СКАЧАТЬ:  kursovaya-atp.zip [535,38 Kb] (cкачиваний: 474)

СКАЧАТЬ СХЕМУ Куакбашской УПВСН НГДУ "Лениногорскнефть" : tod.zip [25,8 Kb] (cкачиваний: 213)

1.  Реферат

 Полное наименование разработанной системы автоматизации - "Автоматизированная система управления технологическим процессом подготовки высокосернистой нефти на Куакбашской УПВСН НГДУ "Лениногорскнефть". Условное обозначение - АСУТП УПВСН. 

 В настоящем рабочем проекте приняты следующие условные наименования и обозначения:

УПВСН - установка подготовки высокосернистой нефти;

ЦДНГ - цех добычи нефти и газа;  

АСУ ТП - автоматизированная система управления  технологическим процессом;

АРМ - автоматизированное рабочее место;

SCADA - программное обеспечение операторских станций АСУ ТП (Supervisor Control And Data Acquisition);

Данная работа актуальна, поэтому создание системы управления технологическим процессом подготовки высокосернистой нефти необходима с полной её автоматизацией,  так как процессы, протекающие в данной установке, различны, сложны. Работа включает в себя технологическое описание установки подготовки высокосернистой нефти, описание технических средств автоматизации каждого уровня.

Курсовой проект содержит: расчётно-пояснительную записку, состоящую из введения, технологической, технической, расчётной, проектной и графической части; чертёж схемы автоматизации установки приложение 1,2 (А1).

2.Введение

Автоматизация производственного процесса – это применение методов и средств автоматики для превращения неавтоматических процессов в автоматические.

Автоматизация дает возможность получить более высокую производительность, повышают социальную эффективность труда.

Автоматизация не только освобождает или разгружает человека, но и обеспечивает работу производства с такой скоростью, точностью, надежностью и экономичностью, которые человек своим непосредственным трудом обеспечить не может.

Процесс создания АСУ – это последовательное и постепенное внедрение более современных, научно-обоснованных методов управления и средств вычислительной техники с целью увеличения эффективности производства и производительности труда. АСУ при минимальных затратах ручного труда должна обеспечить: обработку и анализ информации о состоянии объекта управления, выработку управляющих воздействий, обмен информацией как внутри системы, так и между другими системами одинакового и иных уровней.

Залог успешного функционирования любой АСУ – подготовленность персонала к выполнению его обязанностей и в новых условиях, глубокое знание им технического, математического, информационного аспектов АСУ, их практического воплощения в конкретной системе.

АСУ должна быть оснащена таким комплексом технических средств, который обеспечил бы реализацию управляющих алгоритмов, связь между системами, простоту ввода исходной информации и разнообразие вывода, простоту, технологичность технического обслуживания, совместимость всех технических модулей как в программном, так и в информационном аспектах. Важно добиться широкого распространения уже имеющихся программных средств: стандартного программного обеспечения, операционных систем различных типов, пакетов прикладных программ ориентированных на обработку данных, обеспечивающих накопление, ведение и выдачу в обработку информации, необходимой для решения задачи пользователем или его информационного удовлетворения, пакетов программ, обеспечивающих обмен информации между системами однородных, а также ЭВМ и другие.

Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) – человеко-машинная система управления, обеспечивающая автоматизированный сбор и обработку информации, необходимой для оптимизации управления технологическим объектом в соответствии с принятым критерием. Критерий управления АСУТП  определяется как соотношение характеризующее качество функционирования технологического объекта управления в целом и принимающее конкретные числовые значения в зависимости от управляющих воздействий. Этому требованию отвечает технико-экономический показатель или технический показатель. Первый может отражать уровень себестоимости продукта, величину затрат на производство и так далее, а второй – параметры процесса, характеристики выходного продукта, конечные результаты работы производственного оборудования.

3. Технологическая часть

3.1. Методы подготовки сырой нефти

Эмульсия – это гетерогенная система, состоящая из двух несмешивающихся или малосмешивающихся жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капель (глобул) диаметром, превышающим 0,1 мкм.

Различают следующие типы нефтяных эмульсий: нефть в воде (гидрофильная или эмульсия прямого вида) и вода в нефти (гидрофобная или эмульсия обратного типа). В первом случае капли нефти распределены в водной дисперсионной среде, во втором – дисперсию сразу образуют капли воды, а дисперсионной средой является нефть.

Различные нефти обладают разной склонностью к образованию эмульсии (эмульсионность) и по этому показателю, измеряемому в процентах, они разделяются на три группы: высокоэмульсионная (эмульсионность от 80 до 100 %), промежуточная (эмульсионность 40 %), низкоэмульсионная (эмульсионность 1,3-8,0 %). Оценка эмульсионности нефтей позволяет выбирать оптимальный режим и схему процесса их обезвоживания и обессоливания.

Методы разрушения водонефтяных эмульсий.

Эмульсии подвергают различным воздействиям, направленным на укрупнение капель воды, увеличение разности плотностей (движущая сила расслоения), снижение вязкости нефти.

Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы:

1) гравитационный отстой нефти;

2) горячий отстой нефти;

3) подогрев эмульсии (термообработка);

4) введение в неё деэмульгатора (химическая обработка);

5) применение электрического поля (электрообработка).

Деэмульгаторы – это специально синтезированные химические соединения, к которым предъявляются следующие требования:

-                       способность не изменять свойства нефти и не реагировать с молекулами воды;

-                       высокая деэмульгирующая способность при малых расходах;

-                       простота извлечения из сточной воды, отделённой от нефти;

-                       нетоксичность, инертность по отношению к оборудованию, невысокая стоимость, доступность.

В основе процесса обезвоживания лежит разрушение нефтяной эмульсии, которая образуется при смешении с пресной водой нефти, эмульсия далее подвергается расслаиванию. При обессоливании обезвоженную нефть смешивают с пресной водой, создавая искусственную эмульсию (но с низкой соленостью), которую затем разрушают. Вода очищается на установке и снова закачивается в пласт для поддержания пластового давления и вытеснения нефти. В связи с продолжающимся укрупнением и комбинированием технологических установок и широким применением каталитических процессов требования к содержанию хлоридов металлов в нефтях, поступающих на переработку, неуклонно повышаются. При снижении содержания хлоридов до 5 мг/дм³ из нефти почти полностью удаляются такие металлы, как железо, кальций, магний, натрий и соединения мышьяка, а содержание ванадия снижается более чем в два раза, что исключительно важно с точки зрения качества реактивных и газотурбинных топлив, нефтяных коксов и других нефтепродуктов.

Чистая нефть, не содержащая неуглеводородных примесей, особенно солей металлов, и пресная вода взаимно нерастворимы, и при отстаивании эта смесь легко расслаивается. Однако при наличии в нефти таковых примесей система нефть − вода образует трудноразделимую нефтяную эмульсию.

Обессоливание нефтей

Наряду с обезвоживанием необходимо глубокое обессоливание нефти. Все упомянутые выше факторы способствуют интенсификации выделения воды из эмульсии, но не влияют на засоленность остающихся после обезвоживания капель воды в нефти. С целью достижения не только глубокого обезвоживания, но и обессоливания нефти используют промывку нефти свежей пресной водой. Роль этой промывной воды двояка. С одной стороны, смешиваясь с солёными каплями воды эмульсии, она разбавляет их и уменьшает концентрацию солей в них, а с другой стороны, турбулизирует поток нефтяной эмульсии, способствуя также коалесценции капель, т.е. оказывает гидромеханическое воздействие на эмульсию.

Количество оставшихся в нефтях солей зависит как от содержания остаточной воды, так и от ее засоленности. Поэтому с целью достижения глубокого обессоливания осуществляют промывку солей подачей в нефть оптимального количества промывной (пресной) воды. При подаче промывной воды только 1 % участвует в разбавлении капель солёной воды, находящейся в эмульсии, а остальное количество промывной воды является только турбулизатором, поэтому подаётся до 1 % пресной воды и от 4 до 5% рециркулирующей, уже использованной от массы нефти, что позволяет в 5−6 раз снизить количество сбрасываемой сточной солёной и загрязнённой воды и уменьшить мощности по её обезвоживанию. При чрезмерном увеличении количества промывной воды растут затраты на обессоливание нефти и количество образующихся стоков.

3.2. Описание функциональной технологической схемы

Куакбашская установка подготовки высокосернистой нефти (КУПВСН) НГДУ «Лениногорскнефть» была построена по проекту, разработанному институтом «ТатНИПИнефть» эксплуатируется с 1979года.

Проект реконструкции установки по введению колонны сероотдувки выполнен институтом ОАО «Самаранефтехимпроект» в 2005г.

В состав КУПВСН входят следующие объекты:

-сепараторы I^ой ступени сепарации С-1/1,2,3;

-концевой делитель фаз КДФ;

-сепараторы II^ой ступени сепарации С-2/1,2;

-отстойники предварительного сброса воды УПС-1,2,3;

-буферные емкости БЕ-4,5;

-центробежные сырьевые насосы Н-1/1-4;

-трубчатые теплообменники ТО1/1-6;

-печь блочная П-1 (ПТБ-5-40Э),гурьевские печи П-2,3;

-отстойники обезвоживания О-2/7-9;

-отстойники обезвоживания О-3/14,15,17;

-электродегидраторы ЭДГ-1,2,3;

-колонна сероотдувки КС;

-буферные емкости БЕ-7/7-10;

-центробежные насосы Н-2/1,2;

-теплообменники ТО2/1-3(типа труба в трубе);

-резервуары товарной нефти РВС-4,5;

-центробежных насосов откачки товарной нефти Н-3/1,3;

-отстойники очистки пластовой воды с гидрофобным фильтром О-4/5-8;

-резервуары очистки пластовой воды РВС-2,3;

-резервуары предварительного обезвоживания нефти РВС-1;

-рециркуляционные насосы Н-4/1,2,3,4;

-узел нейтрализации сероводорода;

-газоуравнительная система УЛФ;

-аппарата воздушного охлаждения газа АВГ.

Водонефтяная эмульсия с промысла ЦДНГ-3 поступает в сепараторы I^ой ступени сепарации С-1/1,2,3. В сепараторах С-1/1,2,3 при давлением до 6,0 кгс/см² (0,6 мПа) происходит сепарация газа. Уровень жидкости в сепараторах поддерживается регулирующими клапанами L-1,2,3, в пределах 2,0-2,Зм.

Водонефтяная эмульсия из сепараторов С-1/1-3 и дегазированная эмульсия с ЦДНГ 1-5 с содержанием воды до 80% через узел учета поступает в концевой делитель фаз КДФ, где происходит предварительный сброс воды до 20 %. Межфазный уровень в КДФ регулируется клапаном, установленным на линии сброса воды L-4. На узле учета установлены поточные влагомеры, при необходимости на прием КДФ подается реагент деэмульгатор дозатором НД-2 с удельным расходом 10,0 г/т.

После КДФ частично обезвоженная эмульсия поступает в сепараторы на II^ой ступени сепарации С-2/1,2, где сепарация газа происходит при давлении до 0,8 кгс/см². Уровень жидкости в сепараторах С-2/1,2 поддерживается регулирующими клапанами L-28,29.

Водонефтяная эмульсия после второй ступени сепарации поступает в отстойники предварительного сброса воды УПС-1,2,3. Для наилучшего отделения воды используется тепло дренажных потоков из отстойников 0-3/14,15,17, электродегидраторов ЭДГ, поступающих на прием УПС-1,2,3. Межфазный уровень в отстойниках УПС-1,2,3 регулируется клапанами L-9,10,11 на линии отвода воды. Давление в системе: сепараторы C-1/1-3, КДФ, отстойники УПС-1,2,3 поддерживается регулирующим клапаном L-12, установленным на общем потоке предварительно обезвоженной эмульсии из отстойников УПС-1 2,3.

Эмульсия с содержанием воды не более 5% из УПС-1,2,3 поступает в буферные емкости БЕ-4,5 откуда сырьевыми насосами Н-1/1,2,(Н-1/3,4) с давлением 8,0-13,0 кгс/см² подается в теплообменники ТО-1/1-6, в которых подогревается потоком готовой нефти до температуры 40^оС. На прием сырьевых насосов подается ингибитор коррозии СНПХ 5312Т с удельным расходом 56 г/м³.

После теплообменников эмульсия поступает в Гурьевские печи ГП-1,2(3),ПТБ- 5-40Э, где нагревается до температуры 45- 60 ^оС

После печей эмульсия поступает в отстойники обезвоживания О-2/7-9,затем в отстойники 0-3/14,15,17, где происходит глубокое обезвоживание и частичное обессоливание. Межфазный уровень в отстойниках 0-2/7-9 в пределах 0,4-0,5м регулируётся клапанами L-14-15-16 на линии отвода воды.

Сброс воды с отстойников 0-2/7-9, отстойников 0-3/14,15,17 направляется на вход отстойников УПС-1,2,3, может сбрасываться на вход КДФ или в блок очистки сточных вод.

Обезвоженная нефть из отстойников 0-3/14,15,17 поступает в электродегидраторы ЭДГ-1,2,3. Перед электродегидраторами в поток нефти вводится подогретая в емкости Е-10 пресная вода, с расходом 10-20 м³/ч для отмывки хлористых солей.

В электродегидраторах ЭДГ-1 2,3 под действием электрического поля происходит отделение остаточной воды и вместе с ней хлористых солей. Сточная вода из электродегидраторов отводится на вход отстойников УПС-1 ,2,3 через регулирующие клапаны L-30-32. Давление в системе: отстойники 0-2/7-9, отстойники О-3/14,15,17 электродегидраторы ЭДГ-1,2,З поддерживается клапаном L-33, установленным на линии общего выхода с электродегидраторов ЭДГ-1 ,2,3.

Обессоленная, обезвоженная нефть (содержание: воды – не более 0,5 %, хлористых солей – не более 100 мг/л) после электродегидраторов ЭДГ-1,2,3 поступает в колонну сероотдувки КС. В колонну КС нефть подается в верхнюю часть колонны, распределяется по специальной насадке и стекает в нижнюю часть колонны, откуда поступает в буферные емкости БЕ-7/7-10. Для оттдувки сероводорода в колонну КС подается девонский газ в противотоке с нефтью. Система автоматики с помощью клапана L-б, установленным на входе девонского газа в колонну, поддерживает заданное соотношение расходов нефти и газа в диапазоне 3:1-6:1 соответственно для предотвращения проскока чистого газа в колонне сероотдувки предусмотрено автоматическое поддержания, клапаном L-21, уровня нефти в нижней части колонны.

Готовая нефть из буферных емкостей БЕ-7/7-10 направляется в теплообменники ТО-2/1-3, где охлаждается потоком сточной воды с КДФ до температуры не более 45°С, затем насосом Н-2/1, (Н-2/2) откачивается в теплообменники ТО-1/1-б, где отдает тепло потоку сырой нефти и с температурой не более 40°С поступает в резервуары товарной нефти РВС-4,5.

Из резервуаров РВС-4,5 товарная нефть после выполнения сдаточных анализов на соответствие требованиям ГОСТ Р 51858-2002 насосами Н-3/1,2,3 откачивается с давлением 17-32 кгс/см² на СИКН-221 Минибаевского ЦСП. Схемой предусмотрена откачка товарной нефти из резервуаров РВС-4,5 на Шугуровский НБЗ.

Газ из сепараторов II^ой ступени сепарации , буферных емкостей БЕ-7/7-10, колонны сероотдувки КС, буферных емкостей БЕ-4,5 поступает в аппарат воздушного охлаждения, где охлаждается потоком воздуха, создаваемый вентилятором, до температуры не более 25°С, далее направляется через газоосушитель Е-5 на компрессорную станцию Управления «ТНГП». Газ из сепараторов I^ой ступени сепарации проходит через газоосушитель С-1/4 и далее под своим давлением на общий выкидной коллектор компрессора «УТНГП».

Для улавливания легких фракций резервуары РВС1-5 соединены газоуравнительной линией через газоосушитель ГО-З подключены к установке УЛФ фирмы «Татех». Газ после УЛФ поступает на компрессорную станцию УТНГП. Для обеспечения работы установки при аварии на газовой линии на компрессорной станции имеется факельная система.

Отделившаяся в КДФ, отстойниках предварительного сброса воды УПС-1,2,3, отстойников О-2/6-9 пластовая вода направляется в блок очистки сточных вод, состоящий из отстойников О-4/5-8 с жидким гидрофобным фильтром (ОЖГФ) и резервуаров РВС-2,З. Перед блоком очистки пластовая вода подогревается в теплообменниках ТО-2/1-З потоком готовой нефти. Уловленная нефть из отстойников 0-4/5-8, резервуаров РВС-2,З, отводится в буферные емкости БЕ-4,5. Очищенная пластовая вода из РВС-З поступает на КНС-123, а также откачивается подпорными насосами Н-7/1,2 на КНС-121.

Для нейтрализации сероводорода в нефти на УПВСН предусмотрен узел нейтрализации сероводорода. Подача реагента из узла нейтрализации сероводорода осуществляется насосами дозаторами НД-4/1,2 Рекомендованная дозировка реагентов типа НСМ 2,3-3,5 кг/т.

Для защиты оборудования и трубопроводов от коррозии предусмотрена подача ингибитора коррозии в трубопровод очищенных пластовых вод с помощью насоса дозатора НД-3.

Опорожнение емкостей БЕ-4,5, емкостей БЕ-7/7- 10 сепараторов I^ой ступени сепарации, сепараторов II^ой ступени сепарации КДФ, электродегидраторов, 0-4/5,8 теплообменников, резервуаров, колонны сероочистки, печей производится в дренажные емкости К-1,2. Жидкость из К-1,2 откачивается насосами Н-6/1,2,3,4 на прием КДФ или на прием УПС-1,2,З.

4. Техническая часть

4.1. Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы контроля и управления

Рис.4.1.  Структура комплекса технических средств АСУ ТП КУПВСН

АСУ ТП включают в себя следующие подсистемы, распределенные по уровням управления и контроля:

• Уровень I (нижний) – подсистемы технологических объектов.
• Уровень II (средний) – подсистемы диспетчерской нефтепромысла (ЦДН).
• Уровень III (верхний) – подсистемы управления нефтедобывающим предприятием.

4.2. Цели, задачи и выполняемые функции систем автоматизации верхнего и нижнего уровней

Целью внедрения АСУ ТП является:

   -получение достоверной информации о ходе технологического  процесса с распределенных объектов КУПВСН

   -оперативный контроль и управление процессами подготовки нефти

   - введение новых контуров регулирования, позволяющих улучшить качество ведения технологического процесса   

   -замена физически и морально устаревших средств автоматизации и систем управления

      -повышение безопасности производства

      -снижение трудоемкости управления технологическими процессами.

АСУ ТП выполняет следующие основные технологические задачи:

1) Автоматические оперативные информационные функции

Система обеспечивает автоматическое выполнение следующих оперативных информационных функций:

-                       сбор первичной информации о технологическом процессе и технологическом оборудовании, информации о состоянии и работе насосов, схем автоматического управления и технологической защиты;

-                       отображение информации на экране монитора и выдача звуковых сигналов, а также сохранение заданной информации при отключении электроэнергии;

-                       и т.д.

2) Оперативные информационные функции, выполняемые по запросу оператора

По запросу оператора информация на экран монитора выводится в виде мнемосхем, графиков, таблиц, текстовых сообщений.

3) Автоматические неоперативные информационные функции

Система обеспечивает автоматическое выполнение следующих неоперативных функций:

-                       регистрацию, накопление и хранение ретроспективной информации о ходе технологического процесса, состоянии системы, а также действий оператора c возможностью распечатки на принтере;

-                       Обеспечение потребительских характеристик системы.

4) Быстродействие системы

Время срабатывания технологических защит оборудования и выдачи управляющих воздействий управления не превышает 300 мсек. Время задержки исполнения дистанционных команд не превышает  1 сек.

5) Диагностика и надежность системы

Система обеспечивает непрерывное круглосуточное ведение технологического режима. При пропадании электроэнергии система функционирует от резервного источника питания в течение некоторого времени. В системе предусмотрены программные и аппаратные средства защиты от неквалифицированных действий персонала, способных привести к нарушениям технологического режима.

6) Режимы функционирования

- автоматический режим;

- дистанционный режим

7) Защита информации от несанкционированного доступа

На нижнем уровне – уровне технологического оборудовании - реализуются следующие основные функции:

-                   сбор и обработка сигналов с датчиков;

-                   автоматическое регулирование параметров технологического процесса и оборудования;

-                   программно-логическое управление и ПАЗ;

-                   передача информации на верхний уровень и получение команд и данных с верхнего уровня.

На верхнем уровне – уровне автоматизированных рабочих мест в ЦПУ – реализуются следующие функции:

-                   формирование и отображение оперативной информации о текущих значениях параметров, состоянии оборудования и исполнительных устройств (ИУ), предупредительная и предаварийная сигнализация, тренды;

-                   дистанционное управление технологическим оборудованием и ИУ;

-                   управление работой контуров регулирования и ПАЗ;

-                   ведение базы данных, архивов нарушений, событий, действий оператора, технологического журнала;

-                   диагностика состояния технических средств и электрических цепей.

Обмен информацией между уровнями иерархии системы должен производиться по интерфейсным связям. Скорость обмена информацией – 4800 бит/сек, период обмена информацией между нижним и верхним уровнями – 6 сек. Передача команд  с верхнего уровня на нижний выполняется в инициативном порядке со временем не более 1 сек. Цикл обработки информации и выдачи управляющих воздействий в микроконтроллерах не более 0,5 сек.

4.3. Состав комплекса технических средств АСУТП

АСУТП состоит из трех уровней. Первый это уровень программного обеспечения, второй – уровень контроллеров, третий – низовая автоматика, датчики и исполнительные механизмы.

К нижнему уровню системы относятся устройства КИП и А – датчики, преобразователи, исполнительные устройства, средства визуальной и звуковой сигнализации. Нижний уровень обеспечивает сбор первичной информации.

К среднему уровню относятся – контроллеры. При отказе 3-го уровня системы (АРМ операторов, серверов), программируемый логический контроллер (ПЛК) обеспечивает безопасное ведение технологического процесса и его противоаварийную защиту.

Контроллеры могут выполнять следующие функции:

• сбор и обработка информации о параметрах технологического процесса;
• управление электроприводами и другими исполнительными механизмами;
• решение задач автоматического логического управления и др.

Так как информация в контроллерах предварительно обрабатывается и частично используется на месте, существенно снижаются требования к пропускной способности каналов связи.

Сердцем системы является программируемый логический контроллер TREI-5B-02, отличительными чертами которого являются высокая вычислительная мощность и легкость наращивания дополнительных модулей расширения. В качестве ПО АРМ оператора используется SCADA система  InTouch компании Wonderware.  Нижний  уровень образован различными датчиками и преобразователями соединяемыми с контроллером по токовой петле 4-20мА, либо по интерфейсу RS 485.  Структура комплекса технических средств внедряемой АСУ ТП представлена на рис.2.

В качестве АРМ оператора используется промышленный компьютер на базе  рабочей станции «ADVANTECH»,  под управлением операционной системы Windows XP Professinal, оборудованный ЖК-монитором. В качестве SCADA системы используется InTouch версии 9.0 из пакета Wonderware Factory Suite 2000.  На данный момент установлено  два контроллера TREI-5B02, расположенные в двух  пунктах КИП и А на территории объекта. Первый контроллер обеспечивает автоматизацию бригадного узла учета и КДФ, второй, расположенный вблизи сырьевой насосной, охватывает УПС, Е-4,5, Т/О, II ступень сепарации, отстойники II и III группы, колонну сероотдувки, РВС-1,2,3, очистные буллиты О-4/1…4.

Верхний уровень - диспетчерский пункт (ДП) - включает, прежде всего, одну или несколько станций управления, представляющих собой автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера/оператора. Здесь же может быть размещен сервер базы данных, рабочие места (компьютеры) для специалистов и т. д. Часто в качестве рабочих станций используются ПЭВМ типа IBM PC различных конфигураций. Станции управления предназначены для отображения хода технологического процесса и оперативного управления. Эти задачи и призваны решать SCADA - системы. SCADА - это специализированное программное обеспечение, ориентированное на обеспечение интерфейса между диспетчером и системой управления, а также коммуникацию с внешним миром.

Спектр функциональных возможностей определен самой ролью SCADA в системах управления и реализован практически во всех пакетах:

• автоматизированная разработка, дающая возможность создания ПО системы автоматизации без реального программирования;
• средства исполнения прикладных программ;
• сбор первичной информации от устройств нижнего уровня;
• обработка первичной информации;
• регистрация алармов и исторических данных;
• хранение информации с возможностью ее пост-обработки (как правило, реализуется через интерфейсы к наиболее популярным базам данных);
• визуализация информации в виде мнемосхем, графиков и т.п.

Перечень технических средств используемых на КУПВСН

Таблица 4.1.

4.4. Прикладное программное обеспечение для верхнего уровня АСУТП, созданное с помощью SCADA-системы

Автоматизированные системы управления технологическими процессами в своем составе имеют устройства визуализации параметров технологического процесса, которые образуют верхний уровень системы. Верхний уровень АСУ ТП представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК, в соответствии с техническим заданием Заказчика, входят: один или несколько информационных серверов, локальная вычислительная сеть, одно или несколько автоматизированных рабочих мест (АРМ) на уровнях диспетчера, оператора и администратора системы. По техническому заданию Заказчика функции информационного сервера и АРМ могут быть совмещены.

Программное обеспечение типа SCADA предназначено для разработки и эксплуатации автоматизированных систем управления технологическими процессами.

InTouch - это приложение-генератор человеко-машинного интерфейса (HMI) для систем SCADA и других систем автоматизации производства. InTouch дает возможность пользователям создавать операторские интерфейсы под Windows, которые тесно взаимодействует с другими компонентами программного обеспечения фирмы Wonderware, например FactorySuite (интегрированный пакет программного обеспечения для полной автоматизации производства) и стандартными приложениями Microsoft Office. InTouch это программный пакет для быстрой и эффективной разработки и внедрения систем управления производственным процессом.

4.5. Архитектура InTouch

InTouch - очень гибкая система, которую можно настроить различными способами, в зависимости от потребностей разрабатываемого приложения.

Основные задачи, решаемые с помощью InTouch:

1)                    Сбор сигналов (определяющих состояние производственного процесса в текущий момент времени - температура, давление, положение и т.д.) с промышленной аппаратуры (контроллеры, датчики и т.д.). Графическое отображение собранных данных на экране компьютера в удобной для оператора форме (на мнемосхемах, индикаторах, сигнальных элементах, в виде текстовых сообщений и т.д.).

2)                    Контроль за действиями оператора путем регистрации его в системе с помощью имени и пароля, и назначения ему определенных прав доступа, ограничивающих возможности оператора (если это необходимо) по управлению производственным процессом.

3)                    Вывод управляющих воздействий в промышленные контроллеры и исполнительные механизмы для регулировки непрерывных или дискретных процессов, а также подача сообщений персоналу на информационное табло и пр.

4)                    Автоматическое ведение журнала событий, в котором регистрируется изменение производственных параметров с возможностью просмотра в графическом виде записанных данных, а также ведение журнала аварийных сообщений.

5)                    Контроль за качеством выпускаемой продукции путем статистической обработки регистрируемых параметров.

SCADA – система InTouch состоит из трех основных модулей:

Проводник приложений, WindowMaker и WindowViewer. InTouch содержит также диагностическую программу Wonderware Logger.

Проводник приложений InTouch помогает организовать создаваемые приложения. Он также используется для настройки WindowViewer в качестве службы NT, настройки технологии сетевой разработки приложений (Network Application Development или NAD) с архитектурами на базе клиента или сервера, настройки технологии динамического преобразования разрешения (Dynamic Resolution Conversion или DRC) и/или для настройки распределенной системы алармов. Утилиты базы данных DBDump и DBLoad также запускаются из Проводника приложений.

WindowMaker — это среда разработки, в которой с помощью объектно-

ориентированной графики создаются анимационные сенсорные окна. Эти окна могут подключаться к промышленным контроллерам ввода/вывода и к другим приложениям Microsoft Windows.

WindowViewer — это среда выполнения, в которой отображаются графические окна, созданные с помощью WindowMaker. WindowViewer выполняет сценарии InTouch, отвечает за ведение журналов и подготовку отчетов по архивным данным и алармам, и может выступать в роли клиента или сервера для коммуникационных протоколов DDE и SuiteLink.

Автономное приложение

Автономным называется приложение, использующее один интерфейс оператора (ИО) для каждого контролируемого процесса. Оно обычно работает на одном не подключенном к сети персональном компьютере (ПК), выполняющем роль первичного интерфейса оператора (OI). Такой компьютер подключается к технологическому процессу путем прямого соединения, например, через последовательный кабель. 

Рис. 4.2. Автономное приложение

Преимущества:

-простота обслуживания

Недостатки:

-ограниченность одним узлом 

Архитектура на базе клиента

Архитектура на базе клиента является первой из появившихся сетевых архитектур и прямым производным от автономной. В ней создается уникальная копия одного приложения InTouch для каждого компьютера, на котором работают программы WindowViewer и NetDDE (узел просмотра). Приложение может быть установлено на жестком диске каждого компьютера или в уникальном месте на сетевом сервере. В приведенном ниже примере приложение разрабатывается и тестируется на узле разработки, затем копируется на каждый узел просмотра.

Рис. 4.3. Архитектура на базе клиента 

4.6. АРМ оператора или диспетчера

Для контроля и управления используются видеокадры:

-         мнемосхемы (схемы технологических узлов, таблицы

параметров, схемы размещения датчиков загазованности, схемы электрооборудования);

-         группы параметров;

-         параметры регулирования;

-         графики.

рис. 4.4. Окно визуализации площадки

рис. 4.5. Отображение вспомогательной информации при аварийных событий

Первые три группы видеокадров используются для управления, четвёртая – только для контроля.

Аналоговые переменные.

Аналоговые переменные отображаются на мнемосхемах, в группах параметров и на графиках. Информация о единицах измерения, пределах измерения, уставках сигнализации отображается в видеокадрах групп параметров.

Все сигналы нарушения  можно условно разделить на предупредительные и предаварийные.

К предупредительным относятся сигналы, свидетельствующие об отклонениях от нормального хода технологического процесса, но для приведения процесса в норму имеется достаточно времени. Как правило, предаварийные сигналы отображаются как дискретные сигналы.

К предаварийным относятся сигналы, которые требуют принятия срочных мер по нормализации хода технологического процесса.

Характер сигнала определяется цветом:

-     черный - в норме;

-     синий  -  предупредительный;

-     красный -  предаварийный.

Определив группу параметров, где имеется нарушение, оператор  должен вызвать с клавиатуры мнемосхему, где отображается соответствующий узел, и принять необходимые меры по ликвидации нарушения или проверить правильность срабатывания блокировки.

Ряд аналоговых переменных устанавливается ручным вводом с АРМа.

К ним относятся:

-     ввод плотности жидкости или массы 1 К-моля газа по данным лабораторных анализов;

-     задание номера оператора АРМа, заступившего на смену.

Ввод данных производится путём вызова соответствующей группы параметров, в ней необходимого параметра и изменения значения параметра.

Аналогичным образом производится дистанционное управление углом поворота жалюзи холодильников. Значение угла поворота жалюзи в виде выходного аналогового сигнала подаётся на вход мембранного исполнительного механизма привода жалюзи.

Дискретные сигналы.

В системе широко используются дискретные сигналы (ДС):

-     технологических параметров;

-     исчезновение напряжения;

-     контуров автоматического аналогового регулирования;

-     позиционного автоматического регулирования;

-     исполнительных устройств (отсечные клапаны, шаровые краны, электрозадвижки);

-     электрооборудования (насосы, дымососы, холодильники воздушного охлаждения, вентиляторы);

-     загазованности;

-     защиты печей;

-     диагностики и самодиагностики.

В настоящем разделе рассматриваются ДС технологических параметров, исчезновения напряжения, диагностики и самодиагностики.

Все изменения состояния ДС отображаются на мнемосхемах и в группах параметров.

При возникновении сигнала изменения ДС идентифицируется соответствующий обзорный кадр. Оператор с функциональной клавиатуры (ФК)  должен вызвать данный обзорный кадр, а следом мнемосхему или группу параметров.

После определения изменённого ДС следует квитировать мигающий свет и звук, находясь в соответствующем обзорном кадре.

ДС технологических параметров отображаются на мнемосхемах и в видеокадрах групп параметров. Каждый ДС отображается двумя состояниями:

-     норма – черным цветом;

-     нарушение – красным цветом.

Если произошло предаварийное нарушение, при котором сигнализация сопровождается блокировкой, оператор должен проконтролировать срабатывание блокировки. При несрабатывании блокировки на мнемосхеме появляется соответствующий светозвуковой сигнал. Он снимается путем включения с АРМа поля отключения несрабатывания блокировки (ПОНБ). Пока есть нарушение и электрооборудование либо ИУ не заблокировано, сигнал несрабатывания блокировки отключить невозможно.

В случаях, когда после срабатывания блокировки предаварийное состояние параметра сохраняется, что не даёт возможности возобновить ведение процесса или осуществить пуск оборудования (например, отсутствие давления при закрытом отсечном клапане или отсутствие перепада давления при остановленном насосе), предусмотрено отключение сигнала нарушения через 2-3 минуты после срабатывания блокировки. В течение указанного времени сигнал отображается, как нарушенный (красным цветом), а затем – как нормальный (черным цветом). После подачи команды на открытие ИУ или пуск оборудования в течение установленного времени параметр должен прийти в норму, иначе должна сработать блокировка.

4.7. Объем автоматизации технологических объектов

В зависимости от выполняемых функций автоматизация клас­сифицируется на следующие основные виды: управление, контроль, сигнализация, блокировка, защиты и регулирование.

Управление — это совокупность действий, направленных на под­держание функционирования объекта в соответствии с заданной программой, выполняемых на основе определенной информации о значениях параметров управляемого процесса (приведенное опре­деление термина «управление» имеет в основном технический смысл применительно к изучаемому предмету).

Любой процесс управления в каждый момент времени харак­теризуется одним или несколькими показателями, которые отра­жают физическое состояние управляемого объекта (температура, скорость, давление, электрическое напряжение, ток, электромаг­нитное поле и т. д.). Эти показатели в процессе управления долж­ны изменяться по какому-либо закону или оставаться неизменны­ми при изменении внешних условий и режимов работы управляе­мого устройства. Такие показатели называются параметрами управляемого процесса.

С точки зрения автоматизации производства управление раз­деляется на автоматическое и полуавтоматическое.

При автоматическом управлении подача команд на управляе­мый объект осуществляется от специальных устройств либо по заданной программе, либо на основании информации контролируе­мых параметров. При полуавтоматическом управлении контроль работы управляемого объекта и подачи команд осуществляется частично оператором. Полуавтоматическое управление может быть местным или дистанционным. При местном управлении аппараты управления и контроля размещаются рядом с объектом, при ди­станционном — на любом расстоянии от объекта.

Автоматический контроль — автоматическое получение и обра­ботка информации о значениях контролируемых параметров объекта с целью выявления необходимости управляющего воздей­ствия. Автоматический контроль можно рассматривать как состав­ную часть автоматического управления, так как для протекания процесса по заданной программе необходимо иметь информацию о значениях контролируемых параметров, с тем чтобы оказывать при необходимости управляющее воздействие. Контроль может быть непрерывным и дискретным. Непрерывный контроль — это контроль, при котором контролируемые параметры постоянно со­поставляются с заданными значениями. Дискретный контроль — это контроль, при котором сопоставление параметров осуществля­ется периодически. Контроль также классифицируется на местный и дистанционный. Местный контроль — это контроль, при котором наблюдение за состоянием параметров осуществляется непосред­ственно у объекта, при дистанционном контроле наблюдение за состоянием параметров осуществляется на расстоянии от объекта.

Сигнализация — это преобразование информации о функциони­ровании контролируемого объекта (о значении характерных пара­метров) в условный сигнал, понятный дежурному или обслуживаю­щему персоналу. Сигнализация обычно разделяется на технологи­ческую и аварийную. Технологическая сигнализация извещает пер­сонал о ходе процесса при возможных допустимых отклонениях контролируемых параметров. Извещение может быть в виде све­товых сигналов (загорание или мигание ламп, табло и т. д.), а также сочетанием световых и звуковых сигналов. Аварийная сиг­нализация извещает об отклонениях контролируемых параметров технологического процесса за допустимые пределы и необходи­мость вмешательства персонала. Аварийное извещение должно отличаться от .технологического по своему логическому восприя­тию. Обычно оно выполняется в виде световых и звуковых сиг­налов.

Пример технологической и аварийной сигнализации — это функционирование релейной защиты электрической станции. При заданных значениях напряжения и тока постоянно горящее све­товое табло свидетельствует о нормальном режиме работы высо­ковольтного оборудования. При отклонении напряжения и тока электрической сети за допустимые значения срабатывает релейная защита и световое табло начинает мигать в сопровождении зву­ковых прерывистых сигналов.

Блокировка — это фиксация механизмов, устройств в опреде­ленном состоянии в процессе их работы. Блокировка позволяет сохранить механизм, устройство в фиксированном положении после получения внешнего воздействия. Блокировка повышает безопасность обслуживания и надежность работы оборудования, обеспечивает требуемую последовательность включения механиз­мов, устройств, а также ограничивает перемещение механизмов в пределах рабочей зоны. Примером блокировки может служить устройство высоковольтного выключателя. Механизм блокировки устроен таким образом, что включение выключателя возможно только при закрытой лицевой панели.

Автоматическая защита — это совокупность методов и средств, прекращающих процесс при возникновении отклонений за допу­стимые значения контролируемых параметров. Так, например, при перегрузках или коротких замыканиях в электрических сетях происходит срабатывание определенного вида защиты (тепловой, максимального тока и т. д.) и автоматическое отключение аварий­ных участков. В ряде случаев устройства защиты одновременно выполняют функции управления. Например, для повышения уров­ня бесперебойности электроснабжения защитные устройства с одновременным отключением аварийной цепи автоматически вклю­чают резервные цепи.

Автоматическое регулирование — это автоматическое обеспе­чение заданных значений параметров, определяющих требуемое протекание управляемого процесса в соответствии с установленной программой. Автоматическое регулирование можно рассматривать как составную часть автоматического управления.

Параметры управляемого процесса, подлежащие заданным изменениям или стабилизации, называют регулируемыми пара­метрами.

Устройство, аппарат или изделие, у которых регулируются один или несколько параметров, называют объектом автоматического регулирования.

Устройство, обеспечивающее автоматическое поддержание за­данного значения регулируемого параметра в управляемом объек­те или его изменения по определенному закону, называют регу­лятором.

1. На сепараторе С1, 2, 3; С2/1..2:

-контроль регистрация давления на входе (PT 101/1 - PIR 101/2, PL 102/1);

-защита уровня (LS 51/1 - LSA 51/2, LS 52/1 - LSA 52/2, LS - LSA);

-дистанционное измерение расхода нефти (FT);

1. КДФ:

-измерение давления (PT - PIR, PS);

-дистанционное измерение уровня (LT);

-регулирование уровня (LIRC);

1. РВС-1, РВС-5:

       -регулирование уровня в емкости (LIRC);

      -измерение уровня (LE);

               4. На теплообменнике Т/о 1..6:

       -измерение температуры на входе (TE 205/1);

       -измерение температуры на выходе (TE 203/1 - TIR 203/2, TE 204/1);

       -контроль регистрация давления на выходе (PT 108/1 - PIR 108/2);

       -регулирование давления  на выходе (PC 108/3 - 108/4);

               5. П-1..3:

       -измерение температуры (TE 201/1 - TE 202/1 - TIR 203/2 - TE 206/1 - TE 207/1);

       - ПАЗ по температуре (TIRS 201/2);

       -измерение расхода (FЕ 6/1 - FT 6/2 - FIR 6/3 - FIS 6/4 - FE 7/1 - FT 7/2 - FIS 7/4 - FS 109/2 - 109/3);

       -контроль погасания факела в печи (ВЕ 301/1 - BS 301/2 - ВЕ 303/1 - BS 304/1);

               6.Отстойник О -2/1..4:

       -измерение уровня в емкости (LE 56/1 - LS 56/3 - 56/4);

              О -2/1..4:

       -регулирование уровня в емкости (LE 57/1 - LIAC 57/2);

       -защита уровня (LS 57/3 - 57/4);

              7.Электродегидратор ЭДГ 1..3:

       -измерение уровня в емкости (LE 8/1 - LIAC 58/2);

       -защита уровня (LS 58/3 - 58/4);

       -контроль давления (PI 118/1 - PT 112/1);

       -измерение давления (PIR 112/2);

              8.На насосных  агрегатах Н-5/1,2:

       -дистанционное управление насосным агрегатом (включение/ выключение) ручное и автоматическое (NS 252/1 - H 252/2);

       -автоматическое включение резервного насоса;

       -измерение давления на выкиде насоса (PT 113/1 - PIR 113/2);

       -электрическая защита электропривода насосного агрегата.

       -измерение расхода (FT 9/1 - FQI 9/2 - FQ 9/3)

              9.Аппарат воздушного охлаждения АВО:

       -управление двигателем (включение/выключение);

       -регулирование температуры газа на выходе через частотный привод двигателя АВО (ТСМУ 9418);

       -дистанционное измерение давления газа на входе/выходе (Метран-100);

             10.Колонна-десорбер:

       -измерение расхода девонского газа на входе колонны (FЕ);

       -измерение расхода сернистого газа на выходе (FЕ);

             11.Конденсатосборники Е-7/1..7:

       -дистанционное измерение уровня в конденсатосборнике (LE 62/1);

     12.Общестанционные параметры:

-сигнализация исчезновения напряжения;

-сигнализация  загазованности площадок технологических объектов 20% НВП;

-отключение насосных агрегатов при 50%  загазованности;

-сигнализация аварийная о пожаре в операторной;

-сигнализация несанкционированного доступа в шкаф управления;

        -сигнализация несанкционированного доступа в операторную.

5. Экспериментальная часть

5.1. Сущность экспериментального определения

статических и динамических характеристик

объектов регулирования

1. Статической характеристикой элемента, независимо от его конструкции и назначения, называется зависимость выходной величины от входной в равновесных состояниях. Статическую характеристику можно представить в виде таблиц или графически. Определит статическую характеристику можно аналитически (расчетным путем) и экспериментально.

Экспериментальное определение статических характеристик заключается в создании ряда последовательных равновесных состояний объекта при соответствующих выходных и входных величинах. В этом случае орган, управляющий притоком или расходом энергии или материи в объекте, вручную или дистанционно переводят из одного положения, соответствующего равновесному состоянию, в другое. При достижении нового равновесного состояния объекта записывают значения входных и выходных величин по показаниям измерительных приборов. По измеренным входным и выходным величинам можно составить таблицу и построить график статической характеристики и определить коэффициент усиления объекта.

2. Динамической характеристикой элемента называется зависимость изменения во времени выходной величины от входной в переходном режиме при том или ином законе изменения входной величины. Аналитически динамические характеристики выражаются обычно дифференциальными уравнениями, а графически в виде графиков (кривых), где по оси абсцисс отмечают время, а по оси ординат значения выходной величины. Очевидно, что графики динамических характеристик будут различными при разных законах изменения входной величины. Для определения динамических характеристик и сравнимости их друг с другом приняты типовые законы изменения входных величин, близкие к законам, возможным в реальных условиях работы систем. Часто таким законом является скачкообразное изменение входной величины, при котором выходная величина изменяется мгновенно на какую-либо конечную величину.

5.2. Расчетная часть 

Из общей схемы выделили следующую одноконтурную САР

5.3. Определение передаточной функции по кривой разгона

         Для оценки динамических свойств объектов регулирования можно воспользоваться временными характеристиками, снятыми с действующих объектов. Такие характеристики можно снимать в тех случаях, когда имеется возможность приложить возмущение и оставить его действовать в течение времени, достаточного для окончания переходного процесса, т.е. пока регулируемая величина не примет постоянного значения у устойчивых объектов или пока не установится постоянная скорость изменения выходной величины у нейтральных объектов.

Часть 1. Дана кривая разгона исследуемого объекта. Определим вид передаточной функции.

Найдем передаточную функцию сепаратора. Регулируемая величина P_вых (давление в кгс/см²) в результате приложенного к объекту возмущения DQ_вх (изменение расхода в м³/ч) при t®∞ стремится к конечному значению DP_вых(∞) отличному от нуля.

Рис. 5.1. График изменения расхода

Рис. 5.2. График изменения давления

Разбиваем ось времени на отрезки с интервалом Dt = 0.2 исходя из условия того, что на протяжении всего графика функция P_вых в пределах 2Dt мало отличается от прямой.

Заполним таблицу 5.1. Для этого находим значения P_вых в конце каждого интервала Dt.

,    где DP_вых (∞)= 0.5

Таблица 5.1