СКАЧАТЬ РАБОТУ РАСЧЕТЫ СХЕМЫ:  dns-almetevskneft.zip [3,37 Mb] (cкачиваний: 316)

Курсовой проект по дисциплине: «Автоматизация технологических процессов и производств», на тему: «Автоматизация процесса перекачки сырой нефти: ДНС (НГДУ «АН»)»

Дожимная насосная станция  осуществляет:

- Прием высокосернистой и девонской нефти;

- Отделение свободной пластовой воды и попутного нефтяного газа из
продукции промысла (обезвоживание нефти);

- Обессоливание нефти;

- Подготовка товарной нефти в соответствии с требованиями ГОСТ и
временное его хранение;

- Откачка и оперативный учет товарной нефти на приёмно-сдаточный пункт.

Ключевые слова, использующиеся в данном курсовом проекте:

¨     УПС - Установка предварительного сброса воды;

¨     ДНС – дожимная насосная станция;

¨     БКНС – блочная кустовая насосная станция

¨     АРМ – автоматизированное рабочее место

¨     ЦДНГ – цех добычи нефти и газа

В технической части содержится описание технологической схемы. В технологической части раскрываются такие вопросы как: дожимная насосная станция; назначение и цели внедрения АСУ ТП; комплекс технических средств; программное обеспечение. В экспериментальной части описывается сущность экспериментального определения статических и динамических характеристик объектов регулирования, выделение САР из общей схемы автоматизации и определение передаточной функции объекта выбранной САР. Расчетная часть содержит расчет и моделирование САР. Схема автоматизации ДНС-1сс, схема отстойника с автоматизацией прилагаются к графической части. Приложение содержит мнемосхемы SCADA-системы АРМ.

2. Введение

Нефтяная насосная станция представляет собой комплекс сооружений и устройств для перемещения нефти до потребителя или до следующей насосной станции.

Если в системе внутрипромыслого сбора нефти и газа недостаточно давления для транспортирования  продукции нефтяных скважин на установки ее подготовки, применяют дожимные насосные станции, обеспечивающие транспорт продукции скважин по нефтесборным коллекторам до установок подготовки нефти и центральных пунктов сбора и подготовки нефти.

В системе магистральных нефтепроводов различают головные и промежуточные насосные станции. Первая предназначена для приема нефти и подачи ее в магистральный нефтепровод, вторая – для обеспечения повышения давления перекачиваемой нефти в магистральном нефтепроводе.

 Насосная станция состоит из основного оборудования – магистрального и подпорных насосных агрегатов, включая систему КИП и автоматики, и вспомогательного – системы смазки, охлаждения, вентиляции, сбора и отвода утечек.

В систему автоматики и управления нефтяной насосной станции входят следующие подсистемы: общестанционной автоматики, насосных агрегатов, вспомогательного оборудования и сооружений.

Комплект средств и приборов общестанционной автоматики управления предусматривает:

централизованный контроль основных параметров станции, их регистрацию, необходимую сигнализацию и защиту;

отключение насосных агрегатов при отклонении параметров от номинальных;

регулирование суммарной подачи агрегатов;

контроль загазованности или возникновения пожара и выполнения соответствующих функций управления;

дистанционный запуск вспомогательных систем и открытие задвижек на технологических трубопроводах.

 Подсистема вспомогательного оборудования и сооружений обеспечивает: сигнализацию о неисправности рабочего и резервного агрегатов и автоматический запуск резервного насосного агрегата при неисправности основного.

3. Технологическая часть

3.1. Общая характеристика ДНС-1сс НГДУ «АН»

Назначение установки:

• Прием высокосернистой и девонской нефти;
• Отделение свободной пластовой воды и попутного нефтяного газа из
  продукции промысла (обезвоживание нефти);
• Обессоливание нефти;
• Подготовка товарной нефти в соответствии с требованиями ГОСТ и
  временное его хранение;
• Откачка и оперативный учет товарной нефти на приёмно-сдаточный пункт.

Проектируемая система автоматизированного управления   (АСУ ТП ДНС-1сс) охватывает следующие технологические узлы объекта автоматизации (согласно технологической схемы):

•        Отстойники предварительного сброса УПС-1, УПС-2;

•        Буферные емкости обезвоженной нефти Е-1, Е-2, Е-3;

•     Отстойники подтоварной воды ОГФ-1, ОГФ-2, ОГФ-3;

•     Насосы перекачки обезвоженной нефти Н-5, Н-6;

•     Буферную емкость уловленной нефти Е-4;

•     Конденсатосборник К-1;

•     Осушитель газа;

•     Насос перекачки уловленной нефти Н-4;

•     Канализационная емкость Ек с погружным насосом Н-2;

•     Емкость хранения реагента Е-1;

•     Буферная емкость хранения реагента.

•     Узел учета перекачиваемой нефти;

•     Узел учета перекачиваемой воды;

•     Дренажную емкость ЕПП-3;

3.2. Описание технологического процесса и технологической схемы ДНС-1сс НГДУ «АН»

Нефть от групповых замерных установок поступает на отстойники предварительного сброса УПС–1 и УПС–2, предварительно смешиваясь с реагентом из деэмульгатора БР–2,5, для предварительной очистки от воды.

Блок БР-2,5 предназначен для приготовления и дозированного ввода жидких деэмульгаторов и ингибиторов коррозии. Оборудование установки БР-25 размещено в теплоизолированной будке, которая разделена герметичной перегородкой на два отсека (технологический и приборный).

Технологическая емкость, предназначенная для хранения и подогрева реагента, заполняется реагентом с помощью шестеренного насоса. Предусмотрена периодическая циркуляция реагента, осуществляемая тем же насосом по линии «емкость – насос – емкость» с целью поддержания постоянной концентрации реагента в емкости, смыва с поверхности трубчатого электронагревателя возможного пригара, а также предотвращения загустевания ингибитора коррозии. В технологическую емкость вмонтирован трубчатый электронагреватель, служащий для подогрева реагента. Дозировочным насосом осуществляется непрерывное объемное дозирование реагента.

Очищенная от воды нефть из отстойников УПС–1 и УПС–2 поступает на вход буферных емкостей обезвоженной нефти Е–1…Е–3. Выделившийся на УПС–1 и УПС–2 попутный газ сжигается. Отделившаяся вода направляется на отстаивание на отстойники подтоварной нефти ОГФ–1…ОГФ–4.

         В емкостях Е–1…Е–3 нефть отстаивается и отделяется от попутного газа. Чистая очищенная нефть с выходов Е–1…Е–3 поступает на вход насосов Н–5, Н–6 для откачки на дальнейшую  переработку в товарный парк.

Уловленная нефть с отстойников подтоварной нефти ОГФ–1…ОГФ–4 поступает на буферную емкость уловленной нефти Е–4, после чего, по мере наполнения происходит её откачка в линию насосом Н–6. Газ, отделившийся в Е–4, также сжигается. Помимо этого, уловленную нефть из канализации площадки ДНС, УУН откачивают насосом Н–2 к насосам Н–5, Н–6.

Газ, отделившийся на Е–1…Е–3, поступает в осушитель газа, для осушки. Затем газ поступает в конденсатосборники К-1, К-2 и затем часть газа идет для сжигания на факел, а часть – направляется в коллектор, из которого газ попадает в общую сборную трубу.

Отделившаяся от газа жидкость откачивается насосом Н–4 на вход буферных емкостей обезвоженной нефти Е–1…Е–3.

Отделившаяся от эмульсии вода в отстойниках предварительного сброса УПС–1 и УПС–2, поступает на вход отстойников подтоварной воды ОГФ–1… ОГФ–3, где происходит её отстаивание, отделение воды, и отделение нефти и тяжелых фракций. Очищенная вода поступает на АОСВ (аппарат очистки сточных вод), там происходит отделение газа. Затем, смешиваясь с ингибитором коррозии, вода идет для закачки в пласт на БКНС–18.               Тяжелые фракции с отстойников подтоварной воды ОГФ–1… ОГФ–3 откачиваются насосом Н-3 в дренажную емкость ЕПП-3 (колодец). Нефть с ОГФ–1… ОГФ–3 идет обратно на переработку.

Продукция скважин, пройдя групповые измерительные установки с бригадных участков, через распределительную гребенку поступает в сепараторы первой и второй ступени. Сырая нефть поступает в две параллельно работающие установки предварительного сброса воды типа УПС - отстойник холодной нефти, который предназначен для отстаивания нефтяных эмульсий с целью их разделения на составляющие — газ, нефть и пластовую воду; очистки нефтепромысловых сточных вод от нефти и механических примесей. Отделившийся газ с буферно - сепарационных емкостей и отстойников направляется на компрессорную станцию, либо на факел. Отстоявшаяся водонефтяная эмульсия и отделившаяся пластовая вода через регулятор уровня направляются соответственно в буферные емкости и очистные сооружения.

Емкость разделена на два отсека при помощи перегородки, из которых первый является сепарационным, а второй - отстойным. Отсеки емкости сообщаются друг с другом при помощи двух распределителей, представляющих собой стальные трубы, снабженные отверстиями в верхней части.

Нефтяная эмульсия поступает в распределитель, расположенный в верхней части сепарационного отсека. При этом из обводненной нефти выделяется часть газа, находящаяся в ней как в свободном, так и в растворенном состоянии. Отделившийся газ поступает в газосепаратор, где происходит учет поступившего количества газа. Уровень жидкости в сепарационном отсеке регулируется при помощи регулятора межфазного уровня. Дегазированная нефть из сепарационного отсека поступает в два коллектора, находящиеся в отстойном отсеке. Обезвоженная нефть всплывает вверх и поступает в сборники, расположенные в верхней части отстойного отсека, и через штуцер выводится из аппарата. Отделившаяся от нефти пластовая вода поступает в правую часть отстойника и с помощью поплавкового регулятора межфазного уровня сбрасывается в систему подготовки промысловых вод.

Отстойник оснащен контрольно-измерительными приборами, позволяющими осуществлять автоматическое регулирование уровней раздела «нефть - газ» и «нефть - пластовая вода» в отсеках, а также местный контроль за давлением среды в аппарате, уровнями раздела фаз «нефть - газ» и «нефть - пластовая вода».

Отстоявшаяся нефть под давлением 1 МПа поступает на прием техноло­гической емкости и буферной емкости холодной нефти объемом. Данные емкости предназначены для создания буферного объема жидкости перед подачей ее в насосные агрегаты. Частично обезвоженная нефть насосами через оперативный узел учета направляется на установку подготовки нефти. Предусматривается непрерывный и периодический режимы работы насосных агрегатов.

На технологической емкости смонтирован предохранительный клапан, который срабатывает при повышении давления в емкости более 0,9 МПа. При срабатывании предохранительного клапана газ отводится на факел.

После предварительного отстоя в резервуарах пластовая вода центробежными насосами через узел учета перекачивается в систему поддержания пластового давления. Частично обезвоженная нефть насосами через оперативный узел учета направляется на установку подготовки нефти (УПН), либо в товарный парк для дальнейшей подготовки.

Система КИП и автоматики насосных агрегатов выполнена в виде блоков и состоит из щита управления, манометровой колонки и комплекта первичных приборов теплоконтроля. Система блочной автоматики обеспечивает автоматическое управление всеми механизмами насосного агрегата (от щита управления), управления маслонасосом и электроприводной задвижкой, контроль технологических параметров насосного агрегата, сигнализацию изменения технологических параметров и сигнализацию положения механизмов.

При недопустимом изменении технологических параметров комплект КИП и автоматики отключает насосный агрегат.

4. Техническая часть

4.1. Цели и задачи, выполняемые функции систем автоматизации каждого уровня АСУ ТП ДНС-1сс НГДУ «АН».

Для повышения технологических и производственно-экономических показателей установки ДНС предусмотрена автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП), которая  включает в себя три уровня – нижний, средний и верхний.

На нижнем уровне АСУ ТП происходит сбор информации о значении параметров технологического процесса; передачу управляющих сигналов на исполнительные механизмы регулирующих устройств и пусковые устройства электроприводов; местную световую и звуковую сигнализацию о загазованности наружных площадок и о заполнении подземных емкостей.

Средний уровень АСУ ТП – это кон­троллеры, принимающие информацию с датчиков и выдающие управляющие сигналы исполнительным   механизмам.

Верхний уровень АСУ ТП предусматривает:

-         обработку всей поступающей информации с визуальным
отображением на дисплее АРМ оператора в режиме
реального времени значений всех измеряемых параметров и
сигнализацию их выхода за установленные пределы;

-         автоматическое регулирование всех
параметров установки, формирование аналоговых и
импульсных сигналов управления исполнительными устройствами;

-         дистанционное управление с пульта АРМ оператора всеми
требуемыми электроисполнительными механизмами установки,
выдачей сигналов управления пусковым устройством
электроприводов насосов, шаровых кранов;

-         формирование и распечатка отчетов сменных и суточных на
пульт АРМ оператора и передачу их по модемной связи.

Конечная цель создания системы - эффективная работа и высокие технологические и про­изводственно-экономические показатели ДНС.

Рассмотрим нижний уровень автоматизации, представленный приборами и датчиками.

4.2 Описание нижнего уровня автоматизации АСУ ТП ДНС

Рассмотрим нижний уровень автоматизации, представленный приборами и датчиками.

Датчик-реле уровня РОС-102И

Датчики-реле предназначены для контроля (сигнализации) предельных положений уровня жидких и твердых (сыпучих) сред в одной или двух точках, а также контроля раздела сред вода - светлые нефтепродукты, сжиженные углеводородные газы-вода и другие жидкости с резко отличающимися диэлектрическими проницаемости ми в различных резервуарах. Они обеспечивают световую индикацию включения сети и достижения за­данных уровней. Датчики-реле состоят из двух первичных преобразователей емкостного типа (ПП) и передающего преобразователя (ППР).

Технические характеристики

Длина погружаемой части стержневого неизолированного чувствительного элемента свыше 0,25м обеспечивается потребителем путем установки стержня. Детали первичных преобразователей, соприкасающиеся с контролируемой средой изготавливаются из стали или полиэтилена.

Напряжение питающей сети 220+22/-ЗЗВ с частотой переменного тока 50±1Гц.

Принцип работы

В основе принципа действия датчика-реле лежит метод сравнения частот, выраба­тываемых двумя генераторами, к одному из которых подключен чувствительный элемент. При воздействии контролируемой среды изменяются параметры чувствительного эле­мента и частота генератора, к которому он подключен. При изменении уровня контролируемой среды изменяется электрическая емкость чувствительного элемента (ЧЭ) первичного преобразователя (ПП).

Датчики уровня ультразвуковые ДУУ4

Датчик уровня ультразвуковой ДУУ4 предназна­чен для измерения уровня различных жидких продуктов (нефти и нефтепро­дуктов, сжиженных газов) и уровней раздела сред многофазных жидкостей (нефть - эмульсия - подтоварная вода и т.п.), определяемых положением поплавков датчика, скользящих по чувствительному элементу датчика, а так­же измерения температуры и давления контролируемой среды. Датчики могут осуществлять:

-   контактное автоматическое измерение уровня жидких продуктов;

-   контактное автоматическое измерение до четырех уровней раздела несмешиваемых жидких продуктов;

-   измерение температуры контролируемой среды в одной точке;

-   измерение давления контролируемой среды.

ДУУ4-ТВ обеспечивает формирование токовых сигналов 4...20 м (число токовых сигналов соответствует числу измеряемых датчиком параметров). Передача результатов измерений организо­вана в формате протокола Modbus RTU.

Технические данные

Длина чувствительного элемента для датчиков ДУУ4 от 1,5 до 25м.

Зона неизмеряемых уровней между двумя поплавками в многопо­плавковых датчиках не превышает 0,312 м.

Параметры контролируемой среды;

-   температура   от минус 45 до +65 °С

-  плотность жидкости от 500 до 1500 кг/м³.

Пределы допускаемой приведенной основной погрешности  ±1,5 %.

Устройство и принцип работы

Датчик состоит из первичного преобразователя, обеспечивающего измерение текущих значе­ний контролируемых параметров и выдающего информацию о результатах измерений, и блока, обеспечивающего питание ПП и формирование выходных информационных сиг­налов на основе полученных результатов измерений ПП. Измерение уровня продукта основано на измерении времени рас­пространения в стальной проволоке короткого импульса упругой деформации.

По всей длине проволоки намотана катушка, в которой протекает им­пульс тока, создавая магнитное поле. В месте расположения поплавка с по­стоянным магнитом, скользящего вдоль проволоки, в ней под действием возникает импульс продольной деформации, который распространяется по проволоке и фиксируется пьезоэлементом, закрепленным на ней.

ЧЭ включает в себя стальную проволоку, свободно размещенную в ди­электрической трубке, на которую намотана катушка возбуждения. Для измерения температуры на нижнем конце ЧЭ расположен цифро­вой интегральный термометр фирмы Maxim Integrated Products, Inc.

Измерение давления в резервуаре осуществляется с помощью ячейки измерения давления фирмы М.К. Juchheim GmbH & Co.

Датчик давления Метран-55

Датчики давления Метран-55 предназначены для работы в различных отраслях промышленности, системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование измеряемых величин - давления избыточного, абсолютного, разрежения, давления-разрежения нейтральных и агрессивных сред в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи. Датчики Метран-55 предназначены для преобразования давления рабочих сред; жидкости, пара, газа в унифицированный токовый выходной сигнал.

Технические данные

Датчики  Метран-55  являются  многопредельными  и  настраиваются на верхний предел измерений или диапазон измерений от P_min до P_max (0,06 - 2,5МПа).

Пределы   допускаемой  основной  погрешности датчиков, выраженные в процентах от нормирующего значения - 0,25%

Датчики  Метран-55  имеют линейно-возрастающую зависимость выходного сигнала от входной измеряемой величины (давления).

Значение выходного сигнала датчиков, соответствующее нижнему предельному значению измеряемого параметра, составляет для датчиков с выходным сигналом 0-5 мА 0 мА, для датчиков с выходным сигналом 4-20 мА - 4 мА.

Электрическое   питание  датчиков   Метран-55  с выходным сигналом 4-20мА осуществляется от источника питания постоянного тока напряжением в диапазоне от 12 до 42В, с выходным сигналом 0-5мА-в диапазоне от 22 до42В.

Устройство и работа датчика

Измеряемое давление подводится в рабочую полость и воздействует непосредственно на измерительную мембрану тензопреобразователя, вызывая ее прогиб. Измерительная мембрана тензопреобразователя состоит из металлической мембраны, на внешней поверхности, которой жестко закреплен чувствительный элемент, представляющий собой монокристаллическую сапфировую пластину с кремниевыми пленочными тензорезисторами. Тензорезисторы соединены в мостовую схему. Деформация измерительной мембраны вызывает изменение сопротивления тензорезистора и разбаланс мостовой схемы. Электрический сигнал, образующийся при разбалансе мостовой схемы, подается в электронный преобразователь, который преобразует электрический сигнал в стандартный токовый выходной сигнал. Информация, полученная из АЦП, обрабатывается микропроцессором, вычисляется истинное значение давления и преобразуется в напряжение. Преобразователь напряжения в ток формирует выходной унифицированный токовый сигнал. Кнопочные переключатели предназначены для плавной настройки выходного сигнала.

Блок обработки данных «Форос»

Блок предназначен для вычисления объема и расхода жидкости в составе тур­бинных счетчиков типа НОРД, МИГ и других счетчиков-расходомеров с магнитно-индукци­онными датчиками НОРД-И2У-02 или НОРД-И2У-04 и аналогичных им.

Технические характеристики

Параметры каналов измерения суммарного объема; 

-  пределы допускаемой относительной погрешности измерений в единицах сум­марного объёма ± 0,01 %;

- измерение суммарного объема от 0,001 до 999.99 м³;

-дискретность измерения 0,001 м³;

Параметры каналов измерения объёмного расхода:

- пределы допускаемой относительной погрешности измерений в единицах объ­ёмного расхода + 0.01 %:

- измерение объёмного расхода от 0,001 до 999.99 м³/ч:

-дискретность измерения 0,001 м/ч;

Диапазон входных частотных сигналов от 10 до 1000 Гц;

Параметры входного токового сигнала влияющей величины:

-  пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений ±0,1 мА;

- измерение тока пропорционального влияющей величине от 4 до 20 мА;

- дискретность измерения 0,001 мА;

Отсчёт ведётся по трём каналам измерения.

Параметры питающей сети:

- напряжение - 220 (+22/-33) В:

Блок сохраняет параметры в следующих климатических условиях:

- диапазон рабочих температур от +5 до +40 °С

- верхнее значение относительной влажности при температуре +25°С - 80%.

Принцип работы

Введите в память блока коэффициенты преобразования, взятые из свидетельств поверки подключаемых датчиков. Для правильной работы блока при помощи кнопок на передней панели в память бло­ка вводятся коэффициенты преобразования. Коэффициенты преобразования необ­ходимы для преобразования частотных сигналов от счётчиков-расходомеров в единицы расхода и последующего вычисления объёмов нефти. Введенные значения коэффи­циентов сохраняются в энергонезависимой памяти блока, и не стираются при отключении питания. Коэффициенты в памяти хранятся в виде таблицы.

4.3. Программируемые контроллеры MicroPC 

На среднем уровне автоматизации используются контроллеры MicroPC фирмы Maxim Integrated Products, Inc.

Контроллер принимает аналоговые и дискретные сигналы, имеет счетные входы, выдает сигналы управления, включает в себя малогабаритный дисплей, клавиатуру и систему терморегулирования. Все входные цепи контроллера гальванически развязаны по постоянному току, а при необходимости комплектуются барьерами искробезопасности.

Данный контроллер может успешно функционировать как в составе комплексной системы автоматизации нефтепромысла, так и автономно, при условии выбора варианта исполнения со  средствами отображения информации.  

Технические характеристики контроллера MicroPC 

 Типовой контроллер имеет:

· 16 гальванически изолированных каналов дискретного ввода типа сухой контакт;

· 8 гальванически изолированных каналов аналогового ввода 4-20 мА;

· 4 гальванически изолированных каналов счета импульсов;

· 2 гальванически изолированных канала дискретного вывода – релейный выход.

 Контроллер  выполнен в унифицированном конструктиве,  объединяющем в единое устройство микроконтроллер сбора, хранения и передачи информации; блок электропитания; систему поддержания температуры; средства телекоммуникаций и устройства сопряжения с датчиками и исполнительными механизмами. Все комплектующие контроллера рассчитаны на эксплуатацию в расширенном диапазоне температур (- 40 ÷ +85 ⁰С), устойчивы к вибрациям, акустическим шумам и электромагнитным помехам.

Контроллер питается от сети переменного тока 220В –55%, +20%. Потребляемая мощность без режима поддержания микроклимата – не более 80Вт; в режиме поддержания микроклимата – не более 230Вт. Диапазон температур эксплуатации –40… +70⁰С. Влажность окружающего воздуха 5…95% без конденсации. Скорость обмена по каналу последовательной передачи данных стандарта RS‑485 – 1200, 2400, 9600, 19200 бит/сек (устанавливается программно). Скорость обмена по радиоканалу передачи данных – 2400 бит/сек. Максимальная скорость передачи данных через GPRS-модем – 14,4 Кбит/с.

Функции контроллера: 

1. Ввод унифицированных аналоговых сигналов от датчиков и первичное преобразование полученных значений.
2. Ввод дискретных сигналов от датчиков.
3. Формирование дискретных сигналов управления по команде с АРМ оператора.
4. Автоматическое формирование сигналов управления в зависимости от изменения значений отдельных параметров состояния технологического объекта (аварийная защита).
5.  Автоматическое регулирование параметров технологического процесса по заданным значениям уставок.

6. Обмен данными через систему телекоммуникаций с диспетчерским пунктом или с другим контроллером, выполняющим функции концентратора данных;

7. Автоматическое  восстановление  работоспособности  контроллера  при  включении электропитания после его пропадания.

8. Ведение архива данных.

Конструктивные исполнения контроллера MicroPC 

Варианты исполнения типового контроллера MicroPC определяются типом технологической установки, для которой он предназначен, наличием или отсутствием необходимости съема информации с контроллера непосредственно на месте его установки и используемыми средствами телекоммуникаций.

В качестве возможных средств телекоммуникаций в контроллере используются:

· проводная передача данных через интерфейс RS-485;

· передача данных по радиоканалу в диапазоне частот  136-174 МГц с использованием радиомодема  «Интеграл- 160/2400»;

· передача данных по радиоканалу на частоте 433 МГц с использованием радиомодема  «Гамма 4151»;

· передача данных с использованием GPRS-модемов.

4.4. Описание SCADA-системы и АРМ-оператора 

4.4.1. Программное обеспечение " Realflex "

АСУ ТП разработана в системе " Realflex ". " Realflex " является SCADA-системой фирмы AdAstra Reserch Group, Ltd (г.Москва). Это мощное средство разработки систем промышленной автоматизации, включающее в себя полный набор программных средств, проектирования распределенных АСУ, а также монитор реального времени - для запуска разработанных систем. " Realflex " предоставляет возможность разрабатывать неограниченное число прикладных систем автоматизации исключительно в графических редакторах без программирования на машинных языках. Основной областью его применения является разработка   верхнего уровня систем промышленной автоматизации.

Прием/передача цифровой информации между компонентами системы осуществляется по интерфейсу RS-485 с использованием протоколов передачи информации типа Modbus.

Созданные в системе " Realflex " проекты состоят из набора файлов, описывающих используемые сигналы, промежуточные переменные, структуру математической обработки данных, документирования и архивирования, а также файлы содержащие графические формы представления информации,   управления, шаблоны генерируемых отчетов, файлы технологических и ава-рийных сообщений и пр. Проекты запускаются под управлением специальных программ-мониторов, интерпретирующих рабочие файлы. Основу " Realflex "составляет мощный сервер реального времени. Связь с клиентскими модулями системы, УСО, СУБД и приложениями осуществляется через стандартные интерфейсы: DCOM, OPC, DDE, T-COM, ActiveX,  SQL/ODBC.  Благодаря  открытой  компонентной структуре отдельные модули системы легко сопрягаются между собой, а АСУТП на базе " Realflex " легко поддерживать, развивать и интегрировать в корпоративные информационные системы.

" Realflex " располагает run-time модулями для всех основных операционных систем. При­кладные пакеты можно запускать под управлением MS DOS, Windows 98, новейших 32-разрядных операционных систем Windows 2000 и Windows XP. Поддерживается вытесняющая приоритетная многозадачность и DDE- обмен с приложениями, например: Excel, Access и др.

" Realflex " имеет поддержку звуковых карт (SOUND BLASTER), что позволяет воспроизво­дить предупреждающие сообщения человеческим голосом. Кроме того, в систему встроены функции вы­вода видеоизображения в реальном времени. 

Функции программного обеспечения " Realflex ": 

- до 64000 входов/выходов;

- 55 мс - минимальный период опроса УСО (для верхнего уровня); открытый формат драйвера для связи с любым УСО;

- поддержка обмена между МРВ, МикроМРВ, WIN MPB по локальной сети, сети M-LINK на базе RS-232/485 и коммутируемым линиям;

-  встроенная   поддержка   контроллеров   и   УСО:   Modicon,  Allen-Bradley OMRON, Siemens, Advantech, ADAM, Fischer Rosemount, КРУИЗ, ЛАН/Автоматик, МФК, Ремиконт 110/130, Ломиконт, Ш-711, ТСМ51/21, MicroPC Octagon Systems;

-  встроенная поддержка 16 портов;

-  средства создания систем с холодным и горячим резервированием;

-  алгоритмы дискретного и аналогового управления и регулирования;

- вычисление технологических параметров по косвенным измерениям (например: расчет ТЭП) на основе стандартных методов;

-  более 200 типов форм графического отображения информации;

-  просмотр архивной информации в реальном времени, в т.ч. в  виде трендов и таблиц;

-  средства отладки.

4.4.2. Программный комплекс «АРМ оператора» на базе " Realflex "

Назначение программы

При работе с системой оператор выполняет следующие функции и задачи:

•        Наблюдает за параметрами технологического процесса;

•        Изменяет   режим   работы   (автоматический/дистанционный)   исполнительных механизмов системы (насосов, регулирующих клапанов);

•        При работе исполнительных механизмов системы в дистанционном режиме по мере необходимости выдает системе команды на включение/отключение насосов, команды управления регулирующими клапанами.

•        При работе исполнительных механизмов системы в автоматическом режиме задает  системе  значения  технологических  параметров,   которые  она  должна поддерживать в автоматическом режиме с использованием стандартных законов регулирования.

•        Запрашивает у системы сводки и отчеты установленной формы.

Система без участия оператора выполняет следующие функции:

•        Прием,   обработку   и   отображение   информации   о   ходе   технологического процесса, поступающей с датчиков, установленных на объекте управления;

•        Звуковую и световую сигнализацию отклонения технологических параметров от нормы;

•        Управление     исполнительными     механизмами,     если    они     находятся    в автоматическом режиме, их защиту (останов).

•         Регулирование технологических параметров по заданным оператором уставкам (в автоматическом режиме);

•        Передает по радиоканалу данные по основным технологическим параметрам на диспетчерский пункт ЦДНГ-6;

•        Ведет архивирование значений технологических параметров, протоколирование возникающих тревог, событий и действий оператора.

•        Проводит самодиагностику.

По командам оператора система выполняет следующие функции:

•    Производит        включение/отключение        исполнительных       механизмов        (в автоматическом и дистанционном режимах);

•    Производит    позиционирование    регулирующих    клапанов    (в   дистанционном режиме);

•    Выдает оператору сводки тревог, событий, графики изменения технологических параметров за требуемый промежуток времени (не более месяца).

• Все подготовительные операции по включению или отключению того или иного агрегата, производятся узлом технологической защиты и блокировок.
• Аварийное отключение агрегата предполагается производить блоком защиты и сигнализации, выполняющим следующие функции:

а) защита электродвигателя насосного агрегата от многофазных коротких замыканий и замыканий на землю;

б) защита электродвигателя насосного агрегата от перегрузок;

в) защита от понижения напряжения в сети;

г) защита от перегрева подшипников;

д) звуковая сигнализация в случае всех выше перечисленных аварийных ситуаций и срыва давления в напорном трубопроводе;

е) световая сигнализация в случае перегрева подшипников, срыва давления в напорном трубопроводе и аварии в высоковольтном устройстве (6 кВ).

• Для равномерности износа оборудования предусматривается возможность изменения очередности работы (последовательности включения) агрегатов.
• Требуется поддерживать давление нефти в заданных пределах.
• Для уменьшения давления по сигналу первичного прибора должна подаваться команда на отключение последнего в данной очереди агрегата.
• Если регулирование давления изменением числа агрегатов недостаточно, по сигналу первичного прибора необходимо открывать либо закрывать соответствующие задвижки, обеспечивая требуемое давление.
• Предусматривается автоматическое открытие и закрытие задвижки по сигналу  от электроконтактного манометра: при достижении необходимого напора задвижка открывается, при спаде давления – закрывается.
• Предусматриваются следующие виды технологической сигнализации:

а) включенное и отключенное состояние насосного агрегата;

б) открытое и закрытое состояние напорных задвижек;

в) закрытое, открытое и промежуточное состояние поворотного затвора.

На щите местного управления устанавливаются: переключатель режимов управления, переключатель программы работы агрегатов, ключи включения агрегатов, переключатели управления задвижками и затворами, сигнальная арматура. Переключателем режимов назначается местный, дистанционный или автоматический режим управления. Переключателем программы работы агрегатов предусматривается задание одной из четырех программ работы агрегатов в автоматическом режиме. Первая программа соответствует включению насосных агрегатов в определенной последовательности.

На щите дистанционного управления размещаются кнопки управления агрегатами, задвижками и затворами, технологическая и аварийная сигнализация, а также кнопки съема звуковой сигнализации.

Автоматизация ДНС предусматривает:

— Регулирование давления.

–– Регулирование уровня.

–– Измерение количества нефти и воды.

–– Сигнализацию предельных уровней (верхний аварийный уровень и нижний аварийный уровень).

–– Сигнализацию повышенной температуры подшипников насосных агрегатов.

–– Управление положением электрифицированных задвижек.

Автоматическое регулирование подачи насосных агрегатов осуществляется с помощью автоматов откачки. Если подача превышает объем нефти, поступающей в буферные емкости за то же время, уровень жидкости в них будет понижаться; и, когда он достигнет определенного нижнего предела, автомат откачки замкнет контакт «нижний уровень». При этом включается реле времени нижнего уровня. Это приводит к закрытию установленных на выкиде насосов задвижек. Если после прикрытия задвижек уровень поднимется, автомат откачки отключит реле времени нижнего уровня.

Увеличение притока жидкости на ДНС может привести к тому, что уровень жидкости в емкостях начнет повышаться, и, когда он достигнет верхнего предельного значения, автомат откачки включит реле времени верхнего уровня, который будет посылать сигналы, открывающие задвижки на выкиде насосных агрегатов.

В случае аварийного превышения уровня нефти в емкостях датчики предельного уровня подают сигнал, перекрывающий линию входа нефти на ДНС.

Если уровень жидкости в емкостях снизится до нижнего предельного значения, от датчика предельного уровня поступит сигнал, отключающий приводы всех насосных агрегатов.

Задвижки на выкидных линиях насосов будут закрыты в обоих случаях: на диспетчерский пункт будет послан сигнал об аварии.

Автоматическая блокировка газосборной линии и открытие линии подачи газа на факел при аварийном превышении давления в емкостях выполняется при помощи управляемых запорных кранов, установленных на газосборной линии и на линии отвода газ на факел.

Между    компонентами    системы    предусмотрены    следующие    каналы    обмена информацией по проводным линиям связи:

•    Прием/передача    аналоговых    и    дискретных    сигналов    между    датчиками, исполнительными механизмами объекта управления и модулями ввода/вывода, установленными в корзинах шкафа автоматики;

•    Прием/передача   цифровой   информации   между  датчиками   загазованности   и блоком БИС системы загазованности;

•    Прием/передача     цифровой     информации     между    блоком     БИС    системы загазованности и управляющим контроллером КСА-02 шкафа автоматики;

•    Прием/передача цифровой информации между управляющим контроллером КСА-02 шкафа автоматики и АРМ оператора;

•     Передача   информации   между   управляющим   контроллером   КСА-02   шкафа автоматики и радиомодемом;

Модули ввода-вывода, установленные в корзине шкафа автоматики обеспечивают ввод/вывод следующих типов сигналов:

•    ввод аналоговых сигналов 4-20 мА;

     в зависимости от типа используемого датчика модули ввода обеспечивают питание датчика по двухпроводной схеме, либо принимают сигнал от датчика с активным токовым выходом.

•    ввод дискретных сигналов =24 В;

     Сигналы данного вида поступают в систему от датчиков типа «сухой контакт» (резервных контактов пускателей насосов, концевых выключателей задвижек и регулирующих клапанов).

•    вывод дискретных сигналов =24 В. Сигналы данного вида передаются от шкафа автоматики    в    блок    реле,    где    преобразуются    в    сигналы    переменного напряжения~220В и используются для управления пускателями насосов.

•    Вывод   аналоговых  управляющих  сигналов  4-20   mА.   Сигналы  данного  вида используются для управления регулируемыми электроприводами.

Прием/передача цифровой информации между компонентами системы осуществляется по интерфейсу RS-485 с использованием протоколов передачи информации типа Modbus.

Прием/передача информации по всем каналам, за исключением каналов обмена информации   между   управляющим   контроллером   и   блоком   БИС,   и   управляющим контроллером шкафа автоматики и контроллером МКСА-01М, ведется независимо друг от друга. Блок БИС и контроллер МКСА-01 связаны управляющим контроллером шкафа автоматики через один канал связи. Каждому из этих устройств присвоен уникальный адрес. В любой момент времени управляющий контроллер шкафа автоматики обменивается информацией только с одним устройством - блоком БИС или контроллером МКСА-01, обращаясь к ним по присвоенным им уникальным адресам. Передача информации между управляющим контроллером шкафа автоматики и радиомодемом осуществляется по интерфейсу RS-232.

Система функционирует в следующих режимах:

- в режиме визуализации информации, поступающей от датчиков, установленных на объекте управления;

-  в режиме дистанционного управления оборудованием с АРМ оператора;

-  в режиме автоматического регулирования параметров техпроцесса по заданным оператором значениям;

- в  режиме архивирования и протоколирования получаемой информации;

-  в режим передачи данных на диспетчерский пункт ЦДНГ по радиоканалу.

-  в режиме самодиагностики.

Функция визуализации информации, получаемой от датчиков, установленных на объекте управления, является фоновой. Это значит, что отображение поступающей от контролируемых объектов информации ведется непрерывно, вне зависимости от действий оператора по управлению оборудованием и вне зависимости от работы системы в режиме архивирования и протоколирования информации. Визуализация информации, производится на экране АРМ оператора. На экране АРМ отображаются общая мнемосхема ДНС-2с,   а также мнемосхемы оборудования с визуализацией текущих значений параметров, измеряемых на данном оборудовании. Из-за ограниченного места на экране дисплея применен метод "вложений", т.е. весь технологический процесс изображен на дисплее в виде укрупненной мнемосхемы и каждому фрагменту мнемосхемы соответствует один или несколько технологических аппаратов. Последовательно выбирая мышкой фрагменты, относящиеся к конкретному технологическому аппарату, оператор может посмотреть значение конкретного технологического параметра или состояние конкретного насоса, или задвижки. Число вложений не превышает трех. При отображении мнемосхем соблюдаются следующие соглашения:

- для изображения на мнемосхемах электрических исполнительных механизмов (насосов и задвижек) открытый (включенный) объект изображается красным цветом, закрытый (выключенный) - зеленым;

- При отображении значений технологических параметров, если значения параметра находятся в допустимых пределах, он отображается зеленым цветом. Если значение технологического параметра вышло за значения технологических уставок, он изменяет свой цвет на красный. Дополнительно, рядом со значением параметра, мигающим красным цветом загорается транспарант, указывающий за какой из пределов (максимальный или минимальный) вышел измеряемый параметр и раздается звуковой сигнал. Параллельно в окне тревог выдается текстовое аварийное сообщение. Значение аварийного параметра заносится в архив и протокол аварийных событий.

Звуковой сигнал сбрасывается после квитирования аварийного сообщения оператором. Цветовое предупреждение сбрасывается автоматически после возвращения параметра в рамки допустимых значений.

В режиме дистанционного управления оборудованием система выполняет управление исполнительными механизмами по команде оператора. Операторы могут включать и выключать насосы, управлять положением регулирующих клапанов, а также менять значения технологических уставок в системах управления технологическими объектами (последнее при наличии соответствующих прав доступа). Управление состоянием оборудования и изменение технологических уставок производится оператором исходя из текущего состояния процесса и знания его предыстории. При этом после каждой команды оператора система выдает дубль-запрос для подтверждения правильности введенной команды и только после этого приступает к исполнению полученной команды.

В режиме автоматического регулирования параметров техпроцесса по заданным оператором значениям система автоматически поддерживает значения регулируемых технологических параметров на уровне, заданном оператором. Регулирование производится на основе стандартных законов ПИД-регулирования. В системе на программном уровне (рабочая программа управляющих контроллеров шкафа автоматики) предусмотрено два вида регуляторов - аналоговый и дискретный. Аналоговый регулятор имеет на выходе непрерывный управляющий аналоговый сигнал, плавно изменяющий свое значение в зависимости от величины регулируемого параметра, своего предыдущего значения и величины уставки, заданной оператором. У дискретного регулятора на выходе два дискретных сигнала «больше» и «меньше». Система поочередно подает эти сигналы на исполнительные механизмы. Длительность подачи того или иного сигнала определяется текущим положением регулирующего органа, значением регулируемого технологического параметра и величиной уставки, заданной оператором. В процессе регулирования система проводит анализ величины управляющего сигнала для аналогового регулятора и анализ положения исполнительного механизма для дискретного регулятора. При достижении ими крайних значений оператору выдается предупреждающее сообщение об ошибке регулирования (невозможности поддерживать заданное значение технологического параметра). Поддержание ранее заданных значений параметров техпроцесса в режиме автоматического регулирования возможно и в случае отсутствия связи управляющих контроллеров шкафа автоматики с АРМ оператора, так как регуляторы реализованы в рабочей программе управляющих контроллеров шкафа автоматики и не завязаны напрямую с АРМ оператора.

Режим архивирования и протоколирования информации является периодическим. В этом режиме система выполняет следующие действия:

- Сохранение на магнитном носителе (жестком диске АРМ оператора) значения всех данных (аналоговых параметров по сигналам ТИ). Для экономии места на магнитном носителе данные в этот архив заносятся по изменению их значений. Система обеспечивает просмотр на экранах АРМ оператора архивных данных в виде графиков (трендов) с удобным для оператора масштабом, как по времени, так и по значению параметра. Более подробное описание этих возможностей см. в описании на Realflex.

- Сохранение на магнитном носителе (винчестере АРМ оператора) всех событий в системе. Под событиями подразумеваются:

- изменение значений сигналов телесигнализации;

- переход системы по какому-либо из параметров в аварийное состояние,

- включение/выключение системы;

- отказ технических средств самой системы (кроме выхода из строя АРМ оператора).

- Все действия оператора также заносятся в протокол событий. К ним относятся:

- регистрация/перерегистрация оператора при входе/выходе из системы;

- квитирование тревоги оператора;

- действия оператора в режиме дистанционного управления оборудованием и изменение им уставок регулирования технологических параметров.

Система обеспечивает просмотр на экранах АРМов диспетчеров архивных событий в виде различных сводок (системных, сводок по связи, сводок активных тревог и т.д.). Помимо этого система может обеспечить распечатку архивных данных и событий на системном принтере. Срок хранения информации на жестком диске АРМ оператора - 1 месяц.

В процессе работы система непрерывно проводит самодиагностику исправности технических средств самой системы. Результаты самодиагностики отображаются на специально предназначенной для этого мнемосхеме. Исправные элементы системы отображаются на ней зеленым цветом. При выходе из строя какого-либо элемента системы раздается звуковой сигнал, и неисправные элементы системы отображаются красным цветом. Возникшая неисправность фиксируется в журнале аварийных сообщений на жестком диске АРМ оператора. Обобщенное сообщение неисправности комплекса технических средств системы передается на диспетчерский пункт ЦДНГ-6.

4.4.3. Мнемосхемы ДНС-1сс

Оператор ЦДНГ на АРМ-оператора ведёт непосредственный контроль основных параметров работы ДНС, среднее значение которых автоматически через каждые 2 часа регистрируется в базе данных программы. Оператор ДНС постоянно видит технологический процесс и в случае какой-то аварийной ситуации предпринимает первичные действия и если это нужно сообщает информацию сотрудникам НГДУ для ликвидации сложившейся ситуации (Приложение 1,2). Кроме того, в журнале приёма-сдачи смены оператор фиксирует время запуска и остановки ДНС; отмечает вывод оборудования в ремонт и ввод в эксплуатацию по окончании ремонта, с указанием краткой причины ремонта и плановых сроках окончания; положение запорной арматуры на технологической части.

          Один раз в смену оператор записывает показания приборов и показания датчиков на АРМ-оператора в журнал контроля технологических параметров.

          В АРМ-оператора  введены предельные значения технологических параметров ДНС и при выходе параметров за предельные значения, АРМ подаёт звуковую и световую сигнализацию и  регистрирует в меню АРМ на вкладке «журнал» с указанием даты и точного времени.

4.4.4. Журнал аварий и сообщений

Программное обеспечение  «АРМ диспетчера» постоянно регистрирует все действия операторов и нарушения технологического режима – выход значений датчиков за установленные аварийные границы. При возникновении аварии проводится аварийное сигнализирование.

Последние десять сообщений и аварий всегда можно увидеть в нижней части экрана, все остальные сообщения находятся на закладке <Журнал>.

При возникновении аварийной ситуации, т.е. если параметры датчиков узла учета превысят установленные аварийные границы, немедленно появляется специальное окно, отображающее все неподтвержденные аварийные сообщения на данный момент времени. Вывод окна сопровождается звуковым сигналом, повторяющимся через 1 сек. до момента подтверждения аварии. Графическое изображение аварийного датчика, соответственно, меняет цвет на красный.

Система контроля и управления ДНС, предназначенная для оперативного учета, поддержания заданных параметров технологического процесса и предотвращения возникновения аварийных ситуаций, обеспечивает:

- автоматическое регулирование температуры теплоносителя в сосуде, давления топливного газа перед горелкой и запальником;

-   технологический контроль над температурой, давлением;

- сигнализацию в операторный пункт о недопустимом повышении тем­пературы в сосуде подогревателя.

Система КИП и автоматики насосных агрегатов выполнена в виде блоков и состоит из щита управления, манометровой колонки и комплекта первичных приборов теплоконтроля. Система блочной автоматики обеспечивает автоматическое управление всеми механизмами насосного агрегата (от щита управления), управления маслонасосом и электроприводной задвижкой, контроль технологических параметров насосного агрегата, сигнализацию изменения технологических параметров и сигнализацию положения механизмов.

При недопустимом изменении технологических параметров комплект КИП и автоматики отключает насосный агрегат.

5. Экспериментальная часть

5.1. Сущность экспериментального определения статических и динамических характеристик объектов регулирования

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 течении 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.

Регулируемые объекты часто имеют несколько источников (каналов) возмущений. В этом случае необходимо снять характеристики при всех возмущениях. Однако в ряде случаев можно ограничиться снятием характеристик для основных каналов. Наибольший практический интерес представляет исследование динамических свойств при возмущениях, вызванных изменением той величины, на которую действует или будет действовать регулирующий орган.

При снятии временных характеристик весьма существенным является определение величин возмущения. При выборе величины возмущения исходят из допустимых отклонений в ходе технологического процесса. Однако необходимо, чтобы искусственно вводимое возмущение значительно превосходило по величине те случайные возмущения, которые могут быть при снятии характеристик.

Временную характеристику снимают следующим образом.

Перед экспериментом регулируемый объект приводят в равновесное состояние и обеспечивают условия, при которых все входные и выходные величины постоянны. После стабилизации объекта быстрым перемещением затвора регулируемого органа (клапана, заслонки и др.) вносят скачкообразное возмущение, отмечая при этом время и величину его. Затем следят за изменением выходной величины, записывая ее значения до тех пор, пока объект не придет в новое состояние равновесия, т.е. пока выходная величина не примет нового установившегося значения или пока не установится постоянная скорость ее изменения. На основании полученных данных строят кривую в координатах: выходная величина – время, которая и будет временной характеристикой объекта.

Для снятия временной характеристики на объекте должны быть установлены приборы для измерения входной и выходной величин. Наиболее удобны регистрирующие приборы с ленточной картограммой и большой скоростью ее движения.

Во время эксперимента записывают также все параметры, связанные с выходной величиной. Это позволяет при обработке результатов эксперимента установить, что снятые характеристики не искажены посторонними возмущениями.

Проведение эксперимента снятия временной характеристики облегчается, если на объекте установлен регулятор той величины, характеристика по которой снимается.

В зависимости от динамических свойств объектов кривые изменения выходной величины могут иметь различный характер. Чтобы получить исходные данные для расчета системы регулирования, необходимо найти аналитические выражения экспериментально полученных кривых.

5.2. Выделение САР из общей схемы автоматизации

Из общей схемы выделили следующую одноконтурную САР.

Рис. 1. Одноконтурная САР

5.3. Определение передаточной функции объекта выбранной

САР 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 течении 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.

Чтобы найти передаточную функцию объекта, воспользуемся методом Симою. 

        Основные параметры регулируемые в САР из общей схемы автоматизации:

Q_вх  — расход жидкости на входе  (м³/ч);

Н — межфазный уровень в отстойнике (м).

Пусть кривая разгона задана в графическом виде:

Рис. 3. График расхода жикости на входе

Рис. 4. График межфазного уровня в отстойнике

Н=1,38м;  Q=35м³.

Разбиваем ось абсцисс на отрезки с интервалом времени Δt=0,1

Находим отношение выходной величины от установившегося значения:. Функция будет приведена к безразмерному виду.

Заполним таблицу 1:

Таблица 1

Строим график зависимости 1-σ от времени θ

Рис. 5. График зависимости 1-σ от времени θ

Заполняем таблицу 2, выбрав шаг Δθ=0,2.

Таблица 2