Разработка проекта автоматизации установки предварительной очистки нефти

Добыча нефти занимает важное место как в топливно-энергетической системе страны, так и в экономике. Эффективность добычи и, предварительной подготовки и первоначальной транспортировки нефти позволяют серьезно снизить себестоимость, что позволяет уменьшить цену и конечного продукта.

На современном этапе развития стало возможным добиться оптимального управления какого-либо процесса с появлением и внедрением автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП), созданных на базе микропроцессорных комплектов. Актуальность создания автоматизированных систем управления значительно возросла за последнее время в связи с повышением стоимости нефти, энергоресурсов, реагентов, затрат на содержание обслуживающего персонала и поддержания экологии окружающей среды.

Целями создания автоматизированной системы контроля и управления технологическим процессом установки предварительной очистки нефти являются (АСУ ТП УПОН):

— повышение надежности работы системы управления;

— повышение точности измерения и регулирования технологических параметров;

— повышение качества ведения технологического режима и его безопасности;

— снижение количества постоянно находящегося на объекте технического персонала и повышение оперативности его действий;

— интеграция АСУ ТП УПН с автоматизированными системами управления печами и электродегидраторами.

1. Описание технологического процесса

1.1 Описание технологического процесса в целом

Установка предварительной очистки нефти входит в состав цеха по подготовке и перекачке нефти (ЦППН). ЦППН НГДУ «Комсомольскнефть» занимается очисткой и подготовкой к транспортировке нефти, поступающей со скважин.

При обустройстве месторождения сбор продукции скважин осуществляется по напорной герметизированной схеме. Нефтяная эмульсия после замерных установок «Спутник» по нефтесборным трубопроводам транспортируется несколькими потоками с центральной, южной, северной части месторождения на узел дополнительных работ (УДР) — узел переключающих задвижек, после чего попадает на установку предварительной очистки нефти ЦППН.

Процесс предварительной очистки нефти осуществляется на следующих площадках:

а) площадка входных фильтров;

б) установка первой ступени сепарации;

в) площадка отстойников нефти и дегазаторов;

г) площадка электродегидраторов и КСУ.

Площадка входных фильтров

После УДР продукция нефтяных скважин двумя потоками через задвижки и фильтры поступает на установку первой ступени сепарации. На площадке входных фильтров осуществляется отделение от жидкости песка и грязи в фильтрах Ф1 — Ф6.

Установка первой ступени сепарации

На площадке первой ступени сепарации осуществляется первичная подготовка сырья:

— отделение от жидкости газа в УПОГ и газовой секции сепараторов С1/1 — С¼;

— отделение от жидкости свободной воды в трехфазных сепараторах С1/1 — С¼.

Устройство предварительного отбора газа (УПОГ) предназначено для отбора свободного газа и снятия пульсаций потока жидкости.

В трехфазном сепараторе происходит разделение сырья на сырой газ, подтоварную воду (при температуре сырья до 45 ⁰С) и нефтяную эмульсию с содержанием воды ниже 30%. Перед подачей сырой нефти на сепарацию в поток нефти вводится деэмульгатор.

Объем трехфазного сепаратора С1/1, С½ — 100 м ³, С1/3, С¼ — 125 м³, Р_раб = 0,5 — 0,8 Мпа; Р_у=1,6 МПа.

Сырой газ через каплеуловитель КУ (циклонный газосепаратор) направляется в вертикальные сетчатые газосепараторы ГС1, ГС2 где от газа отделяется капельная жидкость и газовый конденсат.

Объем газосепараторов — 8 м³.

Дренаж сбрасывается в дренажную емкость ЕП2.

Площадка отстойников нефти и дегазаторов

После трехфазных сепараторов С1/1 — С¼ нефть через нагреватель (печь ПТБ-5−40Э), где нагревается до температуры 60 ^оС, подается в отстойники ОН1/1 — ОН1/3.

В отстойнике осуществляется отстой нефти до остаточного содержания воды до 3%.

Объем отстойника — 100 м³.

Из отстойника нефть подается в сепаратор горячей сепарации (дегазатор) Д1/1 — Д1/3, где жидкость дегазируется при давлении 0,2−0,3 МПа.

Объем дегазатора V=50 м³.

Дренаж сбрасывается в дренажную емкость ЕП4.

На каждом трубопроводе подготовленной нефти монтируется ручной пробоотборник — для отладки технологического режима установки.

Площадка электродегидраторов и КСУ

Из дегазатора жидкость поступает в электродегидратор (ЭГ100−10 МБ), где происходит обезвоживание нефти до товарных показателей — ниже 1,0% (массовая доля).

Жидкость, поступающая в электродегидратор, обрабатывается полем высокого напряжения. Под воздействием этого поля эмульсия разрушается, и вода отстаивается в нижней части электродегидратора.

После электродегидратора товарная нефть поступает на концевую ступень сепарации (КСУ) КСУ1/1 — КСУ1/3, где дегазируется при давлении до 0,005 МПа и под действием сил гравитации (Н = 16 м) перетекает в резервуар товарной нефти.

Объем сепаратора КСУ V=100 м³, давление Р_р= 0,005 МПа, Р_у=0,6 МПа.

На выходе товарной нефти из ЭГ100−10 МБ устанавливаются влагомеры товарной нефти. Назначение — распределение потока жидкости в товарный или сырьевой резервуары.

Объем электродегидратора ЭГ100−10 МБ — 100 м³.

Дренаж сбрасывается в дренажную емкость ЕП4.

2. Система автоматизации установки предварительной очистки нефти

2.1 Структура АСУ ТП УПОН

автоматизация очистка нефть датчик Автоматизированная система управления установки предварительной очистки нефти (УПОН) на ЦППН НГДУ «Комсомольскнефть» состоит из трёх уровней:

— нижний уровень;

— средний уровень;

— верхний уровень.

Нижний уровень состоит из приборов и датчиков, преобразующих температуру, уровень, межфазовый уровень, давление, расход в электрические сигналы, а также исполнительных механизмов, установленных непосредственно на технологическом оборудовании. Датчики в системе осуществляют измерение параметров технологического процесса, и перевод физических величин в электрические сигналы. Электрические сигналы поступают в операторную, где находится микропроцессорный контролер.

Средний уровень представляет собой уровень контроллера. Он преобразует электрические сигналы в технические единицы, управляет работой установкой предварительной очистки нефти по программе, заложенной в нём, передает информацию о состоянии станции на верхний уровень. Контроллер выполняет функцию связи датчиков и исполнительных механизмов с верхним уровнем. Контроллер устанавливаются на территории производства вблизи от технологических объектов и диспетчерского пульта, связанного с контроллером по проводной связи.

Верхний уровень представляет собой операторский интерфейс. Его основная задача это отображение процессов протекающих на УПОН ЦППН, сигнализация об авариях и регистрация данных, прием и передача команд от оператора.

Для реализации указанных функций АСУ ТП установки предварительной очистки нефти выделены следующие блоки:

— сбор и первичная обработка информации;

— создание и ведение Базы Данных (БД);

— дистанционное управление;

— вычисление аварийных ситуаций;

— подсистема обмена информацией;

— АРМ оператора.

Блок сбора и первичной обработки информации выполняет следующие функции:

— сбор информации, поступающей от датчиков;

— первичная обработка сигналов (контроль исправности датчиков, масштабирование);

— передача и сохранение информации о состоянии объекта в блоке «Создание и ведение БД» в период отсутствия связи с АРМом оператора;

— предоставление информации для бока «Вычислений аварийных ситуаций».

Блок «Создание и ведение БД» реализует:

— запись информации о состоянии объекта в технологической БД;

— хранение констант, предаварийных и аварийных ситуаций в БД;

— возможную модификацию БД;

— передачу информации на верхний уровень.

Блок «Дистанционного управления» выполняет следующие функции:

— прием управляющих команд от оператора через подсистему обмена информацией;

— формирование управляющих команд (открытие / закрытие задвижек, клапанов; включение / отключение двигателей и т. д.);

— формирование информации о выполнении команд.

Блок «Вычисления аварийных ситуаций» производит:

— сравнение значений поступивших сигналов с уставками, хранящимися в блоке «Создание и ведение БД», и вычисления аварийной ситуации;

— регистрация аварийных ситуаций и запись в блок «Создания и ведения БД»;

— передача данных об аварийной ситуации на верхний уровень.

Блок «Подсистемы обмена информацией» реализует взаимодействие верхнего уровня (АРМ оператора) с уровнем микропроцессорного контроллера.

Блок «АРМ оператора» выполняет следующие функции:

— отображение на мониторе оператора мнемосхем технологических процессов, трендов в реальном масштабе времени;

— отображение сообщений о предаварийных и аварийных ситуациях;

— оперативную передачу команд управления оператора в микропроцессорный контроллер, по средствам подсистемы обмена информацией;

— формирование суточного, недельного, месячного, квартального, полугодового, годового отчетов;

— подготовка к печати журнала учетов аварий.

2.2 Задачи АСУ ТП

Автоматизированная система должна обеспечивать:

а) управление основным технологическим оборудованием, входящим в состав УПН;

б) круглосуточное и непрерывное ведение технологического режима;

в) визуализацию хода технологического процесса с отображением текущих значений;

г) регистрацию аварийных ситуаций, изменения режима работы;

д) возможность выполнения основных функций системы при аварийных ситуациях;

е) самодиагностику и блокировку технологического оборудования;

ж) оснащение средствами местного и дистанционного контроля и управления;

и) интеграцию системы АСУ ТП с системами управления печами и электродегидраторами;

к) предотвращение самопроизвольного отключения / включения исполнительного устройства при любых неисправностях системы;

л) защиту системы от неквалифицированных действий персонала;

м) открытость системы;

н) система должна иметь иерархическую структуру, включающую:

1) рабочее место со средствами операторского интерфейса;

2) программно-технический комплекс;

3) Полевое оборудование.

2.3 Требования к АСУ ТП

Автоматизированная система должна обеспечивать:

а) ввод и обработку:

1) аналоговых сигналов 4−20мА 93 шт.;

2) дискретных входных сигналов 104 шт.;

б) вывод дискретных выходных управляющих сигналов 92 шт.;

в) обмен информацией по интерфейсу RS-485 с АСУ ТП печей и электродегидраторов, так как их системы управления обеспечивают такую интеграцию.

В системе должен быть предусмотрен резерв устройств ввода / вывода в размере 10−15% от общего количества сигналов, для возможности подключения дополнительных датчиков и исполнительных устройств.

На экране монитора диспетчера УПН должна выводиться информация в виде мнемосхем с индикацией на них значений технологических параметров.

2.4 Функции системы управления

Система управления обеспечивает выполнение следующих функций:

а) автоматическое регулирование:

1) межфазовых уровней в трехфазных сепараторах С1/1 — С¼;

2) давления в каплеуловителях КУ1/1 — КУ¼;

3) давления в газосепараторах ГС1, ГС2;

4) межфазовых уровней в отстойниках нефти ОН1/1 — ОН1/3;

5) межфазового уровня в дегазаторах Д1/1 — Д1/3;

6) давления в дегазаторах Д1/1 — Д1/3;

7) межфазовых уровней в электродегидраторах ЭГ1/1 — ЭГ1/3;

8) межфазового уровня в КСУ1/1 — КСУ1/3;

9) давления в КСУ1/1 — КСУ1/3;

б) дискретное (логическое) управление:

1) открытие / закрытие клапанов для регулирования уровня в газосепараторах ГС1, ГС2;

2) автоматическое включение насосов при максимальном уровне в дренажных емкостях ЕП2, ЕП4, ЕП6 — ЕП8;

3) автоматическое отключение насосов при минимальном уровне в дренажных емкостях ЕП2, ЕП4, ЕП6 — ЕП8;

4) автоматическое отключение насосов при максимальном/ /минимальном давлении на выкиде в дренажных емкостях ЕП2, ЕП4, ЕП6 — ЕП8;

5) автоматическое отключение насосов при уровне загазованности 40% в дренажных емкостях ЕП2, ЕП4, ЕП6 — ЕП8;

6) автоматический пуск вентилятора при уровне загазованности 10% в дренажных емкостях ЕП2, ЕП4, ЕП6 — ЕП8;

в) дистанционное управление с рабочего места оператора:

1) значение% открытия клапанов;

2) насосами на площадке дренажных емкостей;

3) вентиляторами на площадке дренажных емкостей;

г) связь разрабатываемой АСУ ТП с автоматизированными системами управления печами и электродегидраторами, при этом будет осуществляться обмен информацией по следующим параметрам:

1) с АСУ ТП печей:

1.1) давление нефти на входе в печь;

1.2) температура нефти на входе в печь;

1.3) давление нефти на выходе из печи;

1.4) температура нефти на выходе из печи;

1.5) сигнал аварии в печи;

1.6) сигнал дистанционной остановки печи;

1.7) сигнал задания уставки выходной температуры нефти;

2) с АСУ ТП электродегидраторов:

2.1) напряжение в системе питания электродегидратора (СПЭ);

2.2) температура в электродегидраторе;

2.3) сигнал аварии в электродегидраторе;

2.4) сигнал дистанционного пуска электродегидратора;

2.5) сигнал дистанционной остановки электродегидратора;

2.6) сигнал задания уставки напряжения СПЭ;

д) технологической защиты:

1) автоматический останов насосов при превышении (понижении) заданных предельных значений давления на приеме (выкиде) насосов;

2) автоматический останов насосных агрегатов при загазованности в блоке выше 40%;

3) автоматический пуск вентилятора при загазованности в блоке 10%.

Информационные функции системы включают в себя:

— сбор и первичную обработку (аналого-цифровое преобразование, измерение, масштабирование и др.) информации о технологическом процессе и технологическом оборудовании;

— сбор информации о состоянии и работе исполнительных механизмов, схем автоматического управления, регулирования и технологической защиты;

— распознавание предаварийных и аварийных ситуаций;

— отображение информации на экране монитора;

— регистрацию контролируемых параметров и событий.

2.5 Требования к комплексу технических средств

Комплекс технических средств (КТС) автоматизированной системы управления должен быть достаточным для выполнения всех технических требований, изложенных выше.

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

КТС должен обеспечить построение трехуровневой иерархической системы, представленной на рисунке 3.2 и включать в себя:

— датчики и исполнительные механизмы;

— микропроцессорные программируемые логические контроллеры (РLС);

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

— устройство передачи информации;

— источники бесперебойного электропитания.

Контроллер, используемый в системе, должен обеспечивать функции:

— ввода-вывода, преобразования и нормирования сигналов;

— обмен данными с рабочей станцией;

— автоматического управления;

— исполнение дистанционных команд с рабочей станции;

— локальной диагностики и самодиагностики.

Рисунок 3.2 — Структура системы комплекса технических средств Модули ввода аналоговых сигналов должны обеспечивать ввод унифицированных токовых сигналов (4ч20 мА) с полным гальваническим разделением цифровой части от аналоговой. Дискретные модули должны обеспечивать полное гальваническое разделение внешних цепей от внутренних. Модули ввода дискретных сигналов должны обеспечивать ввод сигналов 12ч24 В током не более 5 мА/сигнал. Модули вывода дискретных сигналов должны обеспечивать ток до 5 А при напряжении до ~220 В.

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

В качестве рабочей станции оператора используется РС совместимый компьютер. Компьютер должен обеспечивать функции накопления и обработки информации, операторского интерфейса и дистанционного управления, формирования и представления отчетов.

2.6 Комплекс технических средств нижнего уровня

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

Основными требованиями, предъявляемыми к КТС нижнего уровня, являются:

— надежность;

— предел допускаемой погрешности;

— диапазон измерений;

— взрывозащищенность;

— температура окружающей среды.

Обоснование выбора датчиков давления В измеряемом диапазоне от 0 до 1 МПа возможно применение следующих датчиков давления Метран-100-Ех-ДИ, EJA430A, JUMO dTRANS p02 DELTA, Emerson 3051C. Также к датчикам давления предъявляются требования по максимальной надежности; к пределу допускаемой погрешности не более 0,1%; работе при низких температурах — ниже минус 40C. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.1.

Проанализировав выбранные датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик Emerson 3051C, так как он обладает наиболее подходящими параметрами.

Обоснование выбора датчиков межфазового уровня В измеряемом диапазоне от 0 до 3200 мм возможно применение следующих датчиков межфазового уровня BINDICATOR PHASE TRACKER (Сelteк), ДУУ3−01, KRONHE ВМ-100.

Таблица 3.1 — Датчики давления

Помимо этого к датчикам межфазового уровня предъявляются требования по максимальной надежности; необходимости измерять три межфазовых уровня; к пределу допускаемой погрешности не более 0,1%; работе при низких температурах — ниже минус 40 C.

Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.2.

Таблица 2 — Датчики межфазового уровня

Так как в некоторых объектах технологического процесса необходимо измерять 3 межфазовых уровня, то этим условиям отвечает лишь Сelteк, кроме того он по ряду параметров также превосходит аналоги, и в качестве датчика межфазового уровня выбираем его.

Обоснование выбора сигнализаторов уровня В измеряемом диапазоне от 0 до 3200 мм возможно применение следующих сигнализаторов уровня KRONHE LS5200, СУР-3, УЗС-300, СУР-4. Также к сигнализаторам уровня предъявляются требования по максимальной надежности; к пределу допускаемой погрешности не более 0,1%; работе при низких температурах — ниже минус 40 C. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.3.

Таблица 3.3 — Сигнализаторы уровня

Заданным требованиям лучше всего отвечает сигнализатор уровня KRONHE LS5200, так как лишен многих недостатков датчиков других систем и обладает рядом преимуществ, такими как отсутствие ограничений на диапазон измерений, предел погрешности.

Выбор датчиков не являющихся ключевыми для ТП Для измерения температуры выберем ТСМ Метран-253 (50М).

Для сигнализации разницы давлений выбран датчик Д231ВМ-01.

В качестве датчика расхода выбран ДРС-200М.

Для сигнализации давления выберем манометр сигнализирующий ДМ-2005Cr.

Для сигнализации загазованности выбран датчик СТМ-30.

Для контроля уровня жидкости в дренажных емкостях применяем сигнализаторы уровня СУР-4.

2.7 Описание системы автоматизации УПОН

Площадка входных фильтров После УДР продукция нефтяных скважин тремя потоками через задвижки поступает на площадку входных фильтров Ф1 Ф6, где происходит отделение от жидкости от песка и грязи. На каждом фильтре установлен сигнализатор перепада давления — Д231ВМ — 01. Значение уставки аварийного перепада давления на фильтре — 0,07 МПа. При срабатывании датчика сигнализации перепада давления на фильтре в АРМ оператора должно быть выдано сообщение о необходимости очистки фильтра.

Первая ступень сепарации После фильтров жидкость поступает на площадку первой ступени сепарации, где осуществляется первичная подготовка сырья, а именно:

— отделение от жидкости газа в УПОГ и газовой секции сепараторов С1/1 — С¼ (С¼ — резервный сепаратор);

— отделение от жидкости свободной воды в трехфазных сепараторах С1/1 — С¼.

Устройство предварительного отбора газа УПОГ предназначено для отбора свободного газа и снятия пульсаций потока жидкости. В трехфазном сепараторе происходит разделение сырья на сырой газ, подтоварную воду (при температуре сырья до 30°С) и жидкость с содержанием воды ниже 30%. Перед подачей сырой нефти на сепарацию в поток нефти вводится деэмульгатор. Сырой газ через каплеуловители КУ1/1 — КУ¼ (циклонный газосепаратор) направляется в вертикальные сетчатые газосепараторы ГС1, ГС2, где от газа отделяется капельная жидкость и газовый конденсат.

Давление в трехфазных сепараторах С1/1 — С¼ (и каплеуловителях КУ1/1 — КУ¼) контролируется датчиками Emerson 3051C, и поддерживается при помощи регулирующих клапанов КР1, КР4, КР7, КР10 в диапазоне 0,5 — 0,7 МПа. Межфазовые уровни в трехфазных сепараторах С1/1 — С¼: «газ — нефть», «нефть — нефтяная эмульсия», «нефтяная эмулься — вода» измеряются датчиком BINDICATOR PHASE TRACKER (Celtek). Уровень газ — нефть в секции отбора обводненной нефти сепараторов С1/1 — С¼ система управления регулирующими клапанами КР2, КР5, КР8, КР11 в поддерживает пределах 2240−2880 мм. Уровень нефтяная эмульсия — вода в секции отбора воды система управления регулирующими клапанами КР3, КР6, КР9, КР12 — в пределах 640 — 1600 мм. Максимальный и минимальный уровни жидкости в трехфазных сепараторах С1/1 — С¼ задаются программно — уставками. Значение минимального уровня 320 мм, максимального — 2880 мм. Высота емкости трехфазного сепаратора составляет 3200 мм.

Давление в газосепараторах ГС1, ГС2 измеряется датчиками Метран-100-Ех-ДИ, а поддерживается в диапазоне 0,4 — 0,8 МПа при помощи регулирующего клапана КР13. Уровень конденсата в газовых сепараторах должен поддерживаться регулирующими клапанами КР14, КР15. Система управления должна открывать и закрывать клапан при достижении уровня жидкости в ГС при срабатывании сигнализатора максимального и минимального уровня соответственно (используется KRONHE LS5200) Сигнализатор максимального уровня срабатывает при достижении уровня жидкости в 510 мм, минимального — 170 мм. Высота емкости газосепаратора составляет 1700 мм.

Дренаж сбрасывается в дренажные емкости ЕП2, ЕП4, ЕП6 — ЕП8. Дренажные емкости оборудованы сигнализаторами максимального и минимального уровней (СУР-4). Датчик максимального уровня срабатывает при значении уровня жидкости равного 1800 мм, а минимального уровня при 200 мм. Высота дренажной емкости составляет 2000 мм. Аварийно максимальный уровень определяется программными средствами контроллера по ожидаемому времени отключения сигнализации максимального уровня с момента включения насоса откачки из дренажной емкости. Уставка времени ожидания определяется при пробном откачивании жидкости из дренажной емкости. Датчик давления на выкиде насоса откачки из дренажной емкости (ДМ 2005) сигнализирует максимальное — 1,8 МПа и минимальное — 0,3 МПа давление. Также на площадке дренажных емкостей установлены датчики загазованности СТМ — 30, сигнализирующие при значениях загазованности в 10% и 40%

Площадка отстойников нефти и дегазаторов С площадки первой ступени сепаратора жидкость поступает на установку предварительной очистки нефти, где осуществляются следующие процессы:

После трехфазных сепараторов С1/1 — С¼ нефть через нагреватель (печь ПТБ-5−40Э), где нагревается до температуры 60 С, подается в отстойники ОН1/1 — ОН1/3. В отстойнике осуществляется отстой нефти до остаточного содержания воды до 3%. Из отстойника нефть подается в сепаратор горячей сепарации (дегазатор) Д1/1 — Д1/3, где жидкость дегазируется при давлении 0,25−0,3 МПа.

Печи ПТБ поставляются в комплекте с автоматизированной системой управления НПП «Теплогазавтоматика» СА-ППН.М2−2Б. Система автоматики обеспечивает безопасную эксплуатацию печи в автоматическом режиме с возможностью пуска, останова, задания уставок для регулирования из АСУ ТП УПН. Температура нефти на входе в печь ПТБ может достигать до 35 С, на выходе из печи нефть должна нагреваться до 60 С.

Межфазовые уровни в отстойниках нефти ОН1/1 — ОН1/3: «газ — нефть», «нефть — нефтяная эмульсия», «нефтяная эмульсия — вода» измеряются датчиком BINDICATOR PHASE TRACKER (Celtek). Уровень газ — нефть в секции отбора нефти отстойников ОН1/1 — ОН1/3 система управления регулирующими клапанами КР16, КР18, КР20 поддерживает максимальным — 3000 мм. Уровень нефтяная эмульсия — вода в секции отбора воды система управления регулирующими клапанами КР17, КР19, КР21 — в пределах 600 — 1500 мм. В качестве сигнализатора газовой подушки (минимального уровня жидкости) в отстойниках нефти используются KRONHE LS5200, сигнализирующие, если уровень жидкости будет ниже максимального. Высота емкости отстойника нефти составляет 3000 мм.

Давление в дегазаторах Д1/1 — Д1/3 измеряется датчиком Emerson 3051C, и регулируется в пределах 0,2 — 0,3 МПа регулирующими клапанами КР22, КР24, КР26. Межфазовый уровень газ — нефть в дегазаторах измеряется датчиком BINDICATOR PHASE TRACKER (Celtek). Система управления регулирует его в пределах 1000−1200 мм при помощи регулирующих клапанов КР23, КР25, КР27. В качестве датчиков максимального и минимального уровня нефти в дегазаторах Д1/1 — Д1/3 используются KRONHE LS5200, которые сигнализируют при уровне 1800 и 200 мм. Высота емкости дегазатора составляет 2000 мм.

Площадка электродегидраторов и КСУ Из дегазатора жидкость поступает в электродегидратор (ЭГ100−10 МБ), где происходит обезвоживание нефти до товарных показателей — ниже 0,5% (массовая доля). Жидкость, поступающая в электродегидратор, обрабатывается полем высокого напряжения. Под воздействием этого поля эмульсия разрушается, и вода отстаивается в нижней части электродегидратора.

Задание режимов работы, управление системой питания электродегидратора (СПЭ) осуществляется блоком управления БУ 02 электродегидратора. БУ 02 обеспечивает безаварийную работу системы электропитания электродегидратора и позволяет с пульта управления блока, либо по командам из АСУ ТП УПН плавно регулировать выходное напряжение СПЭ. БУ 02 по последовательному интерфейсу RS-485 передает в АСУ ТП УПН параметры работы СПЭ и получает команды управления от АСУ ТП ЦПС.

После электродегидратора товарная нефть поступает на концевую ступень сепарации КСУ1/1 — КСУ1/3, где дегазируется при давлении до 0,005 МПа и под действием сил гравитации (Н = 16 м) перетекает в резервуар товарной нефти.

Межфазовые уровни в электродегидраторах ЭГН1/1 — ЭГН1/3: «газ — нефть», «нефть — нефтяная эмульсия», «нефтяная эмульсия — вода» измеряются датчиком BINDICATOR PHASE TRACKER (Celtek). Уровень газ — нефть в секции отбора нефти электродегидраторов ЭГ1/1 — ЭГ1/3 система управления регулирующими клапанами КР28, КР30, КР32 поддерживает максимальным — 3200 мм. Уровень нефтяная эмульсия — вода в секции отбора воды система управления регулирующими клапанами КР29, КР31, КР33 — в пределах 300 — 900 мм. В качестве сигнализатора газовой подушки (минимального уровня жидкости) в электродегидраторах используются KRONHE LS5200, сигнализирующие об уровне менее 3200 мм. Высота емкости электродегидратора составляет 3200 мм.

Давление в КСУ1/1 — КСУ1/3 измеряется датчиком Emerson 3051C, и регулируется в пределах 0,005 — 0,02 МПа перепускными клапанами. Межфазовый уровень газ — нефть в КСУ измеряется датчиком BINDICATOR PHASE TRACKER (Celtek). Система управления регулирует его в пределах 900 — 1800 мм при помощи регулирующих клапанов КР34 — КР36. В качестве датчиков максимального и минимального уровня нефти в КСУ1/1 — КСУ1/3 используются KRONHE LS5200, которые сигнализируют при уровне 2700 и 300 мм. Высота емкости КСУ составляет 3000 мм.

На выходе нефти из электродегидраторов устанавливаются расходомеры ДРС — 200 М для внутреннего учета нефти. На выходе товарной нефти из КСУ 1/1 — КСУ 1/3 устанавливается влагомер товарной нефти — ПМП. Его назначение — распределение потока жидкости в товарный или сырьевой резервуары. Также датчиком давления Emerson 3051C измеряется давление сброса газа в УУН.

3. Выбор контроллерного средства

3.1 Критерии выбора контроллера

Объект управления — установка предварительной очистки нефти, предполагает использование SCADA системы диспетчерского контроля, сбора данных и управления технологическими объектами. Архитектура системы носит централизованный характер. Это значит, что архитектура системы, в отличие от распределенных систем, в которых на каждом агрегате установлено по несколько контроллеров, имеет в своем составе для нескольких технологических объектов один контроллер (RTU).

В состав SCADA системы входят следующие составные части:

— уровень датчиков;

— уровень контроллера;

— уровень диспетчерского пульта.

Функцию взаимодействия с технологическим оборудованием в системе контроля и управления должен нести контроллер, который является основой любой системы диспетчерского контроля и управления.

Информация с датчиков поступает в контроллер, где она обрабатывается и по результатам обработки вырабатывается управляющее воздействие. Обработанные данные поступают на диспетчерский пульт (MTU), где прослеживается весь процесс и при необходимости, осуществляется вмешательство оператора в ход технологического процесса.

В настоящее время на рынке средств автоматизации имеется большой выбор контроллеров, 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 контроллеры, такие как: Quantum, MOSCAD, 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.

Исходя из этого, выбираем зарубежные контроллеры.

3.2 Обоснование выбора микроконтроллера

Из зарубежных микроконтроллеров наиболее соответствующими требованиям являются:

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

— контроллеры семейства Direct Logic DL405 компании Koyo;

— контроллеры MOSCAD-RTU компании MOTOROLA;

— контроллеры семейства Quantum компании Schneider Electric;

— контроллеры семейства Simatic S7−400 фирмы Siemens.

Сравнительная характеристика контроллеров приведена в таблице 4.

Таким образом, наиболее оптимально соответствует требованиям Контроллеры семейства Quantum компании Schneider Electric.

Таблица — 4 Сравнительная характеристика контроллеров

Системы очень компактны и имеют надежную промышленную конструкцию, обеспечивающую экономичность и безотказность при установке в наиболее жестких производственных условиях. Эти системы просты в монтаже и эксплуатации, они пригодны для решения широкого круга задач. Глубина модуля, включая полевую разводку, составляет лишь 104 мм (4″), поэтому платформа автоматизации гораздо менее требовательна к габаритам шкафов. Она устанавливается в стандартных электротехнических шкафах 156 мм (6″), что позволяет экономить до 50% от стоимости стандартных шкафов управления.

Несмотря на свою компактность, модули соответствуют высочайшим стандартам производительности и надежности изделий фирмы Schneider.

Особенности платформы автоматизации:

— высокая пропускная способность системы благодаря чрезвычайно высокой частоте сканирования процессоров на основе кристаллов 486 и 586;

— значительная степень интеграции технологий автоматизации, включая управление перемещением, поддержку кодов ASCII, связи и управления технологическим процессом;

— высочайшая надежность систем для ответственных применений за счет резервирования источников питания, дополнительных вариантов разводки ввода-вывода и эффективной системе горячего резерва;

— большая предсказуемость работы в ответственных случаях за счет конфигурируемого аварийного режима модулей вывода;

— надежная изоляция, обеспечивающая защиту от помех в зашумленных условиях;

— высокоточные аналоговые входы и выходы, гарантирующие более точный контроль и управление процессом;

— высокая производительность системы благодаря высокоскоростным цепям коммутации и обработке прерываний;

— горячая замена (возможность демонтажа и установки модулей ввода-вывода под напряжением без отключения других функциональных элементов) облегчает техническое обслуживание и повышает надежность системы [14,2].

Системы автоматизации варьируются от несложных одиночных систем управления, имеющих до 448 точек ввода-вывода, до многоточечных сетей с избыточными сервисами, содержащих до 64 000 точек ввода-вывода. Подключение к сетям масштаба предприятия и полевым шинам осуществляется при помощи дополнительных устройств связи, поддерживающих более восьми типов стандартных промышленных шин по протоколам от Ethernet до ASCII.

Современные ЦП на основе процессоров Intel обеспечивают достаточно высокое быстродействие и значительную пропускную способность входов-выходов, необходимые для управления машинным оборудованием и обработки материалов. Объем памяти ЦП составляет от 256 Кбайт до 4 Мбайт. Некоторые ЦП оснащены сопроцессорами для вычислений с плавающей точкой, отрабатывающими алгоритмы технологического управления и выполняющими математические вычисления со скоростью, оптимальной для непрерывности и качества отработки техпроцесса.

Процессор Quantum как контроллер системной шины обеспечивает управление местным (Local), удаленным (RIO — Remote IO) и распределенным (DIO — Distributed IO) вводом / выводом:

— местный ввод / вывод используется в небольших системах управления, в которых наиболее эффективным способом соединения периферийных устройств к контроллеру является кабель;

— для применения в системах управления, требующих большого количества вводов / выводов, использования удаленных модулей ввода / вывода или большой производительности модулей ввода / вывода, семейство Quantum поддерживает удаленный ввод / вывод. Скорость передачи данных по сети RIO — 1.5 Мбит/с, протяженность сети — до 5250 м. Для увеличения расстояния между контроллером и удаленными шасси ввода / вывода (до 16 км) и повышения помехоустойчивости сети в системе предусмотрены повторители (ретрансляторы);

— для проектов, требующих территориально распределенных узлов с небольшим количеством вводов / выводов, имеется система распределенного ввода / вывода (DIO), основанная на технологии Modbus Plus.

В системах управления, требующих высокой надежности, следует применять специализированный резервированный контроллер Quantum 140 CHS 110 00.

Две одинаково сконфигурированные системы Quantum связываются между собой через процессор резервированного контроллера, устанавливаемый в каждой из систем. В конфигурации каждого из контроллеров определены область и объем передаваемых данных и информации о состоянии контроллеров. При такой конфигурации один из контроллеров является основным, а другой находится в резерве и готов принять управление каналом удаленного ввода / вывода при любой неисправности основной системы.

Скорость обмена информацией между контроллерами равна 10 Мбод, а время переключения системы с основного контроллера на резервный — 13 — 48 мс.

Семейство контроллеров Quantum поддерживает многие стандартные сети и промышленные шины: Modbus, Modbus Plus, Remote I/O, TCP/IP Ethernet, SY/MAX Ethernet, MMS Ethernet, Interbus, Lonworks и др.

Все процессоры Quantum оснащены 9-штырьковым разъемом RS-232C, который обеспечивает связь по принадлежащему Modicon протоколу Modbus. Скорость передачи данных — 19.2 Кбод, расстояние — 15 м, максимальное количество узлов в сети Modbus — 247.

Все процессоры Quantum имеют также как минимум один разъем RS-485 для взаимодействия с компонентами системы управления по протоколу Modbus Plus. Скорость передачи данных — 1 Мбод, физическая среда — витая пара, оптоволоконный кабель, расстояние — 450 м, максимальное количество узлов в сети Modbus Plus — 64.

На четырех шасси (2×6,2×16) распложены 2 процессора, 24 модуля ввода-вывода и ряд других аппаратно необходимых модулей. Выбран процессорный модуль 140 CPU 534 14A — встроенный процессор — Intel 586 DX 133 MHz, общий объем памяти ОЗУ 4 Мбайт, Flash-ПЗУ — 1 Мбайт, доступный регистры 57Кбайт.

4. Проектирование системы управления установки предварительной очистки нефти

4.1 Обоснование выбора SCADA-пакета

Приступая к разработке специализированного прикладного программного обеспечения (ППО) для создания системы контроля и управления, системный интегратор или конечный пользователь обычно выбирает один из следующих путей [5]:

— программирование с использованием «традиционных» средств (традиционные языки программирования, стандартные средства отладки и пр.)

— использование существующих, готовых инструментальных проблемно-ориентированных средств (SCADA-пакетов).

SCADA-пакеты позволяют без применения высокоуровневых языков программирования (или с минимальным их применением) создавать программное обеспечение персональных компьютеров (рабочих станций, пультов операторов / диспетчеров), предоставляющее оператору широкий набор функций для мониторинга и управления процессом.

На первом этапе (80-е годы) каждый производитель микропроцессорных систем управления разрабатывал свою собственную SCADA-программу. Такие программы могли взаимодействовать только с узким кругом контроллеров, и по всем параметрам были закрытыми (отсутствие набора драйверов для работы с устройствами различных производителей и средств их создания, отсутствие стандартных механизмов взаимодействия с другими программными продуктами и т. д.).

В 90-е годы сначала зарубежные, а затем и отечественные фирмы начали разрабатывать открытые SCADA-программы, которые уже можно было использовать для широкого класса микропроцессорных контроллеров.

Универсальные SCADA-программы ведущих фирм, разрабатывающих исключительно программный продукт для систем автоматизации, стали настолько высокоуровневыми, что выдерживать конкуренцию с ними производителям всего комплекса программно-аппаратных средств было уже не под силу. Это привело к тому, что число фирм, разрабатывающих для своих контроллеров оригинальные SCADA-программы, стало уменьшаться. Но количество фирм, специализирующихся на выпуске открытых SCADA-программ, продолжает расти.

Спектр функциональных возможностей, реализуемых SCADA в системах управления (HMI — Human Machine Interface/человеко-машинный интерфейс — ЧМИ):

а) автоматизированное проектирование системы, дающее возможность создания ПО системы автоматизации без реального программирования (Development);

б) исполнение прикладных программ (Run Time);

в) сбор первичной информации от устройств нижнего уровня;

г) обработка первичной информации;

д) отображение параметров технологического процесса и состояния оборудования с помощью мнемосхем, таблиц, графиков и т. п.;

ж) дистанционное управление объектами;

и) регистрация алармов и исторических данных;

к) представление текущих и накопленных (архивных) данных в виде графиков (тренды);

д) поддержка стандартных технологий и протоколов обмена данными;

м) формирование отчетов по созданным на этапе проектирования шаблонам.

Сейчас на отечественном рынке распространяется достаточно много SCADA-программ, отличающихся информационными, технико-эксплуатационными и стоимостными показателями, а также уровнем сервиса. Одним из основных критериев выбора SCADA-пакета является надежность. Конкретной оценки надежности не SCADA-пакетов не существует, но косвенно её можно оценить по количеству инсталляций.

На основе таких пакетов как Trace Mode, RSView, Citect, InTouch, GENESIS32, рассмотрим некоторые основные возможности и характерные особенности SCADA-систем.

Технические характеристики В силу тех требований, которые предъявляются к системам SCADA, спектр их функциональных возможностей определен и реализован практически во всех пакетах. Основу большинства SCADA пакетов составляют несколько программных компонентов (база данных реального времени, ввода-вывода, предыстории, аварийных ситуаций) и администраторов (доступа, управления, сообщений). Ниже перечисляются и анализируются характеристики, важные для оценки функциональности SCADA-систем.

Программно-аппаратные платформы Анализ перечня таких платформ необходим, поскольку от него зависит распространение SCADA-системы на имеющиеся вычислительные средства, а также оценка стоимости ее эксплуатации. В различных SCADA-системах этот вопрос решен по-разному.

Так, RSView поддерживает все передовые технологии MS Windows-платформах (Windows-NT).

Для Trace Mode основной операционной системой (ОС) для рабочих мест остается MS Windows. Для серверов может использоваться UNIX (LINUX). В контроллерах используются DOS, Windows CE, Linux, QNX. В локальных операторских панелях — Windows CE, Linux.

Citect и GENESIS32 работают как 32-разрядное приложение Windows 98, 2000, NT, XP, 2003, построенных в соответствии со спецификацией OPC.

Средства сетевой поддержки Современный мир автоматизации требует высокой степени интеграции SCADA-пакетов. В любом из них могут быть задействованы объекты управления, исполнительные механизмы, аппаратура, регистрирующая и обрабатывающая информацию, рабочие места операторов, серверы баз данных и так далее. Для эффективного функционирования в этой разнородной среде SCADA-система должна обеспечивать высокий уровень сетевого сервиса.

Желательно, чтобы она поддерживала работу в стандартных сетевых средах (Arcnet, Ethernet и т. д.) с использованием стандартных протоколов (NetBIOS, TCP/IP и др.), а также обеспечивала поддержку наиболее популярных сетевых стандартов из класса промышленных интерфейсов (Profibus, ModBus, CanBus, LON и т. д.). Этим требованиям в той или иной степени удовлетворяют рассматриваемые SCADA-системы, с тем только различием, что набор поддерживаемых сетевых интерфейсов, конечно же, разный.

Встроенные командные языки Большинство SCADA-систем имеют встроенные языки высокого уровня, Visual Basic — подобные языки, позволяющие отработать 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.

Для SCADA-системы Trace Mode одной из основных функций является открытость для программирования (Visual Basic, Visual C++ и так далее).

Если разработчику проекта в SCADA-системе RSView не достаточно встроенных возможностей, он может автоматизировать HMI-приложения с помощью мощного встроенного языка программирования Visual Basic for Applications (VBA). Запускать VBA-подпрограммы можно по событию, в макрокоманде или пользователем из командной строки. Фрагменты кодов VBA, реализующие множество типовых задач, можно свободно получить на сайте производителя.

В SCADA-пакете Citect возможно программирование на двух языках:

а) язык Cicode, включающий более 1000 функций, позволяет создать прикладную систему любой сложности.

б) язык программирования CitectVBA, или Visual Basic for Application (VBA).

В состав Genesis32 также входит среда разработки и исполнения сценарных процедур VBA, обеспечивающая возможность разработки части программного обеспечения средствами Microsoft Visual Basic for Applications 6.3.

Поддерживаемые Базы Данных Структура любой автоматизированной системы управления не возможна без создания технологической базы данных. Поэтому практически во всех SCADA-системах, в частности Trace Mode, RSView, Citect, GENESIS32 осуществлена поддержка SQL-синтаксис, который не зависит от типа базы данных. Таким образом, 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.

Графические возможности Функционально графические интерфейсы SCADA-систем весьма похожи, отличаются лишь удобством использования. Системы SCADA использует современные технологии Windows и предоставляют пользователю интуитивно-понятный интерфейс для создания «экранов» — графических представлений участков технологического процесса. Каждый проект может содержать любое количество экранов, каждый из которых отображает ту или иную детализацию управляемого объекта. Экраны могут содержать как простые графические объекты (эллипсы, прямоугольники и др.), так и более сложные объекты, такие как тренды или отчеты по сигналам тревоги.

SCADA-системы предлагают ряд средств и технологий для уменьшения времени разработки и облегчения построения визуализации. Среди них:

а) объектно-ориентированное проектирование, упрощающее реализацию проектов;

б) большой набор графических библиотек, состоящий из сотен объектов;

в) возможность импортировать растровую графику популярных графических форматов, а также чертежи и векторную графику, созданные в CorelDRAW или AutoCAD;

г) возможность создавать собственные библиотеки графических объектов;

д) возможность анимирования объектов в зависимости от реальных производственных условий;

ж) использование графических объектов и элементов управления ActiveX;

и) возможность просмотра браузерами Интернет, такими как MS Internet Explorer.

Все это позволяет придать операторскому интерфейсу простоту, наглядность и гибкость.

Эксплуатационные характеристики Эксплуатационные характеристики SCADA-системы имеют большое значение, поскольку от них зависит скорость освоения продукта и разработки прикладных систем. Рассматриваемые SCADA-системы имеют:

а) удобство использования. Сервис, предоставляемый SCADA-системами на этапе разработки ППО, обычно очень развит. Почти все они имеют Windows-подобный пользовательский интерфейс, что во многом повышает удобство их использования, как в процессе разработки, так и в период эксплуатации прикладной задачи;

б) наличие и качество поддержки. Возможны следующие уровни поддержки: услуги фирмы-разработчика, обслуживание региональными представителями фирмы-разработчика, взаимодействие с системными интеграторами, русификация программ и документации, организация периодических курсов обучения, горячая линия и решение проблем, связанных с индивидуальными требованиями заказчика и другое.

Открытость системы Система является открытой, если для нее определены и описаны используемые форматы данных и процедурный интерфейс, что позволяет подключить к ней «внешние», независимо разработанные компоненты.

Фирмы — разработчики систем автоматизации часто вынуждены создавать собственные (не предусмотренные в рамках систем SCADA) программные модули и включать их в создаваемую систему автоматизации. Поэтому открытость системы важна для характеристики SCADA-систем. Фактически открытость системы означает доступность спецификаций системных (в смысле SCADA) вызовов, реализующих тот или иной системный сервис. Это может быть и доступ к графическим функциям, функциям работы с базами данных и так далее.

Современные SCADA-системы не ограничивают выбора аппаратуры нижнего и среднего уровня, так как предоставляют большой набор драйверов или серверов ввода-вывода и имеют хорошо развитые средства создания собственных программных модулей или драйверов новых устройств. Сами драйверы разрабатываются с использованием стандартных языков программирования. Способ написания драйверов, однако, различный. В Trace Mode предоставляется доступ к ядру системы посредством спецификаций, поставляемых фирмой-разработчиком в штатном комплекте. Другой вариант — для создания драйверов необходимы специальные пакеты (система InTouch), или же вообще разработку драйвера нужно заказывать у фирмы-разработчика. Изначально для подсоединения драйверов ввода-вывода к SCADA использовались два механизма — стандартный DDE (Dynamic Data Exchange) и обмен по внутреннему (известному только фирме-разработчику) протоколу. Затем взамен DDE компания Microsoft предложила более эффективное и надежное средство передачи данных между процессами — OLE (Object Linking and Embedding — включение и встраивание объектов). Механизм OLE поддерживается в RSView, InTouch, Citect и др. На базе OLE появился новый стандарт OPC (OLE for Process Control), ориентированный на рынок промышленной автоматизации. Новый стандарт, во-первых, позволяет объединять на уровне объектов различные системы управления и контроля, функционирующие в распределенной гетерогенной среде; во-вторых, OPC устраняет необходимость использования различного нестандартного оборудования и соответствующих коммуникационных программных драйверов, т.к. в настоящее время достаточное количество программ построено на основе или поддерживает этот стандарт.