Проектирование автоматизированной системы головной нефтеперекачивающей станции

Проектирование автоматизированной системы головной нефтеперекачивающей станции.

1. Техническое задание.

1.1 Основные задачи и цели создания АСУ ТП.

Основными целями создания АСУ ТП являются:

— обеспечение транспортирования с заданной производительностью при минимальных эксплуатационных затратах;

— повышение надежности работы нефтепроводного транспорта и предотвращение аварийных ситуаций;

— сокращение потерь при транспортировании и хранении;

— обеспечение качества поставляемых нефтей;

— осуществление оперативного учета материальных и энергетических ресурсов и затрат;

— сокращение (до минимума) времени и объема обслуживания и ремонта нефтепровода.

АСУ ТП реализуют следующие задачи:

— централизованный контроль и управление технологическими процессами перекачки нефти из местного диспетчерского пункта (МДП);

— централизованный контроль и управление из МДП технологическими процессами вспомогательных систем;

— обеспечение надежной работы оборудования технологических сооружений и предотвращения аварийных ситуаций;

— повышение эффективности технологических процессов на НПС;

— передача текущей информации в центральный диспетчерский пункт (ЦДП).

1.2 Назначение и состав ГНПС.

Головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС) располагается вблизи нефтяных сборных промыслов (МНП) или нефтеперерабатывающих заводов (МНПП) и предназначается для приема нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод.

В состав ГНПС входят:

— узел подключения станции (УПС),.

— площадка фильтров грязеуловителей (ФГУ),.

— резервуарный парк (РП),.

— подпорная насосная станция (ПНС),.

— узел учёта нефти (УУН),.

— магистральная насосная станция (МНС),.

— камера регулирования давления (КРД).

Узел подключения станции состоит из:

— камеры приёма (пуска) очистных устройств (скребок).

— средств диагностики (диаскана),.

— датчиков прохождения скребка,.

— трубозапорной арматуры,.

— обратных клапанов.

Площадка фильтров грязеуловителей состоит из следующих основных элементов:

— 3-х фильтров (двух рабочих и одного резервного), установленных на фундаментах и находящихся в общем обваловании;

— технологической обвязки ФГУ (технологических трубопроводов);

— на технологических трубопроводах каждого фильтра смонтированы отсекающие задвижки (на входе и выходе фильтра);

— задвижка (и) для отключения узла ФГУ, с целью направления потока нефти по байпасной линии;

— на корпусе фильтра смонтированы манометры (до и после фильтрующего элемента) для контроля перепада давления;

— дренаж нефти из корпуса фильтров (каждого в отдельности), для производства ремонтных работ.

В состав резервуарного парка входят задвижки на приемных и раздаточных патрубках резервуара и один наземный вертикальный стальной резервуар, который оснащен следующим оборудованием:

— верхний световой люк,.

— вентиляционный патрубок,.

— механический дыхательный клапан,.

— огневой предохранитель,.

— замерный люк,.

— прибор для замера уровня,.

— нижний люк-лаз,.

— сифонный кран,.

— хлопушка,.

— грузовой патрубок,.

— перепускное устройство,.

— подъёмник хлопушки,.

— гидравлический предохранительный дыхательный клапан.

Подпорная насосная станция включает в себя:

— два подпорных насосных агрегата,.

— задвижки на всасывании насосов,.

— задвижки на нагнетании насосов.

Узел учета нефти состоит из:

— измерительной рабочей линии,.

— измерительной контрольной линии,.

— измерительной резервной линии,.

— блока измерительных линий (БИЛ),.

— блока измерений качества (БИК),.

— турбопоршневой поверочной установки (ТПУ).

В состав магистральной насосной станции входят:

— три магистральных насосных агрегата,.

— задвижки на всасывании насосов,.

— задвижки на нагнетании насосов,.

— обратные клапаны,.

— система маслосмазки,.

— система утечек нефти,.

— система охлаждения,.

— система вентиляции.

Камера регулирования давления имеет два контура регулирования:

— контур по приему НПС,.

— контур по нагнетании НПС.

В состав каждого контура входят:

— датчик давления,.

— регулятор,.

— задатчик.

1.3 Требования к автоматике ГНПС.

Система автоматики ГНПС должна обеспечивать следующее:

— измерение:

1) уровня нефти в резервуаре;

2) температуры нефти в резервуаре;

3) давления нефти на входе в ПНС;

4) давления нефти на выходе в ПНС;

5) температуры обмоток двигателя каждого насосного агрегата ПНС;

6) вибрации корпуса двигателя каждого насосного агрегата ПНС;

— контроль дискретных параметров:

1) низкого уровня нефти в резервуаре;

2) верхнего уровня нефти в резервуаре;

3) низкого и высокого значения температуры нефти в резервуаре;

4) низкого уровня давления нефти на входе в ПНС;

5) низкого и высокого уровня давления нефти на выходе ПНС;

6) высокого значения температуры обмоток двигателя каждого насосного агрегата ПНС;

7) высокого значения вибрации корпуса двигателя каждого насосного агрегата ПНС;

— управление:

1) клапаном с электроприводом на выходе ПНС;

2) клапаном с электромагнитным приводом для сброса подтоварной воды в канализацию;

— индикацию:

1) измеряемых параметров на щите РСУ;

2) измеряемых и расчётных параметров на дисплее АРМ оператора по запросу оператора;

3) аварийных ситуаций на мнемосхеме с выдачей звукового сигнала аварии и пожара на ГНПС;

— сигнализацию:

1) предупредительную верхнего и нижнего уровня нефти в резервуаре;

2) аварийную верхнего уровня нефти в резервуаре.

В диспетчерскую должна обеспечиваться выдача всей информации о работе ГНПС.

1.4 Требования к техническому обеспечению.

Оборудование, устанавливаемое на открытых площадках, в зависимости от зоны расположения объекта должно быть устойчивым к воздействию температур от -50^оС до +50^оС и влажности не менее 80% при температуре 35^оС.

Программно-технический комплекс АС должен допускать возможность наращивания, модернизации и развития системы, а также иметь резерв по каналам ввода / вывода не менее 20%.

Датчики, используемые в системе, должны отвечать требованиям взрывобезопасности. При выборе датчиков следует использовать аппаратуру с искробезопасными цепями. Чувствительные элементы датчиков, соприкасающиеся с сероводородсодержащей или другой агрессивной средой, должны быть выполнены из коррозионностойких материалов либо для их защиты необходимо использовать разделители сред.

Степень защиты технических средств от пыли и влаги должна быть не менее IP56.

Показатели надежности датчиков общепромышленного назначения рекомендуется выбирать, ориентируясь на показатели мирового уровня и лучшие образцы отечественных изделий, а именно:

1) время наработки на отказ не менее 100 тыс. час;

2) срок службы не менее 10 лет.

Контроллеры должны иметь модульную архитектуру, позволяющую свободную компоновку каналов ввода / вывода. При необходимости ввода сигналов с датчиков, находящихся во взрывоопасной среде, допускается использовать как модули с искробезопасными входными цепями, так и внешние барьеры искробезопасности, размещаемые в отдельном конструктиве.

Контроль уровня в емкостях с нефтью должен производиться не менее, чем тремя независимыми датчиками с сигнализацией верхнего предельного уровня не менее, чем от двух измерителей.

1.5 Требования к метрологическому обеспечению.

Для узла измерения давления нефти в трубопроводе использовать расходомеры на базе диафрагм. Основная относительная погрешность измерения расходомера должна составлять не более 1%.

Основная относительная погрешность датчиков температуры, вибрации, сигнализаторов должна составлять не более 0,2%.

Для узла измерения уровня нефти в резервуаре использовать радарный уровнемер. Основная погрешность измерения уровня должна составлять не более 0,125%.

1.6 Требования к программному обеспечению.

Программное обеспечение (ПО) АС включает в себя:

— системное ПО (операционные системы);

— инструментальное ПО;

— общее (базовое) прикладное ПО;

— специальное прикладное ПО.

Набор функций конфигурирования в общем случае должен включать в себя:

— создание и ведение базы данных конфигурации (БДК) по входным / выходным сигналам;

— конфигурирование алгоритмов управления, регулирования и защиты с использованием стандартных функциональных блоков;

— создание мнемосхем (видеокадров) для визуализации состояния технологических объектов;

— конфигурирование отчетных документов (рапортов, протоколов).

Средства создания специального прикладного ПО должны включать в себя технологические и универсальные языки программирования и соответствующие средства разработки (компиляторы, отладчики). Технологические языки программирования должны соответствовать стандарту IEC 61 131−3.

Базовое прикладное ПО должно обеспечивать выполнение стандартных функций соответствующего уровня АС (опрос, измерение, фильтрация, визуализация, сигнализация, регистрация и др.).

Специальное прикладное ПО должно обеспечивать выполнение нестандартных функций соответствующего уровня АС (специальные алгоритмы управления, расчеты и др.).

1.7 Требования к математическому обеспечению.

Математическое обеспечение АС должно представлять собой совокупность математических методов, моделей и алгоритмов обработки информации, используемых при создании и эксплуатации АС и позволять реализовывать различные компоненты АС средствами единого математического аппарата.

1.8 Требования к информационному обеспечению.

По результатам проектирования должны быть представлены:

— состав, структура и способы организации данных в АС;

— порядок информационного обмена между компонентами и составными частями АС;

— структура процесса сбора, обработки, передачи информации в АС;

— информация по визуальному представлению данных и результатам мониторинга.

В состав информационного обеспечения должны входить:

— унифицированная система электронных документов, выраженная в виде набора форм статистической отчетности;

— распределенная структурированная база данных, хранящая систему объектов;

— средства ведения и управления базами данных.

2. Основная часть.

2.1 Описание технологического процесса.

Технологическая схема ГНПС показана на рис. 1.

Рис. 1. Технологическая схема ГНПС ГНПС располагается вблизи нефтяных сборных промыслов. Нефть, первым делом, проходя через УПС, направляется на ФГУ.

УПС предназначается для подключения ГНПС к магистральному нефтепроводу и приёма, запуска очистных, разделительных и диагностических устройств.

На ФГУ осуществляется очистка транспортируемой по нефтепроводам нефти от посторонних предметов. Очищенная нефть поступает в РП.

РП ГНПС предназначен для создания запасов нефти с целью обеспечения бесперебойной работы трубопровода в случае прекращения или неравномерной поставки нефти с промысла, а также для приема нефти при аварийных или плановых остановках перекачки. Далее нефть направляется на ПНС. В случае, когда все резервуары заполнены, нефть направляется на ПНС, минуя РП.

ПНС используется для создания определенного давления на приеме магистрального насоса, чтобы избежать возникновения зон пониженного давления. Далее нефть, пройдя через узел учета нефти УУН, где осуществляется измерения количества и показателей качества нефти, поступает с требуемым давлением на МНС.

2.1.6 На МНС МНА создают требуемый напор нефти, которая затем поступает на КРД. Система автоматического регулирования давления осуществляет поддержание давления с помощью регулятора давления. Далее нефть поступает на магистральный нефтепровод.

2.1.1 Резервуарный парк.

Функциональная схема подсистем РП и ПНС ГНПС приведена в альбоме схем (ФЮРА.425 280.001.ЭС.01).

Очищенная нефть поступает в РП.

РП выполнен по схеме: резервуар (РВС-1), задвижки приема с ручным управлением (К2−1, К2−2), задвижки отдачи с ручным управлением (К3−1, К3−2), клапан с электромагнитным приводом для сброса воды (К4), параллельная труба с задвижкой с ручным управлением (К1).

При заполнении резервуара задвижка К2−1 открыта, задвижка К2−2 закрыта (находится в резерве и открывается в случае ремонтных работ или поломки задвижки К2−1), задвижка К1, К3−1, К3−2 и К4 закрыты. При отдачи нефти из резервуара задвижка К3−1 открыта, задвижка К3−2 закрыта (находится в резерве и открывается в случае ремонтных работ или поломки задвижки К3−1), задвижки К1, К2−1, К2−2 и К4 закрыты. При нормальном режиме работы задвижки К2−1 и К3−1 открыты, а остальные все закрыты. Т.к. давление на входе в резервуарный парк больше чем на выходе из него, то при нормальном режиме работы резервуар будет заполняться нефтью. В процессе заполнения резервуара нефтью необходимо постоянно следить за ее уровнем и в нужный момент закрыть задвижки К2−1 и К3−1 и открыть задвижку К1. Кроме того, необходимо следить за температурой нефти и уровнем отстоявшейся воды в резервуаре. При достижении подтоварной водой чувствительного элемента срабатывает реле, которое управляет клапаном К4. В случае аварии на магистральном нефтепроводе, задвижка К1 закрывается и открывается задвижка К3−1 с целью поддержания бесперебойной подачи нефти потребителю.

2.1.2 Подпорная насосная станция.

Функциональная схема подсистем РП и ПНС ГНПС приведена в альбоме схем (ФЮРА.425 280.001.ЭС.01).

Нефть с РП поступает на ПНС.

ПНС выполнена по схеме: регуляторы давления (К5, К6), насосные агрегаты (НА1, НА2), задвижки всасывания / нагнетания (К7−1 (К8−1)/К7−2 (К8−2)).

Все насосные агрегаты соединены по параллельной схеме. Таким образом, все насосы имеют общие приемные и напорные коллекторы. При наличии большего количества насосных агрегатов (более двух) параллельное их соединение позволит увеличить подачу насосной при сохранении создаваемого давления.

При нормальном режиме работы один насосный агрегат находится в работе, а другой — в резерве.

Регулятор давления К5 регулирует давление на входе в насосный агрегат таким образом, чтобы оно было не ниже заданного исходя из условий кавитации насоса, так как при понижении давления ниже заданного в трубопровод начнет выделяться газ, который приводит к разрушению и останову насосных агрегатов.

Регулятор давления К6 регулирует давление на выходе из насосного агрегата таким образом, чтобы оно было не выше заданного исходя из условий прочности трубопровода и не ниже заданного давления на входе в магистральную насосную станцию с учетом потери давления при прохождении через узел учета нефти исходя из условий кавитации насоса.

Задвижки К7−1 (К8−1) и К7−2 (К8−2), установленные на всасывании и нагнетании каждого насоса соответственно, предназначены для отключения насоса от нефтепровода в случае его останова или ремонта или для подключения насоса к нефтепроводу.

Кроме того, управление насосными агрегатами осуществляется со SCADA-формы, а именно посылаются следующие управляющие сигналы: «Включить», «Отключить» и «В ремонт». В данном курсовом проекте эти управляющие сигналы не рассматриваются.

В процессе работы насосных агрегатов необходимо отслеживать температуру обмоток двигателя и вибрацию корпуса двигателя. При превышении одного из показателей (может быть и обоих), необходимо срочно выключать работающий насосный агрегат и включать резервный, либо останавливать процесс перекачки.

Таблица состава (перечня) вход / выходных сигналов (измерительных, сигнальных, командных и управляющих) приведена в альбоме схем (ФЮРА.425 280.001.ЭС.02).

2.2 Выбор архитектуры АС.

В основе разработки архитектуры пользовательского интерфейса проекта АС лежит понятие ее профиля. Под профилем понимается набор стандартов, ориентированных на выполнение конкретной задачи. Основными целями применения профилей являются:

— снижение трудоемкости проектов АС;

— повышение качества оборудования АС;

— обеспечение расширяемости (масштабируемости) АС по набору прикладных функций;

— обеспечение возможности функциональной интеграции задач информационных систем.

Профили АС включают в себя следующие группы [1]:

— профиль прикладного программного обеспечения;

— профиль среды АС;

— профиль защиты информации АС;

— профиль инструментальных средств АС.

В качестве профиля прикладного программного обеспечения будет использоваться открытая и готовая к использованию SCADA-система Genesis32. Профиль среды АС будет базироваться на операционной системе Windows XP. Профиль защиты информации будет включать в себя стандартные средства защиты Windows. Профиль инструментальных средств будет основываться на среде OpenPCS.

Концептуальная модель архитектуры OSE/RM ГНПС представлена на рис. 2.

Рис. 2. Концептуальная модель архитектуры OSE/RM ГНПС Концептуальная модель архитектуры OSE/RM предусматривает разбиение ПО на три уровня:

— внешняя среда;

— платформа сервисов;

— прикладное ПО.

Уровни связываются (взаимодействуют) между собой через интерфейсы.

Внешней средой АС является полевой уровень АС.

Платформа сервисов предоставляет сервисы классов API и EEI через соответствующие интерфейсы.

Верхний уровень (прикладное ПО) включает в себя SCADA-системы, СУБД и HMI.

Наиболее актуальными прикладными программными системами АС являются открытые распределенные АС с архитектурой клиент-сервер. Для решения задач взаимодействия клиента с сервером используются стандарты OPC. Суть OPC сводится к следующему: предоставить разработчикам промышленных программ универсальный интерфейс (набор функций обмена данными с любыми устройствами АС).

На рисунке 3 приведена структура ОРС-взаимодействий SCADA ГНПС.

Рис. 3. Структура ОРС-взаимодействий SCADA ГНПС.

Взаимодействие ПЛК со SCADA осуществляется посредством ОРС-сервера.

Датчики и исполнительные устройства связаны со SCADA посредством унифицированного токового сигнала 4…20 мА. Широко применяется для организации связи промышленного электронного оборудования. Использует для передачи данных последовательные линии связи RS-485, RS-422, RS-232, а также сети TCP/IP. Доступ к устройствам полевого уровня (датчикам, исполнительным устройствам) со всех уровней управления предприятием осуществляется посредством стандарта PROFINET (IEC 61 850), который поддерживает практически все существующие сети полевого уровня (PROFIBUS, Ethernet, AS-I, CAN, LonWorks и др.).

Связь источника бесперебойного питания со SCADA осуществляется посредством протокола SNMP, который позволяет контролировать всю сетевую инфраструктуру, управляя сетевым оборудованием различных типов, наблюдать за работой служб OSE/RM и анализировать отчеты по их работе за заданный период. SNMP предназначен для мониторинга состояния сети АС и управления сетевыми устройствами.

Формирование отчетов, информационный обмен данными в АС строится с использованием протокола ODBC, который позволяет единообразно оперировать с разными источниками данных.

Основными стандартами OPC являются следующие [1]:

— OPC DA (Data Access), описывающий набор функций обмена данными в реальном времени с ПЛК и другими устройствами;

— OPC AE (Alarms & Events), предоставляющий функции уведомления по требованию о различных событиях;

— OPC DX (Data eXchange), предоставляющий функции организации обмена данными между OPC-серверами через сеть Ethernet;

— OPC XML-DA (XML-Data Access), предоставляющий гибкий, управляемый правилами формат обмена данными через Intranet-среду.

Профиль среды АС должен включать в себя стандарт протокола транспортного уровня Modbus, стандарты локальных сетей (стандарт Ethernet IEEE 802.3 или стандарт Fast Ethernet IEEE 802.3 u), а также стандарты средств сопряжения проектируемой АС с сетями передачи данных общего назначения (в частности, RS-485, сети CAN, ProfiBus и др.).

Профиль защиты информации должен обеспечивать реализацию политики информационной безопасности. Функциональная область защиты информации включает в себя функции защиты, реализуемые разными компонентами АС [1]:

— функции защиты, реализуемые операционной системой;

— функции защиты от несанкционированного доступа, реализуемые на уровне программного обеспечения промежуточного слоя;

— функции управления данными, реализуемые СУБД;

— функции защиты программных средств, включая средства защиты от вирусов;

— функции защиты информации при обмене данными в распределенных системах;

— функции администрирования средств безопасности.

Основополагающим документом в области защиты информации в распределенных системах являются рекомендации X.800, принятые МККТТ (сейчас ITU-T) в 1991 г. Подмножество указанных рекомендаций составляет профиль защиты информации в АС с учетом распределения функций защиты информации по уровням концептуальной модели АС и взаимосвязи функций и применяемых механизмов защиты информации.

Профиль инструментальных средств, встроенных в АС, должен отражать решения по выбору методологии и технологии создания, сопровождения и развития конкретной АС. Функциональная область профиля инструментальных средств, встроенных в АС, охватывает функции централизованного управления и администрирования, связанные [1]:

— с контролем производительности и корректности функционирования системы в целом;

— управлением конфигурацией прикладного программного обеспечения, тиражированием версий;

— управлением доступом пользователей к ресурсам системы и конфигурацией ресурсов;

— перенастройкой приложений в связи с изменениями прикладных функций АС;

— настройкой пользовательских интерфейсов (генерация экранных форм и отчетов);

— ведением баз данных системы;

— восстановлением работоспособности системы после сбоев и аварий.

Номенклатура базовых стандартов и ПО для профиля АС ГНПС приведена в таблице № 1.

Таблица 1.

2.3 Разработка структурной схемы АС.

Объектом управления является ГНПС, в частности, в соответствии с ТЗ разработаем систему автоматизированного управления РП и ПНС. В РП осуществляется замер уровня нефти, а в ПНС — давления на всасывании и нагнетании насосного агрегата. Исполнительными устройствами являются клапаны с электроприводом.

Специфика каждой конкретной системы управления определяется используемой на каждом уровне программно-аппаратной платформой. Трехуровневая структура АС приведена в альбоме схем (ФЮРА.425 280.001.ЭС.03).

Нижний (полевой) уровень состоит из первичных датчиков (сигнализатор уровня раздела сред жидкостей, три сигнализатора уровня, три датчика температуры с индикацией и регистрацией (TIR), два датчика вибрации с индикацией и регистрацией (VIR)), уровнемера, расходомера и исполнительных устройств (клапанов с электроприводом).

Средний (контроллерный) уровень состоит из локального контроллера.

Верхний (информационно-вычислительный) уровень состоит из коммуникационного контроллера, который играет роль концентратора, а также компьютеров и сервера базы данных, объединенных в локальную сеть Ethernet. На компьютерах диспетчера и операторов установлены операционная система Windows XP и программное обеспечение Genesis32.

Обобщенная структура управления АС приведена в альбоме схем (ФЮРА.425 280.001.ЭС.04).

Информация с датчиков полевого уровня поступает на средний уровень управления локальному контроллеру (ПЛК). Он выполняет следующие функции [1]:

— сбор, первичную обработку и хранение информации о состоянии оборудования и параметрах технологического процесса;

— автоматическое логическое управление и регулирование;

— исполнение команд с пункта управления;

— обмен информацией с пунктами управления.

Информация с локального контроллера направляется в сеть диспетчерского пункта через коммуникационный контроллер верхнего уровня, который реализует следующие функции [1]:

— сбор данных с локальных контроллеров;

— обработка данных, включая масштабирование;

— поддержание единого времени в системе;

— синхронизация работы подсистем;

— организация архивов по выбранным параметрам;

— обмен информацией между локальными контроллерами и верхним уровнем.

ДП включает несколько станций управления, представляющих собой АРМ диспетчера / оператора. Также здесь установлен сервер базы данных. Компьютерные экраны диспетчера предназначены для отображения хода технологического процесса и оперативного управления.

Все аппаратные средства системы управления объединены между собой каналами связи. На нижнем уровне контроллер взаимодействует с датчиками и исполнительными устройствами. Связь между локальным контроллером и контроллером верхнего уровня осуществляется на базе интерфейса Ethernet.

Связь автоматизированных рабочих мест оперативного персонала между собой, а также с контроллером верхнего уровня осуществляется посредством сети Ethernet.

2.4 Функциональная схема автоматизации.

Функциональная схема автоматизации является техническим документом, определяющим функционально-блочную структуру отдельных узлов автоматического контроля, управления и регулирования технологического процесса и оснащения объекта управления приборами и средствами автоматизации. На функциональной схеме изображаются системы автоматического контроля, регулирования, дистанционного управления, сигнализации.

Все элементы систем управления показываются в виде условных изображений и объединяются в единую систему линиями функциональной связи. Функциональная схема автоматического контроля и управления содержит упрощенное изображение технологической схемы автоматизируемого процесса. Оборудование на схеме показывается в виде условных изображений.

При разработке функциональной схемы автоматизации технологического процесса решены следующие задачи [1]:

— задача получения первичной информации о состоянии технологического процесса и оборудования;

— задача непосредственного воздействия на технологический процесс для управления им и стабилизации технологических параметров процесса;

— задача контроля и регистрации технологических параметров процессов и состояния технологического оборудования.

В соответствии с заданием разработаны два варианта функциональных схем автоматизации:

— по ГОСТ 21.404−85 «Автоматизация технологических процессов. Обозначения условные приборов и средств автоматизации в схемах» и ГОСТ 21.408−93 «Система проектной документации для строительства. Правила выполнения рабочей документации автоматизации технологических процессов»;

— по Стандарту американского общества приборостроителей ANSI/ISA S5.1. «Instrumetation Symbols and Identification».

2.4.1 Функциональная схема автоматизации по ГОСТ 21.404−85.

Функциональная схема автоматизации выполнена согласно требованиям ГОСТ 21.404−85 и приведена в альбоме схем (ФЮРА.425 280.001.ЭС.05). На схеме выделены каналы измерения (1−6, 8−9, 11−14) и каналы управления (7, 10). Контуры 6−7 и 9−10 реализуют автоматическое открытие клапана сброса воды и регулирование давления соответственно.

2.4.2 Функциональная схема автоматизации по ANSI/ISA.

Функциональная схема автоматизации выполнена согласно требованиям ANSI/ ISA S5.1 и приведена в альбоме схем (ФЮРА.425 280.001.ЭС.06). Для разработки функциональной схемы автоматизации по ANSI/ ISA были выбраны следующие объекты автоматизации: один насосный агрегат ПНС, регулятор давления на выходе ПНС. Согласно этой схеме осуществляются следующие операции:

— измерение температуры обмоток двигателя, ее индикация и регистрация на щите РСУ,.

— измерение вибрации корпуса двигателя, ее индикация и регистрация на щите РСУ,.

— измерение давления на выходе подпорной насосной станции, его индикация и регистрация на щите РСУ, регулирование с помощь регулятора давления К6 со щита РСУ.

2.5 Разработка схемы информационных потоков ГНПС.

Схема информационных потоков, которая приведена в альбоме схем (ФЮРА.425 280.001.ЭС.07), включает в себя три уровня сбора и хранения информации [1]:

— нижний уровень (уровень сбора и обработки),.

— средний уровень (уровень текущего хранения),.

— верхний уровень (уровень архивного и КИС хранения).

На нижнем уровне представляются данные физических устройств ввода / вывода. Они включают в себя данные аналоговых сигналов и дискретных сигналов, данные о вычислении и преобразовании.

Средний уровень представляет собой буферную базу данных, которая является как приемником, запрашивающим данные от внешних систем, так и их источником. Другими словами, она выполняет роль маршрутизатора информационных потоков от систем автоматики и телемеханики к графическим экранным формам АРМ-приложений. На этом уровне из полученных данных ПЛК формирует пакетные потоки информации. Сигналы между контроллерами и между контроллером верхнего уровня и АРМ оператора передаются по протоколу Ethernet.

Параметры, передаваемые в локальную вычислительную сеть в формате стандарта ОРС, включают в себя:

— уровень нефти в резервуаре, мм,.

— температура нефти в резервуаре, ^оС,.

— давление на входе в ПНС, МПа,.

— давление на выходе ПНС, МПа,.

— температура обмоток двигателя НА-1, ^оС,.

— температура обмоток двигателя НА-2, ^оС,.

— вибрация корпуса двигателя НА-1, мм/с,.

— вибрация корпуса двигателя НА-2, мм/с.

Каждый элемент контроля и управления имеет свой идентификатор (ТЕГ), состоящий из символьной строки. Структура шифра имеет следующий вид:

AAA_BBB_CCCC_DDDDD,.

где.

1) AAA — параметр, 3 символа, может принимать следующие значения:

— DAV — давление;

— TEM — температура;

— URV — уровень;

— VIB — вибрация;

2) BBB — код технологического аппарата (или объекта), 3 символа:

— NA1 — насосный агрегат НА-1;

— NA2 — насосный агрегат НА-2;

— PNS — подпорная насосная станция;

— REZ — резервуар;

3) CCCC — уточнение, не более 4 символов:

— FRE — корпус двигателя;

— NEFT — нефть;

— VODA — подтоварная вода;

— OBE — обмотки двигателя;

— VH — вход;

— VwH — выход;

4) DDDDD — примечание, не более 5 символов:

— UPR — регулирование;

— AVARH — верхняя аварийная сигнализация;

— PREDH — верхняя предупредительная сигнализация;

— PREDL — нижняя предупредительная сигнализация.

Знак подчеркивания _ в данном представлении служит для отделения одной части идентификатора от другой и не несет в себе какого-либо другого смысла.

Кодировка всех сигналов в SCADA-системе представлена в таблице № 2.

Таблица 2.

Верхний уровень представлен базой данных КИС и базой данных АСУ ТП. Информация для специалистов структурируется наборами экранных форм АРМ. На мониторе АРМ оператора отображаются различные информационные и управляющие элементы. На АРМ диспетчера автоматически формируются различные виды отчетов, все отчеты формируются в формате XML. Генерация отчетов выполняется по следующим расписаниям:

— каждый четный / нечетный час (двухчасовой отчет);

— каждые сутки (двухчасовой отчет в 24.00 каждых суток);

— каждый месяц;

— по требованию оператора (оперативный отчет).

Отчеты формируются по заданным шаблонам:

— сводка по текущему состоянию оборудования;

— сводка текущих измерений.

Историческая подсистема АС сохраняет информацию изменений технологических параметров для сигналов с заранее определенной детальностью. Сохранение данных в базе данных происходит при помощи модуля истории Genesys32. Данные, хранящиеся более трех месяцев, прореживаются для обеспечения необходимой дискретности.

Для регуляризации информации в базах данных используются таблицы и поля записи. Поля записей канала сведены в таблицу № 3.

Таблица 3.

Заключение.

В результате выполненной работы была разработана система автоматизированного управления головной нефтеперекачивающей станцией. В ходе курсового проекта был изучен технологический процесс перекачки нефти на ГНПС. Были разработаны структурная и функциональная схемы автоматизации ГНПС, позволяющие определить состав необходимого оборудования и количество каналов передачи данных и сигналов. Системы автоматизации ГНПС, диспетчерского контроля и управления были спроектированы на базе полевых устройств фирмы Rosemount, промышленных контроллеров Siemens SIMATIC S7−300 и программного SCADA-пакета Genesis32. В данном курсовом проекте была разработана схема внешних проводок, позволяющая понять систему передачи сигналов от полевых устройств на щит КИПиА и АРМ оператора и, в случае возникновения неисправностей, легко их устранить. Для управления технологическим оборудованием и сбором данных были разработаны алгоритмы пуска / останова технологического оборудования и управления сбором данных. Для разработанных алгоритмов было разработано программное обеспечение для ПЛК с помощью программной среды Siemens Step7. Для поддержания давление нефти в трубопроводе на выходе подпорной насосной станции был выбран способ регулирования давления (дросселирование) и разработан алгоритм автоматического регулирования давления (разработан ПИД-регулятор). В заключительной части курсового проекта были разработаны дерево экранных форм, мнемосхемы ГНПС и объектов ГНПС.

Таким образом, спроектированная САУ ГНПС не только удовлетворяет текущим требованиям к системе автоматизации, но и имеет высокую гибкость, позволяющую изменять и модернизировать разработанную САУ в соответствии с возрастающими в течение всего срока эксплуатации требованиям. Кроме того, SCADA-пакет, который используется на всех уровнях автоматизации ГНПС, позволяет заказчику сократить затраты на обучение персонала и эксплуатацию систем.

Список источников.

1. Громаков Е. И., Проектирование автоматизированных систем. Курсовое проектирование: учебно-методическое пособие: Томский политехнический университет. — Томск, 2009.

2. Клюев А. С., Глазов Б. В., Дубровский А. Х., Клюев А. А.; под ред. А. С. Клюева. Проектирование систем автоматизации технологических процессов: справочное пособие. 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 464 с.

3. Комиссарчик В. Ф. Автоматическое регулирование технологических процессов: учебное пособие. Тверь 2001. — 247 с.

4. ГОСТ 21.408−93 Правила выполнения рабочей документации автоматизации технологических процессов М.: Издательство стандартов, 1995. — 44 с.

5. Разработка графических решений проектов СДКУ с учетом требований промышленной эргономики. Альбом типовых экранных форм СДКУ. ОАО «АК Транснефть». — 197 с.

6. Комягин А. Ф., Автоматизация производственных процессов и АСУ ТП газонефтепроводов. Ленинград, 1983. — 376 с.

7. Попович Н. Г., Ковальчук А. В., Красовский Е. П., Автоматизация производственных процессов и установок. — К.: Вища шк. Головное изд-во, 1986. — 311 с.

пользовательский информационный автоматизация нефтеперекачивающий.