоматизации выбраны приборы, серийно выпускаемые отечественной промышленностью, прошедшие сертификацию и разрешенные к применению на территории Российской Федерации для систем технологического контроля и автоматизации.

3.3.1 Обоснование выбора датчиков давления

В измеряемом диапазоне от 0 до 0,25 МПа возможно применение следующих датчиков давления МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0−0,25МПа-У2−01-ТУ4212−044−1 800 448−00, Сапфир-22М-Ех-ДИ-2110−11-У2−0,25−0,25МПа-42, Метран-100-Ех-ДИ-1152−11-У2−05−0,25МПа-42. Также предъявляются требования к пределу допускаемой погрешности — не более 0,5% и работе при низких температурах -40C. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.1. Проанализировав приведенные выше датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0−0,25МПа-У2−01-ТУ4212−044−1 800 448−00, так как он удовлетворяет всем поставленным требованиям и при этом обладает более низкой ценой, чем представленные аналоги.

Таблица 3.1 — Датчики давления с измеряемым диапазоном от 0 до 0,25 МПа

Технические характеристики

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0−0,25МПа-У2−01-ТУ4212−044−1 800 448−00

Сапфир-22М-Ех-ДИ-2110−11-У2−0,25−0,25МПа-42

Метран-100-Ех-ДИ-1152−11-У2−05−0,25МПа-42

Диапазон измеряемых давлений, МПа

0…0,25

0…0,25

0…0,25

Предел допускаемой погрешности, %

0,5

0,25

0,5

Выходной сигнал, мА

420

420

420

Взрывозащищенность

+

+

+

Степень защиты от пыли и воды

IP65

IP54

IP65

Температура окружающей среды, C

-40…+80

-50…+50

-40…+70

Гарантийный срок службы, год

3

3

3

Масса, кг

0,25

2

2,5

Цена, руб.

5111

10 653

8990

В измеряемом диапазоне от 0 до 2,5 МПа возможно применение следующих датчиков давления МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0−2,5МПа-У2−01-ТУ4212−044−1 800 448−00, Сапфир-22М-Ех-ДИ-2120−11-У2−0,25−2,5МПа-42, Метран-100-Ех-ДИ-1162−11-У2−05−2,5МПа-42.

Также предъявляются требования к пределу допускаемой погрешности — не более 0,5% и работе при низких температурах -40C. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.2.

Проанализировав приведенные выше датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0−2,5МПа-У2−01-ТУ4212−044−1 800 448−00, так как он удовлетворяет всем поставленным требованиям и при этом обладает более низкой ценой, чем представленные аналоги.

Таблица 3.2 — Датчики давления с измеряемым диапазоном от 0 до 2,5 МПа

Технические характеристики

МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0−2,5МПа-У2−01-ТУ4212−044−1 800 448−00

Сапфир-22М-Ех-ДИ-2120−11-У2−0,25−2,5МПа-42

Метран-100-Ех-ДИ-1162−11-У2−05−2,5МПа-42

Диапазон измеряемых давлений, МПа

0…2,5

0…2,5

0…2,5

Предел допускаемой погрешности, %

0,5

0,25

0,5

Выходной сигнал, мА

420

420

420

Взрывозащищенность

+

+

+

Степень защиты от пыли и воды

IP65

IP54

IP65

Температура окружающей среды, C

-40…+80

-50…+50

-40…+70

Гарантийный срок службы, год

3

3

3

Масса, кг

0,25

2

2,5

Цена, руб.

3493

10 653

8990

Технические характеристики датчика избыточного давления МИДА-ДИ-13П-Ех приведены в приложении Д.

3.3.2 Обоснование выбора термопреобразователей

В измеряемом диапазоне от -50 до +50 0С возможно применение следующих датчиков давления ТСМУ-205Ех-120мм--50…+500С-0,25%- У1. 1-OEхiallCT6X-ТУ4227−003−13 282 997−95, ТСПУ-205Ex-120мм--50…+500С-0,25%-У1. 1-OEхiallCT6X, ТСМ-Метран-253−03−120-В-2−1-Н13-У1.1.

Также предъявляются требования к пределу допускаемой погрешности — не более 0,5%. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.3.

Таблица 3.3 — Термопреобразователи с измеряемым диапазоном от -50 до +50 0С

Технические характеристики

ТСМУ-205Ех 120мм--50…+500С-0,25%-У1. 1-EхiallCT6X-ТУ4227−003−13 282 997−95

ТСПУ-205Ex-120мм- −50…+500С-0,25%-У1. 1-OEхiallCT6X

ТСМ-Метран-253−03−120-В-2−1-Н13-У1. 1

Диапазон измеряемых давлений, 0С

-50…+50

-50…+50

-50…+150

Предел допускаемой погрешности, %

0,25

0,25

0,25

Измерение среды

Твердых, жидких, газообразных и сыпучих (как нейтральных, так и агрессивных) веществ

Твердых, жидких, газообразных и сыпучих (как нейтральных, так и агрессивных) веществ

Жидкие и газообразные химически неагрессивные среды

Выходной сигнал, мА

420

420

420

Взрывозащищенность

OExiallCT6Х

OExiallCT6Х

1ExdllCT5X

Степень защиты от пыли и воды

IP65

IP65

IP65

Гарантийный срок службы, год

2

2

3

Масса, кг

0,3

0,3

0,4

Цена, руб.

1052

1630

1291

Проанализировав приведенные выше датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик ТСМУ-205Ех-120мм- −50…+500С-0,25%-У1. 1-OEхiallCT6X-ТУ4227−003−13 282 997−95, так как он обладает наиболее подходящими параметрами.

В измеряемом диапазоне от 0 до +100 0С возможно применение следующих датчиков давления ТСМУ-205Ех-250мм-0…+1800С-0,25%-У1. 1-OEхiallCT6X-ТУ4227−003−13 282 997−95, ТСПУ-205Ex-250мм-0…+1800С-0,25%-У1. 1-OEхiallCT6X, ТСМ-Метран-255−03−250-В-2−1-Н13-У1.1.

Также предъявляются требования к пределу допускаемой погрешности — не более 0,5%. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.4.

Таблица 3.4 — Термопреобразователи с измеряемым диапазоном от 0 до +100 0С

Технические характеристики

ТСМУ-205Ех-250мм-0…+1800С-0,25%-У1. 1-OEхiallCT6X-У4227−003−13 282 997−95

ТСПУ-205Ex-250мм-0…+1800С-0,25%-У1. 1-OEхiallCT6X

ТСМ-Метран-255−03−250-В-2−1-Н13-У1. 1

Диапазон измеряемых давлений, 0С

0…+180

0…+180

-200…+200

Предел допускаемой погрешности, %

0,25

0,25

0,25

Измерение среды

Твердых, жидких, газообразных и сыпучих (как нейтральных, так и агрессивных) веществ

Твердых, жидких, газообразных и сыпучих (как нейтральных, так и агрессивных) веществ

Жидкие и газообразные химически неагрессивные среды

Выходной сигнал, мА

420

420

420

Взрывозащищен-ность

OExiallCT6

OExiallCT6

1ExdllCT5X

Степень защиты от пыли и воды

IP65

IP65

IP65

Гарантийный срок службы, год

2

2

3

Масса, кг

0,3

0,3

0,4

Цена, руб.

1520

1780

2007

Проанализировав приведенные выше датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик ТСМУ-205Ех-250мм-0…+1800С-0,25%-У1. 1-OEхiallCT6X-ТУ4227−003−13 282 997−95, так как он обладает наиболее подходящими параметрами.

Технические характеристики термопреобразователя ТСМУ-205Ех приведены в приложении Д.

3.2.3 Комплекс технических средств нижнего уровня не требующий выбора

В качестве сигнализатора горючих газов в блоке подготовки топлива был взят СТМ-30−50.

Для определения наличия пламени в горелках был взят сигнализатор наличия пламени СНП-1 (с оптическим датчиком).

Для учета общего расхода газа был взят датчик расхода газа ДРГ. М-400.

Для учета расхода нефти был взят турбинный счетчик нефти МИГ-200−4.

Технические характеристики указанных датчиков приведены в приложении Д. Все датчики, сведены в таблицу КИПиА, представленную в приложении Б.

3.4 Критерии выбора микроконтроллера

Объект управления — блок печей подогрева нефти, предполагает использование SCADA системы диспетчерского контроля, сбора данных и управления технологическими объектами. Архитектура АСУ ПТБ носит централизованный характер — это значит, что архитектура системы имеет в своем составе для нескольких технологических объектов один микропроцессорный контролер.

В состав SCADA системы входят следующие составные части:

— АРМ оператора;

— уровень микропроцессорного контролера;

— уровень полевых приборов.

Функцию взаимодействия диспетчерского пункта с технологическим оборудованием в системе контроля и управления несет микропроцессорный контролер, который является основой любой системы диспетчерского контроля и управления.

Данные с датчиков поступают в контроллер, где она обрабатывается и по результатам обработки вырабатывается управляющее воздействие. Обработанные данные поступают на диспетчерский пульт, где прослеживается весь процесс управления и регулирования и при необходимости, происходит вмешательство оператора в ход технологического процесса подогрева нефти.

Микропроцессорный контроллер, используемый в системе, должен обеспечивать выполнение следующих функции:

— ввод/вывод, аналогово-цифровое преобразование, усреднение, масштабирование, фильтрацию от помех, проверку на достоверность;

— обмен данными с рабочей станцией;

— автоматическое управления и регулирование;

— исполнение дистанционных команд с рабочей станции.

Модули аналоговых входов должны обеспечивать ввод унифицированных токовых сигналов (4?20 мА) с поддержкой входных сигналов от термосопротивлений и с полным гальваническим разделением цифровой от аналоговой части.

Дискретные модули должны обеспечивать полное гальваническое разделение внутренних цепей от внешних цепей. Модули дискретного ввода должны обеспечивать ввод сигналов 12?24 В и током не более 5 мА/сигнал. Модули дискретного вывода должны обеспечивать ток до 5 А при напряжении до ~220 В.

Обмен информацией между контроллером и компьютером должен производиться через последовательный порт RS-232 или RS-485.

В настоящее время на рынке средств автоматизации имеется большой выбор контроллеров, как отечественного, так и зарубежного производства.

Импортные контроллеры, таких семейств как: SLС 500, Direct Logic, MOSCAD, Siemens, и т. д. имеют несравненно более высокую цену, что связано с более высокой себестоимостью (более современными и дорогими микросхемами, затратами на транспортировку, таможенными сборами). При этом они превосходят контроллеры российского производства по ряду таких показателей, как:

— надёжность;

— быстродействие;

— удобство программирования и др.

Исходя из этого, будем рассматривать зарубежные контроллеры.

3.4.1 Обоснование выбора микроконтроллера

Из зарубежных микроконтроллеров наиболее соответствующими требованиям являются:

— контроллеры семейства SLС 500 компании Allen-Bradley Rockwell Automation;

— контроллеры MOSCAD-RTU компании MOTOROLA;

— контроллеры семейства Simatic S7−300 фирмы Siemens;

— контроллеры семейства Simatic S7−400 фирмы Siemens.

Сравнительная характеристика контроллеров приведена в таблице 3.5.

Таблица — 3.5 Сравнительная характеристика зарубежных контроллеров

Параметр

SLС 500

MOSCAD-RTU

Simatic S7−300

Simatic S7−400

ОЗУ

1 Кб 24 Кб

256 Кб1,2 Мб

16 Кб8 Мб

72 Кб64 Мб

Время выполнения логики

0. 37 мкс

0,2 мс

0,10,2 мс

0,10,2 мс

Дискретный I/O макс.

256/960

4020 / 2144

1024 / 1024

131 072 / 131 072

Аналоговый I/O макс.

-

576 / 576

256 / 256

8192 / 8192

Горячее резервирование контроллера/линии связи

-/-

+/+

+/+

+/+

Цена, руб., минимум

147 850

86 650

71 350

142 250

На основании приведенной в таблице 3.5 сравнительной характеристики контроллеров, выбираем SIMATIC S7−300, т.к. он подходит по всем ключевым характеристикам и обладает наиболее привлекательной ценой.

SIMATIC S7−300 — это модульный программируемый контроллер универсального назначения.

Несколько типов центральных процессоров различной производительности и широкий спектр модулей различного назначения с множеством встроенных функций позволяют выполнять максимальную адаптацию оборудования к требованиям решаемой задачи. При модернизации и развитии производства контроллер может быть легко дополнен необходимым набором модулей.

S7−300 имеет модульную конструкцию и позволяет использовать в своем составе широкий спектр модулей самого разнообразного назначения:

— модули центральных процессоров (CPU), для решения задач различного уровня сложности может использоваться несколько типов центральных процессоров различной производительности, включая модели с встроенными входами-выходами и набором встроенных технологических функций, а также модели с встроенным интерфейсом PROFIBUS DP, PROFIBUS DP/ DRIVE, Industrial Ethernet/ PPROFINET, PtP;

— сигнальные модули (SM), используемые для ввода и вывода дискретных и аналоговых сигналов;

— коммуникационные процессоры (CP) для подключения к промышленным сетям и организации PtP соединений;

— функциональные модули (FM) для решения задач скоростного счета, позиционирования и автоматического регулирования;

— модули блоков питания (PS) для питания аппаратуры SIMATIC S7−300 и преобразования входных напряжений ~120/230 В или =24/48/60/110 В в стабилизированное выходное напряжение =24В;

— интерфейсные модули (IM) для обеспечения связи между базовым блоком и стойками расширения в многорядной конфигурации контроллера.

В зависимости от типа используемого центрального процессора система локального ввода-вывода программируемого контроллера S7−300 может включать в свой состав до 32 модулей. В этом случае все модули контроллера располагаются в одном базовом блоке и стойках расширения, которых может быть не более 3.

Конструкция контроллера отличается высокой гибкостью, технологичностью и удобством обслуживания. Все модули устанавливаются на профильную шину S7−300 и фиксируются в рабочих положениях винтами.

Каждый модуль, исключая блоки питания, оснащен встроенным участком внутренней шины контроллера. Соединения между модулями выполняются с помощью шинных соединителей, устанавливаемых на тыльной стороне корпуса. Шинные соединители входят в комплект поставки всех модулей, исключая модули центральных процессоров и блоков питания.

Подключение внешних цепей сигнальных и функциональных модулей выполняется через съемные фронтальные соединители, оснащенные контактами-защелками или контактами под винт. Применение фронтальных соединителей упрощает выполнение монтажных работ и позволяет производить замену модулей без демонтажа их внешних цепей.

Первая установка фронтального соединителя на модуль автоматически сопровождается его механическим кодированием. В дальнейшем фронтальный соединитель может устанавливаться только на модули такого же типа, что исключает возможность возникновения ошибок при замене модулей.

Наличие гибких и модульных соединителей SIMATIC TOP Connect, существенно упрощающих монтаж внешних цепей сигнальных модулей в шкафах управления.

Соединительные кабели и провода размещаются в монтажном канале модуля и закрываются защитной дверцей. Это позволяет иметь единую монтажную глубину для всех модулей контроллера.

Большинство модулей контроллера может размещаться в монтажных стойках в произвольном порядке. Фиксированные посадочные места должны занимать лишь блоки питания, центральный процессор и интерфейсные модули.

Система локального ввода-вывода программируемого контроллера S7−300 может включать в свой состав до 32 сигнальных, функциональных и коммуникационных модулей (для S7−300 c CPU 312 или CPU 312C — до 8 модулей, размещаемых в базовом блоке). Все модули устанавливаются в монтажные стойки контроллера, функции которых выполняют профильные шины S7−300.

В состав контроллера может входить одна базовая и до трех стоек расширения. В каждую стойку может устанавливаться до 8 сигнальных, функциональных и коммуникационных модулей. В базовый блок устанавливается центральный процессор.

Соединение стоек выполняется через интерфейсные модули, устанавливаемые в базовый блок и в каждую стойку расширения (по одному интерфейсному модулю на стойку). В базовом блоке интерфейсный модуль устанавливается справа от центрального процессора. Возможные варианты расширения системы локального ввода-вывода зависят от типа используемых интерфейсных модулей:

Применение интерфейсных модулей IM 365 позволяет производить подключение к базовому блоку не более одной стойки расширения. Расстояние между стойками может достигать 1 м. Питание модулей стойки расширения осуществляется от блока питания базового блока контроллера. В стойку расширения нельзя устанавливать коммуникационные модули и большинство функциональных модулей.

Применение интерфейсных модулей IM 360/IM 361 позволяет подключать к базовому блоку до 3 стоек расширения. IM 360 устанавливается в базовый блок, IM 361 — в каждую стойку расширения. Стойки расширения должны комплектоваться собственными блоками питания. Отсутствуют ограничения на состав модулей, устанавливаемых в стойки расширения. Расстояния между двумя соседними стойками может достигать 10 м.

Программируемый контроллер S7−300 обладает широкими коммуникационными возможностями и позволяет использовать для организации обмена данными:

— встроенные интерфейсы PtP, MPI, PROFIBUS DP и Industrial Ethernet/ PROFINET центральных процессоров;

— коммуникационные процессоры для подключения к AS-Interface, PROFIBUS и Industrial Ethernet;

— коммуникационные процессоры для организации PtP связи.

SIMATIC S7−300 может подключаться к сети PROFIBUS DP в качестве ведущего или ведомого сетевого устройства через встроенный интерфейс центрального процессора или через коммуникационные процессоры CP 342−5/ CP 342−5 FO. Любой вариант подключения позволяет создавать системы распределенного ввода-вывода со скоростным обменом данными между ее компонентами.

Обращение к входам-выходам систем локального и распределенного ввода-вывода из программы пользователя производится теми же способами. Для этого используются одинаковые варианты конфигурирования, адресации и программирования.

Программируемые контроллеры SIMATIC S7−300 поддерживают широкий набор функций, позволяющих в максимальной степени упростить процесс разработки программы, ее отладки, снизить затраты на выполнение монтажных и пуско-наладочных работ, а также на обслуживание контроллера в процессе его эксплуатации.

Времена выполнения команд около 0.1 мкс позволяет использовать контроллер для решения широкого спектра задач автоматизации в различных областях промышленного производства.

Для настройки параметров всех модулей используются простые инструментальные средства с единым интерфейсом пользователя. Это существенно снижает затраты на обучение персонала.

Функции обслуживания человеко-машинного интерфейса встроены в операционную систему контроллера S7−300. Эти функции позволяют существенно упростить программирование: система или устройство человеко-машинного интерфейса SIMATIC HMI запрашивает необходимые данные у контроллера SIMATIC S7−300, контроллер передает запрашиваемые данные с заданной периодичностью. Все операции по обмену данными выполняются автоматически под управлением операционной системы контроллера. Все задачи выполняются с использованием одинаковых символьных имен и общей базы данных.

Центральные процессоры оснащены интеллектуальной системой диагностирования, обеспечивающей постоянный контроль и регистрацию отказов и специфичных событий (ошибки таймеров, отказы модулей и т. д.). Сообщения об этих событиях накапливаются в кольцевом буфере и снабжаются метками даты и времени, что позволяет производить дальнейшую обработку этой информации.

SIMATIC S7−300 отвечает требованиям целого ряда международных и национальных стандартов.

Сертификат соответствия Госстандарта России №РОСС DE. АЯ46. В61 141 от 14. 03. 2003 г. подтверждает соответствие программируемых контроллеров SIMATIC и их компонентов требованиям стандартов ГОСТ Р 50 377−92 (стандарт в целом), ГОСТ 29 125–91 (п. 2. 8), ГОСТ 26 329–84 (п.п. 1. 2; 1. 3), ГОСТ Р 51 318. 22−99, ГОСТ 51 318. 24−99.

Метрологический сертификат Госстандарта России DE.C. 34. 004. A № 11 994.

3.4.2 Конфигурация контроллера SIMATIC S7−300

На профильной шине, длинной 830 мм распложен 1 процессор CPU 312, 7 модулей ввода аналоговых сигналов SM 331, 5 модулей ввода-вывода дискретных сигналов SM 323, Коммуникационный модуль CP 343−1 Lean и блок питания PS 307:

— слот № 0: Процессорный модуль CPU 312 — 6ES7312−1AD10−0AB0;

— слот № 1: Коммуникационный модуль CP 343−1 Lean — 6GK7343−1CX00−0XE0;

— слот № 2: Модулей ввода аналоговых сигналов SM 331 — 6ES7331−7KF01−0AB0;

— слот № 3: Модулей ввода аналоговых сигналов SM 331 — 6ES7331−7KF01−0AB0;

— слот № 4: Модулей ввода аналоговых сигналов SM 331 — 6ES7331−7KF01−0AB0;

— Слот № 5: Модулей ввода аналоговых сигналов SM 331 — 6ES7331−7KF01−0AB0;

— Слот № 6: Модулей ввода аналоговых сигналов SM 331 — 6ES7331−7KF01−0AB0;

— Слот № 7: Модулей ввода аналоговых сигналов SM 331 — 6ES7331−7KF01−0AB0;

— Слот № 8: Модулей ввода аналоговых сигналов SM 331 — 6ES7331−7KF01−0AB0;

— Слот № 9: Модуль ввода-вывода дискретных сигналов SM 323 — 6ES7323−1BL00−0AA0;

— Слот № 10: Модуль ввода-вывода дискретных сигналов SM 323 — 6ES7323−1BL00−0AA0;

— Слот № 11: Модуль ввода-вывода дискретных сигналов SM 323 — 6ES7323−1BL00−0AA0;

— Слот № 12: Модуль ввода-вывода дискретных сигналов SM 323 — 6ES7323−1BL00−0AA0;

— Слот № 13: Модуль ввода-вывода дискретных сигналов SM 323 — 6ES7323−1BL00−0AA0;

— Слот № 13: Блок питания PS 307- 6ES7307−1EA00−0AA0.

3.5 Разработка программного обеспечения

3.5.1 Средства реализации программного обеспечения

Приступая к разработке специализированного прикладного программного обеспечения (ППО) для создания системы контроля и управления, обычно выбирается один из следующих путей:

— программирование с использованием «традиционных» средств (традиционные языки программирования, например, C++, Delphi, стандартные средства отладки и прочее);

— использование существующих, готовых — COTS (Commercial Of The Shelf) — инструментальных, проблемно-ориентированньтх средств.

Процесс разработки ППО важно упростить, сократить временные и прямые финансовые затраты на разработку ППО, минимизировать затраты труда программистов, по возможности привлекая к разработке специалистов-технологов в области автоматизируемых процессов. При такой постановке задачи второй путь может оказаться более предпочтительным.

Качественное, хорошо отлаженное ППО, написанное высококвалифицированным программистом специально для некоторого проекта является наиболее оптимальным решением. Но, следующую задачу программист вынужден решать практически с нуля. Для сложных распределенных систем процесс разработки ППО с использованием «традиционных» средств может стать длительным, затраты на его разработку неоправданно высокими. Вариант с непосредственным программированием относительно привлекателен лишь для простых систем или небольших фрагментов большой системы, для которых нет стандартных решений (не написан, например, подходящий драйвер) или они не устраивают по тем или иным причинам в принципе [1].

Одним из таких программных продуктов являются программные продукты класса SCADA, широко представленные на мировом рынке. Это несколько десятков SCADA-систем, многие из которых нашли свое применение и в России. Наиболее популярные из них:

— InTouch (WonderWare) — США;

— Citech (CI Technology) — Австралия;

— iFIX (Intellution) — США;

— Genesis (Iconics Co.) — США;

— Factory Link (United States Data Co.) — США;

— RealFlex (BJ Software Systems) — США;

— Sitex (Jade Software) — Великобритания;

— TraceMode (AdAstrA) — Россия;

— Cimplicity (GE Fanuc Automation) — США;

— WinCC (Siemens) — Германия;

— RSView (Rockwell Software Inc.) — США;

— САРГОН (НТВ-Автоматика) — Россия.

В силу тех требований, которые предъявляются к системам SCADA, спектр их функциональных возможностей определен и реализован практически во всех пакетах, различающихся только техническими особенностями реализации:

— автоматизированная разработка, дающая возможность создания ПО системы автоматизации без реального программирования;

— средства сбора первичной информации от устройств нижнего уровня;

— средства управления и регистрации сигналов об аварийных ситуациях;

— средства хранения информации с возможностью ее постобработки;

— средства обработки первичной информации;

— средства визуализации информации в виде графиков, гистограмм и прочее;

— возможность работы прикладной системы с наборами параметров, рассматриваемых как «единое целое» — «рецепт».

Основу большинства SCADA-пакетов составляют несколько программных компонентов (база данных реального времени, ввода-вывода, предыстории, аварийных ситуаций) и администраторов (доступа, управления, сообщений).

В целом технология проектирования систем автоматизации на основе SCADA-систем очень похожа на:

— разработка архитектуры системы автоматизации в целом. На этом этапе определяется функциональное назначение каждого узла системы автоматизации;

— решение вопросов, связанных с возможной поддержкой распределенной архитектуры, необходимостью введения узлов с «горячим резервированием» и т. п. ;

— создание прикладной системы управления для каждого узла. На этом этапе специалист в области автоматизируемых процессов наполняет узлы архитектуры алгоритмами, совокупность которых позволяет решать задачи автоматизации;

— приведение в соответствие параметров прикладной системы с информацией, которой обмениваются устройства нижнего уровня (например, программируемые логические контроллеры — PLCs) с внешним миром (датчики температуры, давления и др.);

— отладка созданной прикладной программы в режиме эмуляции и в реальном режиме.

Примерный перечень критериев оценки SCADA-систем достаточно велик, но можно выделить пять большие группы показателей:

— технические характеристики;

— стоимостные характеристики;

— эксплуатационные характеристики;

— открытость системы;

— удобство пользования.

Технические характеристики SCADA-систем

Анализ перечня таких платформ необходим, поскольку от него зависит, возможна ли реализация той или иной SCADA-системы на имеющихся вычислительных средствах, а также оценка стоимости эксплуатации системы (будучи разработанной, в одной операционной среде, прикладная программа может быть выполнена в любой другой, которую поддерживает выбранный SCADA-пакет).

FactoryLink имеет весьма широкий список поддерживаемых программно-аппаратных платформ: MS DOS, MS Windows, OS/2, SCO UNIX, VMS, ATX, UP-UX, MS Windows NT.

В SCADA-системах, как RealFlex и Sitex основу программной платформы принципиально составляет единственная операционная система реального времени QNX.

Подавляющее большинство SCADA-систем, такие как iFIX, InTouch, Citech реализовано на MS Windows платформах. Именно такие системы предлагают наиболее полные и легко наращиваемые ММI-средства.

Быстрое развитие ОРС-технологий, низкие цены аппаратного обеспечения, распространённость Windows NT/2000 на офисных рынках вкупе с её техническими характеристиками — главные причины того, что абсолютное большинство производителей SCADA-пакетов мигрировали в сторону именно операционной системы Windows NT/2000 по сравнению со всё ускоряющимся сворачиванием активности в области MS DOS, MS Windows 3. XX/95.

Одной из основных черт современного мира систем автоматизации является их высокая степень интеграции. В любой из них могут быть задействованы объекты управления, исполнительные механизмы, аппаратура, регистрирующая и обрабатывающая информацию, рабочие места операторов, серверы баз данных и т. д. Очевидно, что для эффективного функционирования в этой разнородной среде SCADA-система должна обеспечивать высокий уровень сетевого сервиса. Желательно, чтобы она поддерживала работу в стандартных сетевых средах с использованием стандартных протоколов (NETBIOS, TCP/IP и т. д.), а также обеспечивала поддержку сетевых стандартов из класса промышленных интерфейсов (PROFIBUS, CANBUS, LON, MODBUS и т. д.). Этим требованиям в той или иной степени удовлетворяют практически все SCADA-системы, с тем только различием, что набор поддерживаемых сетевых интерфейсов разный.

Большинство SCADA-систем имеют встроенные языки высокого уровня, Visual Basic — подобные языки, позволяющие генерировать адекватную реакцию на события, связанные с изменением значения переменной, с выполнением некоторого логического условия, с нажатием комбинации клавиш, а также с выполнением некоторого фрагмента с заданной частотой относительно всего приложения или отдельного окна.

В SCADA-системе InTouch используется язык скриптов, наращивание функций которого происходит с применением языка C/C++. В Citect используется язык Cicode, созданный также на базе С.

В SCADA-системах Genesis32 и iFIX используется один и тот же язык Visual Basic. Разработчик SCADA-приложения часто не анализирует, создавая скрипты по различным событиям в приложении, как они «одновременно» будут исполняться, что, по логике, может приводить к непредсказуемым результатам работы приложения, причем такие результаты кажутся случайными и поэтому трудно объяснимыми.

Одной из основных задач систем диспетчерского контроля и управления является обработка информации: сбор, оперативный анализ, хранение, сжатие, пересылка и т. д. Таким образом, в рамках создаваемой системы должна функционировать база данных.

Практически все SCADA-системы, в частности, Genesis, InTouch, Citect, используют ANSI SQL синтаксис, который является независимым от типа базы данных. Приложения виртуально изолированы, что позволяет менять базу данных без серьезного изменения самой прикладной задачи, создавать независимые программы для анализа информации, использовать уже наработанное программное обеспечение, ориентированное на обработку данных.

Функционально графические интерфейсы SCADA-систем весьма похожи. В каждой из них существует графический объектно-ориентированный редактор с определенным набором анимационных функций. Используемая векторная графика дает возможность осуществлять широкий набор операций над выбранным объектом, а также быстро обновлять изображение на экране, используя средства анимации.

Стоимостные характеристики SCADA-систем

Стоимость SCADA-систем учитываются следующие факторы:

— стоимость программно-аппаратной платформы;

— стоимость системы;

— стоимость освоения системы;

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой