ФЭА / АИТ / Курсовой проект по дисциплине: «Автоматизация технологических процессов» на тему: «Автоматизация процесса отбензинивания нефти на секции 101».
(автор - student, добавлено - 24-01-2014, 19:02)
СКАЧАТЬ:
Курсовой проект по дисциплине: «Автоматизация технологических процессов» на тему: «Автоматизация процесса отбензинивания нефти на секции 101».
Содержание 1. Реферат- 5 2. Введение- 6 3.Технологическая часть-- 8 3.1.Секция 100- 8 3.2.Состав секции- 8 3.3.Количество технологических линий и их назначение- 9 3.4.Описание процессов, происходящих в секции 101- 9 3.5.Электрообессоливание нефти- 10 3.6.Процесс ректификации и ректификационные колонны-- 10 3.7.Описание технологического процесса- 11 4. Техническая часть-- 20 4.1. Состав системы управления- 20 4.1.1.СТАНЦИЯ ES-T- 21 4.1.2.СЕРВЕР ESV-T- 22 4.1.3.СТАНЦИЯ ES-F- 22 4.1.4.КОНСОЛЬ ОПЕРАТОРА ICON-- 23 4.1.5.ПЕРЕКЛЮЧАТЕЛЬ KVM-- 24 4.1.6.СТАНДАРТНЫЕ ПАКЕТЫ ОБНОВЛЕНИЙ-- 24 4.2.Архитектура TPS - системы НГДУ «Елховнефть»- 26 4.3.Комплекс технических средств- 35 4.4.Представление информации- 37 4.5.Пользовательские дисплеи- 38 4.6. Объём автоматизации технологических объектов- 41 5. Экспериментальная часть-- 43 5.1. Сущность экспериментального определения статических и динамических характеристик объектов регулирования 43 5.2. Выделение САР из общей схемы автоматизации- 46 5.3.Определение передаточной функции колонны по кривой разгона методом площадей- 48 6.Расчётная часть-- 56 6.1.Расчёт настроек регуляторов- 56 4.2.2.Моделирование каскадной САР на ЭВМ-- 58 7.Создание проекта «Колонна Т-101» в среде Genesis32 Worx- 63 8.Список литературы-- 84 9. Приложения-- 85 9.1.Принципиальная схема Елховского НПУ-- 85 9.2.Спецификация на колонны ректификации: 86 9.3.Условные обозначения в схеме КИП И А установки "Петрофак"- 88 9.4. Абревиатура оборудования- 90 9.5.Основные сокращения- 91 9.6.Обозначения назначения линий- 93 9.7.Обозначения для схем потоков- 94 9.8.Спецификация нефтеаппаратуры и оборудования- 97 9.8. Общая схема секции 101- 104 9.9.Мнемосхема верхнего уровня АСУТП-- 105 9.10.Мнемосхема Печи Н-101- 105 9.11.Мнемосхема Колонны Т-101- 105 9.12.Трендовое окно- 105
1. Реферат В курсовом проекте будет подробно изложено описание секции (полное описание объектов, входящих в состав секции, их основные характеристики, используемая продукция и получаемые продукты, принцип действия всей секции, будет указано, из каких секций поступает продукция в секцию 100 и куда дальше движется продукция). Основные понятия: Переключатель KVM (Keyboard-Video-Mouse) - концентратор сигналов монитора, мыши и клавиатуры от нескольких узлов системы построенных на платформе персонального компьютера. Зона навигации - обеспечивает предлагаемый режим навигации, наблюдение за аварийными сигнализациями и приоритет действий по корректированию. Универсальная станция – этот модуль обеспечивает визуализацию процесса или процессов, как локальный контрольный пункт. Глобальная пользовательская станция – этот модуль обеспечивает визуализацию процесса или процессов, как глобальный контрольный пункт. LCN – локальная сеть управления. Предназначена для обмена информацией по местной сети. UCN – универсальная сеть управления позволяет обслуживать диспетчеров типа: диспетчер процесса (РМ), APM- диспетчер, логический менеджер (LM). NIM – модуль интерфейса сети, обеспечивает интерфейс между местной локальной сетью управления (LCN) и универсальной сетью управления (UCN). AM – прикладной модуль, может принимать информацию от большого числа диспетчеров процесса, также как и от других модулей и отвечает за автоматическое управление всей системой. PLCG – Программируемые логические контроллеры доступа обеспечивает связь между местной сетью управления (LCN) и программными диспетчерами, которые используют протоколы подсистем Allen-Bradley или Modbus через RS-232. Курсовой проект содержит: расчётно-пояснительную записку, состоящую из введения, технологической, технической, расчётной, проектной и графической части; чертёжи схемы автоматизации Секции 101 и отдельно автоматизации печи; приложения: примеры видеокадров мнемосхем АРМ, условные обозначения схем автоматизации, основные используемые датчики, их характеристики со спецификацией.
2. Введение Развитие нефтяной и газовой промышленности в России привело к увеличению за последние 20 лет добычи нефти (включая газовый конденсат) более чем в 4 раза, а газа — в 10 раз, чему в значительной степени способствовало повышение уровня автоматизации производственных процессов в отрасли. Под автоматизацией производственных процессов нефтяных и газовых промыслов следует понимать применение приборов, приспособлений и машин, обеспечивающих бурение, добычу, промысловый сбор, подготовку и передачу нефти и газа с промысла потребителю без непосредственного участия человека, лишь под его контролем. Автоматизация производственных процессов является высшей формой развития техники добычи нефти и газа, предусматривающей применение передовой технологии, высокопроизводительного и надежного оборудования. Можно без преувеличения сказать, что улучшение технологии добычи нефти и газа, создание высокопроизводительного оборудования, повышение культуры производства, освоение новых нефтяных и газовых районов, рост добычи нефти и газа стали возможны благодаря развитию и внедрению автоматизации и совершенствованию управления с применением экономико-математических методов и электронно-вычислительной техники. Автоматизация технологических процессов в настоящее время является важнейшим условием ускорения технического прогресса, повышения культуры производства, роста производительности труда. С 1951 по 1958 г. различные конструкторские организации, институты и специалисты на нефтепромыслах разрабатывали средства автоматизации отдельных операций процесса добычи нефти и аппаратуру телемеханизации. Было разработано большое число приборов, автоматов и телемеханической аппаратуры одного и того же назначения, но разных конструкций, что затрудняло организацию их массового производства, приводило к удорожанию процесса добычи нефти и низкой надежности. С 1958 г. начались работы по комплексной автоматизации нефтяных промыслов, предусматривающей автоматизацию всех технологических объектов нефтедобывающего предприятия. Однако отсутствие типовых технологических схем промыслового сбора нефти и попутного газа сдерживало развитие автоматизации. В 1968 г. были утверждены основные положения по обустройству и автоматизации нефтедобывающих предприятий, определены сроки разработки и изготовления новых средств автоматики и автоматизированного блочного технологического оборудования, утвержден план комплексной автоматизации новых и уже действующих нефтедобывающих предприятий. При этом в качестве базовой была принята однотрубная технология сбора нефти и газа. Тем же путем шло развитие автоматизации и газовых промыслов. Системный подход при решении вопросов автоматизации технологических процессов, создание и внедрение автоматизированных систем управления позволили осуществить переход к комплексной автоматизации всех основных и вспомогательных технологических процессов бурения добычи и транспортировки нефти и газа. Автоматизированное блочное оборудование, успешно примененное впервые на нефтяных и газовых промыслах Татарии и Башкирии, обеспечило быстрый рост добычи и резкое снижение трудовых затрат. Этот метод обустройства нефтяных промыслов, примененный в сложных географических и суровых климатических условиях Западной Сибири, обеспечил быстрый ввод в эксплуатацию и освоение уникальных месторождений нефти и газа восточных районов страны. Современные нефте- и газодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятков и сотен квадратных километров. Технологические объекты (скважины, групповые измерительные установки, сепарационные установки, сборные пункты, установки комплексной подготовки нефти и газа, резервуарные парки) связаны между собой через продуктивный пласт и поток продукции, циркулирующей по технологическим коммуникациям. Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду, поэтому для нормального функционирования нефтегазодобывающего предприятия необходимо обеспечить надежную работу автоматизированного оборудования, дистанционный контроль за работой технологических объектов и их состоянием. Наиболее высокая эффективность работы газо- и нефтедобывающих объектов может быть достигнута при автоматическом управлении технологическими процессами в оптимальном режиме. Под оптимальным автоматическим управлением технологическим объектом понимают функционирование объекта с автоматическим выбором такого технологического режима, при котором обеспечивается наибольшая производительность с наилучшим использованием энергетических и сырьевых ресурсов. Технологические процессы бурения, добычи и транспортировки нефти и газа характеризуются значительным числом параметров, определяющих ход этих процессов, наличием внутренних связей между параметрами, их взаимным многообразным и сложным влиянием друг на друга и на течение всего процесса. Для того чтобы решить задачу создания системы оптимального автоматического управления технологическим процессом, необходимо его изучить, определить степень влияния характеризующих его параметров на выходные качественные и количественные показатели процесса.
3.Технологическая часть 3.1.Секция 100
Секция 100 – АВТ - (атмосферно-вакуумная трубчатка) в комплексе с блоком отбензинивания нефти. АВТ - предназначена для атмосферной перегонки сырой нефти с содержанием серы до 1,95 %; блок отбензинивания нефти обеспечивает получение легкого прямогонного бензина (фр. НК –85оС) и сухого газа с параметрами, позволяющими провести его очистку и использовать в качестве технологического топлива. В то же время низкая температура сырья колонны стабилизации позволяет использовать опыт нефтеперерабатывающих заводов по борьбе с коррозией оборудования и трубопроводов блока АВТ при переработке сернистых нефтей. В результате технологического процесса на секции 100 получаются следующие продукты, являющиеся сырьем вторичных процессов комбинированной установки “Петрофак”: - углеводородный газ – топливо печей установки после очистки от H2S на секции 500; - компонент бензина (фр. НК-85оС) - сырье секции 300 (гидроочистка бензина); а также по мере необходимости, смешивается с товарным бензином секции 200; - отбензининная нефть – сырье блока АВТ (секция 100); - бензин прямогонный – сырье секции 300 (гидроочистка бензина); - дизельное топливо прямогонное - сырье секции 400 (гидроочистка дизельного топлива); - гудрон (вакуумный остаток куба колонны Т-104) – сырье секции 700 (окисление битума); - готовый продукт - мазут марки М40 или М100.
3.2.Состав секции
В состав секции 100 входят следующие блоки: - теплообменников и электрообессоливания; - печей; - блок отбензинивания нефти; - атмосферной перегонки нефти; - вакуумной перегонки мазута.
3.3.Количество технологических линий и их назначение
1. Электрообессоливание нефти осуществляется по одноступенчатой схеме. Предназначено для удаления солей и пластовой воды из нефти. 2. Разогрев нефти и мазута производится в печах вертикального типа с использованием только газообразного топлива. 3. Отбензинивание сырой нефти осуществляется в результате процесса ректификации. Предназначено для увеличения производства моторных топлив, защиты основного оборудования секций 100 и 300 от коррозии и утилизации углеводородных газов секции 100. 4. Атмосферная перегонка отбензинивания сырой нефти осуществляется с помощью ректификации в колонне T-101. Предназначена для выделения нефтяных фракций. 5. Вакуумная перегонка мазута осуществляется в насадочной колонне под вакуумом 18 мм. рт. ст.для выделения нефтяных фракций. 6. Предусмотрен узел подачи реагентов: - раствор деэмульгатора для проведения процесса электрообессоливания; - раствор щелочи, содо-щелочной раствор, нейтрализующего амина и ингибитора коррозии с целью антикоррозионной защиты оборудования.
3.4.Описание процессов, происходящих в секции 101
Нефть представляет собой сложную жидкую смесь близко кипящих углеводородов и высокомолекулярных углеводородных соединений. В ней растворены газообразные (до 4 %) и твердые углеводороды. Углеводороды с числом атомов углерода от 1 до 4, т.е. метан, этан, пропан, бутан и изобутан, - газообразные углеводороды. Углеводороды С5 - С15 при нормальных условиях находятся в жидком состоянии. Углеводороды С16 - С34 и выше являются твердыми углеводородами, они образуют парафины и церезины. Их содержание в нефти составляет до 5 %, иногда до 12 %. В нефти содержатся также в небольших концентрациях неуглеводородные соединения, органические кислоты и некоторые другие вещества. По химическому составу углеводороды нефти относятся к следующим классам соединений: парафиновые, нафтеновые и ароматические. Ненасыщенных углеводородных соединений в нефти мало, но они в большом количестве образуются при термической обработке нефти. Парафиновые углеводороды нефти представлены соединениями, как с неразветвлённой цепью (нормального строения), так и с разветвленной цепью (изостроения), например, н-бутан и изобутан. Парафиновых углеводородов нормального строения в нефти значительно больше, чем углеводородов изостроения. Однако целью ряда процессов переработки нефти является получение именно изомеров, поскольку их наличие значительно улучшает эксплуатационные характеристики топлива. Так, с увеличением содержания углеводородов изостроения в автомобильных бензинах повышается их октановое число. Из нафтеновых углеводородов в качестве примера можно назвать циклопентан С5Н10 и циклогексан С6Н12. Наличие нафтеновых углеводородов в реактивных и дизельных топливах положительно сказывается на их эксплуатационных свойствах. Нафтеновые углеводороды обладают большей термической стойкостью, чем парафиновые; они менее склонны к нагарообразованию в двигателях, чем ароматические углеводороды. Ароматические углеводороды, содержание которых в нефти незначительно, образуются из нафтеновых углеводородов в процессе каталитического риформинга. Ароматические углеводороды, входящие в состав бензинов, также повышают их октановое число. Кислород, сера, азот и хлор входят в состав нефти в виде отдельных соединений. Присутствие в нефти и топливах соединений серы нежелательно, так как они приводят к коррозии аппаратов, трубопроводов и двигателей, а также являются ядом для катализаторов ряда процессов нефтепереработки.
3.5.Электрообессоливание нефти
В нефти, поступающей на установку, содержание воды должно быть не более 0,5%, солей - не более 5 мг/л. Содержащаяся в нефти вода с растворенными в ней солями, преимущественно хлоридами, является не только ненужной примесью, но вызывает сильную коррозию оборудования и ухудшает качество топлив. Растворенные в воде и находящиеся в нефти соли ведут себя по разному. Хлористый натрий почти не гидролизуется. Хлориды кальция и магния гидролизуются с образованием хлористого водорода даже при низкой температуре. Для удаления солей вся нефть подвергается обессоливанию. С этой целью нефть интенсивно смешивается с пресной водой, а образовавшаяся эмульсия воды в нефти разрушается и расслаивается в электрическом поле электродегидратора. Наиболее быстрое и полное разрушение нефтяных эмульсий достигается при подогреве нефти с применением эффективных реагентов - деэмульгаторов в нейтральной и слабощелочной среде, регулируемой подачей щелочи.
3.6.Процесс ректификации и ректификационные колонны
На производстве разделение нефти на фракции осуществляется в атмосферной и вакуумной ректификационных колоннах. Разделение нефти на фракции путем перегонки (дистилляции) основано на различии температур кипения ее компонентов. При нагревании компоненты с более низкой температурой кипения переходят в пары, а компоненты с высокой температурой кипения остаются в жидкости. Пары после конденсации образуют дистиллят, неиспарившаяся жидкость - остаток. Такой процесс называется простой перегонкой. Для более четкого разделения сложной смеси, каковой является нефть, применяют перегонку с ректификацией. Процесс ректификации проводится в ректификационных колоннах при взаимодействии на тарелках двух встречных потоков: газового - снизу вверх и жидкостного - сверху вниз. В средней части колонны (зона эвапорации) вводится сырье. Выше ввода сырья находится концентрационная зона колонны, а ниже - отгонная зона. С верха концентрационной части колонны получают продукт необходимой чистоты - ректификат, а с низа отгонной части - остаток. Для работы ректификационной колонны необходимо, чтобы с тарелки на тарелку непрерывно стекала орошающая жидкость - флегма. Она образуется за счет возвращения в колонну части готового продукта, называемого орошением. Изменением подачи флегмы регулируется температура верха колонны, тем самым определяется качество получаемого дистиллята. При перегонке нефти в результате термического разложения сернистых соединений образуется сероводород, который в сочетании с хлористым водородом является причиной сильной коррозии аппаратуры. В присутствии воды и при повышенных температурах сероводород реагирует с металлом аппаратов, образуя сернистое железо. Для подавления хлористо-водородной коррозии аппаратуры АВТ и отбензинивания нефти предусматривается подача 1%-го щелочного раствора на всас насоса Р-101А,В и 1-2% содо-щелочной раствор насосом Р-117А,В в следующие из точек: в поток нефти после теплообменника Е-106А и на узел смешения перед подачей нефти в колонну Т-100/1. Нейтрализующий амин и ингибитор коррозии в шлёмовые линии и линии орошения колонн Т-100/1, Т-101, Т-104. Сульфиды, хлориды выводятся с дренажной водой из рефлюксных емкостей V-100/1, V-102, V-103, колонн Т-100/1, Т-101, Т-104.
3.7.Описание технологического процесса
Нефть поступает из ЦКППН в емкость Е-1 товарного цеха ЕНПУ. Имеется возможность поступления нефти из ЦКППН минуя емкости Е-1 на всас насоса Н-1/1,2. Из емкости Е-1 насосом Н-1/1,2 сырая нефть подается через узел учета нефти на всас насоса Р-101А,В с температурой 25-35 оС. Насосом Р-101А,В сырая нефть через теплообменники Е-101А,В,Е-102А,В и Е-103В подается в обессоливатель V-101. Для нейтрализации среды в электродегидраторе V-101 насосом Р-126 на всас насоса Р-101А,В подается 1%-й щелочной раствор, приготовленный в емкости V-125 после перемешивания насосом Р-125. Расход сырой нефти регулируется клапаном поз.FIС-1401, который установлен на трубопроводе перед теплообменником Е-101А,В. В межтрубном пространстве теплообменников Е-101А,В сырая нефть подогревается до 59 0С за счет тепла легкого вакуумного газойля, подаваемого в трубную часть теплообменников насосом Р-115А, В с температурой 145-150 оС. В межтрубном пространстве теплообменников Е-102А,В сырая нефть подогревается до 98 0Сза счёт тепла дизельного топлива, подаваемого в трубную часть теплообменника насосом Р-105А,В с температурой 215-220 оС. В трубном пространстве теплообменника Е-103В сырая нефть подогревается до 1230С за счет тепла дизельного топлива, подаваемого в межтрубную часть теплообменника насосом Р-104А,В с температурой 225-230 оС. Перед подачей в обессоливатель V-101 сырая нефть разбавляется промывочной водой во избежание уменьшения количества солей в сырой нефти. Промывочная вода из емкости ТК-101 насосом Р-107А,В с температурой 25-30 оС подается в две точки: - в количестве 2% объемных от расхода сырой нефти, в линию всаса или нагнетания насоса Р-101А,В; - в количестве 4% объемных от расхода сырой нефти в линию сырой нефти перед обессоливателем V-101. Расход воды в линию всаса или нагнетания насоса Р-101А,В контролируется расходчиком поз.FI-101. Расход воды в линию сырой нефти перед V-101 контролируется расходчиком поз.FT-1403. Во избежание вспенивания продукта и для ускорения процесса обезвоживания в обессоливателе в линию от насоса Н-1/1 до Р-100/1А,В подается деэмульгатор дозировочным насосом Р-124В. Вода и нефть тщательно перемешиваются перед поступлением в обессоливатель V-101 за счет создания перепада давления на смесительном вентиле. Перепад давления контролируется по месту манометром поз.РI-106 и должен находиться в пределах 0,3 - 1,0 кгс/см2. Обессоливатель V-101 представляет собой емкость с двумя горизонтальными рядами, металлических стержней (электродов), расстояние между которыми 19 см. При этом верхний ряд электродов заземлен на корпус сосуда, а нижний ряд поддерживается электрическими изоляторами и находится под напряжением 4,5-5,5 кВ. Нефть с температурой 120-125 оС поступает в обессоливатель V-101 через распределительный коллектор, расположенный в нижней части аппарата. В обессоливателе происходит раздел фаз нефть - вода. Увлекаемые нефтью частицы воды под действием электрического поля коагулируют и под действием силы тяжести оседают в нижней части аппарата. Вода с температурой 115-120 оС выводится из обессоливателя V-101 и поступает в межтрубное пространство теплообменника Е-107, где охлаждается за счет воды, поступающей от насоса Р-107А,В до температуры 80-85 оС и через регулятор уровня раздела фаз вода-нефть поз.LIC-1102 отводится в КОС (Кичуйские очистные сооружения) ЦКППН. Обессоливатель V-101 должен эксплуатироваться при полном заполнении нефтью. При снижении уровня нефти менее 97% происходит отключение напряжения на электродегидраторе во избежание образования газовой фазы («шапки») и взрыва из-за оголения электродов, находящихся под высоким эл. напряжением. Обессоленная нефть с температурой 105-115 оС выводится через верхний штуцер обессоливателя V-101 и поступает последовательно в: - трубное пространство теплообменников Е-103А, где подогревается за счет тепла циркулирующего дизельного топлива до температуры 140-150 оС; - Е-104А,В, где подогревается до температуры 170-175 оС за счет тепла циркулирующего атмосферного и тяжелого вакуумного газойля; - Е-105А,В,С, где подогревается до температуры 215-220 оС за счет тепла циркулирующего тяжелого вакуумного газойля; - Е-106А,В, где подогревается до температуры 235-240 оС за счет тепла кубового продукта колонны Т-104. Подогретая до 2390С обессоленная нефть после теплообменников Е-106А,В под давлением ~8,0 кгс/см2 поступает на 8-ю тарелку стабилизационной колонны Т-100/1. Для увеличения срока службы и защиты от коррозии оборудования установки применяется ввод щелочных реагентов в сырье. Содо-щелочной раствор готовится в емкости V-120 после перемешивания насосом Р-120 и подается дозировочным насосом Р-117А,В в одну из двух точек: в поток нефти после теплообменника Е-106А или на узел смешения перед подачей нефти в колонну Т-100/1. Паровая фаза колонны Т-100/1 с температурой 65-75оС и давлением 6,0-6,5 кгс/см2поступает в конденсатор–холодильник воздушного охлажденияАС-100/1, где температура регулируется клапанами поз.TIC-1243, TIC-1243А, а затем поступает на охлаждение в водяной холодильник Е-100/1, откуда с температурой 50-60оС и давлением 6,0-6,5 кгс/см2 поступает в разделитель жидкости V-100/1. Температура паров верха колонны Т-100/1 контролируется по прибору поз.TI-1239. Для защиты от коррозии оборудования конденсатно-холодильного узла, верхней части корпуса и тарелок колонны Т-100/1 одновременно с процессом защелачивания нефти подается ингибитор коррозии в количестве 3-6 г/тн бензина дозировочным насосом Р-124А вводится в шлемовую трубу колонныТ-100/1. Несконденсировавшиеся углеводородные газы из сепаратора V-100/1 направляются на секцию аминовой очистки газов (секция 500) или на факел. Давление верха колонны Т-100/1 поддерживается клапаном поз.PIC-1315, который установлен на линии отвода газов из сепаратора V-100/1. СепараторV-100/1 снабжен отстойной зоной. Уровень раздела фаз регулируется клапаном поз.LIC-1123, установленным на линии слива воды в канализацию далее в КОС ЦКППН. Жидкая фаза углеводородов с сепаратора V-100/1 насосом Р-100/2А,В направляется на 22-ю тарелку колонны Т-100/1 в качестве орошения. Расход фракции НК-35оС на орошение колонны Т-100/1 контролируется прибором поз.FI-1427. Уровень в сепараторе V-100/1 поддерживается клапаномпоз.LIC-1122, установленным на линии орошения колонны Т-100/1. С 15-ой тарелки колонны Т-100/1 при температуре 109оС и давлении 6,0-6,5 кгс/см2 выводится боковой погон в отпарную колонну Т-100/2. Обогрев низа колонны Т-100/2 до 119оС осуществляется в подогревателе V-100/2 отбензиненной нефтью (Т=271оС), поступающей от насоса Р-100/3А,В. Температура в подогревателе V-100/2 регулируется клапаном TIC-1236, установленным на линии отбензиненной нефти после насоса Р-100/3А,В в подогреватель V-100/2. Паровая фаза из отпарной (стриппинг) колонны Т-100/2 возвращаются на 16-ю тарелку колонны Т-100/1. С низа подогревателя V-100/2 выводится компонент бензина (фр.НК-85оС), который охладившись в аппарате воздушного охлаждения АС-100/2 от 119оС до 45оС поступает в аппарат V-100/3 и сверху емкостиV-100/3 направляется на смешение с товарным бензином, поступающим из секции 200 в товарный парк. При необходимости часть компонента бензина может подаваться в линию прямогонного бензина, поступающего на гидроочистку (секция 300). Уровень фр. НК-85оС в подогревателе V-100/2 регулируется клапаном поз. LIC-1121, установленным на линии выхода бензиновой фракции из V-100/2 в АВО АС-100/2. Температура 271оС в кубе колонны Т-100/1 поддерживается за счет горячей струи нефти, циркулирующей по схеме: низ колонны Т-100/1 ® насос Р-100/1А,В ® печь Н-100/1® ® низ колонны Т-100/1 Циркулирующий поток нефти в печи Н-100/1 нагревается до 265оС. Температура низа колонны Т-100/1 регулируется клапаном поз.TIC-1235, установленным на линии отбензиненной нефти от Р-100/1А,В в печь Н-100/1. Температура отбензиненной нефти на выходе из печи Н-100/1 регулируется регулятором температуры поз.TIC-1237, воздействующим на клапан-регулятор давления поз.PV-1316, который установлен на линии подачи топливного газа на горелку печи. Кубовый остаток – отбензиненная нефть из колонны Т-100/1 с температурой 271оС насосом Р-100/3А,В подается по существующей схеме в печь Н-101 на атмосферно-вакуумную разгонку для получения нефтепродуктов (бензина, диз. топлива, гудрона, котельного топлива) по технологии фирмы «ПЕТРОФАК». Уровень в кубе колонны Т-100/1 поддерживается клапаном поз.LIC-1120, установленным на линии стабильной нефти после насоса Р-100/3А,В в печь Н-101. В печи Н-101 отбензиненная нефть подогревается до температуры335-355оС. Температура нефти на выходе из печи Н-101 регулируется расходом топливного газа на клапане поз.ТIС-1206, который установлен на линии подачи топливного газа к основным горелкам печи. После печи Н-101 нефть с температурой 335-355оС подается на 4-ую тарелку ректификационной колонны Т-101. Для более полной отпарки легких углеводородов из нефти под 1-ую тарелку колонны подается пар давлением 4,2 кгс/см2 перегретый до 345-360 0С в печи Н-101. Пары прямогонного бензина с температурой 130-145оС с верха колонны Т-101 поступают в аппарат воздушного охлаждения АС-109, а затем, на охлаждение в водяной теплообменник Т-120, где конденсируются и стекают в газосепаратор V-102. Температура паров верха колонны Т-101 регулируется клапаном поз.ТIС-1212, установленным на линии подачи бензина в колонну насосомР-106А,В. Несконденсировавшиеся в АВО АС-109 газы с температурой 25-40оС из емкости V-102 отводятся: - в линию топливного газа печей Н-101, Н-301 через отсекательпоз.NV-1504; - через трехходовой клапан поз.NV-1506 или на факел. Давление верха колонны Т-101 в пределах 0,25-0,35 кгс/см2 поддерживается клапаном поз.РIС-1303, который установлен на линии отвода газов из емкости V-102 на факел. Газосепаратор V-102 снабжен отстойной зоной. Уровень раздела фаз регулируется клапаном поз.LIС-1108, установленным на линии слива воды в канализацию. Из емкости V-102 бензин с температурой 25-40оС насосом Р-106А,В подается на орошение на 23-ю тарелку колонны Т-101. Расход бензина на орошение контролируется прибором поз.FI-1406. Избыток бензина по уровню в емкости V-102 насосом Р-106А,B откачивается в емкость V-301 секции гидроочистки бензина. Уровень в емкости V-102 поддерживается клапаном поз.LIС-1109, установленным на линии откачки бензина в емкость V-301. В шлемовую линию колонны Т-101 дозировочным насосом Р-123А подается ингибитор коррозии и нейтрализующий амин 5-6 г/т. Количество подаваемого реагента регулируется по рН дренажной воды емкости V-102. С 13-ой тарелки колонны Т-101 отбирается фракция дизельного топлива с температурой 210-235оС: - Часть дизельного топлива насосом Р-104А,В циркулируется через теплообменники Е-103А,В, где охлаждается до температуры 140-155оС за счет подогрева обессоленной и сырой нефти и возвращается на 16-ую тарелку колонны Т-101; - Другая часть дизельного топлива поступает в верхнюю часть отпарной колонны Т-102. Под 1-ую тарелку отпарной колонны Т-102 подается пар давлением4,2 кгс/см2,перегретый до 345-360 0С в печи Н-101. Под действием острого пара, стекающий по тарелкам поток дизельного топлива отпаривается от легких углеводородов, которые вместе с паром с верха колонны Т-102 поступают на14-ую тарелку колонны Т-101. Из куба отпарной колонны Т-102 насосом Р-105А,В дизельное топливо с температурой 190-215оС прокачивается через трубное пространство теплообменника Е-102А,В, где охлаждается до температуры 65-80оС за счет подогрева сырой нефти, затем, через АВО АС-108А часть подается на всас насоса Р-401А,В секции гидроочистки дизельного топлива, а часть подается на смешение с дизельным топливом после секции гидроочистки дизельного топлива. Расход дизельного топлива на всас насоса Р-401А,В поддерживается клапаном поз.FIС-4401, установленным на линии нагнетания насоса Р-401А,В. Расход дизельного топлива на смешение с диз. топливом после гидроочистки поддерживается клапаном поз.FIC-1402, установленным на линии прямогонного диз. топлива. Уровень в кубе отпарной колонны Т-102 поддерживается клапаном поз.LIС-1107, установленным на линии подачи дизельного топлива с 13-ой тарелки ректификационной колонны Т-101 в отпарную колонну Т-102. Часть дизельного топлива после АВО АС-108А подается в емкость V-705 секции окисления битума и контролируется заполнение V-705 по визуальному уровнемеру. На глухой тарелке Т-101 расположенной между 7 и 8 тарелками, собирается атмосферный газойль с температурой 300-315оС. Для удаления из атмосферного газойля легких углеводородов под уровень жидкости на глухой тарелке подается пар давлением 4,2 кгс/см2перегретый до 345-360 0С в печи Н-101. С глухой тарелки колонны Т-101 атмосферный газойль откачивается насосом Р-103А,В: - Часть атмосферного газойля подается под глухую тарелку колонны Т-101. Расход атмосферного газойля под глухую тарелку регулируется клапаном поз.FIС-1405, установленным на линии подачи газойля под глухую тарелку колонны. - Другая часть атмосферного газойля с глухой тарелки поступает в линию тяжелого вакуумного газойля через теплообменник Е-104А,В с температурой 160-165оС. Уровень на глухой тарелке колонны Т-101 поддерживается клапаном поз.LIС-1105, установленным на линии откачки атмосферного газойля насосом Р-103А,В в линию тяжелого вакуумного газойля. Кубовый продукт ректификационной колонны Т-101 с температурой 340-345оС насосом Р-102А,В подается в печь Н-102. Уровень в кубе колонны Т-101 поддерживается клапаном поз.LIС-1106 с контролем расхода поз.FIC-1408, установленным на линии откачки кубового продукта в печь Н-102. Температура кубового продукта колонны Т-101 на выходе из печи Н-102 регулируется клапаном поз.ТIС-1215 с коррекцией по давлению топливного газа, установленным на линии подачи топливного газа к основным горелкам печи Н-102. Нагретый до температуры 3650С в печи Н-102 кубовый продукт колонны Т-101 поступает в нижнюю часть насадочной колонны Т-104. Насадочная колонна Т-104 работает под вакуумом 18 мм.рт.ст., достигающимся за счет работы паровых эжекторов и водокольцевых (вакуумных) насосов Р-111А,В. Пары углеводородов с верха колонны Т-104 отсасываются паровыми эжекторами. Смесь углеводородов и пара с температурой 95-105оС после эжектора поступает в межтрубное пространство конденсатора Е-110, где пар и часть углеводородов конденсируется и жидкая фаза сливается с конденсатора в барометрический отстойник V-103. Несконденсировавшиеся пары с конденсатора Е-110 отсасываются водокольцевым насосом Р-111А,В в барометрический отстойник V-103, разделенный переливной перегородкой на две зоны: отстойную и углеводородную. В отстойной зоне барометрического отстойника, происходит раздел фаз вода-углеводороды. Водный слой из отстойной зоны емкости V-103 насосом Р-116А,В прокачивается через теплообменник Е-111, где охлаждается водой до температуры 35-40оС и подается на всас водокольцевых насосов Р-111А,В. Избыток смеси воды и углеводородов из отстойной зоны емкости V-103 через переливную перегородку поступает в его углеводородную зону, откуда самотеком через гидрозатвор дренируется в канализацию. Для защиты от коррозии оборудования и трубопроводов насосом Р-122В в линию орошения колонны Т-104 или в шлемовый трубопровод подается нейтрализатор, расход которого регулируется в зависимости от рН-среды в емкости V-103. Несконденсировавшиеся газы из емкости V-103 отводятся через ходовой клапан поз.NV-1512. С верхней глухой тарелки вакуумной колонны отводится легкий вакуумный газойль с температурой 145-150оС, который насосами Р-115А,В прокачивается через трубное пространство теплообменников Е-101А,В, где охлаждается сырой нефтью до температуры 65-70оС, поступающей на секцию 100. После теплообменников Е-101А,В часть легкого вакуумного газойля возвращается в колонну в виде циркуляционного орошения, а избыток подается в линию тяжелого вакуумного газойля после АС-108А. Имеется возможность подачи легкого вакуумного газойля в сырую нефть на вход насоса Р-101А/В Температура шлёма колонны Т-104 в пределах 95-110 оС регулируется расходом легкого вакуумного газойля, подаваемого на орошение вакуумной колонны Т-104 по показаниям клапана поз.ТIС-1221 Уровень на верхней глухой тарелке вакуумной колонны Т-104 регулируется клапаном поз.LIC-1111, установленным на линии откачки легкого вакуумного газойля на всас Р-101А,В или в линию некондицию ЦКППН. С нижней глухой тарелки вакуумной колонны Т-104 отводится тяжелый вакуумный газойль с температурой 275-290оС, который поступает на всас насосов Р-109А,В. С нагнетания насоса Р-109А,В часть тяжелого вакуумного газойля возвращается под нижнюю глухую тарелку вакуумной колонны Т-104. Расход тяжелого вакуумного газойля регулируется клапаном поз.FIС-1412, установленным на линии подачи газойля под нижнюю глухую тарелку колонны Т-104. Другая часть тяжелого вакуумного газойля прокачивается насосомР-109А,В через межтрубное пространство теплообменников Е-105А,В,С, где охлаждается до температуры 200-205оС, подогревая обессоленную нефть. После теплообменников Е-105А,В,С тяжелый вакуумный газойль подается в трубное пространство парогенераторов Е-112, Е-113. Парогенераторы вырабатывают пар давлением 4,2 кгс/см2, который отводится в заводской коллектор пара. Уровень котловой воды в парогенераторахЕ-112, Е-113 регулируется соответственно клапанами уровня поз.LIС-1103, поз.LIС-1104, установленными на линиях подачи котловой воды в парогенераторы. После парогенераторов Е-112, Е-113 тяжелый вакуумный газойль с температурой 170-175оС, подается на орошение вакуумной колонны Т-104 под верхнюю глухую тарелку. Расход газойля регулируется клапаном поз.FIС-1411, установленным на линии подачи тяжелого вакуумного газойля под верхнюю глухую тарелку колонны Т-104. Избыток тяжелого вакуумного газойля с нагнетания насосов Р-109А,В после смешивания с избытком атмосферного газойля с нагнетания насоса Р-103А,В подается в межтрубное пространство теплообменников Е-104А,В, где охлаждается обессоленной нефтью до температуры 160-165оС. Смесь тяжелого вакуумного газойля с атмосферным газойлем после теплообменников Е-104А,В охлаждается в АВО АС-108В до температуры 65-70оС и отводится в линию некондиции ЦКППН или Товарный цех. Уровень на нижней глухой тарелке колонны Т-104 регулируется клапаном поз.LIC-1112, установленным на линии отвода тяжелого вакуумного газойля в теплообменник Е-104А,В. Кубовый продукт вакуумной колонны Т-104 насосом Р-108А,В с температурой 335-340оС прокачивается через теплообменники Е-106А,В, где охлаждается до температуры 240-245оС обессоленной нефтью, и подается на секцию окисления битума в парогенератор Е-703, а часть возвращается в колоннуТ-104, расход которого регулируется клапаном поз. FIC-1413. Уровень в кубе колонны Т-104 поддерживается клапаном поз.LIС-1113, установленным на линии отвода избытка гудрона в коллектор некондиции ЦКППН. Для максимального снижения уровня взрывоопасности секция 100 разделена на 4 технологических блока.
4. Техническая часть 4.1. Состав системы управления СИСТЕМА TDC3000 -> Experion for TPS АРХИТЕКТУРА СИСТЕМЫ TDC3000 -> Experion for TPS.
В настоящее время самой современной и динамично развивающейся системой управления компании Honeywell является Experion PKS™. В зависимости от конечной области применения, система поставляется в двух основных вариантах: Experion for TPS или Experion Process. Вариант Experion for TPS предназначен для непосредственного подключения и использования с сетью LCN. Используя проверенную временем, надежную и отказоустойчивую архитектуру системы TPS (TDC) с одной стороны, она, в тоже время, предлагает дополнительные возможности и средства по обработке информации процесса, ее отображении и интеграции в масштабах целого предприятия. Интерфейс оператора может быть разработан на основе современных технологий и, учитывания тенденции открытых систем и протоколов, интегрирован в Интернет среду (Web). Общая архитектура системы Experion for TPS показана на рисунке.
Рис.1. Общая архитектура системы Experion for TPS.
Основными элементами системы, как и прежде, являются узлы находящиеся на сетях LCN и UCN, непосредственно связанные с технологическим процессом, осуществляющие управление и реализующие функции доступа к его данным (контроллеры хРМ, LM, А-В и т.п., сетевые шлюзы NIM, HG). При таком построении системы, станциями оператора (наряду с другими станциями на сети LCN - станции US, GUS) является ES-T. Сервер ESV-T - платформа для интеграции и обработки данных. Необходимо отметить, что каждая станция ES-T имеет прямое подключение к сети LCN, поэтому управление процессом со станции ES-T не зависит от работоспособности сервера ESV-T. В дополнение информация о процессе может быть выведена на станции ES-F, которые, используя тот же интерфейс оператора, могут быть подключены в любой точке заводской сети, например в административном зданиии. 4.1.1.СТАНЦИЯ ES-T
Станция ES-T, является интерфейсом оператора и представляет собой эволюционное развитие станции GUS системы TPS. Для обеспечения надежности, так же как и станция GUS, ES-T имеет плату LCNP4 для непосредственного подключения к сети LCN. Интерфейс оператора реализуется посредством Native Window (интерфейс оператора системы TDC3000), а также с помощью дисплеев HMIWeb. Дисплеи HMIWeb - технология создания операторских дисплеев в формате HTML, позволяющая использовать стандартные средства операционной системы (Internet Explorer). При выходе из строя ESV-T, оператор может продолжать управлять процессом как с помощью Native Window, так и с помощью HMIWeb. Помимо этого вся информация, интегрированная с помощью сервера ESV-T, может быть предоставлена оператору в том же виде. Программное обеспечение поставляемое в настоящее время с каждой станцией ES-T-R1 включает в себя:
В следующей версии программного обеспечения ES-T-R2, выход которой намечен на 2005 г. дополнительно будут поставляться:
Текущей платформой станции ES-T - является персональный компьютер DELL WS360, основанный на процессоре Intel Pentium IV 3,0 ГГц и оперативной памяти - 1 Гб, DDR ECC SDRAM. Жесткий диск - 80 Гб IDE, a также накопитель на оптических дисках CD/DVD, с возможностью как чтения, так и записи любого носителя.
4.1.2.СЕРВЕР ESV-T
Сервер ESV-T - системный файл-сервер, является обязательным узлом системы Experion for TPS. Он обеспечивает полную функциональность системы и дополнительные возможности станциям ES-T, а также выполняет задачи по сбору истории процесса, ведению журнала событий и действий оператора. Вместе с тем сервер ESV-T не заменяет исторический модуль (НМ) системы TPS (TDC), который по прежнему необходим для конфигурирования и функционирования нижнего уровня - сети LCN. При внедрении ESV-T не требуется повторной конфигурации базы данных системы TPS. Дополнительно ко всему сервер ESV-T выполняет функции системной интеграции данных от систем "третьих" поставщиков в систему Experion for TPS, позволяет связывать между собой несколько систем Experion PKS™, организует доступ к данным процесса приложениям усовершенствованного управления, а также предоставляет интерфейс для узла архивирования данных PHD в случае необходимости. Программное обеспечение поставляемое в настоящее время с сервером ESV-T включает в себя:
Текущей платформой сервера ESV-T - является сервер DELL Power Edge 1600, с двумя процессорами Intel Хеон 2,8 ГГц и оперативной памятью - 1 Гб, DDR ECC SDRAM. Жесткий диск - 36 Гб SCSI, накопитель на оптических дисках CD/DVD, с возможностью чтения обоих носителей и записи CD, а также накопитель на магнитной ленте формата DDS4 (20/40 Гб).
4.1.3.СТАНЦИЯ ES-F
Станция ES-F представляет собой операторскую станцию основанную на архитектуре клиент-сервер. Благодаря этому такая операторская станция может быть внедрена везде, где можно установить связь с сервером ESV-T, в том числе посредством коммутируемого доступа или интернет. Сервер ESV-T обеспечивает работоспособность клиентской станции ES-F, обеспечивая аутентификацию пользователей, безопасность работы и защиту от внешних несанкционированных воздействий. Максимальное количество возможных клиентских подключений к серверу ESV-T определяется лицензией. Сама станция ES-F конфигурируется на сервере и может быть определена как станция постоянного доступа или станция, которая подключается к процессу "время от времени", что позволяет увеличить максимальное количество сконфигурированных для работы станций, поскольку лицензией определяется количество одновременно подключенных станций ES-F. Основными применениями таких станций могут быть системы с резервированными серверами ESV-T, установки с операторскими станциями расположенными в местах доступности только посредством сети верхнего уровня (LAN) и в случае, если функциональность станции GUS не требуется. Также ES-F является хорошим выбором для предоставления информации административному персоналу. Программное обеспечение поставляемое в настоящее время для ES-F включает в себя:
Платформа для станции ES-F определяется конечным пользователем, исходя из системных требований программного обеспечения. По аппаратным требованиям может рассматриваться, как эквивалент ES-T.
4.1.4.КОНСОЛЬ ОПЕРАТОРА ICON
Для реализации более эффективной работы операторов, компания Honeywell разработала принципиально новую, соответствующую требованиям по эргономике и безопасности консоль управления ICON, как основное средство организации системы Experion PKS™. Консоль имеет модульную структуру и может состоять из различных необходимых элементов. Среди основных модулей можно выделить станцию оператора с двумя мониторами и станцию оператора с четырьмя мониторами. Используются жидкокристаллические мониторы с диагональю матрицы 18 или 20.1 дюймов. Сама станция располагается внутри модуля в закрываемом на ключ отсеке. При необходимости, оператор может отрегулировать наклон мониторов и высоту столика консоли по своему усмотрению. Помимо модулей для размещения операторских станций, существуют вспомогательные модули для установки дополнительного оборудования. Специально сконструированные панели, представляют собой основание для последующей установки всевозможных кнопок, переключателей, лампочек и т.п. для управления критическим производственным оборудованием. Также при необходимости может быть установлен простой стол в исполнении ICON. 4.1.5.ПЕРЕКЛЮЧАТЕЛЬ KVM
Переключатель KVM (Keyboard-Video-Mouse) - концентратор сигналов монитора, мыши и клавиатуры от нескольких узлов системы построенных на платформе персонального компьютера. Архитектура системы Experion PKS™ содержит ряд узлов, доступ, обслуживание и конфигурирование которых осуществляется только инженерным персоналом. Корректное и непрерывное функционирование таких узлов необходимо для всей системы в целом. Для большей надежности и зашиты от внешних случайных воздействий - целесообразно размещать такие узлы отдельно от станций оператора в местах с ограниченным доступом. Одним из вариантов такого размещения является шкаф для установки модулей сети LCN. При размещении таких узлов в шкафу LCN - переключатель KVM является терминалом для работ, проводимых системным инженером. Будучи установленным в том же шкафу LCN, что и обслуживаемые им узлы системы, он позволяет подключить до 8 узлов ( до 512 при использовании каскадной схемы подключения ) с возможностью быстрого переключения между ними. Переключатель KVM состоит из складываемого жидкокристаллического дисплея, клавиатуры и трекбола.
4.1.6.СТАНДАРТНЫЕ ПАКЕТЫ ОБНОВЛЕНИЙ
Стандартные пакеты предусматривают комплексное обновление интерфейса человек-машина системы управления TDC3000 и основано на использовании специализированных пакетов обновлений компании Honeywell. Кроме того, для повышения надежности и реализации дополнительных функций и возможностей, использованы другие, предлагаемые Honeywell пакеты. При подготовке предложений учитываются пожелания конечного пользователя и конфигурация действующей в настоящее время системы, при этом контроллерная часть системы управления (UCN), алгоритмы управления и блокировок, подключения полевых сигналов - остаются неизменными, что позволяет провести процесс обновления и необходимых пуско-наладочных работ за значительно более короткое время. Все замененное в процессе внедрения пакетов обновления оборудование должно быть возвращено в ЗАО "Хоневелл". Включенные в предложения пакеты программы поддержки и развития TPSesp позволяет сделать их значительно более дешевым. В качестве аппаратных средств для осуществления всех функций контроля и управления используется система TotalPlant Solution (TPS 3000, GUS 311R), интегрированная с системой противоаварийной защиты Fail Safe Control (FSC 532,1R) и с системой архивирования данных процесса Process History Database (PHD 160R). В состав основных аппаратных средств включены:
В систему включены также станции для конфигурирования, администрирования и подготовки исторических данных, ведения истории процесса PHD и конфигурирования, администрирования и обслуживания системы FSC;
Концепция системной организации системы TPS включает разбиение технологического процесса и БД на юниты, зоны, консоли, объединяющие станции процесса, для наблюдения и управления за одной зоной процесса. Система строится на основе организационно-территориальной декомпозиции объекта управления. Имена юнитов, зон и консолей непосредственно использованы в системе для организации данных и для реализации аларменных функций. LCN может поддерживать максимум 100 юнитов, 10 зон и 10 консолей. Каждая зона может управлять до 36 юнитами. Юнит может принадлежать более чем одной зоне. Операторская консоль спроектирована как интегрированное рабочее место, обеспечивающее полный комплект обычных операторских функций, включающих:
Каждая операторская консоль связана с одной технологической зоной. Операторы каждой консоли управляют сигнализацией, контролируют течение процесса и инициируют различные воздействия на процесс в пределах юнита(ов) или зоны(зон), находящихся под их контролем.
4.2.Архитектура TPS - системы НГДУ «Елховнефть» Приблизительная архитектура TPS системы представлена ниже:
Рис.7. Архитектура TPS - системы НГДУ «Елховнефть»
Она состоит из следующих объектов:
Universal Station (US) (Универсальная станция)
Рис.8. Universal Station (US) (Универсальная станция)
Универсальная станция – этот модуль обеспечивает визуализацию процесса или процессов, как локальный контрольный пункт. Универсальная станция связывается с другими локальными контрольными пунктами, по локальным сетям через специальные сетевые ворота Network Gateway, получая доступ к модулям данных Data Hiways, проходя через распределительный блок Hiway Gateways Аппаратные средства ЭВМ Универсальной станции и дополнительное периферийное оборудование представлено на рис.9.
Рис.9. Аппаратные средства ЭВМ Универсальной станции и дополнительное периферийное оборудование.
Универсальная станция, поддерживает следующие особенности:
Global User Station (GUS)( Глобальная пользовательская станция)
Рис.10 Global User Station (GUS)( Глобальная пользовательская станция)
Глобальная пользовательская станция – этот модуль обеспечивает визуализацию процесса или процессов, как глобальный контрольный пункт. Глобальная пользовательская станция связывается с другими глобальными контрольными пунктами, по локальным корпоративным сетям, получая доступ к следующим объектам:
Универсальная станция поддерживает:
Universal Work Station (UWS)(Универсальная рабочая станция)
Рис.11. Universal Work Station (UWS)(Универсальная рабочая станция)
Универсальная рабочая станция (UWS) - альтернатива универсальной станции и предназначена для использования инженерами и наблюдателями. Она может быть расположена далеко от диспетчерской в офисе или некотором другом участке. Универсальная рабочая станция связывается с другими модулями местной сети и может выполнять теже функции, что и универсальная станция.
History Module (HM) (Исторический модуль)
Рис.12. History Module (HM) (Исторический модуль)
Исторический модуль обеспечивает массовое хранение всей информации, касающейся процессов на предприятии, программное обеспечение системы и файлы клиента для TPS системы. Локальную сеть может обслуживать более чем один исторический модуль. Он имеет доступ ко всем модулям хранении и обработки информации. Исторический модуль реализован в модуле с пятью слотами. Первые два слота занимают один/два винчестера. Каждый винчестер имеет форматированную вместимость хранения приблизительно 875 Мегабайт. Двойная конфигурация винчестер имела бы форматированное хранение вместимостью до 1024 мегабайтов.
Archive Replay Module (ARM) ( Модуль аварийной записи архива)
Рис.13. Archive Replay Module (ARM) ( Модуль аварийной записи архива)
Модуль аварийной записи архива объединяет персональный компьютер (PC) в LCN для определенной цели сбора, в архивирование, анализа, и перезаписи исторических данных процесса. Основные компоненты модуля аварийной записи архива состоят из LCN узла, аппаратных средств ЭВМ, которые размещены в двойном узловом модуле IBM 486 PC, и оптического дисковода, который является способным к хранению 940 мегабайтов исторических данных. Реле Архива находится в локальной сети управления. Его два первичных компонента - LCN аппаратные средства ЭВМ узла. Это осуществлено как компьютерные ворота на базе – UNIX персонального компьютера. Исторические данные в конечном счете записываются на оптический диск персональным компьютером. Данные, которые были архивированы, модулем аварийной записи, могут быть восстановлены для отображения и печати в TPS Универсальной Станции и на локальном персональном компьютере на принтере. Кроме того, отдаленный IBM терминал может получить доступ к этим данным и использовать доступные пакеты программ, типа программы крупноформатной таблицы, чтобы обрабатывать и отображать данные.
Application Module (AM) (Прикладной Модуль)
Рис.14. Application Module (AM) (Прикладной Модуль)
Из-за свого положения в архитектуре системы, прикладной модуль может принимать информацию от большого числа диспетчеров процесса, также как и от других модулей и отвечает за автоматическое управление всей системой.
Network Interface Module (NIM) (Модуль интерфейса сети )
Рис.15. Network Interface Module (NIM) (Модуль интерфейса сети )
Модуль Интерфейса Сети (NIM) обеспечивает интерфейс между местной локальной сетью управления (LCN) и универсальной сетью управления (UCN). Поддержка UCN позволяет обслуживать диспетчеров типа: диспетчер процесса (РМ), APM- диспетчер, логический менеджер (LM). Модуль интерфейса сети обеспечивает преобразование и синхронизацию протокола и буфера, необходимых для эффективного обмена информацией между UCN диспетчерами и LCN диспетчерами модулями типа универсальных станций, исторических модулей, прикладных модулей, и корпоративными сетями.
Programmable Logic Controller Gateway (PLCG) (Программируемые логические контроллеры доступа)
Рис.16. Programmable Logic Controller Gateway (PLCG) (Программируемые логические контроллеры доступа) Программируемые логические контроллеры доступа (PLCG) обеспечивает связь между местной сетью управления (LCN) и программнымидиспетчерами, которые используют протоколы подсистем Allen-Bradley или Modbus через RS-232. Каждый из портов PLCG служит, как независимая программируемая сеть подсистемы диспетчера. Два порта, гарантируют поддержку до 16 программируемых адресов Похожие статьи:
|
|