СКАЧАТЬ:  dns-cdng-leninogorskneft.zip [3,63 Mb] (cкачиваний: 178)

Содержание

Содержание- 2

Реферат- 3

Введение- 4

3. Технологическая часть-- 6

4. Техническая часть-- 10

4.1 Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы контроля и управления- 10

4.2 Цели, задачи и выполняемые функции систем автоматизации верхнего и нижнего уровней- 13

Уровень локального управления- 15

Уровень корпоративного управления- 16

4.3 Состав комплекса технических средств АСУТП-- 17

Контроллер телемеханики ГАММА-8М-- 17

Датчик давления Метран-100- 20

Датчик уровня ультразвуковой ДУУ2- 22

4.4 Прикладное программное обеспечение для верхнего уровня АСУТП-- 25

OPC как основной стандарт взаимодействия между программными компонентами системы МЕГА-- 28

Менеджер опроса контроллеров РОТОР- 30

4.5 SCADA-система- 31

Автоматическое регулирование- 32

Управление технологическими объектами- 33

Аварийное оповещение- 34

4.6. Объём автоматизации технологических объектов- 37

5. Экспериментальная часть-- 39

5.1. Сущность экспериментального определениястатических и динамических характеристикобъектов регулирования- 39

5.2. Выделение САР из общей схемы автоматизации- 42

5.3. Определение передаточной функции сепаратора по кривой разгона методом площадей. 43

6. Расчетная часть-- 48

7. Проектная часть-- 62

Список литературы-- 72

Приложение 1.Спецификация-- 73

Приложение 2.Список условных сокращений-- 74

Приложение 3.Схема автоматизации ДНС-- 75

Приложение4.Схема электрическая принципиальная-- 76

Реферат

Курсовой проект по дисциплине: «Автоматизация технологических процессов и производств», на тему: «Автоматизация ДНС ЦДНГ-2».

Данная установка относится к управлению НГДУ «Лениногорскнефть» при ОАО «ТатНефть».

Ключевые слова, использующиеся в данном курсовом проекте:

• ДНС–дожимная насосная станция;
• АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическим процессом;
• КДФ – концевой делитель фаз;
• ЦНС – центробежный насос;
• SCADA – система диспетчерского управления и сбора данных;
• ГАММА-8М – контроллер телемеханики, обеспечивающий дистанционный контроль состояния объекта и выполняющий функции управления технологическим оборудованием.

   В системах внутрипромыслового сбора нефти ДНС выполняет функции по предварительной сепарации, бригадному учету добытой продукции и транспортировки ее до установки подготовки.  Именно поэтому АСУ ТП ДНС необходима для управления технологическим процессом, а также для поддержания оптимального режима подготовки нефти, газа и сброса воды, контроля за ходом технологического процесса, формирования и выдачи отчетной и архивной документации, диагностики измерительного оборудования.

Курсовой проект содержит: расчётно-пояснительную записку (80 стр.), состоящая из введения, технологической, технической, расчётной, проектной и графической части; чертёжи: схема автоматизации ДНС, принципиальную электрическую схему контроля ДНС; приложения: примеры видеокадров мнемосхем АРМ, основные используемые датчики.

Введение

    Современное нефтедобывающее предприятие представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осуществляющих до­бычу, транспорт, первичную подготовку, хранение и перекачку неф­ти и газа, а также выполняющих технологические процессы под­держания пластовых давлений.

Главными отличительными особенностями нефтедобывающего предприятия является:

• большая рассредоточенность объектов на площадях, достигающих тысяч и десятков тысяч гектаров; расстоя­ния между скважинами составляют сотни метров;
• непрерывность технологических процессов;
• однотипность технологических про­цессов на большом числе объектов (скважины, групповые установ­ки, сепараторы и т. п.);
• связь всех технологических объектов че­рез единый пласт, на который пробурены все добывающие и нагне­тательные скважины, через поток продукции (нефть, газ) и через энергетические потоки (пар, газ, вода).

В системах внутрипромыслового сбора нефти ДНС выполняет функции по предварительной сепарации, бригадному учету добытой продукции и транспортировки ее до установки подготовки.

 Набор технологических процессов на ДНС определяется особенностями применяемой системы сбора, физико-химическими свойствами нефти.

ДНС, исходя из этого, имеет в своем составе следующие функциональные узлы- основное и вспомогательное оборудование:

• сепараторы 1-ой и 2-ой ступени;
• УПС (отстойник);
• насосные агрегаты («водяные» и «нефтяные»);
• буферные емкости;
• РВС (дренажные емкости);
• оперативный узел учета (блок расходомеров);
• блок реагентного хозяйства.

Рассредоточенность технологических объектов на больших пло­щадях привела к необходимости и экономической целесообразности разработки и внедрения телемеханических систем и организацион­ных структур дистанционного контроля и управления технологиче­скими объектами и процессами.

3. Технологическая часть

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

• автоматическое регулирование пропускной спо­собности ДНС; автоматическую защиту ее при аварийных уровнях нефти в буферных емкостях;
• автоматическое отключение насосов в аварийных случаях;
• автоматическое регулирование давления сепа­рации;
• автоматическую защиту ДНС при аварийном повышении или снижении давления в трубопроводах;
• автоматическую защиту га­зосборной линии и открытии факельной линии при аварийном по­вышении давления в буферных емкостях;
• автоматическую защиту трубопровода на приеме ДНС, газопровода после буферных емкостей и открытие линии сброса газа при прекращении электроснабжения ДНС;
• автоматическое регулирование температуры в помещениях щи­товой, операторной и насосных станциях.

Автоматическое регулирование производительности осущест­вляется с помощью автоматов откачки. Если производи­тельность насосов превышает объем нефти, поступающей в ем­кости, уровень жидкости в последней будет понижаться и, когда он достигнет определенного нижнего предела, автомат откачки замкнет контакт «нижний уровень». При этом включается реле времени нижнего уровня (РВНУ), которое через каждую минуту выдает импульсы продолжительностью 3—5 с. Это при­водит к прикрытию установленных на выкиде насосов задвижек. Если после прикрытия задвижек уровень поднимается, автомат откачки отключит РВНУ. Если после этого поступление жид­кости в емкости будет соответствовать откачке ее, проходное сечение задвижек не будет меняться. Увеличение притока жид­кости на ДНС может привести к тому, что уровень жидкости в емкостях начнет повышаться и, когда он достигнет верхнего предельного, автомат откачки включит реле времени верхнего уровня (РВВУ), которое будет посылать импульсы, открываю­щие задвижки на выкиде насосов. В случае аварийного превы­шения уровня нефти в емкостях датчики предельного уровня ДУУ2 подают сигнал, отключающий соленоиды в клапанах КСП-4. При этом сжатый воздух давлением перекроет линию входа нефти на ДНС. Одновременно на диспетчерский пункт (ДП) поступит сигнал аварии. Если уровень жидкости в буферных ёмкостях снизится до нижнего предельного от ДУУ2 посту­пит импульс, отключающий приводы всех насосных агрегатов. Задвижки на выкидных линиях насосов будут закрыты, и на ДП будет послан сигнал аварии. Автоматическое регулирование давления сепарации осуществляется регулятором давления пря­мого действия с мембранным исполнительным механизмом, ус­тановленным на линии отвода газа в газосборную сеть. При повышении давления на входе ДНС более 0,6 МПа  манометр подаст импульс, обесточивающий клапаны типа КСП-4. При этом вход нефти на ДНС будет пере­крыт и на ДП будет послан сигнал аварии.

Автоматическая блокировка (защитное перекрытие) газосбор­ной линии и открытие линии подачи газа на факел при аварийном превышении давления в емкости выполняются при помощи  манометра предельного уровня МИДА, соленоидных клапанов КСП-4 и управляемых запорных кранов, установ­ленных на газосборной линии и на линии отвода газафакел. При этом на ДП будет послан сигнал аварии.

Автомати­ческое отключение насосов при возникновении пожара в поме­щениях нефтенасосных происходит при подаче сигнала от те­пловых датчиков системы противопожарной защиты в блок местной автоматики. Сигнал поступает при повышении темпера­туры в помещении нефтенасосов до 90 °С. Одновременно кран перекрывает трубопровод на входе ДНС. Автоматическая бло­кировка трубопровода на входе ДНС, газопровода после буфер­ных емкостей и открытие линии сброса газа на факел при пре­кращении энергоснабжения ДНС выполняются при помощи соответствующих запорных кранов и клапанов КСП-4. В случае прекращения энергоснабжения ДНС соленоиды обесточиваются, и через  клапаны сжатый воздух поступает на запор­ные краны. Нагрева­тельные приборы автоматически включаются при температуре воздуха ниже 5 °С и выключаются при 20 °С.

Расход нефти в напорном трубопроводе контролируется массомером CMF300 . Уровень в буфер­ных емкостях измеряется датчиками  уровня ультразвуковыми ДУУ2. Предупредительная звуковая и световая сигна­лизация при отклонениях давлений на приеме ДНС, в газосбор­ной сети и в трубопроводе после регулятора давления осуще­ствляется электроконтактными манометрами.

Водонефтяная смесь с  ГЗУ частично поступает в сепаратор и газоосушитель, где от нее отделяется газ, идущий на факельную установку. Далее смесь идет в концевой делитель фаз, где разделяется на воду и нефть. Вода поступает в водяную емкость и откачивается насосами на КНС-121. Нефть поступает в нефтяной резервуар и нефтяными насосами откачивается  на товарный парк.

Экспликация оборудования

4. Техническая часть

4.1 Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы контроля и управления

На  рис. 1. представлена обобщенная структура АСУ ТП ДНС, построенной на базе микропроцессорного программируемого контроллера Гамма-8М, корпоративной распределенной системы управления производством в реальном времени «МЕГА».

Автоматизированная система управления технологическим процессом ДНС представляет собой программно-аппаратный комплекс, состоящий из нескольких уровней:  

• Первичные средства сбора информации и управления (датчики, исполнительные устройства);
• Контролируемый пункт ПК;
• Автоматизированное рабочее место диспетчера;

Основой системы «Мега – ДНС» является контроллер «Гамма-8М» и универсальное встроенное программное обеспечение «Мега-Лог», позволяющее легко с помощью удалённого конфигуратора сформировать и настроить автоматику любой ДНС в соответствии с её составом и регламентом работы.

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

Корпоративная распределенная система управления производством в реальном времени «МЕГА» предназначена для автоматического управления распределенными технологическими процессами ДНС и информационного обеспечения специалистов в реальном масштабе времени.

Система позволяет решить следующие задачи:

• Локальное управление технологическим оборудованием ДНС;
• Телемеханика распределенного оборудования по комбинированным каналам связи, включая радиоканал;
• Автоматическое управление оборудованием в рамках сети телемеханики цеха;
• Автоматические расчеты и вычисления;
• Представление всей информации в стандартном виде, обеспечивающем обмен текущими данными в рамках корпоративной компьютерной сети с помощью встроенных системных средств;
• Объединение программных комплексов уровня цехов в единую систему управления предприятием с единой базой данных.
• Постоянное обновление текущей информации о состоянии технологических объектов в центральной базе данных для дальнейшей обработки на АРМах специалистов.

Открытые стандарты позволяют интегрировать в единое целое различные системы телемеханики, SCADA-пакеты и прикладное программное обеспечение.

Система строится по иерархическому многоуровневому принципу. На каждом уровне присутствуют свои аппаратно-программные средства, взаимосвязанные для обеспечения сквозного обмена информацией между верхом и низом. Условно можно выделить следующие уровни:

1. Уровень локального управления (уровень автоматики);
2. Уровень диспетчерского управления (уровень ДП);
3. Уровень корпоративного управления (уровень АРМов).

Конечной целью создания системы является повышение стабильности технологического процесса, защита технологического оборудования от аварий, улучшение условий труда и безопасности ведения процесса, в том числе условий охраны окружающей среды повышение экономической эффективности производства.

Для обеспечения уровня диспетчерского управления в диспетчерской устанавливается сервер сбора данных и управления (далее сервер ДП), который выполняет все функции управления сетью контроллеров. Для компьютерной сети НГДУ сервер ДП виден как один из компьютеров, в котором есть OPC-серверы данных. Данные OPC-серверов доступны для любого компьютера корпоративной сети.

На нижнем уровне менеджер опроса сети контроллеров РОТОР отвечает за опрос и настройку контроллеров. Наличие пяти каналов связи с многоуровневой ретрансляцией и возможностью организации альтернативных маршрутов до объекта позволяет «достучаться» до самых отдаленных участков производства. Для передачи данных от объекта автоматизации по любым каналам связи (от RS-485 до радио и сотовой связи) используется пакетный протокол РТМ-64/var. Данный протокол открыт и может быть реализован производителями любых контроллеров, что позволит их контроллерам легко интегрироваться в систему МЕГА, в данном случае в систему встроены контроллеры Гамма-8М.

Средний уровень диспетчерского управления, представляющий собой сервер данных, формирует поток информации в стандартном виде с использованием современных программных интерфейсов (COM/DCOM, OPC), что позволяет «видеть» все данные системы МЕГА из всех современных систем автоматизации производства.

Верхний уровень диспетчерского управления представлен программой визуализации технологического процесса, контроля и управления «АРМ диспетчера». На рисунке 2 представлена структурная схема системы Мега

Уровень локального управления

На технологических объектах устанавливаются контроллеры «Гамма-8М». Контроллеры легко конфигурируются под типовой объект автоматизации и выполняют функции локального управления и предварительной обработки информации. Между собой и сервером контроллеры связаны в произвольном порядке по любому из пяти видов связи, включая радиосвязь и связь по выделенной двухпроводной линии, с помощью пакетного протокола «РТМ-64/var». Каждый контроллер является при этом еще и ретранслятором, что позволяет построить разнородную сеть телемеханики с многоступенчатой ретрансляцией.

Уровень корпоративного управления

Для автоматизации на уровне корпоративного управления (уровень цехов, промыслов и объединения) используется универсальный программный компонент «Узел». Узел обеспечивает видимость компьютера в единой сети объединения и обеспечивает доступ к данным других узлов. На основе узла строятся сервера опроса, АРМы специалистов, архивные сервера. Узел опроса, расположенный на уровне промысла, осуществляет непрерывный опрос всего парка объектов, обеспечивая специалистов текущими данными о состоянии объектов производства и обеспечивая прохождение команд управления и настройки объектов.

На уровне промысла и объединения разворачивается сеть из общих информационных узлов системы и АРМов специалистов. Все программные части системы МЕГА тесно связаны друг с другом и работают в рамках единой системы безопасности и доступа к данным. Единый АРМ администратора системы позволяет централизованно по сети управлять информационными потоками, следить за работой узлов, настраивать каждый узел, раздавать права пользователям системы. Развернутая в сети предприятия система МЕГА заставляет работать компьютеры сети организации в едином ключе, и является своеобразным «клеем», позволяющим связать разнородные системы управления и базы данных, работающие на предприятии. Заложенные в систему принципы взаимосвязи всех узлов и АРМов позволяют спокойно преодолевать сложности связанные с многодоменной структурой сети, обеспечить надежную доставку необходимой пользователям информации даже в неустойчивых сетях передачи по «узким» каналам связи. Информация, с которой работает специалист при помощи АРМа, строго персонализирована, т.е. пользователь всегда получает только необходимую именно ему информацию.

4.3 Состав комплекса технических средств АСУТП

КТС представляет собой систему, объединяющую контроллеры технологических объектов  и персональные ЭВМ.

В качестве контроллеров технологических объектов используются микропроцессорные контроллеры Гамма-7М и Гамма-8М, а также контроллеры ранних модификаций.

Контроллер телемеханики ГАММА-8М

Контроллер ГАММА-8М обеспечивает дистанционный контроль состояния и выполняет функции управления технологическим оборудованием, устанавливается непосредственно на технологическом объекте. Контроллер можно использовать как элемент распределенной сети в составе контролируемого пункта, так и как самостоятельное устройство ввода/вывода. Контроллер предназначен для использования в непрерывном, круглосуточном режиме.

Рис. 3. Структурная схема контроллера ГАММА-8М.

Обмен данными между контроллером Гамма-8М и сервером телемеханики осуществляется по протоколу канального уровня РТМ-64/var.

Контроллер микропроцессорный ГАММА-8М, в зависимости от исполнения, предназначен для:

- многоканального измерения уровня однофазных жидкостей совместно с датчиками уровня ультразвуковыми ДУУ2 производства ЗАО «Альбатрос»;

- измерения давления внутри резервуаров совместно с датчиками ДУУ2 или датчиками избыточного давления ДИД1 производства ЗАО «Альбатрос»;

- измерения температуры контролируемых жидкостей совместно с датчиками ДУУ2 производства ЗАО «Альбатрос»;

- измерения различных технологических параметров (давление, температура и т.п.) при подключении датчиков сторонних производителей, имеющих стандартный выходной токовый сигнал;

- одновременного регулирования (позиционный или пропорциональный законы регулирования) по любым двум измеряемым подключенными к прибору ДУУ2, ДТМ1, ДИД1 (далее «датчики») или датчиками со стандартным токовым выходам параметрам;

- управления дискретными исполнительными механизмами (задвижки, пускатели и т.п.);

- формирования стандартных токовых сигналов для выдачи на устройства регистрации (самописцы);

- осуществления цифрового обмена по последовательному интерфейсу с ЭВМ верхнего уровня.

Базовый блок прибора включает в свой состав блок питания БП6, модуль процессора МП5М и ячейку индикации ЯИ4.

Кроме того, базовый блок имеет два соединителя для наращивания функциональных возможностей прибора.

К первому соединителю подключается модуль интерфейса МИ/М, обеспечивающий связь прибора с ЭВМ верхнего уровня.

Второй соединитель позволяет установить один из трех следующих типов модулей расширения:

- модуль сопряжения с датчиками МСД;

- модуль токовых сигналов МТС1;

- модуль токовых сигналов МТС2.

Прибор, в зависимости от комплектации модулем интерфейса МИ/М, модулем расширения и версии программного обеспечения (ПО), выпускается в различных исполнениях.

Базовый блок прибора предназначен для подключения к нему двух датчиков или контроллеров КСМ, модуля интерфейса МИ/М, одного из модулей расширения и обеспечивает:

- искробезопасное питание датчиков (КСМ – только КСЗМ);

- питание модуля интерфейса МИ/М и модуля расширения;

- обработку поступающих от датчиков (КСМ) сигналов и расчет измеряемых датчиками (КСМ) параметров;

- обмен информацией и управление модулем интерфейса МИ/М и модулем расширения;

- формирование четырех изолированных дискретных сигналов типа «сухой контакт» для предупредительной или аварийной сигнализации (ключи);

- индикацию измеренных базовым блоком и модулем расширения параметров на встроенном жидкокристаллическом индикаторе (ЖКИ);

- ввод и просмотр настроек прибора.

Датчик давления Метран-100

1. 1.     Назначение

Датчики давления Метран-100 (в дальнейшем датчики) предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование измеряемых величин давления избыточного, абсолютного, разрежения, давления-разрежения, разности давлений, гидростатического давления нейтральных и агрессивных сред в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи и цифровой сигнал на базе HART-протокола.

Датчики предназначены для преобразования давления рабочих сред: жидкости, пара, газа (в т.ч. газообразного кислорода и кислородосодержащих газовых смесей) в унифицированный токовый сигнал и цифровой сигнал на базе HART-протокола. Датчики предназначены для работы во взрывобезопасных и взрывоопасных условиях.

Датчики предназначены для работы с вторичной регистрирующей и показывающей аппаратурой, регуляторами и другими устройствами автоматики, машинами централизованного контроля и системами управления, воспринимающими стандартные сигналы постоянного тока 0-5 или 4-20 мА и цифрового сигнала на базе HART-протокола.

Датчики с HART-протоколом могут передать информацию об измеряемой величине в цифровом виде по двухпроводной линии связи вместе с сигналом постоянного тока 4-20 мА. Этот цифровой сигнал может приниматься и обрабатываться любым устройством, поддерживающим протокол HART. Цифровой выход используется для связи датчика с портативным ручным HART-коммуникатором или с персональным компьютером через стандартный последовательный порт и дополнительный HART-модем, при этом может выполняться настройка датчика, выбор его основных параметров, перестройка диапазонов измерений, корректировка нуля и ряд других операций.

1. 2.     Технические данные

     Датчики Метран-100 являются многопредельными и настраиваются на верхний предел измерений или диапазон измерений от минимального верхнего предела до максимального верхнего предела измерений.

Наименование и обозначение датчика, модель датчика, максимальный верхний предел измерений или диапазон измерений модели Р_мин; минимальный верхний предел измерений или диапазон измерений модели Р_макс, верхние пределы измерений или диапазоны измерений по ГОСТ 22520 приведены в таблице 1. 

Таблица 1

1. Датчик состоит из преобразователя давления (сенсорный блок) и электронного преобразователя. Датчики имеют унифицированный электронный преобразователь. Измеряемая входная величина подается в камеру сенсорного блока и преобразуется в деформацию чувствительного элемента (тензопреобразователя), вызывая при этом изменение электрического сопротивления его тензорезисторов. Электронный преобразователь датчика преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал. Чувствительным элементом тензопреобразователя является пластина из монокристаллического сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисторами (структура КНС), прочно соединенная с металлической мембраной тензопреобразователя.

Датчик уровня ультразвуковой ДУУ2

1. Назначение

Датчики уровня ультразвуковые ДУУ2 и ДУУ2М (далее «датчики »)предназначены для измерения уровня различных жидкостей,уровней раздела сред многофазных жидкостей (нефть –эмульсия – подтоварная вода и т..п.),а также измерения температуры и давления контролируемой среды. Применяются в системах автоматизации производственных объектов нефтегазовой,нефтехимической,химической,энергетической,металлургической,пищевой и других отраслей промышленности в аппаратах с атмосферным или избыточным (до 2,0 МПа)давлением. Датчики устанавливаются на объектах в зонах класса 1 и класса 2 по ГОСТ Р 51330.9,где возможно образование смесей горючих газов и паров с воздухом категории IIB по ГОСТ Р 51330.11 температурного класса T5 включительно согласно ГОСТ Р 51330.0.  Датчики имеют взрывозащищенное исполнение,соответствуют требованиям ГОСТ Р 51330.0,ГОСТ Р 51330.10,имеют вид взрывозащиты «Искробезопасная электрическая цепь »,уровень взрывозащиты «Взрывобезопасный » для взрывоопасных смесей категории IIВ по ГОСТ Р 51330.11,температурного класса T5 по ГОСТ Р 51330.0,маркировку взрывозащиты «1ExibIIBT5 X » по ГОСТ Р 51330.0. Датчики внесены в Государственный реестр средств измерений. Датчики предназначены для построения систем автоматизации совместно с контроллерами ГАММА 7М,ГАММА 8М,ГАММА 10,  ГАММА 11,блоком сопряжения с датчиками БСД. Датчики ДУУ2М по сравнению с датчиками ДУУ2 обладают повышенной устойчивостью к электромагнитным помехам,повышенной стойкостью к отрицательным температурам,выполнены на современной элементной базе,ячейки преобразования изготавливаются по автоматизированной технологии поверхностного монтажа.В дальнейшем датчики ДУУ2М полностью заменят датчики ДУУ2.

2. Контролируемая среда

Нефть,нефтепродукты,растворители,сжиженные газы,кислоты,щелочи,другие агрессивные и неагрессивные среды.Стойкость датчиков к агрессивным средам ограничена применяемыми материалами,контактирующими с контролируемой средой:нержавеющая сталь 12Х18Н10Т,1.4435 (для датчиков ДУУ2 05 …ДУУ2 08,  ДУУ2М 05 …ДУУ2М 08),фторопласт 4,сферопластик тип ЭДС 7АПТУ6 05 221 625 82 (при использовании поплавков соответствующего типа). 

3. Принцип работы

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 магнитострикционного эффекта возникает импульс продольной деформации, который распространяется по проволоке и фиксируется пьезоэлементом, закрепленным на ней. Кроме того, возникает импульс упругой деформации, отраженный от нижнего конца ЧЭ датчика и фиксируемый пьезоэлементом для датчиков исполнения 1.

Измерение времени, прошедшего с момента формирования импульса тока до момента приема импульсов упругой деформации, принятых и преобразованных пьезоэлементом позволяет определить расстояние до местоположения поплавка, определяемого положением уровня жидкости. Датчики исполнения 0 измеряют время, прошедшее с момента формирования импульса тока до момента приема сигнала от пьезоэлемента.

Это позволяет вычислить расстояние до местоположения поплавка, определяемого положением уровня жидкости, при известной скорости звука.

4.4 Прикладное программное обеспечение для верхнего уровня АСУТП

Программное обеспечение распределенной системы управления «МЕГА» разработано для автоматического управления оборудованием в рамках сети телемеханики цеха добычи нефти; автоматических расчетов и вычислений; представления всей информации в стандартном виде, обеспечивающем обмен текущими данными в рамках корпоративной компьютерной сети с помощью встроенных системных средств; объединения программных комплексов уровня цехов в единую систему управления предприятием с единой базой данных; постоянного обновления текущей информации о состоянии технологических объектов в центральной базе данных для дальнейшей обработки на АРМах специалистов.

Структура программного обеспечения распределенной системы управления МЕГА показана на рис. 4.

РОТОР – менеджер опроса контроллеров. Основные функции:

1. Последовательный опрос контроллеров в фоновом циклическом режиме, включающем в себя:

• три цикла опроса;
• команды по запросу (разовые команды);
• аварийные сообщения от любого контроллера сети.

1. Чтение и запись параметров функционирования контроллера;
2. Настройка связи и опроса контроллеров;
3. Конфигурирование запрашиваемых данных (тегов);
4. Ведение статистики качества связи с контроллерами;
5. Редактирование блоков, команд и шаблонов контроллеров.

Рис. 4. Структура программного комплекса МЕГА.

ОРС сервер контроллеров «МЕГА». Основные функции:

• Разбор пакетов, полученных от контроллеров в ходе опроса;
• Выполнение первичных преобразований над данными (масштабирование, разбор архивных записей и т.д.);
• Чтение архивов контроллеров;
• Опрос контроллеров через службу FM-Wireless;
• Предоставление данных клиентским программам по стандарту ОРС.

База данных контроллеров. Хранит данные по контроллерам, маршрутам опроса, тегам ОРС, а также шаблонам контроллеров; содержит справочники команд и блоков.

Сервер объектов – ядро программного обеспечения системы. Основные функции:

• Получение данных по стандарту ОРС;
• Иерархическое представление данных в виде дерева объектов;
• Организация вычислений;
• Архивирование событий, тревог и значений свойств;
• Запись результатов в файл или внешнюю базу данных;
• Предоставление данных по стандарту ОРС.

База данных объектов. Хранит данные по объектам, их свойствам и тревогам, а также шаблонам объектов. В ней также хранятся архивы.

Программа «Настройка объектов». Служит для настройки структуры объектов в сервере объектов.

Программа «АРМ диспетчера». Основные функции:

• Просмотр текущего состояния технологического объекта;
• Сигнализация аварий;
• Просмотр и печать журналов тревог и сообщений;
• Просмотр и печать истории изменения архивируемых свойств как в табличном, так и в графическом виде; экспорт данных и графиков в MS Excel.

Программа «Обработка динамограмм». Является средством для работы с архивами динамограмм. Основные функции:

• Просмотр и настройка параметров скважин;
• Просмотр и распечатка динамограмм из архива за произвольный интервал времени;
• Просмотр динамограмм в режиме наложения;
• Диагностирование вероятностей различных неисправностей.

Программа «Хранитель системы МЕГА». Следит за запуском и исполнением компонентов системы.

OPC как основной стандарт взаимодействия между программными компонентами системы МЕГА

Реализация OPC основана на объектной модели COM/DCOM фирмы Microsoft. COM – это модель многокомпонентных объектов, позволяющая приложению манипулировать удаленными программными объектами. Если объект находится в другой программе на локальном или удаленном компьютере, то это DCOM – распределенная COM. Удобство DCOM состоит в том, что приложение-клиент совершенно не обязано знать, где реально находится объект.

OPC-взаимодействие основано на клиент-серверной схеме. OPC-клиент, вызывая определенные функции объекта OPC-сервера, подписывается на получение определенных данных с определенной частотой. В свою очередь, OPC-сервер, опросив физическое устройство, вызывает известные функции клиента, уведомляя его о получении данных и вручая сами данные.

Стандарт OPC, хотя и основан на универсальном фундаменте – COM/DCOM, разрабатывался специально для использования в промышленной автоматизации. Поэтому он имеет вполне содержательную концептуальную сторону, то есть, на самом деле, свою проблемно-ориентированную модель взаимодействия, которая и реализована через совокупность COM-интерфейсов. Эта концептуальная сторона в известной степени независима и представляет самый большой интерес.

Стандарт OPC состоит из трех основных спецификаций:

• доступ к данным реального времени (Data Access, OPC DA);
• обработка тревог и событий (Alarms & Events, OPC AE);
• доступ к историческим данным (Historical Data Access, OPC HDA).

OPC-серверов, соответственно, тоже может быть три вида, хотя можно совмещать функции в одном. OPC-серверы физических устройств обычно являются только серверами данных. Серверы тревог и исторические чаще всего «паразитируют» на серверах данных. Сервер тревог формирует определенные логические переменные, называемые состояниями (conditions), имея в качестве исходной информации некую переменную (тег), полученную от сервера данных. Состояния изменяют свое значение, если переменная, например, вышла за допустимые границы. Серверы исторических данных получают от серверов данных параметры в реальном времени и архивируют их, а затем предоставляют эти данные другим приложениям.

Стандарт OPC разрабатывает независимая организация OPC Foundation, среди членов которой такие компании, как Siemens, Fisher-Rosemount. Rockwell и др., т.е. все известные фирмы-производители SCADA-систем и оборудования для систем промышленной автоматизации.Но каким бы универсальным и распространенным ни был стандарт

OPC, у него есть свои ограничения. Во-первых, OPC может использоваться только там где установлен Microsoft DCOM, а это на сегодня семейство операционных систем Windows 9x/Me/NT/2000/XP и теоретические некоторые системы Unix. В целом, OPC – это интерфейс для систем верхнего уровня.

         Далее, OPC не обеспечивает работы в жестком реальном времени, поскольку в DCOM отсутствуют понятия качества обслуживания, крайних сроков и т.п. Но в то же время контроль за «устареванием» данных имеется: каждое передаваемое значение (тег) сопровождается меткой времени (timestamp). Однако, несмотря на то, что требования жесткого реального времени, строго говоря, не выполняются, реальная частота передачи данных порядка 50 мс достигается без каких-либо специальных мер.

Менеджер опроса контроллеров РОТОР

Программа предназначена для опроса распределенной сети контроллеров, их настройки и редактирования запрашиваемых данных. Основными функциями программы являются:

1. Последовательный опрос контроллеров в фоновом циклическом режиме, включающем в себя:

• три цикла опроса;
• команды по запросу (разовые команды);
• аварийные сообщения от любого контроллера сети.

1. Чтение и запись параметров функционирования контроллера;
2. Настройка связи и опроса контроллеров;
3. Конфигурирование запрашиваемых данных (тегов);
4. Ведение статистики качества связи с контроллерами;
5. Редактирование блоков, команд и шаблонов контроллеров.

4.5 SCADA-система

Основой для работы системы МЕГА является пакет ICONICS GENESIS32 6.13

SCADA_пакет GENESIS32 состоит из отдельных приложений, построенных в соответствии со спецификацией ОРС (OLE for Process Control), каждое из которых предназначено для решения определённого круга задач и может использоваться отдельно от других. Это позволяет строить законченную систему по модульному принципу. Использование ОРС протокола для обмена данными между приложениями обеспечивает прозрачность информации для всех программ, поддерживающих данный интерфейс и работающих в рамках одной сети. В НПФ «Интек» разработаны программные модули, позволяющие создавать как ОРС-серверы, так и ОРС-клиенты, поддерживающие стандарты OPC DA и OPC AE. Для всех используемых в системе плат ввода-вывода разработаны собственные ОРС-серверы: OPC-сервер платы аналогового ввода (АЦП общего назначения) PCL_711S/B, OPC-сервер для программируемого модуля ввода-вывода UNIO96_5 (UNIO48_5), OPC-сервер для универсального модуля ввода-вывода UNIO96_1, OPC-сервер платы аналогового вывода АО16_С16, а также МеgаOPC — OPC_сервер (разработан в НПФ «Интек»), FileOPC — файловый OPC_сервер (читает информацию из файлов определённого формата и представляет её в соответствии с OPC) и другие серверы, используемые в проектах. Структура программно-аппаратного комплекса системы управления показана на рис. 5.

Рис. 5. Структура программно-аппаратного комплекса системы управления

         Платы ввода-вывода опрашиваются OPC-серверами.

 Данные совсех серверов собираются в DataWorX32, где группируются по типам и объектам. Далее сигналы подвергаются вычислительной обработке, архивируются (TrendWorX32), анализируются на предмет возникновения аварийных ситуаций (AlarmWorX32) и отображаются на мнемосхемах (GraphWorX32).

Функции управления, аварийного оповещения, а также некоторые вычисления реализуются разработанными в НПФ «Интек» программами, которые установлены на серверах ввода-вывода.

Автоматическое регулирование

Программа «Регуляторы» (рис. 6) представляет собой виртуальный контроллер, отрабатывающий алгоритм

ПИД_регулирования технологических параметров. Управление регулирующими клапанами может также осуществляться в ручном режиме с любой рабочей станции.

рис. 6

Управление технологическими объектами

Программа «Управление технологическими объектами» (рис. 7) позволяет выполнять дистанционное открытие и закрытие электроуправляемых задвижек, включение и выключение насосов в соответствии с заданными алгоритмами как вручную, так и в автоматическом режиме по заданным условиям.

Реализован алгоритм автоматического включения резервного насоса.

рис. 7

Аварийное оповещение

Помимо цветовой индикации на мнемосхемах аварийное оповещение осуществляется двумя программами. Программа «Экран тревог» является удобной оболочкой для ActiveX AWXView32 из пакета GENESIS32.

Она позволяет отображать список текущих тревог и событий, квитировать тревоги. При возникновении новой тревоги или аварии «Экран тревог» автоматически появляется поверх всех окон. Значок, находящийся в правом верхнем углу экрана, при наличии неквитированных тревог меняет свой цвет с жёлтого на красный. Программа «Голосовое оповещение» предназначена для предупреждения оператора голосом о нештатных ситуациях или изменениях режима. При этом можно сопоставить проигрывание последовательности wav-файлов некоторому значению определённого тега либо передавать список файлов подлежащих проигрыванию, в атрибутах тревоги. Соответственно программа поддерживает OPC DA для первого случая и OPC AE — для второго.

 Основная часть технологического оборудования ДНС состоит из типовых объектов, а каждый тип объекта имеет заданный набор свойств — технологических параметров. Например, «ёмкость» имеет следующие свойства: «температура», «давление», «общий уровень», «уровень эмульсии», «уровень воды» и др. Поэтому в структуре DataWorX32 было удобно принять следующую иерархию групп данных: все сигналы разбиваются по группам в зависимости от типа (AI — аналоговый вход, DI — дискретный вход, AO — аналоговый выход, DO — дискретный выход, DII _ счётный вход);  сигналы, принадлежащие некоторому объекту (например насосу), дублируются в группе OBJECTS.ObjectType.ObjectName, где ObjectType — тип объекта (например, Valves — задвижки, Pumps — насосы, Controls — регуляторы), ObjectName — имя, или позиция объекта (например, Н1_1 — имя для насоса Н1_1); в качестве входа для дублированных сигналов задаётся ссылка на исходный тег, расположенный в одной из папок: AI/DI/AO/DO/DII. Такая структура позволяет легко создавать экраны, способные отображать состояние любого объекта некоторого типа («насос», «регулятор» и др.). Кроме того, упрощаются привязки динамических графических элементов к тегам в процессе разработки экранных  форм. Имя тега, например, может выглядеть следующим образом: \\SRVpump\ICONICS.DataWorX32.1\OBJECTS.Pumps.H1_1.IsStarted (сиг нал состояния «включен» для насоса), где изменяемые части H1_1 — имя (позиция) объекта, SRVpump — имя компьютера, к которому подключен данный сигнал. Заменив в экранах GraphWorX32 имена объекта и компьютера на псевдонимы, получаем: <<Node>>ICONICS.DataWorX32.1\ OBJECTS.Pumps.<<Object>>.IsStarted. Если осуществить привязку графических символов таким образом, то для добавления нового типового объекта на мнемосхеме достаточно скопировать имеющийся, изменив лишь значения псевдонимов, что не требует перехода в режим редактирования многоуровневой группы и задания имён тегов для множества простых элементов динамики. Подобную же структуру имеют AlarmWorX32 и TrendWorX32, что позволяет аналогичным образом осуществить привязку ActiveX-компонентов (AWXView32, AWXRep32, TWXView32),встраиваемых в GraphWorX32. Выполнив таким образом все привязки на уровне «Объектовые экраны» и написав несложный Basic-script, получаем универсальную экранную форму для всех объектов одного типа. При вызове окна (щелчок по объекту, выбор соответствующего пункта контекстного меню) процедура определяет и устанавливает значения необходимых псевдонимов.

4.6. Объём автоматизации технологических объектов

На ДНС ЦДНГ-2 применяются различные приборы. Перечислим основные из них:

5. Экспериментальная часть

5.1. Сущность экспериментального определениястатических и динамических характеристикобъектов регулирования

1. Статической характеристикой элемента, независимо от его конструкции и назначения, называется зависимость выходной величины от входной в равновесных состояниях. Статическую характеристику можно представить в виде таблиц или графически. Определит статическую характеристику можно аналитически (расчетным путем) и экспериментально. Обычно определение статических характеристик простых объектов не представляет трудностей, кроме того, они часто приводятся в литературе. Для многих сложных объектов статические характеристики неизвестны, и их трудно найти аналитически. В этом случае прибегают к экспериментальному определению их на действующих объектах.

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

Если по условиям эксплуатации изменять значения входных и выходных величин в широком диапазоне невозможно, то ограничиваются небольшим пределом выходных величин вблизи заданного значения регулируемого параметра, т. е. Снимается рабочий участок статической характеристики, в пределах которого допустимы указанные выше изменения.

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

Динамические характеристики элементов систем можно определять так же, как и статические – расчетным путем и экспериментально.

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 действовать в течение времени, достаточного для окончания переходного процесса, т. е. Пока регулируемая величина не примет постоянного значения у устойчивых объектов или пока не установится постоянная скорость изменения выходной величины у нейтральных объектов. Регулируемые объекты часто имеют несколько каналов возмущения, тогда 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 величины возмущения. При выборе величин 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.