СКАЧАТЬ:  ppd-na-kns-zainskneft.zip [1,56 Mb] (cкачиваний: 210)

Содержание

1. Реферат_ 3

2. Введение 4

3. Технологическая часть 5

3.1. Системы заводнения_ 5

3.2. Источники водоснабжения_ 7

3.3. Подготовка воды_ 8

3.4. Кустовые насосные станции_ 9

3.5. Описание технологической схемы с автоматизацией_ 11

4. Техническая часть 13

4.1. Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы контроля и управления  13

4.2. Цели, задачи и выполняемые функции систем автоматизации каждого уровня_ 15

4.3. Состав комплекса технических средств_ 17

4.4. Прикладное программное обеспечение для верхнего уровня АСУ ТП_ 24

4.5. Объем автоматизации технологических объектов_ 27

5. Экспериментальная часть 32

5.1. Сущность экспериментального определения статических и динамических характеристик объектов регулирования_ 32

5.2. Определение временных характеристик по режимным листам_ 36

5.3. Определение передаточной функции по кривой разгона методом площадей_ 37

6. Расчетная часть 41

6.1.Расчёт параметров настройки регуляторов с помощью расширенных АФХ_ 41

6.2. Моделирование САР на ЭВМ_ 43

6.3. Определение прямых показателей качества_ 48

7. Проектная часть 49

Список использованной литературы_ 62

Приложение 1_ 63

 1. Реферат

В данном курсовом проекте на тему «Автоматизация процесса поддержания пластового давления на КНС-82 НГДУ «Заинскнефть»» представлено 85   листов пояснительной записки, включающей в себя  9 таблиц, 16 рисунков и 5 приложений.

Данная работа актуальна, так как в настоящее время заводнение нефтяных пластов является самым распространенным методом интенсификации добычи нефти как в отечественной, так и зарубежной практике.

Курсовой проект состоит из введения, технологической, технической, экспериментальной, расчетной и проектной части.

При написании данного проекта использовано 8 источников литературы.

В технологической части содержится описание процесса поддержания пластового давления и описание технологической схемы кустовой насосной станции. В технической части проекта дана характеристика АСУТП КНС, описан комплекс технических средств и назначение, характеристика, устройство и работа контроллера SLC-500. Приведено описание SCADA-пакета Wonderware InTouch.

В экспериментальной части была определена передаточная функция насоса по его кривой разгона методом площадей. В расчетной части был произведен расчет параметров настройки регуляторов с помощью расширенных АФХ, определены прямые показатели качества. В проектной части содержится описание основных этапов создания проекта АСУ ТП КНС с помощью программы GENESIS 32.

Графическая часть проекта состоит из 2 листов формата А1, отражающих и дополняющих содержание пояснительной записки.

Ключевые слова в данном дипломном проекте АСУТП, КНС, ЦППД, датчик, контроллер. Сокращения используемые в данном курсовом проекте приведены в Приложении 1.

Расчетно-пояснительная записка и графическая часть выполнена в соответствии с ЕСКД.

 2. Введение

Заводнение продуктивных пластов с целью интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента нефтеотдачи в настоящее время широко применяется в отечественной и зарубежной практике при разработке нефтяных месторождений.

Многолетний опыт внедрения этого метода показывает его высокую эффективность как на новых, так и на истощенных месторождениях с однородными и неоднородными коллекторами, при малой и повышенной вязкости нефти. Благодаря этому масштабы применения заводнения пластов с каждым годом возрастают. Поэтому в настоящее время в нашей стране и за рубежом заводнение нефтяных пластов является основным методом интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента нефтеотдачи.

Согласованная работа всех звеньев системы ППД, четкая координация управления насосными станциями, установление рациональных режимов работы взаимосвязанных сложных производственных процессов внутри станций и технологических звеньев, возможно только при широком применении современных средств автоматики и телемеханики.

Автоматизация и телемеханизация объектов ППД должны обеспечить надежную их работу при отсутствии оперативного обслуживающего персонала. С этой целью схемой автоматизации должны быть предусмотрены автоматическая защита оборудования от аварийных режимов, автоматическое включение резервного оборудования в случае аварийного отключения основного, централизованное дистанционное управление насосными агрегатами и управляемыми задвижками, сигнализация на диспетчерский пункт об исполнении команд, аварийных ситуациях и передаче измерительной информации.

3. Технологическая часть

3.1. Системы заводнения 

Нефтяные месторождения разрабатываются высокими темпами, достигающими 6-8% отбора нефти в год от промышленных запасов. Однако если при этом не восполнять израсходованный запас пластовой энергии, происходит быстрое падение пластового давления. При падении этого давления ниже давления насыщения из нефти выделяется газ, увеличивается газовый фактор, напорный режим работы залежей переходит в режим растворенного газа, дебиты скважин резко снижаются. В результате не обеспечивается полнота отбора нефти из залежи и на многие годы затягивается ее разработка.

Наиболее эффективное мероприятие по обеспечению высоких коэффициентов нефтеотдачи при высоких темпах отбора нефти и газа из залежей – искусственное поддержание пластовой энергии путем закачки воды в продуктивные пласты. Чтобы не допустить падения пластового давления ниже давления насыщения, с самого начала разработки залежи следует применять методы поддержания давления.  Поддержание пластового давления производят путем законтурного или внутриконтурного заводнения при различных комбинациях этих процессов.

Законтурное заводнение применяют на сравнительно небольших по размерам залежах с однородными литологическими коллекторами и хорошей проницаемостью их в законтурных частях. Нагнетательные скважины располагают за контуром нефтеносности на расстоянии 200-500 м от внешнего ряда добывающих скважин.

Добывающие скважины располагают внутри контура нефтеносности параллельно внешнему контуру нефтеносности. Одновременно можно эксплуатировать 2-3 ряда добывающих скважин. Если эксплуатировать одновременно большее число таких скважин, энергия напора краевых и нагнетаемых вод будет экранироваться первыми рядами добывающих скважин, а скважины, расположенные во внутренних рядах, будут эксплуатироваться при режиме растворенного газа.

При низкой проницаемости пород продуктивного пласта нагнетательные скважины размещают на небольшом расстоянии от контура нефтеносности или непосредственно на этом контуре в более проницаемых частях залежи. Такой вариант называется приконтурным заводнением.

При разработке значительных по размерам нефтяных залежей применяют внутриконтурное заводнение, сущность которого заключается в том, что площадь залежи разрезается рядами нагнетательных скважин на отдельные участки, которые затем разрабатываются как самостоятельные залежи.

При закачке воды на линии нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. Очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, со временем увеличиваются, в результате чего они сливаются, образуя единый вал воды, продвижение которого можно регулировать так же, как и при законтурном заводнении.

Добывающие скважины располагают рядами, параллельными рядам нагнетательных скважин. Расстояние между рядами, а также между отдельными скважинами определяют в зависимости от геолого-физической характеристики залежи.

В результате этого используют различные комбинации метода поддержания пластового давления: центрального, осевого, кольцевого, очагового, блокового, избирательного.

В системах ППД на нефтяных месторождениях восточных районов применяют две схемы подачи воды. При первой схеме воду забирают из-под русловых скважин и подают непосредственно в магистральный водовод. В процессе фильтрации через пласты (инфильтрационный забор) эта вода очищается, и нет необходимости в дополнительной ее очистке.

При второй схеме вода поступает самотеком из открытых водоемов на станцию I подъема, откуда ее подают на станцию очистки воды. Очищенная вода забирается станцией II подъема и подается в магистральный водовод. По магистральным водоводам вода поступает на кустовые насосные станции, откуда по нагнетательным скважинам закачивается в пласт.

3.2. Источники водоснабжения 

Водозаборные скважины в системе ППД являются источниками подачи воды и разделяются на сифонные и насосные. Водозаборные скважины сифонного типа обычно расположены вдоль реки в нескольких десятках метров друг от друга. Каждая скважина оборудована каркасно-стержневым фильтром с гравийной засыпкой. Высота фильтра – несколько метров, диаметр до 300 м. На устье скважины предусмотрены штуцер для подключения контрольно-измерительных приборов и задвижки, размещенная в железобетонном колодце диаметром 1,5 м. Скважины соединены несколькими сифонными водоводами, присоединенными к вакуумным котлам, расположенным в помещении насосной станции I подъема.

Водозаборные скважины с индивидуальным насосным оборудованием сооружают в тех случаях, когда водоносные пласты залегают ниже поверхности земли более чем на 8 м и поэтому сифоном невозможно поднять воду из скважины или требуется большое заглубление насосной станции, скважин и коллекторов. Скважины оборудованы индивидуальными насосами, развивающими напор от 10 до 50 м.

Насосные станции I подъема предназначены для забора воды от источников водоснабжения. Если прием осуществляется  от инфильтрационного сифонного водозабора, станцию размещают в здании, заглубленном на несколько метров. Оборудование станции состоит из трех или четырех центробежных насосов АЯП или НДВ, двух вакуум-насосов и двух вакуумных котлов, к которым присоединены сифонные водоводы.

Насосные станции II подъема являются промежуточными перекачивающими объектами. Обычно они однотипны и отличаются тем, что они находятся полностью под заливом, другие – частично.

3.3. Подготовка воды 

На станциях очистки воду открытых источников, предназначенную для закачки в пласты, для ускорения осаждения в ней взвешенных веществ предварительно обрабатывают растворами реагентов. Затем она отстаивается в вертикальных, радиальных либо горизонтальных отстойниках. Из отстойников вода с содержанием 12-32 мг/л взвешенных твердых частиц отводится на фильтры.

Станции очистки воды оснащены смесителями, осветлителями, фильтрами и резервуарами чистой воды, которые предназначены для приготовления раствора коагулянта из глинозема (сернокислого алюминия), вызывающего коагулирование механических взвесей в воде при добавлении его в воду. В растворные баки насыпают глинозем, заливают воду и в течение нескольких часов перемешивают воздухом от вакуум-насосов. Смесь отстаивается несколько часов. Затем полученный раствор перекачивают в дозаторные баки, откуда он самотеком поступает в определенной дозе в смесители. Смесители (две конусообразные емкости) представляют собой промежуточное звено, в котором происходит равномерное распределение реагента в воде. Раствор коагулянта в смесителе поступает сверху, а вода – снизу, т.е. навстречу потоку, вследствие чего происходит бурное перемешивание.

Осветлители предназначены для основной очистки воды от механических взвешенных частиц. Вода в них подается по центральной трубе, расходится по радиальным трубам в днище и, проходя через решетчатые листы, равномерно поднимается вверх. Взвешенные частицы в результате коагуляции удерживаются в воде на определенной высоте и служат фильтром, задерживающим взвеси, которые время от времени проваливаются в карманы люка. В осветлителях вода очищается от механических взвесей на 95%. Поднимаясь вверх, вода переливается через борта в желоба и самотеком поступает в фильтры.

Фильтры служат для завершения процесса очистки воды, закачиваемой в пласты. Фильтры представляют собой бетонные емкости, на дне которых лежит двухфракционный слой песка толщиной около 80 см. Вода, проходя через слой песка, по винипластовым трубам самотеком поступает в резервуары чистой воды.

На очистных сооружениях ОАО «Татнефть» применяются преимущественно скоростные гравийно-песчаные фильтры открытого типа, удобные в эксплуатации.

Сточные нефтепромысловые воды образуются в результате обезвоживания и обессоливания обводненной нефти на установках комплексной подготовки нефти. Методы очистки сточных вод не отличаются от методов очистки поверхностных вод, но дополнительно предусматривается извлечение из них нефти.

В последние годы разработаны новые методы очистки сточных вод от нефти и взвешенных твердых частиц: экстракционный, адгезионно-каскадный, с применением коалесцирующих фильтров и др.

В настоящее время на промыслах ОАО «Татнефть» вся вода, поступающая вместе с нефтью в ЦКПН, после очистки и обработки химическими реагентами закачивается в продуктивные пласты.

3.4. Кустовые насосные станции 

Кустовые насосные станции являются основным технологическим объектом системы заводнения. Каждая КНС состоит из машинного зала, в котором расположены насосные агрегаты с обвязкой и арматурой, камеры напорного коллектора, где установлена распределительная гребенка, находящаяся под высоким давлением; помещений распределительного устройства напряжения 6 кВ и обслуживающего персонала; аппаратной с размещенными в ней приборами управления насосными агрегатами; открытой подстанции напряжением 35/6 кВ, монтируемой независимо от самой КНС.

Как правило, в соответствии с подачей насосов и средней приемистостью скважин (Q_с=450 м³/сут) один насос обслуживает до восьми скважин.

Нагнетательная скважина предназначена для закачки воды в пласт. Конструктивно она представляет собой колонну обсадных труб, в которую опущены лифтовые трубы. Через них закачивают воду в пласт. 

Блочные кустовые насосные станции (БКНС) предназначены для закачки очищенной воды в продуктивные пласты.

В зависимости от числа скважин на этих станциях устанавливают от двух до восьми центробежных насосов с давлением нагнетания от 4 до 20 МПа (один или два из них резервные). Каждая БКНС обслуживает 15-20 нагнетательных скважин. В зависимости от числа установленных насосных агрегатов БКНС могут обеспечивать подачу воды 3600, 7200, 10800 м³/сут.

Принцип действия БКНС следующий. Из магистрального водовода вода поступает в приемный коллектор, откуда попадает в центробежные насосы, приводимые в движение электродвигателями. Пройдя насосы и дистанционно управляемые задвижки, вода попадает в высоконапорный коллектор-распределитель, где давление доходит до 9,5-19 МПа. Из этого коллектора через задвижки и расходомеры вода направляется в нагнетательные скважины.

На случай вынужденного прекращения подачи воды из магистральных водоводов в системе БКНС предусмотрены металлические резервуары вместимостью 400 м³, обеспечивающие работу насосных агрегатов в течение 2 часов.

В схеме БКНС предусмотрена возможность промывки скважин и разводящих водоводов изливом, а также дренажем призабойной зоны для очистки ее от закупоривающего материала. Для этого задвижки закрывают, грязную воду отводят в пруды-испарители через специальный коллектор.

Современные КНС полностью автоматизированы и работают без обслуживающего персонала.

3.5. Описание технологической схемы с автоматизацией 

В НГДУ "ЗаинскНефть" объектом автоматизации является цех поддержания пластового давления (ЦППД), основной задачей которого является закачка рабочего агента в нефтяные пласты с целью поддержания пластового давления. Технологическими объектами управления (ТОУ) являются кустовые насосные станции.

В качестве рабочего агента используется сточная и пресная вода.

Источниками водоснабжения являются:

По пресной воде – Управление подготовки технологической жидкости (УПТЖ). Сточная вода подается с установок подготовки нефти

В НГДУ “ЗаинскНефть” применяются в достаточно большом объеме гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов - это поддержание пластового давления методом заводнения с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, которым охвачен весь нагнетательный фонд.

Закачка рабочего агента (пресной или сточной воды) в нефтяные пласты через нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления осуществляется кустовыми насосными станциями (КНС) блочного и стационарного исполнения, а также центробежными погружными установками (УЭЦП).

В состав технологического оборудования КНС входят:

• насосные агрегаты, могут быть двух классов:

а) насосные агрегаты с насосами типа ЦНС 25 - 1400 и высоковольтными (6 кВ) синхронными (типа СТД-1600) или асинхронными (типа АТД-1600) двигателями (количество насосных агрегатов на каждой КНС от 1 до 3);

б) насосы импортного производства Reda; их количество может составлять от одного до пяти для каждой КНС; агрегаты Reda в значительной степени отличаются от агрегатов отечественного производства, а именно: имеют свой набор автоматики, отвечающей за аварийное отключение  насосного агрегата в случае возникновения аварийной ситуации; позволяют контролировать причину остановки насосного агрегата; не имеют проточной системы смазки;

• блочные гребенки (БГ) для распределения и учета воды по водоводам (1-2 БГ на КНС; количество водоводов на одной БГ до 8), кроме того, имеется пять отдельно-стоящих полевых БГ; учет воды производится по каждому водоводу БГ отдельно с помощью расходомеров типа СВУ (0,6-800 м³/час);
• дренажная система (дренажная емкость с одним или двумя дренажными насосами); контроль уровня в дренажной емкости производится с помощью сигнализаторов уровня (СУ, 0,25-30 м);
• вентиляторы и электроотопители;
• удаленные блоки гребенок, которые могут располагаться на значительном удалении от КНС.

Каждый насосный агрегат имеет раздельную систему смазки для насоса и электродвигателя.

Технологический объект БГ позволяет управлять и контролировать  процесс закачки рабочего реагента в пласт, распределением расхода по скважинам.

 4. Техническая часть

4.1. Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы контроля и управления 

Данная система имеет четко выраженную пятиуровневую структуру:

- уровень I – КИП (контрольно-измерительные приборы);

- уровень II – КП (контролируемый пункт);

- уровень III – ПУ (пункт управления);

- уровень – IV подразделений НГДУ;

- уровень – V подразделений объединения.

Уровень I представляет собой набор датчиков, исполнительных механизмов, модулей удаленного ввода вывода.+

Уровень II представляет собой контроллер, в функции которого входит контроль, регулирование и управление ТОУ, а также  связь с верхним уровнем.

Уровень III представляет собой целый комплекс технических средств:

• Сервер ввода-вывода, в функции которого входит связь  с нижним уровнем, предварительная обработка информации и ввод ее в базу данных НГДУ.
• Диспетчерское место оператора цеха ППД. Должно удовлетворять требования по поддержке программного и информационного обеспечения.
• Сервер базы данных объединения должен удовлетворять требованиям необходимым для установки программного обеспечения, а также скорости обработки транзакций.

Уровень IV – уровень, на котором производится обмен информацией между подразделениями НГДУ. Определяются необходимые технологические параметры. Производится создание учетно-отчетных документов.

Уровень V – уровень, на котором производится обмен информацией между подразделениями объединения. Определяются необходимые финансово-экономические показатели, определяются объемы производства.

Структурная схема управления представлена в Приложении 1

4.2. Цели, задачи и выполняемые функции систем автоматизации каждого уровня

Функционирование системы на уровне КП

КП выполняет следующие функции:

• прием информации от измерительных преобразователей и источников сигнализации;
• выдача управляющих воздействий механизмам;
• контроль параметров процесса и управление режимом для поддержания их регламентированных значений;
• контроль и регистрация срабатывания исполнительных механизмов;
• ведение оперативной базы данных;
• хранение исторической базы данных;
• осуществление информационного обмена с уровнем III.

Информация фиксируется в ОЗУ контроллера и передается на уровень ПУ. При выходе значения параметра ТИ за технологические или аварийные пределы и при изменении состояния ТС, которому присвоен аварийный статус, формируется аварийное сообщение. Также контроллер производит самодиагностику, диагностику модулей и диагностику линии связи. При возникновении неисправности определенных модулей, контроллер выключает их из опроса и переходит на аварийный режим работы.

КП выдает сигналы управления ТОУ в автоматическом режиме или режиме дистанционного ручного управления с ПУ. Логическая программа контроллера исключает некорректные действия оператора. Конфигурирование КП и программирование ПЛК производится с ПУ.

Функционирование системы на уровне ПУ

ПУ выполняет следующие функции:

• осуществление информационного обмена с уровнем II;
  • отображение технологической информации, параметров технологического процесса на мнемосхемах в виде таблиц, оперативных и исторических трендов;
  • индикация состояния ТОУ;
  • приоритетное отображение информации об авариях;
  • звуковая сигнализация информации об авариях;
  • обеспечение интерфейса оператора для дистанционного управления;
  • ведение оперативной базы данных;
  • хранение исторической базы данных;
  • ведение и хранение журнала действий оператора;
  • ведение и хранение журнала аварий;
  • ведение и хранение журнала параметров;
  • конфигурирование карт ТИ, ТИИ, ТС, ТУ;
  • формирование и печать архивов и отчетно-учетных документов;
  • диагностика работы аппаратных средств КП;
  • редактирование прикладного ПО ПЛК;
  • осуществление информационного обмена с ЦДП.

4.3. Состав комплекса технических средств 

Для осуществления комплексной  автоматизации БКНС разработан комплект аппаратуры автоматизации водо-насосных станций, выполненный как отдельный самостоятельный блок, к которому подводятся проводные связи от всех датчиков, необходимых для автоматического управления насосами. Аппаратура привязывается к любой системе телемеханики.

В насосный агрегат входят:

• 18 датчиков температуры типа ТСМ и ТСП, из них четыре – для контроля температуры каждого подшипника двигателя и насоса, девять – для контроля температуры обмоток статора электродвигателя, один – для контроля температуры воды в камере гидропаты, а также четыре – для контроля температуры воздуха в помещении совместно с сигнализаторами температуры ТУДЭ и ДТКБ;
• электрифицированная напорная задвижка на выходе со своим релейным блоком, а также 2 маслонасоса, 4 маслофильтра, 2 маслобака, 2 маслоохладителя и вакуумный выключатель;
• датчики давления на входе в насос и выходе из насоса, датчики давления масла в конце масляной линии (МиДА, 0-160 МПа);
• датчики циркуляции масла типа ДЦМ (по одному на каждый подшипник электродвигателя и насоса);
• датчики-сигнализаторы уровня (СУ, 0,25-30 м), предназначенные для контроля уровня воды, поступающей в виде утечек через сальниковые уплотнители насоса, и контроля уровня масла в маслобаках;
• датчики вибрации электродвигателя и насоса (ВВК, 1-100 мм/с).

Электродвигатель каждого агрегата присоединяется к сети 6кВ через высоковольтный выключатель, имеющий соленоидный привод типа ПС с включающим соленоидом и отключающей катушкой.

От чрезмерных перегрузок и коротких замыканий электродвигатель защищается максимально-токовым реле типа РТ-80, включенным через трансформатор тока. При срабатывании этого реле оно включает отключающую катушку привода ПС, и электродвигатель останавливается. Одновременно с этим подается команда на закрытие напорной задвижки на насосе.

Схема автоматизации насосной станции допускает возможность проведения ряда автоматических операций без обслуживающего персонала в насосной. Для этого на панелях комплекта аппаратуры для каждого насосного агрегата имеется ключ управления, который может устанавливаться в следующие четыре положения.

«А» Автоматика. При этом положении ключа управления агрегат включается и работает, автоматически поддерживая заданное давление путем изменения проходного сечения напорной задвижки насоса по командам электроконтактного манометра.

«РУ» Ручное. При этом агрегат управляется с помощью местной дистанционной аппаратуры. Этот режим используется, когда обслуживающий персонал присутствует на насосной, он позволяет в случае необходимости вручную пустить и остановить данный насосный агрегат.

 «ТУ» Телеуправление. В этом положении ключа управления агрегат остается в резерве и может включатся и отключатся по командам с диспетчерского пункта.

При помощи комплекса средств автоматизации, установленных на КНС, может осуществляться также аварийная остановка каждого работающего насосного агрегата путем отключения его электродвигателя от сети в следующих случаях:

• при перегреве выше допустимого предела подшипников насоса и его электродвигателя по команде от каждого датчика температуры вследствие нарушения равновесия электрического моста, в плечо которого этот датчик включен;
• при срабатывании релейной защиты электродвигателя независимо от режима работы насоса;
• при отказе в залив насоса водой при его пуске;
• в случае затяжного пуска насоса;
• при пробое сальников уплотнения;
• при отказе масляного выключателя и маслонасоса.

Кустовые насосные станции являются объектами телемеханики, от них на диспетчерский пункт поступает информация о количестве воды, закачанной в пласт, и обобщенный аварийный сигнал при нарушении работы насосной станции.

На основании сигналов ТИ, ТИИ, ТС, формируемых в блоке насосов, блоке приема утечек и блоке напорной гребенки, и поступающих в контроллер, выбираются соответствующие средства контроля, измерения, регулирования и управления. Комплекс выбираемых технических средств для кустовой насосной станции сведем в таблицу 1.

Таблица 1

Комплекс технических средств                                                                  

Общие сведения  контроллерах SLC–500

На уровне КП (контролируемых пунктов) роль контроллеров выполняют программируемые контроллеры SLC-500 американской компании «Allen Bradley».

В дополнение к гибкости конфигурирования программируемые контроллеры SLC 500 имеют встроенный порт сети DH-485, обеспечивая тем самым программную поддержку и мониторинг. Процессор SLC 5/03 обеспечивает до 960 точек В/В, программирование в режиме ONLINE, и переключатель для выбора одного из 3-х режимов функционирования (RUN, PROGRAMM и REMOTE).

В состав процессора SLC 5/03 также включен канал RS-232, который обеспечивает асинхронный последовательный коммуникационный интерфейс данных с терминальными устройствами. Процессор SLC 5/04 обладает теми же возможностями, что и  SLC 5/03, но с некоторыми дополнительными функциями. Например, процессор SLC 5/04 включает сопроцессор для увеличения скорости выполнения математических команд. Он также содержит встроенный порт сети Data Highway Plus (DH+). Непосредственное подключение к сети DH+ обеспечивает связь SLC 5/04 с процессорами семейства PLC-5 по сети DH+ без какого-либо дополнительного оборудования.  Любой программируемый контроллер SLC 500 в сочетании с модулем непосредственной коммуникации (DCM),  модулем сканера (SN) или модулем распределенного сканера (DSN) для реализации распределенного ввода/вывода может быть интегрирован в сеть дистанционного ввода/вывода Allen-Bradley 1771 Remote I/O.

Аппаратное обеспечение На уровне контроллеров (на КНС) система состоит из следующих аппаратных компонентов:

• Шкаф SLC (контроллер SLC 5/04 1747-L542, радиостанция, модуль Сканер)
• Шкаф FLEX (модули FLEX, серии 1794 и 1793)
• Компоненты сети DH+ (кабели)
• Компоненты сети Remote I/O

Типы модулей. В шкафу устанавливается корзина на 4 слота (нумерация слотов с 0). В нулевой слот вставляется контроллер SLC 5/04 1747-L542. Проект – программные файлы и файлы данных -  хранятся в его памяти. Обработка данных осуществляется в нем. Для защиты от потери напряжения шкафа и соответственно данных в памяти проект записывается в EEPROM (c помощью пакета RSLogix500). Оттуда он переписывается в оперативную память после восстановления напряжения питания (требуется установка в проекте соответствующих данных в Status).

В первый слот устанавливается сканер – модуль 1747-SN. Этот модуль осуществляет обмен данными с модулями FLEX. Обмен с ними происходит по шине Remote I/O (витая пара).

Сеть DH+. Там, где на станции установлены шкафы SLC , связь контроллера связи  с контроллером ППД осуществляется по шине DH+ (кабель витой пары). На оконечных устройствах сети (физически последние на кабеле) устанавливаются терминальные сопротивления 82 Ом, 0.5 Вт. При отсутствии повреждений кабеля напряжение между сигнальными концами примерно 1.5 VAC.

Сеть Remote I/O. Связь сканера с контроллерами FLEX осуществляется по сети Remote I/O (кабель витой пары). На оконечных устройствах сети (физически последние на кабеле) устанавливаются терминальные сопротивления 82 Ом 0.5 Вт. При отсутствии повреждений кабеля напряжение между сигнальными концами примерно 1.5 VAC.

Состав шкафа FLEX (для насосного агрегата). Сигналы датчиков, ПМУ, управления маслонасосами, задвижкой и агрегатом подключаются к шкафам FLEX.

Типы модулей. В шкафу установлены две DIN-рейки. На них крепятся контактные базы для модулей FLEX. Они связываются между собой шиной и защелками.

Связь по шине между модулями на нижней линейке и адаптером осуществляется по кабелю между верхней и нижней линейкой (между модулями 1794-IR8 и 1794-IE8).

На адаптере есть наборы переключателей, определяющие адресацию модулей FLEX в проекте контроллера SLC500.

Состав шкафа FLEX (для блока гребенок). Сигналы датчиков расходов, температуры в аппаратной, давления в коллекторе подключаются к шкафу FLEX для блока гребенок.

Сигнал с датчика температуры в аппаратной подключается к барьеру – универсальному преобразователю сигналов в унифицированный токовый сигнал (mD301 Elcon Instruments).

4.4. Прикладное программное обеспечение для верхнего уровня АСУ ТП 

Автоматизированные рабочие места диспетчеров НГДУ, ЦППД оснащены программным обеспечением InTouch компании Wonderware.

InTouch (Wonderware, США) - один из широко признанных в мире программных пакетов класса SCADA для промышленной автоматизации. Общее число его установок по всему миру превышает 30 тысяч. Пакет разрабатывался как инструмент для самой распространенной в мире программно-аппаратной платформы: PC-совместимый компьютер с операционной средой DOS/WINDOWS.

Характерной особенностью InTouch является  максимально  полное использование возможностей и ресурсов WINDOWS. Управление окнами, работа со шрифтами,  механизм  межзадачного  интерфейса  (DDE для  локальных взаимодействий и NetDDE для межмашинных), методика работы с меню - все это реализуется в InTouch посредством возможностей WINDOWS.

Основными составляющими InTouch являются :

• переменные (tags);

• база данных реального времени (совокупность переменных и механизмы их взаимодействия друг с другом и с системной частью InTouch);

• объекты (графические объекты и ассоциированные с ними наборы переменных и анимационных связей;

• рабочее окно, обладающее определенным набором атрибутов, с которым связаны объекты.

Переменная в смысле InTouch (как и в большинстве аналогичных пакетов) - это собственно переменная и набор ее атрибутов, которая может быть или не быть связана с внешними объектами, например, сетевая переменная или ячейка электронной таблицы Excel.

Под атрибутом понимаются следующие признаки:

наличие аларма, вызванного выходом значения переменной за границы уставок, значение уставок, признак квитирования аларма, принадлежность переменной к той или иной группе, комментарий и т.д.

База данных реального времени не является некоей стандартной базой данной. Это совокупность переменных и правила управления ими. Интересно, что, установив связи через DDE-интерфейс между переменными InTouch и переменными любого программного пакета, работающего под Windows и поддерживающего DDE протокол, можно хранить и обрабатывать данные из InTouch в стандартной базе данных или электронной таблице (например, Excel, Access). Поддержаны основные типы переменных: текстовые, дискретные, действительные и целые. Кроме то, они могут быть поделены на 2 категории: DDE (для связи с внешними объектами) и Memory (для внутреннего использования). База данных реального времени содержит и набор системных переменных, из которых можно получить информацию о текущих дате и времени (в различных форматах), наличии алармов, ресурсах дисковой и оперативной памяти, текущем уровне доступа оператора т.д.

Объекты в InTouch делятся на три типа : простые, символы и ячейки.

Простой объект представляет из себя некоторое графическое изображение, связанное с переменной анимационными связями. Специальным образом объединенные простые объекты образуют символы.

 Символы допускают над собой те же графические операции, что и объекты. Это представляет большое удобство при создании достаточно сложных изображений. В свою очередь символы также могут быть объединены в ячейки. Ячейка характерна тем, что она" может быть связана только с одной переменной и набор графических операций над ней ограничен (невозможно, например, произвольно изменять ее размер по вертикали, горизонтали). Любые объекты InTouch могут быть импортированы/экспортированы через стандартный буфер. Кроме возможностей создания сложных объектов, InTouch предлагает также и возможность разбиения их на простые.

Рабочее окно - это обычное окно WINDOWS, которому присваиваются следующие атрибуты: возможность управления размером и передвижением окна, метод появления окна на экране (Overlay, Pull/Down, Pop/Up), фоновый цвет, наименование и др. С окном ассоциированы все объекты (и, соответственно, переменные), изображенные на нем. Окна могут быть импортированы/экспортированы из одного приложения InTouch в другое через специальные команды основного меню.

Еще одним важным понятием InTouch является анимационная связь. В InTouch разработчик имеет возможность анимировать объекты (изменять их графическое состояние в зависимости от значения переменных, устанавливая, таким образом связь между переменной и анимационной функцией) с помощью более 20 функций (изменение размера, цвета, положения на экране, видимости, мигания, вращения объекта и др.). В InTouch есть возможность изменения состояния не только графических объектов, но и других компонент прикладной задачи. Это достигается через функции вызова и сокрытия окон, запуска специальных подпрограмм (scripts), вывода на экран дискретной, аналоговой и текстовой информации и так далее.

Примеры видеокадров мнемосхем (общий экран, технологические площадки, объектовые экраны, оповещение аварийных событий) представлены в Приложениях  2, 3, 4, 5 соответственно.

4.5. Объем автоматизации технологических объектов 

АСУ ТП КНС представляет собой систему управления насосными агрегатами, реализованную на программно-технических средствах производства фирм Rockwell Software (RSlinx, RSlogix500) и Allen Bradley (контроллер SLC 500).

АСУ ТП КНС предназначена для целенаправленного ведения технологического процесса поддержания пластового давления в автоматическом режиме и режиме местного ручного управления, улучшения эксплуатационных характеристик технологического оборудования и повышения уровня автоматизации операций контроля, управления и учета за счет применения современных аппаратных и программных средств.

АСУ ТП КНС, как компонента общей системы управления предприятием, предназначена для целенаправленного ведения технологического процесса предприятия и обеспечения смежных и вышестоящих систем управления оперативной и достоверной информацией. В рамках этих задач система АСУ ТП КНС обеспечивает:

• централизованный контроль и измерение технологических параметров;
  • косвенное измерение (вычисление) параметров процесса (технико-экономических показателей, косвенных переменных);
  • формирование и выдача данных оперативному персоналу АСУ ТП КНС;
  • взаимодействие со смежными системами управления;
  • формирование отчетов.

Для обеспечения совместимости АСУ ТП КНС с АСУ других уровней и других функциональных назначений предусмотрено:

• Обмен информацией по кабельным каналам производится по протоколу DH+;
• Обмен информации по радиоканалу осуществляется по протоколу МРТ1327
• хранение данных в виде таблиц стандартных форматов (XLS, DBF, DB и т.п.).

Таким образом, предлагаемые аппаратно-программные решения являются открытыми и могут быть легко интегрированы в корпоративную информационную среду предприятия.

Режимы функционирования АСУ ТП КНС

АСУ ТП КНС выполняет следующие функции, указанные  в таблице 2:

                                                                                                Таблица 2

Функции, выполняемые АСУ ТП КНС

Объем автоматизации технологических объектов (измерение, управление, сигнализация) отобразим в таблице 3.

Таблица 3

Перечень сигналов на КНС