СКАЧАТЬ:  harakteristika-ukpg-su-gkm-kak-obekta-avtomatizacii.zip [103,39 Kb] (cкачиваний: 34)

Введение

АСУТП (АСУ ТП) предназначены для оптимизации технологических процессов производств и повышение их эффективности путем автоматизации, базирующейся на использовании современных средств вычислительной и микропроцессорной техники и эффективных методов и средств контроля и управления.

Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУТП) - совокупность аппаратно-программных средств, осуществляющих контроль и управление производственными и технологическими процессами; поддерживающих обратную связь и активно воздействующих на ход процесса при отклонении его от заданных параметров; обеспечивающих регулирование и оптимизацию управляемого процесса.

Одними из главных преимуществ АСУТП является снижение, вплоть до полного исключения, влияния так называемого человеческого фактора на управляемый процесс, сокращение персонала, минимизация расходов сырья, повышение качества исходного продукта, и в конечном итоге - существенное повышение эффективности производства. Основные функции, выполняемые подобными системами, включают в себя контроль и управление, обмен данными, обработку, накопление и хранение информации, формирование сигналов тревог, построение графиков и отчетов.

В последнее время АСУТП начинают проникать в такие сферы, как управление дорожным движением, медицина, машиностроение, ЖКХ. Отдельное направление их применения составляет военная и космическая техника, где системы автоматизации используются в качестве встроенных средств контроля и управления.

В SCADA-системе АСУТП накопление и обработка информации выполняется контроллерами NetСore. Контроллер NetCore, представляющий из себя одноплатный компьютер, способен контролировать состояние датчиков, используя порт RS-232 и RS-485. После обработки, используя эти же интерфейсы возможно формирование управляющего воздействия на исполнительные механизмы. Используя локальную сеть Ethernet, автоматизированная система управления осуществляет связь с аналогичными контроллерами и автоматизированным рабочим местом (АРМ) оператора. В качестве последнего, удобно использовать NetCore Vision. Устройство позволяет отображать графическую информацию на внешнем SVGA дисплее и имеет USB для подключения мыши и клавиатуры. NetCore Vision как и NetCore работает под управлением ОС Linux, для разработки графического интерфейса доступно использование библиотеки QT. Оба сетевых вычислителя характеризуются малой потребляемой мощностью, менее 6 Ватт при широком диапазоне питающего напряжения 9-14 В. Это позволяет достаточно просто обеспечить устройства резервированным питанием.

Основные преимущества внедрения современной АСУ ТП:

1. повышение качества продукции;

2. снижение влияния человеческого фактора;

3. повышение надёжности системы;

4. снижение простоев оборудования;

5. повышение ремонтопригодности оборудования;

6. полный контроль за работой оборудования за счет формирования архивов и отчётов;

7. простота интеграции с верхним уровнем управления предприятия (MES, ERP - системы).

Характеристика УКПГ СУ ГКМ как объекта автоматизации.

Северо-Уренгойское ГКМ расположено в основании Тазовского п-ва на 150 км севернее Северного полярного круга. Подготовка газа осуществляется методом низкотемпературной сепарации с обеспечением перепада давления газа на входе и выходе УКПГ в соответствии с ОСТ 51.40‑93 [1] (до точки росы по воде в зимний период – минус 20°С, в летний период – минус 10°С, до точки росы по углеводородам в зимний период – минус 10°С, в летний период – минус 5°С).

В состав УКПГ входят (рис 1):

• Цех запорно-переключающей арматуры (ЗПА);
• Цех подготовки газа на производительность 5 млн. м3/сут.;
• Цех подготовки газа (ЦПГ) на производительность 10 млн. м3/сут.;
• Насосная метанола (НМ);
• Цех подготовки конденсата (ЦПК);
• Насосная станции внешней перекачки конденсата (НВПК);
• Узел коммерческого учета газа;
• Узел коммерческого учета конденсата;
• Вспомогательные объекты.

Сырой газ, поступающий с кустов газовых скважин, собирается в общий коллектор в цехе ЗПА и подается на первую ступень сепарации (см. рис.1).

В сепараторе первой ступени С-1 производится отделение жидкости от газа, улавливание возможных жидкостных пробок, отделение механических примесей. Далее газ проходит через теплообменник первой ступени сепарации Т-1, где охлаждается обратным потоком осушенного газа. После Т-1 газ направляется в сепаратор второй ступени сепарации С-2, где освобождается от жидкости, выделившейся при снижении температуры. После С-2 газ проходит через теплообменник второй ступени сепарации Т-2, где охлаждается обратным потоком осушенного газа. После Т-2 газ подаётся на клапан-регулятор (КР), выполняющий роль дросселя. Давление потока газа после КР снижается до 6,3 МПа, температура до минус 30°С. После КР газ поступает в низко-температурный сепаратор С-3 и освобождается от выделившейся при дросселировании жидкости. Осушенный газ проходит через теплообменники Т-2 и Т-1, нагревается встречным потоком сырого газа до температуры 13,9°С (летом) и направляется через пункт измерения расхода газа в газопровод.

В низкотемпературном сепараторе С-3, состоящем конструктивно из двух аппаратов: сепаратора и накопительной емкости-разделителя, происходит процесс разделения жидкой фазы на конденсат и метанольную воду. Конденсат газа после редуцирования с давлением 3,5 МПа подогревается в теплообменнике Т-3 встречным потоком газа сепарации из разделителей и поступает в выветриватели В-1 и В-2. Газ из разделителей Р-1 после Т-3 с температурой минус 26°С подается в С-3А.

Рис.1 Принципиально-технологическая схема

подготовки газа и газового конденсата  СУ ГКМ.

Конденсат с сепараторов С-1 и С-2 подается в разделители Р-1 и Р-2 где он освобождается от оставшихся после I  и II ступеней сепарации газа и метанольной воды. Затем в выветривателях В-1 и В-2 конденсат отделяется от конденсационной воды и поступает в буферные емкости, откуда насосами внешней перекачки через узел коммерческого учета он подается в конденсатопровод.

В качестве ингибитора гидратообразования выступает метанол, который насосами-дозаторами подается во входные шлейфы ЗПА, перед теплообменниками и выветривателями.

Информационная мощность УКПГ Северо-Уренгойского ГКМ как объекта автоматизации составляет более 1000 входных/выходных сигналов.

Основные технические решения

АСУТП УКПГ СУ ГКМ построена на базе микропроцессорного программно-технического комплекса DeltaV производства компании EMERSON Process Management (Fisher-Rosemount).

Система DeltaV – одна из последних разработок фирмы EMERSON, которая включила в себя лучшие наработки своих предшественниц и воплотила все последние мировые тенденции развития микропроцессорных ПТК

Ядром системы является контроллер M3 (PowerPC860, 50 MГц, 4 Mбайт ОЗУ), который позволяет подключать до 512 точек ввода/вывода (на каждый контроллер).

Модули ввода/вывода позволяют подключать как «традиционные» типы сигналов (4-20 мА, «С.к.», =110В, ~220В и т.д.), так и цифровые (HART, FieldBus). Интерфейсные модули ввода/вывода поддерживают практически все распространенные интерфейсы и протоколы обмена (Modbus, Profibus, Foundation Fieldbus, HART, ASi, RS-485/232 и др.).

Контроллеры, источники питания и модули ввода/вывода устанавливаются на базовые панели, которые монтируются в шкафах на DIN-рейках.

Стойки, расположенные в щитовых, соединяются между собой в сеть стандарта 10BaseFХ по оптико-волоконным линиям связи, которые собираются в центральной аппаратной в хабах 3COM Super StackII. Эти же хабы включаются в сеть 100BaseT со всеми операторскими станциями DeltaV (рис.2).

Операторские станции DeltaV выполнены на базе ПК Dell OptiPlex GX110 (процессор Intel Pentium III 500 МГц, ОЗУ 128 Мбайт, HDD 6,4 Гбайт, 14/32Х CD Drive, монитор 21’’, стандартная клавиатура, «мышь», звуковые колонки, две сетевые платы, стриммер, принтер HP LaserJet 5000N).

Рис.2 Структурная схема АСУТП УКПГ СУ ГКМ

Станции функционируют под управлением операционной системы реального времени  Windows NT 4.0. Операторский интерфейс (рис.3) максимально адаптирован под пользователя, не требует специальных программистских навыков, прост в освоении и интуитивно понятен.

Пункт измерения расхода газа реализован на базе многопараметрических сенсоров Fisher-Rosemount и контроллера расхода газа ROC407 FloBoss. Контроллер ROC407 обеспечивает выполнение всех функций, требуемых для измерения и контроля расхода газа.

Через один из коммуникационных портов ROC-407 по интерфейсу RS-485 организована связь между контроллером расхода и системой управления DeltaV, что позволяет видеть все текущие и суммарные данные, рассчитываемые в контроллере расхода на операторской станции DeltaV в реальном масштабе времени.

Узел коммерческого учета конденсата выполнен на базе кориолисовых массовых  расходомеров Micro Motion производства Fisher-Rosemount. Информация о массовом расходе поступает с сенсоров ELITE CMF200 через трансмиттеры RFT 9739 на компьютер расхода OMNI 6000, который рассчитывает все необходимые суммарные значения и в режиме реального времени передает данные по  интерфейсу RS-485  в систему управления DeltaV.

Основные характеристики АСУТП УКПГ СУ ГКМ.

• · АСУТП УКПГ СУ ГКМ представляет собой иерархическую, функционально и территориально распределенную систему управления, имеющую информационную связь с сетью газодобывающего предприятия – ЗАО «Нортгаз».
• · АСУ ТП УКПГ имеет двухуровневую структуру.
• · Нижний уровень обеспечивает автоматическое и по командам с верхнего уровня управление технологическим  оборудованием, в том числе его защиту по заданным алгоритмам. Технические средства, участвующие в аварийных защитах и блокировках, дублированы.

Верхний уровень обеспечивает автоматизированное (человеко-машинное) операторское  управление технологическим оборудованием.

• · Каждая подсистема АСУТП УКПГ СУ ГКМ при потере связи с вышестоящим уровнем управления обеспечивает работу в автономном режиме по заранее заданным алгоритмам и уставкам.
• · Отказы  технических  средств  отдельных модулей системы  не оказывают влияние на работоспособность  всей системы в целом.
• · ПТК системы допускает расширение на всех уровнях управления при вводе новых технологических объектов управления, увеличении числа аналоговых и дискретных сигналов, функциональных задач.
• · Система обеспечивает достоверность используемой информации, исключает использование и представление недостоверной информации, формирует сообщения о дефектах информационных каналов.
• · Для определения достоверности вводимой информации при наличии одного датчика осуществляется диагностирование наличия питающего напряжения и исправности всех устройств, входящих в канал прохождения информации (датчика, соединительных линий, аналого-цифрового преобразователя и т.п.).
• Для проверки исполнения управляющих команд предусмотрен контроль по времени замыкания или размыкания концевых выключателей исполнительных механизмов, блок – контактов выключателей и т.д.
• · Система обладает живучестью при выходе из строя отдельных элементов КТС.
• · На всех уровнях системы в техническом и программном обеспечениях реализована защита от несанкционированного доступа к информации и функциям системы.
• · На всех уровнях системы обеспечена сохранность информации при нарушениях связи и пропадании электропитания.
• · Технические средства системы работоспособны в условиях реально существующих внешних электрических, магнитных и радиационных полей, а также помех по цепям питания.
• · Технические и программные решения, принимаемые по системе, максимально унифицированы и совместимы с наиболее распространенными техническими и программными средствами других производителей.
• · Модули в/в,  участвующие в аварийных защитах и блокировках, резервированы.
• · Магистраль связи нижнего и верхнего уровней АСУ ТП УКПГ резервирована.

Рис.3  Фрагмент операторского интерфейса АСУТП  УКПГ

Заключение

Опыт эксплуатации системы показал ее высокую надежность, эффективность и соответствие предъявляемым требованиям.

Перспективами развития системы являются  повышение уровня автоматизации объекта управления и внедрение новых задач (функций) управления и обработки данных.

Список литературы

1. ОСТ 51.40-93. Газы горючие, подаваемые в магистральные газопроводы.
2. ГОСТ 24.701-86. ЕСС АСУ. Надежность АСУ. Основные положения.
3. Основные положения по автоматизации, телемеханизации и созданию информационно-управляющих систем предприятий добычи и подземного хранения газа». М. РАО «Газпром», 1997.
4. Отраслевая система оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ) ECГ России. Общесистемные требования. Часть II. Требования к системам управления добычей и подземным хранением газа». М., РАО «Газпром», 1999 г.
5. РД 50-680-88. Методические указания. Автоматизированные системы. Основные положения.
6. Основные положения по автоматизации, телемеханизации и автоматизированным системам управления технологическими процессами транспортировки газа». М., РАО «Газпром», 1996 г.