Разработка автоматизированной системы управления технологическим процессом ДНС-7 Федоровского месторождения

Содержание Введение

1. Общая характеристика объекта автоматизации

1.1 Информация об объекте управления

1.2 Описание технологического процесса

1.3 Современный подход к разработке АСУ ТП ДНС

2. Автоматизация технологического процесса

2.2 Функции разрабатываемой системы

2.3 Структура АСУ ТП ДНС

2.4 Комплекс технических средств 20

2.4.1 Манометр показывающий сигнализирующий ДМ-2005 Сг 1Ex

2.4.2 Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-3

2.4.3 Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-5

2.2.4 Датчик уровня ультразвуковой ДУУ4

2.4.5 Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом МЕТРАН 200Т-Ех

2.4.6 Расходомер Метран-350

2.4.7 Интеллектуальный датчик давление Метран 100

2.4.8 Вибропреобразователь DVA-1−2-1 27

2.4.9 Сигнализатор довзрывоопасных концентраций газов СТМ-10

2.4.10 Анализатор влажности 3050 OLV

2.4.11 ИК точечный детектор углеводородных газов IRFMD

2.4.12 Кабельная продукция

3. Анализ и выбор средств разработки программного обеспечения

3.1 Обоснование выбора контроллера

3.2 Основные технические данные контроллера SLC 5/04

3.3 Конфигурация контроллера

3.4 Программирование контроллера

3.5 Выбор протокола обмена информацией между контроллером и верхним уровнем АСУ ТП

3.6 Операторский интерфейс

4. Расчет надежности проектируемой системы

4.1 Общие положения

4.2 Интенсивность отказов

4.3 Среднее время безотказной работы

4.4 Вероятность безотказной работы

4.5 Среднее время восстановления

4.6 Вывод по разделу

5. Оценка экономической эффективности

5.1 Методика расчета экономических показателей проектируемой системы

5.2 Расчет единовременных затрат

5.3 Расчет обобщающих показателей экономической эффективности

5.4 Выводы по разделу

6. Безопасность и экологичность проекта

6.1 Обеспечение безопасности работающих

6.1.1 Характеристика условий труда

6.1.2 Средства индивидуальной защиты

6.1.3 Электробезопасность

6.2 Оценка экологичности проекта 80

6.2.1 Воздействие объектов ДНС на окружающую среду

6.2.2 Воздействие ДНС на поверхностные и подземные воды

6.2.3 Почвенно-растительный покров

6.2.4 Противопожарные мероприятия

6.3 Прогнозирование чрезвычайных ситуаций

6.4 Выводы по разделу Заключение Список используемых источников

Введение

Современные нефти и газодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятков и сотен квадратных километров.

Успешный процесс переработки и перекачки нефти и газа зависит от строгого контроля и поддержания на заданном уровне давления, температуры, расхода, а также от контроля качества выходного продукта. Поддержание с заданной точностью на заданном уровне параметров быстротекущих процессов при ручном управлении оказывается не возможным. Поэтому современное нефтехимическое и нефтеперерабатывающие производство возможно только при оснащении технических установок соответствующими автоматическими измерительными приборами, информационно-измерительными системами и системами автоматического управления. Таким образом, современный этап развития добычи и переработки нефти и газа немыслим без применения контрольно-измерительных приборов и микропроцессорной техники.

АСУ ТП обеспечивает: представление оперативной информации персоналу для диагностики и прогнозирования состояния оборудования, контроль и управление технологическими процессами и оборудованием, предоставление возможности выяснения причин нарушения нормального режима работы, анализ разных рабочих ситуаций.

В данном дипломном проекте производиться разработка проекта автоматизации дожимной насосной станции ДНС-7 Федоровского нефтегазового месторождения, предназначенного для контроля, управления, регулирования и сигнализации аварий, происходящих на данном объекте. В связи с тем, что ДНС-7 была построена и запущена в эксплуатацию в конце 70-х годов, приборы и средства автоматизации на данный момент морально устарели и не предоставляли достаточный уровень информативности и управляемости системы. Для того чтобы упростить процесс эксплуатации, повысить надежность системы в данном проекте была произведена замена старых приборов и датчиков на новые более современные и применен микропроцессорный контроллер для централизованного управления технологическим процессом.

1. Общая характеристика объекта автоматизации

1.1 Информация об объекте управления Дожимная насосная станция ДНС-7 входит в состав Федоровского нефтегазового месторождения.

Данное месторождение открыто в 1971. Залежи на глубине 1,8−2,3 км. Начальный дебит скважин 17−310 т/сут. Плотность нефти 0,86−0,90 г/см3.

Федоровское нефтегазовое месторождение входит в состав ОАО «Сургутнефтегаз», одной из крупнейших Российских. Сфера деятельности компании охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии.

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

Территория по среднему течению реки Оби, в районе города Сургута, в середине шестидесятых годов стала одним из первых районов добычи нефти и газа в Западной Сибири. В 1993 году на базе имущественного комплекса производственного объединения «Сургутнефтегаз» было основано одноименное акционерное общество.

В настоящее время более чем 50 подразделений ОАО «Сургутнефтегаз» выполняют полный комплекс работ по разведке, обустройству и разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений, добыче и реализации нефти и газа.

1.2 Описание технологического процесса В качестве схемы промыслового сбора нефти, нефтяного газа и воды принята однотрубная напорная система, обеспечивающая транспортировку добытой нефти через все технологические объекты, включая и объекты подготовки нефти, за счет устьевых давлений скважины при любом способе их эксплуатации. Напорные двухи многотрубные системы сбора допускаются лишь на участке от групповых установок до установок подготовки нефти при раздельном сборе соответственно обводненной и необводненной или разносортной нефти. Стремление максимально использовать энергию пласта приводит к тому, что фонтанную скважину переводят на механизированный способ добычи только тогда, когда полностью прекращается фонтанирование. Это приводит к необходимости сооружать дожимные насосные станции (ДНС), совмещенные с сепарационными емкостями. Кроме того, для сбора газа от сепарированного на ДНС, строят промысловые газосборные сети.

В случае большого содержания воды (свыше 30%) транспортируемой жидкости применяются сепарационные установки. Водонефтяная смесь поступает сначала во входные сепараторы СВ-1/1 и СВ-½, которые предназначены для отделения основной массы жидкости от газа, одновременно эти аппараты являются гасителями пульсаций газожидкостного потока. Далее жидкость сливается в сепараторы первой ступени С-1/1…С-/4 под действия гидростатического столба жидкости (за счет разности высот установки аппаратов). После сепараторов первой ступени обводненная разгазированная нефть поступает в отстойники О-1 и О-2, где происходит отделение нефти от воды. Частично разгазированная нефть поступает на вход установки предварительного сброса воды типа «Хитер-Тритер» Х/Т-1 и Х/Т-2. Затем нефть со средней обводненностью менее 10% поступает на сепаратор второй ступени С-2/1 и С2/2, где происходит окончательное разгазирование. после этого осуществляется учет нефти по объему, массе (28−280 м³/ч) и подача на нефтепровод. Выделившийся из нефти газ в сепарационных установках и в установке предварительного обезвоживания «Хитер-Тритер» (печь) подается на ГПЗ, а также на факел. Отделившаяся на обезвоживающих установках пластовая вода поступает в резервуары, а затем на кустовые насосные станции, откуда она поступает для закачки в нагнетательные скважины.

Генеральный план ДНС представлен в приложении А.

• 1.3 Современный подход к разработке АСУ ТП ДНС
• В рамках реконструкции дожимной насосной станции ДНС-4А ОАО «Сургутнефтегаз» успешно ввел в промышленную эксплуатацию новую АСУ ТП, разработанную с использованием SCADA-системы TRACE MODE (Россия). АСУ ТП ДНС-4А контролирует свыше 1600 параметров технологического процесса подготовки нефти и обеспечивает их визуализацию на 18 графических мнемосхемах и на архивных трендах. В АСУ ТП ДНС-4А реализовано автоматическое и удаленное ручное управление задвижками и клапанами. Система интегрирована с узлами учета нефти и газа. Данные из SCADA TRACE MODE постоянно передаются в корпоративную информационную систему ОАО «Сургутнефтегаз». В АСУ ТП ДНС-4А использованы австрийские контроллеры Bernecker & Rainer (B&R), драйвер к которым входит в обширную библиотеку бесплатных драйверов TRACE MODE (более 1585 бесплатных драйверов). Это уже вторая ДНС, принадлежащая ОАО «Сургутнефтегаз», система автоматизации которой основана на SCADA TRACE MODE. Ранее, в 2003 году, была внедрена АСУ ТП ДНС Пильтанского месторождения. Разработка первой АСУ ТП ДНС проводилось силами компании ООО «АТ» — Авторизованного системного интегратора SCADA TRACE MODE из Москвы. Вторая АСУ ТП дожимной насосной станции полностью спроектирована и реализована собственными силами сотрудников ОАО «Сургутнефтегаз» .
• Перед началом работ над проектом два специалиста ОАО «Сургутнефтегаз» прошли обучение в авторизованном учебном центре AdAstra Research Group и получили квалификацию сертифицированных инженеров TRACE MODE. При разработке АСУ ТП ДНС-4А ими были учтены все замечания и пожелания технологов, благодаря чему новая система стала более эргономичной и удобной в эксплуатации. Специалисты ОАО «Сургутнефтегаз» по достоинству оценили гибкость TRACE MODE как универсальной SCADA системы для объектов нефтедобычи. В настоящее время рассматриваются проекты применения SCADA TRACE MODE на еще нескольких ДНС и других объектах ОАО «Сургутнефтегаз». Список внедрений SCADA системы TRACE MODE в нефтедобывающей отрасли продолжает расти.
• Квалифицированная разработка алгоритмов управления АСУ ТП подготовки и перекачки нефти позволила специалистам компании IBS обеспечить минимально необходимое вовлечение персонала технологических объектов в процесс управления механизмами и агрегатами. Такой подход существенно снижает нагрузку на оператора и тем, самым уменьшает возможное негативное влияние «человеческого фактора» на рост себестоимости продукции, создание предпосылок аварийных ситуаций и загрязнения окружающей среды.
• Около 95% российской нефти добывается сегодня методом заводнения. В результате обводненость нефти в процессе добычи возрастает до 80 и более процентов, что приводит к необходимости осуществления дополнительных мероприятий по подготовке нефти и вызывает постоянный рост себестоимости продукции. Более точно — с ростом обводненности нефтегазовой эмульсии повышаются затраты на отделение нефти, воды, попутного газа, механических примесей и на дожимной насосной станции (ДНС) все больше появляется функций, характерных для установки подготовки и перекачки нефти (УППН). Это означает, что традиционная с точки зрения функциональности ДНС постепенно эволюционирует в сторону УППН. Нефтяники в какой то момент поняли неэффективность перегонки по внутри промысловым трубопроводам (длина которых, зачастую, может быть весьма значительной) эмульсии, содержащей 80−90% воды. В связи с этим стали применяться средства и агрегаты по уменьшению обводненности непосредственно на ДНС. Хотя иногда ставят мульти фазные насосы, но их применение довольно ограничено. В основном в управлении обводненностью переносится на оптимальное управление процессом подготовки нефти на ДНС.
• Очевидно необходимо решать следующую задачу — удержать на прежнем уровне затраты на подготовку нефти и при этом сохранить уровень качества нефти.
• Существуют объективные факторы, которые накладывают определенные требования на АСУ ТП подготовки нефти в Западной Сибири — удаленность площадок подготовки от населенных пунктов, жесткий климат и вытекающая отсюда организация работ (сменный персонал, текучесть квалифицированных кадров), пожароопасность, неразвитость инфраструктуры. Эти обстоятельства должны породить новый подход к построению АСУТП, в котором должно быть реализовано повышенное внимание к надежности и трудоемкости.
• Развернуть проект по внедрению нового типа АСУ ТП было решено на Пермяковском и Кошильском месторождениях «Нижневартовского нефтегазодобывающего предприятия» (ННП), компании ТНК. ННП — одно из градообразующих предприятий этого региона. Оно разрабатывает ряд месторождений, находящихся на значительном удалении от города (до 450 км), что обусловливает наличие некоторых особенностей в его деятельности. Так, помимо жестких климатических условий, характерных для данного региона в целом, вся работа на объектах ННП ведется вахтовым методом, что предполагает повышенные затраты на жизнеобеспечение работающих (вплоть до привозной питьевой воды), на поддержание инфраструктуры. Именно поэтому любые возможности оптимизации экономических показателей, снижения трудозатрат и отрицательного влияния роли «человеческого фактора», а следовательно, и себестоимости добычи нефти здесь весьма актуальны. Кроме того, для двух ДНС предприятием уже были закуплены импортные установки предварительного сброса воды «Sivalls», сами по себе требовавшие нового уровня промышленной автоматики.
• Общая задача, поставленная перед специалистами IBS формулировалась в сугубо экономических терминах — улучшить качество подготовки нефти, одновременно снизив себестоимость этого процесса. Особое внимание уделялось возможности последующей стабилизации уровня себестоимости, компенсирующей ожидаемое увеличение обводненности извлекаемой нефти. Проект создания АСУ ТП нового поколения для ДНС, входящих в производственную структуру нефтедобывающих предприятий ТНК, был реализован компанией IBS в период 2001;2002 гг. В процессе реализации проекта был выполнен весь цикл работ, необходимых для ввода в эксплуатацию АСУ ТП ДНС — от разработки технических решений по автоматизации до проведения пусконаладочных работ на объекте и обучения персонала. Логически было выделено 3 основные уровня системы: площадка подготовки нефти, уровень нефтепромысла (удаление от площадок подготовки нефти — 50 км), уровень НГДУ (в городе, удаленном на 400 км от нефтепромысла). Таким образом, получилось 3 зоны, охваченные проектом.
• Первым этапом работ были обеспечены традиционные функции мониторинга ТП непосредственно на площадке подготовки нефти. Технологической целью этой очереди проекта являлось обеспечение стабильной обводненности выходной нефти при нестабильных характеристиках поступающей на площадку водонефтегазовой эмульсии. Был выполнен монтаж контрольно-измерительного оборудования (более 200 типов), инсталлирован и сконфигурирован SCADA-пакет InTouch на 1500 тегов (на каждой площадке подготовки), а также система поддержки регламентных работ Avantis.Pro.
• Разработка, реализованная на втором этапе (также на базе линейки продуктов компании Wonderware — Industrial SQL, Active Factory, Suite Voyager, SCADA Alarm) позволяет разделять событийный поток, идущий от технологического объекта управления, и распределять различные его составляющие между рабочими местами специалистов (оператор, технолог, механик, энергетик, геолог), способных принять решения по данным событиям.
• Наконец, на третьей фазе работ была реализована парадигма «процессного» управления.
• Если говорить о технических перспективах проекта, то необходимо отметить следующее. Построение вертикали «площадка и InTouch — технологический сервер Industrial SQL — рабочие места в НГДУ на базе MS Office + Active Factory» позволяет наращивать как число присоединяемых технологических объектов, так и число рабочих мест в НГДУ. Потенциально узким местом является тэговая емкость Industrial SQL, так как через него все технологические параметры доставляются в НГДУ. Заложенная емкость (100.000 тэгов), по нашим расчетам, позволяет подключить все кусты месторождения, и таким образом, прийти к ситуации, когда вся технологическая информация с месторождения концентрируется в одном месте и в едином формате, что крайне привлекательно с точки зрения возможности глубокого анализа протекания ТП.
• Укажем основные статьи эксплуатационных затрат, на которые позитивно повлияло создание данной АСУ ТП:
• ­ ремонты технологического оборудования, ликвидация аварий и сопутствующий расход комплектующих, энергоносителей, материалов, транспортных ресурсов;
• ­ расход эксплуатационных материалов;
• ­ штрафы (например, за нарушение экологического состояния прилегающей территории);
• ­ расходы на обеспечение контроля качества и количества сданной нефти;
• ­ выплаты сотрудникам, которые получили повреждения в авариях.
• ­ Эти затраты могут быть приняты за экономические критерии оценки эффективности АСУ ТП. По разным статьям затрат экономия составила 5−30%, что было сочтено результатом, адекватным произведенным инвестициям. Очевидно, что эти показатели также свидетельствуют об успешности проекта в целом.
• 2. Автоматизация технологического процесса
• 2.1 Целевая функция автоматизации
• Автоматизация производства выполняется для облегчения процесса управления объектом, в следствии чего отпадает необходимость привлечения большого количества операторов. Постом управления станции является пульт управления, расположенный в операторной. С него осуществляется дистанционный контроль и управление оборудованием, а также режимами работы основных и вспомогательных объектов. Схема автоматизации представлена в приложении Б.

Технологический процесс должен протекать как можно более безопасно во всех его стадиях, для этого в системе автоматизации применяются новые, более точные, по сравнению с ранними разработками, приборы, датчики и исполнительные механизмы. Возможности системы в части отслеживания параметров процесса, срабатывания цепей управления КИПиА и аварийного отключения функционируют независимо друг от друга, это реализовано с целью обеспечить максимальную безопасность производства. Проектирование АСУ осуществляется таким образом, чтобы обеспечить безопасное, надежное и точное управление системами станции, а также предусмотреть эксплуатацию установки в наиболее эффективном режиме.

2.2 Функции разрабатываемой системы Актуальность создания системы значительно возросла в последнее время в связи с повышением стоимости нефти, энергоресурсов, реагентов, затрат на содержание обслуживающего персонала и поддержание экологии окружающей среды.

Основные функции АСУ ТП включают:

­ сбор информации о контролируемом технологическом процессе подготовки нефти;

­ передача управляющих команд в технический комплекс технического уровня;

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

­ регистрация действий персонала;

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

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

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

­ ведение архивной базы данных.

Средством достижения этих целей является использование современных технических средств, в том числе и микропроцессорных.

Применяемые технические средства должны позволять реализовать из заданного набора алгоритмов одноконтурные, многоконтурные и многосвязные системы автоматического регулирования, сигнализации и защиты, а так же оперативно преобразовывать и усовершенствовать существующие схемы защиты, регулирования и сигнализации.

Применение современных микропроцессорных средств должно позволить, в случае необходимости, развитие системы управления, а так же ее связь с другими информационными сетями, в том числе более высокого уровня.

2.3 Структура АСУ ТП ДНС В АСУ ТП ДНС выделяют основные 2 уровня иерархии:

­ нижний уровень — уровень датчиков, приборов, исполнительных механизмов;

­ верхний уровень — микропроцессорных контроллеров и автоматизированных рабочих мест операторов.

Все датчики, приборы и исполнительные механизмы нижнего уровня выполнены во взрывоопасном исполнении и рекомендованы для применения в нефтегазовой отрасли. Основной функцией нижнего уровня является преобразование необходимых технологических параметров в электрические сигналы и обработка сигналов микропроцессорным контроллером.

Основными функциями верхнего уровня является полученние с нижнего уровня информации, передача управляющих команд.

На щите автоматики на основе технологического контроллера АСУ ТП и вторичных приборов датчиков реализованы:

­ схемы технологических защит установки;

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

­ пусковая аппаратура;

­ ручное управление.

Оборудование сопряжения с технологическим оборудованием построено на основе технологического контроллера SLC5/04 производства фирмы Allen Bradley с модулями ввода сигналов от измерительных приборов и датчиков, установленных на технологическом оборудовании, и модулями управления пусковой аппаратурой.

Автоматизированное рабочее место оператора разрабатывается на основе операционной системы Microsoft WINDOWS с применением инструментов разработки SCADA-систем RSView32.

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

2.4 Комплекс технических средств Все датчики, приборы и исполнительные механизмы выполнены во взрывоопасном исполнении и рекомендованы для применения в нефтегазовой отрасли. Выбранные датчики имеют высокую точность измерения, устойчивы к внешним воздействиям различного рода.

2.4.1 Манометр показывающий сигнализирующий ДМ-2005 Сг 1Ex

Манометры показывающие сигнализирующие ДМ — 2005 Cг 1Ех предназначены для измерения избыточного и вакуумметрического давления различных сред и управлений внешними электрическими цепями от сигнализирующего устройства прямого действия.

Приборы являются взрывозащищенными с видом взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка» и имеют маркировку по взрывозащите 1ЕхdII ВТ4.

По защищенности от воздействия окружающей среды приборы имеют исполнения:

­ по устойчивости к атмосферным воздействиям — обыкновенное и защищенное от попадания внутрь пыли и воды;

­ по устойчивости к воздействию агрессивных сред — обыкновенное и защищенное от воздействия агрессивных сред.

Контролируемые среды: неагрессивные, некристализирующие жидкости, газы, пары в том числе кислород.

Технические данные:

­ диапазон показаний приборов, МПа от 0 до 0,1; 0,6; 0,25; 0,4; 0,6; 0,1; 1,6; 2,5; 4,0; 6,0; 10,0; 16,0; 25,0; 40,0; 60,0;100,0;160,0;

­ класс точности приборов 1,5;

­ диапазон измерений избыточного давления должен быть от 0 до 75% диапазона показаний; вакуумметрического давления равен диапазону показаний;

­ диапазон установок приборов: от 5 до 95% диапазона показаний — для диапазона измерений от 0 до 100%, от 5 до 75% диапазона показаний — для диапазона измерений от 0 до 75%;

­ минимальный диапазон установок, задаваемый сигнализирующим устрой-ством от 0 до 10% диапазона установок;

­ параметры сигнализирующего устройства: напряжения внешних ком-мутируемых цепей: 24; 27; 36; 40; 140; 220; 380В — для цепей переменного тока и 24; 27; 36; 40; 110; 220 В — для цепей постоянного тока;

­ разрывная мощность контактов 10Вт постоянного и 20ВA контактами; 30Вт постоянного и 50ВA переменного тока — для сигнализирующего устройства с магнитным поджатием контактов;

­ сила тока до 1 A;

­ отклонение напряжения от номинальных значений должно быть от + 10 до — 15%;

­ частота переменного тока (50+/-1) Гц;

­ предел допускаемой основной погрешности срабатывания сигнализирующего устройства: +/- 2,5% диапазона показаний — для приборов со скользящими контактами; +/- 4% диапазона — для приборов с магнитным поджатием контактов;

­ приборы устойчивы к воздействию температуры окружающего воздуха от -50 до + 60 С и относительной влажности до 98% при 35 С и более низких температурах конденсации влаги;

­ приборы устойчивы к воздействию вибрации частотой (5 — 35) Гц с амплитудой смещения 0,35 мм.

2.4.2 Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-3

Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-3 предназначен для сигнализации положения уровня различных жидких продуктов в двух точках технологических емкостей и управления технологическими агрегатами.

Технические данные:

­ четыре оптоэлектронных ключа типа «сухой контакт»;

­ индикация положения первого и второго предельного уровней с помощью светодиодов;

­ рабочее избыточное давление 2 МПа;

­ рабочая температура от -45 до +65 С;

­ максимальная длина чувствительного элемента 4 м (жесткий ЧЭ) и 16 м (гибкий ЧЭ);

­ средняя наработка на отказ не менее 50 000ч;

­ срок службы не менее 10 лет;

Измеряемые среды: жидкие (нефть, темные и светлые нефтепродукты, сжиженный газ).

2.4.3 Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-5

Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-5 предназначен для выдачи электрического сигнала в систему автоматического контроля и управления при достижении аварийного уровня жидких продуктов.

Технические данные:

­ два оптоэлектронных ключа типа «сухой контакт»;

­ индикация положения уровня с помощью светодиодов;

­ рабочее избыточное давление 84…106.7 кПа;

­ рабочая температура от -45 до +65 С;

­ длина чувствительного элемента 0,25…0,4 м;

­ средняя наработка на отказ не менее 50 000ч;

­ срок службы не менее 10 лет.

2.2.4 Датчик уровня ультразвуковой ДУУ4

Датчик уровня ультразвуковой ДУУ4 предназначены для измерения уровня различных жидких продуктов. Датчики могут осуществлять:

­ контактное автоматическое измерение уровня жидкостей;

­ контактное автоматическое измерение до четырех уровней раздела несмешиваемых жидких продуктов;

­ измерение температуры контролируемой среды в одной точке;

­ измерение давления контролируемой среды.

Технические данные:

­ выходной сигнал 4−20мА или сухие контакты или RS-485(Modbus RTU);

­ рабочее избыточное давление 2 МПа;

­ рабочая температура от -45 до +95 С;

­ длина чувствительного элемента 4 м (жесткий ЧЭ) или 25 м (гибкий ЧЭ);

­ средняя наработка на отказ не менее 50 000ч;

­ срок службы не менее 8 лет.

2.4.5 Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом МЕТРАН 200Т-Ех

Датчики предназначены для непрерывного преобразования температуры жидкостей, пара и газов в унифицированный токовый электрический выходной сигнал дистанционной передачи, которые могут использоваться для работы в системах автоматического контроля, регулирования и регистрации температуры на объектах в различных отраслях промышленности, энергетики, коммунального хозяйства.

Технические данные:

­ диапазон измеряемых температур 0 — 150 ^оС;

­ предел допускаемой основной погрешности ?0,5%;

­ дополнительная погрешность датчиков, вызванная воздействием вибрации, выраженная в процентах от диапазона изменения выходного сигнала, не должна превышать 0,25%;

­ изменение значения выходного сигнала, вызванное изменением нагрузочного сопротивления от 0,1 до 1,0 не превышает? 0,1%;

­ дополнительная погрешность датчиков, вызванная изменением температуры окружающего воздуха в рабочем диапазоне, выраженная в процентах от диапазона изменения выходного сигнала на каждые 10 ^оС, не превышает 0,45%;

­ длина погружаемой части в зону измерения 120 мм;

­ температура окружающей среды от минус 50 до 60 ^о С;

­ предельное значение выходного сигнала 4−20 мА;

­ сопротивление нагрузки, подключаемое на выходе датчика, включая линию связи — от 0,1 до 1,0 кОм;

­ напряжение питания постоянного тока 36? 0,72 В;

­ потребляемая мощность, не более 0,8 Вт;

­ устойчивость к пыли и брызгам IP 54;

­ климатическое исполнение и категория исполнения У.2;

­ назначенный срок службы до списания датчика 12 лет;

­ норма средней наработки на отказ 32 000 ч;

­ масса датчика, не более 0.73 кг.

2.4.6 Расходомер Метран-350

Расходомер Метран-350 (совместное производство с компанией Emerson Process Management) предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами в различных отраслях промышленности, а также в системах коммерческого учета жидкостей, пара и газов.

Основные преимущества:

­ простая установка в трубопровод через одно отверстие;

­ установка в трубопровод без остановки процесса (специальная конструкция);

­ минимальная вероятность утечек измеряемой среды;

­ более низкие потери давления и меньшие длины прямолинейных участков по сравнению с расходомерами на базе сужающих устройств;

­ существенное снижение стоимости монтажа и обслуживания благодаря интегральной конструкции;

­ легкость взаимодействия с существующими контрольными системами или вычислителями расхода посредством интеллектуального протокола коммуникаций HART и Modbus;

­ простота перенастройки динамического диапазона;

­ высокая надежность, отсутствие движущихся частей.

Измеряемые среды: газ, пар, жидкость.

Параметры измеряемой среды:

­ температура: −40…−400 °С — интегральный монтаж и −40…−677 °С — удаленный монтаж;

­ избыточное давление в трубопроводе 25 МПа.

Пределы основной допускаемой относительной погрешности измерений массового (объемного) расхода до ±1%.

Самодиагностика.

Средний срок службы — 10 лет.

Межповерочный интервал — 2 года.

Принцип действия расходомера Метран-350 основан на измерении расхода и количества среды (жидкости, пара, газа) методом переменного перепада давления с использованием усредняющих напорных трубок моделей Annubar Diamond II+ (4 поколение) и Annubar 485 (5 поколение), на которых возникает перепад давлений, пропорциональный расходу. Сенсоры устанавливается перпендикулярно направлению потока, пересекая его по всему сечению.

2.4.7 Интеллектуальный датчик давление Метран 100

Для получения аналоговых данных об избыточном давлении на различных узлах используются интеллектуальные датчики давления Метран-100-ДИ. Для измерения разности давлений на входе и выходе фильтров используются датчики Метран-100-ДД.

Диапазоны измеряемых давлений:

­ минимальный 0−25 кПа;

­ максимальный 0−25 МПа.

Основная погрешность до ±0.1% от диапазона.

Исполнения:

­ обыкновенное;

­ взрывозащищенное (Ex);

Межпроверочный интервал: 3 года.

Гарантийный срок эксплуатации: 3 года.

Возможности датчика:

­ контроль текущего значения измеряемого давления;

­ контроль и настройка параметров датчика;

­ установка «нуля» ;

­ выбор системы и настройка единиц измерения;

­ настройка времени усреднения выходного сигнала (демпфирование);

­ перенастройка диапазонов измерения, в том числе на нестандартный (25:1, 16:1, 10:1);

­ настройка на «смещенный» диапазон измерения;

­ выбор зависимости выходного сигнала от входной величины: (линейно-возрастающая, линейно-убывающая, пропорциональная корню квадратному перепада давления);

­ калибровка датчика;

­ непрерывная самодиагностика;

­ тестирование и управление параметрами датчика на расстоянии;

­ защита настроек от несанкционированного доступа.

2.4.8 Вибропреобразователь DVA-1−2-1

DVA-1−2-1 предназначен для измерения среднеквадратичного значения (СКЗ) виброскорости. Тип выходного интерфейса: 4−20 мА;

Вибропреобразователи имеют взрывозащищенное исполнение с видом взрывозащиты «искробезопасная цепь» и маркировкой по взрывозащищенности 1ExibIICT5 по ГОСТ 51 330.10.

Срок службы — 8 лет.

2.4.9 Сигнализатор довзрывоопасных концентраций газов СТМ-10

Стационарные сигнализаторы СТМ-10 предназначены для автоматического непрерывного контроля довзрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей горючих газов и паров.

Диапазон измерения: 0−50% НКПР.

Диапазон сигнальных концентраций: 5−50% НКПР.

Стандартная установка порогов: 1-й — 7% НКПР, 2-й — 12% НКПР.

Время срабатывания сигнализации: не более 10 с.

Время прогрева: не более 5 мин.

Температура окружающей среды: −60…+50 °С.

Питание: 220 В (50 ± 1 Гц).

Срок службы: не менее 10 лет.

Сигнализаторы имеют световую сигнализацию на лицевой панели по каждому каналу при достижении пороговых концентраций горючих газов или неисправности датчика.

2.4.10 Анализатор влажности 3050 OLV

Анализатор 3050 OLV определяет влажность в потоке газа, измеряя частоту колебаний кварцевого кристалла.

Когда кристалл обдувается анализируемым влажным газом, вода адсорбируется специальным покрытием кристалла, вызывая уменьшение частоты его колебаний. Затем кристалл обдувается сравнительным газом, в качестве которого используется осушенный анализируемый газ. При этом адсорбированная вода удаляется с поверхности кристалла, и частота его колебаний вновь увеличивается.

Разность между этими двумя частотами пропорциональна содержанию воды в газе.

Периодичность переключения потоков анализируемого и сравнительного газов, в зависимости от приложения, программируется пользователем.

Диапазон: 0,1…2500 ppmv (калиброванный), до 9999 ppmv.

Единицы измерения: ppmv, ?C точки росы, мг/м3;

Погрешность: +10% от показания в диапазоне 0,1…2500 ppmv;

Чувствительность: +0,1 ppmv или 1% от показания;

Время отклика: не более 1 мин для 90% при изменении влажности от 1000 до 10 ppmv;

Аналоговый выход: 4…20 мА.

Релейные выходы: 3 реле, для сигнализации об ошибке системы и о превышении установленных концентраций;

Интерфейсы: RS-232, RS-485;

Параметры окружающей среды: Анализатор: 5…50 °С (-20…+50 °С в шкафу).

2.4.11 ИК точечный детектор углеводородных газов IRFMD

Предназначен для измерения концентраций углеводородных газов в воздухе.

Технические характеристики и выгода:

­ аналоговый сигнал 4−20мА;

­ индикация уровня загазованности на 4-х цифровом дисплее;

­ нет необходимости производить текущую калибровку;

­ канал передачи данных RS-485 посредством протокола Modbus RTU$

­ оптическая система с подогревом для удаления конденсации;

­ индикация загрязнения оптической системы;

­ защищенность от типичных ядовитых веществ;

­ работает в среде с недостаточным содержанием кислорода;

­ степень защиты IP66;

­ рабочая температура от -45 до +75 С.

2.4.12 Кабельная продукция

Прокладка кабелей на объекте осуществляется по кабельным эстакадам, и выполнено в соответствии с ПУЭ («Правила устройства электроустановок»). Эстакады представляют собой специальные сооружения для укладки кабелей, предохранения их от механических повреждений и непогоды. Контрольные кабели должны быть изолированы несгораемыми перегородками. В соответствии с ПУЭ минимальное расстояние между искробезопасными, слаботочными и силовыми кабелями должно быть не менее 50 см.

В данном проекте используется несколько типов кабелей: КВВГ — для прокладки от исполнительных механизмов до операторной, КВВГэ — для прокладки от первичных датчиков до операторной, НВ-1.0 — для внутреннего расключения шкафного устройства, FTP — для связи контроллера с компьютером, минимальной расстояние при совместной прокладке с электрическими цепями должно составлять не менее 50 см.

3. Анализ и выбор средств разработки программного обеспечения

3.1 Обоснование выбора контроллера

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

Динамичный рост российской экономики создает предпосылки для увеличения спроса на современные АСУ ТП. По результатам исследований, ежегодный рост рынка средств промышленной автоматизации в России составляет не менее 25%. Для сравнения: западный рынок промышленных контроллеров имеет ежегодные темпы роста не более 4,6%. Существует огромное количество предприятий, активно работающих в области промышленных контроллеров. Одни из самых крупных поставщиков средств контроля и управления технологическими процессами мирового рынка следующие: канадская компания «Control Microsystems», группа компаний «Tekon» — ведущий российский поставщик средств и систем АСУ ТП, компания «ЭлеСи», Индустриальные компьютерные системы, Emerson Process Management, Rockwell Automation, Metso Aytomation, Yokogawa Electric, Opto 22, Octagon, Siemens, Modicon, Remicont-130 и другие. Изделия этих производителей становятся все менее дорогими, все более тщательно испытанными и более широко распространенными. Ниже приведен краткий обзор контроллеров некоторых фирм-производителей.

Компания «Индустриальные компьютерные системы» выпустила третье поколение моноблочных контроллеров семейства FX3U, обладающее уникальным для данного класса PLC быстродействием, значительным размером памяти, высокой гибкостью конфигурирования, развитыми средствами коммуникации. Эти контроллеры сочетают в едином конструктиве: источник питания, центральный процессор, память, встроенные каналы дискретного ввода/вывода, порт программирования RS-422. Количество встроенных каналов дискретного ввода/вывода составляет от 16 до 128. При необходимости увеличения количества каналов предусмотрена возможность подключения к внутренней высокоскоростной шине контроллера дополнительных модулей ввода/вывода. Одной из важнейших конструктивных особенностей PLC FX3U является наличие второй шины расширения, расположенной с левой стороны контроллера и предназначенный для подключения дополнительных модулей-адаптеров.

Все контроллеры данной серии имеют встроенную энергонезависимую память программы объемом 256 Кбайт. Это позволяет реализовать сложные алгоритмы управления и сохранять большой объем информации в регистрах данных[13−14].

Преимущества новой серии FX3U программируемых логических контроллеров производства Mitsubishi Electric: привлекательная стоимость, высокая надежность, высокое быстродействие в своем классе, гибкость конфигурирования, подключение до 384 каналов ввода/вывода, подключение до 128 каналов аналогового ввода/вывода, развитые средства коммуникации.

Коммуникационный контроллер ЭЛСИ-КОМ, разработанный специалистами томского НИИ Электронных систем, призван решить задачу сбора информации от различных подсистем и маршрутизации информации между подсистемами. ЭЛСИ-КОМ — специализированное устройство, предназначенное для организации информационного обмена между оборудованием систем автоматики и телемеханики, использующих различные интерфейсы. Контроллер позволяет с минимальными затратами реализовать информационный обмен между несколькими каналами с отличающимися интерфейсами связи, объединить в единую систему оборудование различных производителей или типов, а также осуществить преобразование одних протоколов в другие. ЭЛСИ-КОМ предоставляет пользователю возможность работы с наиболее распространенными технологическими протоколами и интерфейсами. Контроллер предназначен для непрерывной необслуживаемой эксплуатации на технологических объектах.

Контроллер SCADAPack, разработанный канадской компанией Control Microsystems, объединяет в себе высокопроизводительный 32-битный процессор, 16 Мбайт flash-памяти, 4 Мбайта СMOS-памяти, аналоговые и цифровые входы/выходы, широкие коммуникационные возможности локальных сетей и USB, а также расширенные возможности энергосбережения. ПЛК SCADAPack может программироваться как локально, так и удаленно с помощью языков релейной логики. Для высокоскоростного взаимодействия с другим оборудованием в контроле используется Ethernet-адаптер, поддерживающий протоколы ModBus/TCP, ModBus RTU/ASCII в UDP, DNP в TCP. Возможна поставка контроллера с интегрированным модулем беспроводной связи, работающим на частоте 900 МГц или 2,4 ГГц.

В ОАО «ЗЭиМ» были разработаны контроллер с функционально децентрализованной архитектурой — КРОСС-500 и контроллер с функционально и географически децентрализованной архитектурой — ТРАССА, предназначенные для автоматизации на однородной аппаратуре объектов различных классов — простых и сложных, сосредоточенных и распределенных. Отличительной особенностью этих контроллеров является наличие в их составе модулей, которые автономно и независимо от центрального процессора выполняют не только функции ввода/вывода, но и различные управляющие функции, запрограммированные пользователем. Это существенно повышает надежность, живучесть контроллера и динамику выполнения отдельных функций, а также снижает стоимость систем.

Контроллер ThinkIO, разработанный фирмой Контрон, является новой, в максимальной степени гибкой и настраиваемой системой управления. Малые размеры контроллера (толщина не более 70 мм) обеспечивают его установку в малогабаритных промышленных коммутационных шкафах. Новая система состоит из монтируемого на DIN-рельсе компьютера ThinkIO и модульной системы ввода/вывода компании Wago. Контроллер ThinkIO оснащен процессором, совместимым с IntelR PentiumR MMX с частотой 266 МГц, сторожевым таймером, стандартными коммуникационными интерфейсами: для USB, два Fast Ethernet, RS-232 и промышленные шины (Profibus, CAN и DeviceNet), цифровым графическим DVI — интерфейсом, а также разъемами для непосредственного подключения к системе ввода/вывода Wago. Возможность конфигурирования и управления контроллером через Интернет и локальную сеть обеспечивается интегрированной программной средой SOPH.I.A.

Серия мощных программируемых контроллеров Quantum фирмы Modicon является превосходной платформой для решения всех задач автоматизации. Благодаря модульной архитектуре контроллера Quantum, масштабируемой от одиночного контроллера до глобальной системы автоматизации, он может решать наиболее ответственные задачи в масштабе целого предприятия. Контроллеры Quantum программно, а также на сетевом уровне совместимы с младшими сериями контроллеров — Compact и Momentum, что позволяет строить еще более гибкие и эффективные архитектуры управления. Quantum прост при конфигурации и в эксплуатации, предоставляет широкий выбор архитектур и модулей, имеет тысячи инсталляций по всем миру и проверен в решении сотен различных задач.

Семейство программируемых контроллеров SIMATIC S7−200 фирмы Siemens предназначены для построения относительно простых и дешевых систем автоматического управления. Они обладают высокой производительностью: высокая скорость выполнения инструкций и, как следствие, малое время цикла выполнения программы. Наличие скоростных счетчиков внешних событий, расширяющих возможные области применения контроллеров. Скоростная обработка запросов на прерывание. Контроллеры SIMATIC S7−200 обладают высокой универсальностью: возможность расширения системы управление за счет подключения дополнительных модулей ввода-вывода. Мощная система команд для быстрой и удобной обработки информации в любых практических применениях. Множество дополнительных характеристик: PPI интерфейс, поддерживающий программирование, выполнение процедур обслуживания человеко-машинного интерфейса, последовательного обмена данными с различной аппаратурой. Дружественные пакеты программирования STEP 7 Micro/Win и STEP 7 Micro/DOS. Трехуровневая парольная защита программ пользователя. Текстовый дисплей TD200 и широкий спектр панелей оператора, позволяющих создавать удобный человеко-машинный интерфейс. Программируемые контроллеры SIMATIC S7−200 расширены новыми типами центральных процессоров: CPU 210, CPU 221, CPU 222 и CPU 224. Новые центральные процессоры CPU 22x по сравнению со своими аналогами имеют меньшие габариты, оснащены большими объемами памяти, имеют более высокое быстродействие, могут программироваться на языке FBD.

Одним из мировых лидеров в области разработки и производства высоконадежных промышленных контроллеров от микроконтроллеров MicroLogix до мощных контроллеров PLC является фирма Allen-Bradley. Одними из самых распространенных являются контроллеры SLC-500 (Small Logical Controller), имеющие широкий диапазон применения — от малых автономных до больших распределенных систем управления. SLC являются хорошим примером современного программируемого логического контроллера. В данном дипломном проекте применен микропроцессорный контроллер фирмы Allen-Bradley SLC-500.

Контроллеры SLC-500 могут иметь фиксированную и модульную конструкцию. Модульный контроллер представляет собой шасси, блок питания, модуль процессора и набор модулей ввода/вывода для объекта, определяемый количеством входных и выходных сигналов. В состав модульных программируемых контроллеров серии SLC входят 12 модификаций процессоров, более 80 типов модулей ввода/ вывода, специальные модули, 4 типоразмера шасси для установки модулей (4, 7, 10, 13 мест). Каждый модуль центрального процессора может поддерживать до 30 модулей ввода/вывода в системе и до 3 шасси.

3.2 Основные технические данные контроллера SLC 5/04

В разработанной системе автоматизации был использован модульный контроллер американской фирмы Allen Bradley SLC 5/04, так как его функции удовлетворяют требованиям разрабатываемой системы. В таблице 3.1 приведены краткие характеристики контроллера SLC 5/04.

Таблица 3.1 — Краткие характеристики SLC 5/04

В разработанной системе автоматизации присутствуют следующие сигналы:

­ дискретные входы — 158;

­ дискретные выходы — 67;

­ аналоговые входы — 51.

Таблица КИПиА представлена в приложении В.

3.3 Конфигурация контроллера

В своем составе контроллер имеет:

­ CPU — 1747-L541 5/04;

­ шасси на 13 слотов — 2 шт.;

­ источник питания 1746-P4 — 2 шт.;

­ модуль дискретного ввода (24В) 1746-IB32 — 3 шт.;

­ модуль дискретного ввода (220В) 1746-IM16 — 5 шт.;

­ модуль дискретного вывода (24В) 1746-OB32 — 1 шт.;

­ модуль дискретного вывода (220В) 1746-OW16 — 4 шт.;

­ модуль аналогового ввода 1746-NI16I — 3 шт.

­ модуль аналогового ввода 1746-NR4 — 3 шт.

Таблица RTU представлена в Приложении Г.

Карта памяти представлена в Приложении Д.

3.4 Программирование контроллера

Программа управляющая системой автоматизации содержит следующие блоки:

­ основная программа;

­ подпрограмма инициализации аналоговых модулей;

­ подпрограмма копирования данных с дискретных датчиков в память контроллера;

­ подпрограмма обработки аналоговых и дискретных сигналов;

­ подпрограмма обработки ПИД инструкции.

В подпрограмме инициализации аналоговых модулей (вызывается только при первом запуске контроллера или при его перезагрузке) происходит запись конфигурационного слова [13−14].

Конфигурирование слова — инициализации аналоговых модулей 1746 — NI16I class3 представлено в таблице 3.2.

Таблица 3.2 — Слово инициализации для модуля 1746 — NI16I class3

4 и 5 биты — Input type 4−20mA

6, 7, 8 — Data format — Scaled-for-PID

Статус — слово аналоговых модулей 1746 — NI16I class3 приведено в таблице 3.3.

Таблица 3.3 — Статус — слово аналоговых модулей 1746 — NI16I class3

Биты 15, 14, 13 — биты состояния ошибок. Если в бите 13 записан 0, то пришло значение больше 20мА, если в бите 14 — 0, то пришло значение меньше 4мА, если в последних трех битах 1, то нет ошибок.

Программирование контроллера осуществляется с помощью языка релейно-лестничной логики Ladder Logic. Этот язык программирования представляет собой лестницу, каждая ступенька которой начинается с одного или нескольких условий, а завершается действием. Причем это действие выполнится только тогда, когда будут верны условия предшествующие ему. Каждая ступенька называется «рангом». Алгоритм работы программы представлен в Приложении Е, а листинг программы в Приложении Ж.

3.5 Выбор протокола обмена информацией между контроллером и верхним уровнем АСУ ТП

Система сбора информации и контроля предназначена для сбора данных о состоянии технологических параметров, управления установками, вспомогательными системами, насосными агрегатами, снабжать обслуживающий персонал достоверной информацией.

Структура SCADA системы имеет два уровня: нижний уровень — сигналы от датчиков и верхний — автоматизированное рабочее место оператора.

Контроллер постоянно считывает информацию с датчиков, при изменении технологических параметров или превышения ими заданных уставок выдает сообщение в операторную, управляет работой насосов, задвижек, регуляторов и т. д.

Информация с датчика поступает в модуль, после чего контроллер преобразует это значение, сравнивает с уставками и посредством тэга значение отображается в мониторе оператора.

Для связи с контроллером используется сетевой адаптер 1748-KTX, предназначенный для работы с сетью DH-485 по протоколу DF1. Максимальная длина сети 4000 футов, максимальная скорость передачи данных 19,2 Кб/с.

3.6 Операторский интерфейс

В качестве программного обеспечения для реализации верхнего уровня используем RSView32, принадлежащий фирме Rockwell Software (США)

При входе и выходе из программы наблюдения происходит запрос имени пользователя и личного пароля. Для организации связи с верхним уровнем была разработана таблица тегов, представленная в Приложении И. Операторский интерфейс состоит из 11 графических экранов включая тренды и сигнализацию, иерархия экранов представлены в Приложение К.

Операторы и диспетчеры получают необходимую информацию о ходе контролируемого процесса, а так же информацию о состоянии оборудования по представлению ее на экранах MMI, представленные в Приложении Л. Для более легкого восприятия информации при создании интерфейса использовались: графики (тренды), таблицы (сигнализация), анимация и т. д.

Отображение технологических параметров процесса: температура, давление, уровень, обводненность и т. д. должно производится с определенной точностью. Минимальное значение величины, которую может измерить прибор, можно определить по формуле:

(3.1)

В качестве примера определим с какой точностью необходимо отображать давление перед задвижкой 1э.