СКАЧАТЬ:  

ОТЧЕТ

по производственной практике

Содержание

1. Введение…………………………………………………………3
2. Автоматизация КНС…………………………………………….6

3.Телемеханизация КНС………………………………………...…11

4.Технологическая схема кустовой насосной станции (КНС)….20

5. Приложения……………………………………………………...22

6. Список литературы……………………………………………...25

I. Введение

Закачка воды для поддержания пластового давления осуществляется цехом ППД.

Для получения более высоких коэффициентов нефтедобычи и достижения необходимых темпов извлечения нефти из нефтеносного коллектора широко применяется метод поддержания пластовых давлений путем нагнетания в залежь воды.

Основными методами поддержания пластового давления, являются законтурное и внутриконтурное заводнения с разрезанием крупных площадей (залежей) на отдельные блоки.    

Применение нагнетания воды в пласт обосновывают возможностью приближения контура питания непосредственно к самой залежи и поддержания в нем необходимого давления. Внутриконтурное заводнение применяется для снижения срока разработки, увеличения темпа отбора нефти.

Практически поддержание пластового давления в залежи осуществляется тем или иным методом в зависимости от геологических условий и экономических соображений.

Эффект от поддержания пластового давления настолько значителен, что в проекте разработки каждой залежи нефти обязательно рассматриваются варианты поддержания пластового давления с целью возможного улучшения условий эксплуатации залежи.

Поддержание пластового давления на объектах разработки НГДУ «Елховнефть» осуществляется закачкой пресной воды Кувакского водозабора на реке Шешма и сточной воды Кичуйского товарного парка.

Вода из водозабора и очистных сооружений (раздельно для пресной и сточной воды) по магистральным трубопроводам центробежными насосами подается на прием кустовых насосных станций (КНС). От КНС через блок-гребенки вода распределяется по 3 - 15 ветвям. На одну ветку подсоединяется до 6 скважин. Закачка осуществляется через КНС и БКНС, работающие как на сточной, так и на пресной воде.

КНС может иметь в своем составе следующее оборудование:

• Насосный агрегат, включающий: насос (типа ПЭ – 90, ЦНС – 63, ЦНС – 180, РЭДА), высоковольтные (6кВ) синхронные (СТД – 600) или асинхронные (АТД – 600) электродвигатели, подключенные к электросети с помощью вакуумных или масляных выключателей (устанавливаются на питающей трансформаторной подстанции или РУ – 0.4 кВ КНС); электрозадвижка на выкиде насосов, система смазки для насоса или электродвигателя (маслосистема насосного агрегата включает: маслобак – 2 шт., маслонасос – 2 шт., маслоохладитель – 2 шт.)
• Блочные гребенки (БГ) для распределения и учета воды по водоводам;
• Дренажная система, включающая одну или две дренажные емкости (ДЕ) и два дренажных насоса (ДН);
• Аппаратурный блок КНС с установленным в нем терминал – контроллером КНС (АБ КНС);
• ЩСУ (РУ – 0.4 кВ), вентиляторы, электроотопители.

На сегодняшний день в НГДУ «ЕН» для поддержания пластового давления эксплуатируются 14 КНС, которые производят закачку как пресной, так и сточной воды.

Глобальная схема объектов цеха ППД НГДУ «ЕН» приведена на рис.1.

Закачку пресной воды осуществляют КНС: 81, 11, 174, 80, 97, а закачку сточной воды КНС: 78^С, 172, 4, 176, 3, 79, 2, 5, 1.

         Общая производительность всех КНС такова, что для выработки уже заводненных зон применяется циклическая закачка с переменой направлений фильтрации потоков.

Циклический режим работы нагнетательных скважин осуществляется как остановкой самой скважины, водовода, части агрегатов КНС (пассивный режим работы КНС), так и всех агрегатов КНС (активный режим работы КНС).

Период цикла циклической закачки определяется, исходя из конкретных технологических, геологических условий разработки месторождения (площади, участка, блока).

Технологический режим закачки в нагнетательные скважины регулируется установкой штуцера на нагнетательные линии, а также изменением состава одновременно работающих насосных агрегатов на КНС.

Поддержание пластового давления в продуктивных пластах реализуется применением различных систем заводнения:

• нагнетание во внешних рядах;
• нагнетание во внутренних рядах;
• избирательная система заводнения;
• очаговое заводнение;
• перенос нагнетания;
• линейное заводнение;
• дополнительное разрезание и др.

В связи с увеличением обводненности продукции нефтяных скважин система ППД постоянно реконструируется и переводится с пресной воды на сточную.

Немаловажным фактором, влияющим на эффективность функционирования объекта поддержания пластового давления является контроль состояния объекта, защита технологического оборудования, а значит, надёжность его контрольно – измерительных и управляющих средств.

          В настоящее время в ЦППД НГДУ "ЕН" функционирует АСУ ТП, построенная на контроллерах типа "МикроДАТ" и шкафах агрегатной автоматики Сумского завода.

Указанные технические средства, изготовленные в 80–х годах, морально и физически устарели. Частый ремонт, замена узлов в процессе эксплуатации изношенного оборудования становятся весомыми при оценке себестоимости и рентабельности всего предприятия.

Технические возможности установленных ранее аппаратных средств контроля и управления технологическими процессами не полностью удовлетворяют сегодняшним запросам, ремонт этих приборов затруднителен из–за отсутствия запасных частей. Зачастую такие приборы входят в конфликт с установленными новыми приборами, являющимися более мобильными и быстродействующими.

Решение указанных проблем видится в модернизации устаревших контрольно – измерительных средств на основе использования относительно недорогих, но обладающих существенными преимуществами устройств микропроцессорной техники.

II. Автоматизация КНС

2.1. Объем автоматизации.

Автоматизация комплексная – это этап автоматизации технологических процессов, отдельных участков, цехов, при которых все операции осуществляются по заданным программам с помощью различных автоматических устройств. При автоматизации эти устройства выполняют функции управления, регулирования, контроля и сигнализации.

Автоматический контроль – это автоматическое получение, обработка и регистрация информации о состоянии объекта. Процесс автоматического контроля делится на ряд более простых операций: получение первичной информации о контролируемых величинах посредством измерений; преобразование первичной информации к виду удобному для дальнейшей обработки; выявление специфических особенностей; регистрация; запоминание и т.д.

Автоматическое управление – это отрасль науки и техники, охватывающая средства автоматизации, теории и методы построения систем управления процессами, осуществляемыми без непосредственного участия людей. Автоматическое управление использует централизацию управления отдельными технологическими процессами, целыми предприятиями и т. д.   

Объем автоматизации определяется путем комплексного анализа и расчета ожидаемой эффективности от реализации каждой функции (полезности, значимости, весомости) с учетом требований техники безопасности, экологической безопасности, защиты технологического оборудования и оптимизации технологических процессов.

         Необходимый перечень автоматизируемых функций, обеспечивающий защиту окружающей среды и безопасную эксплуатацию технологического оборудования, определяется в соответствии с действующими нормативными документами с учетом экономического обоснования и технической целесообразности.

АСУ ТП ЦППД в целом должна обеспечивать следующие функции:

1. Приём и преобразование аналоговых и дискретных сигналов в цифровую информацию.
2. Передачу цифровой информации о состоянии контролируемого объекта на диспетчерский пункт по каналу связи.
3. Преобразование цифровой командной информации в выходные управляющие сигналы.
4. Выработку и отображение предупредительных и аварийных сигналов.
5. Отображение текущего состояния объекта, числовых значений контролируемых технологических параметров.
6. Автономное функционирование отдельных контроллеров объектов по заданной программе.
7. Возможность дистанционного управления объектом.
8. Возможность блокировки сигналов телеуправления на объекте для безопасного обслуживания объекта.

Контроллер КНС должен  обеспечить:

1. Приём и обработку сигналов с датчиков насосного агрегата (НА):

• состояние НА;
• состояние маслонасоса (МН);
• температура подшипников НА;
• давление на выкиде и на приеме НА;
• давление в маслосистеме;
• уровень масла в маслобаке;
• аварию по давлению на входе/выходе;
• аварию по давлению в маслосистеме;
• количество закачиваемой жидкости;
• аварию по расходу жидкости.

2. Выдачу сигналов управления НА:

• пуск НА с ДП;
• остановку НА с ДП и по аварийному сигналу какого – то параметра.

3. Накопление информации при невозможности её своевременной передачи на ДП.

4. Передачу накопленной информации на ДП по радиоканалу.

5. Приём и передачу на ДП информации поступающей с БГ по радиоканалу.

Контроллер БГ должен обеспечить:

1. Приём и обработку сигналов с датчиков:

• объём закачиваемой жидкости по усам;
• давление в общем коллекторе;
• аварию по объёму закачиваемой жидкости;
• аварию по давлению;
• несанкционированный доступ.

2. Передачу информации с датчиков на контроллер КНС по радиоканалу.

2.2. Назначение и краткая характеристика системы автоматизации и телемеханизации

2.2.1. Назначение системы

Система является проектно – компонуемой и предназначена для автоматизации технологического процесса цеха ППД с целью:

• повышения качества ведения технологического процесса и его безопасности;
• повышения оперативности действий технологического персонала на основе повышения уровня информированности и достоверности данных;
• улучшения технико–экономических показателей работы, снижению трудоемкости по контролю и управлению технологическими процессами;
• улучшению условий труда технологического процесса.

По своему функциональному назначению система является информационно – управляющей. Общее количество сигналов ввода – вывода для каждой КНС составляет более 280, количество переменных, формируемых в системе, более 800 для одной КНС в среднем.  

Система контроля и управления кустовыми насосными станциями представляет собой программно – аппаратный комплекс, в котором задачи контроля и управления технологическим процессом решаются на следующих уровнях:

а) на уровне первичных средств контроля и управления:

• местные приборы;
• датчики;
• преобразователи;
• исполнительные устройства;

б) на уровне терминал контроллеров технологических объектов (TK ТО):

• контроллеры «SMART I/O» и «Мега»  для сбора и обработки параметров технологических процессов и решения задач технологических защит, а также для передачи данных на ДП;
• контроллеры «SMART I/O» для контроля, управления и защиты насосных агрегатов;

в) на уровне автоматизированного рабочего места диспетчера:

• персональный компьютер. 

Система построена на базе современных программно – аппаратных средств, удовлетворяющих требованиям международных стандартов. 

2.2.2. Краткая характеристика системы автоматизации и телемеханизации на примере КНС–1

В качестве контроллера насосного агрегата на КНС–1 установлен контроллер «SMART I/O» фирмы «PEP Modular Computers» (Германия), поставщик ЗАО «РТ Софт» г. Москва.

На отдельно стоящих блочных гребёнках (БГ) предусматривается использовать контроллеры промышленных объектов «МЕГА» фирмы «ИНТЕК» г. Уфа, они имеют встроенную радиостанцию ближнего радиуса действия с пакетным протоколом связи РТМ - 64.

Контроллер насосного агрегата «SMART I/O» и контроллер пакетной передачи «Мега» в совокупности представляют единую Систему автоматизации и телемеханизации объектов поддержания пластового давления.

Связь между АРМ – Д и контроллером КНС производится по радиоканалу с использованием радиостанции фирмы «Motorola» типа GM 300 и контроллеров пакетной передачи «МЕГА», который на уровне КНС обеспечивает связь с контроллером БГ в диапазоне частот 900 МГц.

          Компоновка технических средств на уровне КНС выполнена в существующих шкафах «МикроДАТ».

           В ДП ЦПППД информация поступает на АРМ диспетчера, с установленным базовым программным  обеспечением: SKADA пакет Factory Suite и его компоненты.

         Структура системы автоматизации и телемеханизации ЦППД НГДУ «ЕН» приведена на рисунке 2.

2.3. Назначение, принципы построения и функции контроллера «SMART I/O».

2.3.1. Назначение 

На технологических объектах, в данном случае на КНС, в качестве контроллера насосного агрегата устанавливаются контроллеры «SMART I/O».

«SMART I/O» - программируемый контроллер для промышленной автоматизации, базирующийся на технологии «Открытых магистрально – модульных систем».

         Контроллер «SMART I/O» предназначен для диспетчерского контроля и управления территориально – распределенными технологическими процессами. 

Контроллер «SMART I/O» обеспечивает дистанционный контроль состояния и выполняет функции управления технологическим оборудованием, устанавливается непосредственно на технологическом объекте.

2.3.2. Принципы построения.

• Использование высоконадежных промышленных микрокомпьютеров, серийно выпускаемых фирмой «РЕР Modular Computers»;
• Модульное построение системы ввода/вывода;
• Использование операционной системы реального времени OS-9;
• ·         Разработка прикладного программного обеспечения с использованием технологически ориентированных языков, удовлетворяющих стандарту IEC 1131-3. 

2.4.3. Функции контроллера.

Контроллер «SMART I/O» выполняет следующие функции:

• собирает и обрабатывает информацию с датчиков;
• вырабатывает и передает команды управления исполнительным механизмам;
• выполняет прикладные задачи пользователя;
• визуализирует технологические процессы в цифровом и графическом виде;
• визуализирует параметры оборудования (сигналы контроля, управления, аварии);
• контролирует выход значений параметров за технологические и аварийные пределы, обеспечивает аварийную сигнализацию;
• передает и хранит необходимые данные;
• поддерживает пакетный протокол обмена данными по различным каналам связи            
• обеспечивает обмен данными по промышленным сетям на основе PROFIBUS и MODBUS;

обеспечивает передачу телеинформации по различным каналам связи (ВЧ - уплотненные, физические, коммутируемые телефонные линии, радиоканал, цифровые каналы связи) в различных направлениях и с разными протоколами связи.

2.5. <SPAN style="BACKGROUND-COLOR: rgb(168,255,251)"><SMALL>Программное обеспечение 

Программное обеспечение (ПО) системы представляет собой совокупность программных средств, обеспечивающих совместно с техническими средствами контроль технологического процесса и взаимодействие с оперативным персоналом программно–технического комплекса.

Программное обеспечение реализовывается на двух уровнях системы:

1.  В среде автоматизированного рабочего места диспетчера, технолога, реализованного на базе персонального компьютера;

2.  В среде программируемых контроллеров «SMART I/O».

• Программное обеспечение ДП подразделяется на системное, сервисное и прикладное.

В состав системного ПО входит операционная система WIHDOWS NT WOKSTATION 4.0 RUS.

В состав сервисного ПО входит система In Тоuсh v. 7.0.

В состав прикладного ПО входит набор необходимых мнемосхем, таблиц, трендов.

• Программное обеспечение контроллеров состоит из следующих компонентов: системное ПО, прикладное ПО, сервисное ПО.

Системным ПО контроллеров является операционная система реального времени (ОСРВ) OS-9.

В состав прикладного ПО входят пользовательские программы, находящиеся в контроллерах и решающие определенные задачи контроля технологического процесса.

          Разработка пользовательских программ осуществляется на языках технологического программирования под управлением сервисного ПО. В качестве сервисного ПО   применяется система разработки ISA GRAF.

Комплекс технических и программных средств системы обеспечивает реализацию всех ранее перечисленных функций с минимальными затратами и необходимой точностью.

<SPAN style="BACKGROUND-COLOR: rgb(168,255,251)"><SMALL> 2.5.1. Автоматизированное рабочее место диспетчера (АРМ - Д) 

АРМ – Д представляет собой комплекс программных и аппаратных средств для обмена информацией с терминал – контроллерами технологического объекта (ТК ТО) и реализации функций контроля и управления цеха ППД.

Аппаратная часть состоит из рабочей станции – персонального компьютера (центрального сервера).

Представление информации о ходе технологического процесса, поступающей с терминал – контроллеров технологических объектов, производится на экране дисплея АРМ – Д.

Под объектом подразумевается логический элемент. В цехе ППД в качестве объектов приняты насосный агрегат, блок гребенок, водовод, дренажная система, аппаратурный блок.    

В центральном сервере формируются следующие базы данных:

• базы данных о контроллерах, с которой работают специалисты цеха автоматизации производства, настраивая сеть контроллеров, маршруты, связь, датчики, уставки и интервалы опроса;
• база данных объектов, в которой данные систематизированы по технологическим объектам: с этой базой работают уже диспетчера.

Для каждой из базы данных есть программа визуализатор, обеспечивающая пользователям удобный и понятный интерфейс для работы с данными.

Программное обеспечение сервера предназначено для работы в среде операционной системы Windows NT и состоит из отдельных программ, составляющих три уровня обработки данных:

На нижнем уровне менеджер опроса сети  контроллеров «РОТОР», который выполняет следующие функции (рис. 3):

• обеспечивает синхронный/асинхронный опрос контроллеров системы;
• динамически переключает маршруты опроса;
• хранит всю информацию о подключенных датчиках к каждому контроллеру;
• позволяет дистанционно переконфигурировать любой контроллер;
• обеспечивает радиосвязь. 

Средний уровень, представляющий собой сервер данных, формирует поток информации в стандартном виде с использованием интерфейсов СОМ/DCOM, ОРС, выполняет следующие функции:

• преобразует все входные/выходные данные в стандартный для систем АСУ ТП вид;
• осуществляет масштабирование сигналов;
• обеспечивает доступ ко всем данным по контроллерам из любого компьютера компьютерной сети НГДУ.

На верхнем уровне программное обеспечение визуализации и диспетчерского управления Factory Suite2000 и его компоненты: In Touch и Suite Link, которые выполняют следующее:

• систематизируют информацию по объектам;
• позволяют контролировать и настраивать свойства объекта, делать по ним отчеты, просматривать в виде таблиц и графиков;
• отображают общее состояние контролируемых объектов (наличие связи, тревоги, аварии);
• для каждого объекта позволяют иметь свой экран визуализации,  который пользователь может корректировать на свое усмотрение; 
• выводят информацию на печать; 
• управляют технологическими объектами и оборудованием путем формирования команд управления («Пуск», «Стоп», «Открыть», «Закрыть», «Выставить запрет», «Cнять запрет»);
• позволяют изменять уставки по измеряемым и контролируемым параметрам и настроечных параметров контуров регулирования.

В сети одновременно могут работать и осуществлять опрос несколько серверов. Каждый контроллер может передать экстренный аварийный сигнал в центральный сервер. Опрос контроллеров осуществляется с помощью нескольких асинхронных очередей, каждая очередь со своей периодичностью, это позволяет оптимизировать объем передаваемой информации. Кроме фонового опроса, диспетчер может в любой момент послать в контроллер экстренную команду или изменить уставку. Работа по обслуживанию системы выполняется без останова опроса контроллеров.

2.5.2. Интерфейс пользователя.

Функция отображения информации  обеспечивает по запросу диспетчера вывод на экран дисплея оперативной информации о текущем состоянии технологического процесса и оборудования, представленных в виде мнемосхем, графиков, трендов и таблиц.

Каждый кадр на экране состоит из двух частей. После запуска системы в верхней части экрана находится глобальный кадр цеха ППД, в нижней части экрана – набор кнопок и протокол, в который записываются пришедшие сообщения. При переходе их кадра в кадр на экране остается нижняя часть экрана – набор кнопок и протокол, но набор кнопок изменяется в зависимости от уровня доступа и текущего окна.

Видеограммы и функции организованы по четкой и логической структуре, обеспечивая легкий и удобный доступ к информации. На дисплее информация о состоянии технологического процесса отображается в виде:

• фрагментов мнемосхемы, включающей мнемоническое изображение технологического процесса с выводом на нее информации о технологическом процессе и состоянии оборудования (рис. ), сводку о работе (рис. );
• значений параметров контуров регулирования (рис. );
• трендов текущих значений параметров за требуемый промежуток времени (рис. ).

          На видеограммах предусмотрена сигнализация нарушений регламентных, предупредительных и аварийных границ (рис. ).

        Сигнализация выхода параметров за регламентные и аварийные границы определяется:

• изменением цвета соответствующих элементов на фрагментах мнемосхемы;
• строкой в листе аварийных сообщений;
• звуковой сигнализацией.

2.5.3. Техническое и программное оснащение АРМ – Д

Автоматизированное рабочее место диспетчера (АРМ – Д) обеспечивается с помощью программного обеспечения SCADA пакета Factory Suite2000 и его компонентов In Touch и Suite Link и ОРС сервера MegaOPCDA. 

Для качественной и эффективной работы комплекса в цехе ППД установлены ПЭВМ с следующими техническими характеристиками:

• Видеопамять 32 Мб;
• Монитор с диагональю 21 дюйм;
• ОЗУ 256 Мб;
• Винчестер 10 Гб;
• Процессор Pentium III 800 МГц;

• Звуковая и сетевая карты. 

На ПЭВМ устанавливаются следующие программные программы:

1. Среда Windows NT WorkStation 4.0,

-- Service Pack 5 для NT 4.0.

1. Microsoft Office 97 и его компоненты:

-- Excel;

-- Word;

-- Access.

1. Factory Siute2000 и его компоненты:

-- In Touch версии 7.1;

-- Suite Link;

-- OPC Link;

-- OPC Brouser;

-- Service Pack 1, 2, 3 для Factory Suite2000.

1. «MEGA OPC» - сервер фирмы ИНТЕК.
2. «РOTOР» - для обеспечения радиосвязи.
3. Дефрагментатор - «Skiper Life».
4. Антивирусная программа.

2.5.4. Уровни доступа

Для каждого уровня доступа свой пароль, позволяющий предпринимать те или иные действия. В данной системе различают три уровня доступа:

Первый – уровень администратора. Пользователь может посылать команды управления, корректировать и посылать уставки, изменять пароль и уровни доступа всех пользователей.

Второй – уровень для представителей ЦАП или обслуживающего персонала системы. Пользователь может корректировать и посылать уставки, посылать команды управления, но не может изменять пароль и уровни доступа всех пользователей.

Третий – уровень диспетчера. Пользователь может посылать команды управления, но запрещает изменять служебные информации. Разрешен просмотр уставок, но запрещена их корректировка и отправка на ТК ТО.  

III. Телемеханизация КНС

                Телемеханика – это отрасль техники автоматического управления, занимающаяся управлением на расстоянии путем посылки специальных (кодированных) сигналов для управления и регулирования режимов, состояний и положений  различных объектов

         Радиотелемеханика – это область телемеханики, использующая для передачи команд радиоканалы и радиолинии.  

Радиоканал – это полоса частот установленной ширины, отводимая для радиопередачи данного вида.       

В качестве базового контроллера системы на КНС принят контроллер насосного агрегата «SMART I/O».

Связь между АРМ - Д и контроллером КНС производится по радиоканалу с использованием радиостанции.

Функции сетевого взаимодействия контроллер «SMART I/O» осуществляет через контроллер пакетной передачи «Мега», с которой он соединяется через стандартный СОМ – порт.

3.1. Назначение и функции контроллера «Мега»

3.1.1. Назначение

Контроллер «МЕГА» предназначен для автоматизации и телемеханизации технологических объектов, к которым затруднена прокладка кабельных линий связи, а также для замены физически и морально устаревших систем промысловой телемеханики.

Контроллер «Мега» обеспечивает дистанционный контроль состояния и выполняет функции управления технологическим оборудованием, устанавливается непосредственно на технологическом объекте.

Контроллер можно использовать как элемент распределенной сети и как самостоятельное устройство ввода/вывода.

Контроллер «Мега» зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под №19124-99 и допущен к применению в Российской Федерации.

3.1.2. Функции контроллера

Контроллер обеспечивает выполнение следующих общих функций:

• Прием аналоговых и дискретных входных сигналов;
• Счет импульсных сигналов;
• Выдачу дискретных выходных сигналов;
• Обеспечение связи с другими контроллерами системы;
• Управление модемами;
• Накопление массивов данных по двум периодам тока и напряжения в сети (на случай пропадания связи); 
• Включение/выключение технологического оборудования;
• Сохранения информации в энергонезависимой памяти;
• Дистанционное конфигурирование, т.е. в процессе работы можно менять настройки, уставки и режим работы контроллеров. 
• Определение аварийных ситуаций; 

• Поддержание пакетного протокола обмена данными по различным каналам связи;

Ретрансляторов при обмене данными между сетью контроллеров и центральным компьютером в диспетчерской.

3.2.1. Функциональные элементы контроллера.

Структурная схема контроллера «Мега» приведена на рисунке

1. Однокристальный микропроцессор;
2. Узел оптоизолированных дискретных сигналов;    
3. Узел нормализации аналоговых входов;
4. Узел оптоизолированных выходов;
5. Узел радиомодема;
6. Блок сопряжения с радиостанцией «Linx»;
7. Блок сопряжения с радиостанцией «Motorola»;
8. Блок сопряжения с линией «длинной связи»;
9. Узел согласования с интерфейсом RS – 232;

10. Узел согласования с интерфейсом RS – 485;

11. Датчик температуры в корпусе;

12. Блок питания контроллера;

13. Корпус;

14. Индикаторы;

15. Разъемы.

3.3. Работа контроллера «Мега»

После включения контроллер принимает все пакеты по всем возможным каналам связи, подключенным к контроллеру. Каждый пакет анализируется, и если он адресован именно данному контроллеру и прошел по всему заданному маршруту, то контроллер анализирует команду, принимает данные и отправляет ответ по тому же маршруту, по которому пришел пакет. Если же контроллер находит свой идентификатор в ретрансляторах данного пакета, то он передает пакет дальше, причем пакет может быть передан по другому каналу связи. Такая гибкость в адресации и маршрутизации пакетов позволяет строить разнородные сети передачи данных, а именно такие сети и необходимы для системы управления объектами нефтедобычи.

IV. Технологическая схема кустовой насосной станции (КНС)

                                         (Рис. 7)

4.1. Описание технологической схемы КНС

Вода, предназначенная для закачки в пласт, с водозабора поступает на КНС. Вследствие этого  давление на приеме насосного агрегата (НА) растет. Диспетчер, контролирующий параметры КНС, отправляет сигнал на включение НА  через SCADA-систему.

По сигналу сначала включаются маслонасосы и в течение 3-х минут качают масло в подшипники НА и электродвигателя (ЭД). После этого запускается ЭД и начинает вращать механизм насоса. НА начинает качать воду. Одновременно с этим автоматически постепенно открывается выкидная задвижка, и вода поступает сначала на блок-гребенку, а через нее распределяется по нагнетающим скважинам и закачивается в пласты месторождения.

4.2. Защита НА от выхода из строя

1. Датчик давления на приеме. При выходе значения давления за определенные рамки, НА автоматически отключается.
2. Датчик давления на выкиде. Если задвижка закрыта или труба забита, давление начинает расти, и при отклонении от допустимых размеров, НА  автоматически отключается.
3. Датчики циркуляции масла (ДЦМ) на подшипниках. Если масло перестанет поступать к подшипникам, НА  автоматически отключается.
4. Датчики температуры на подшипниках. Слежение за температурой подшипников.
5. Датчик уровня масла. Слежение за уровнем масла в маслобаках.
6. Датчик смещения вала. Слежение за отклонением общего вала НА и ЭД от горизонтальной оси.

 V. Приборы, находящиеся в эксплуатации на КНС НГДУ «Елховнефть»

1. Термопреообразователь сопротивления двухканальный ТСМ-004М 2К.
2. Датчик циркуляции масла на подшипниках НА и  ЭД КНС.
3. Датчики избыточного давления МИДА-ДИ-13П.
4. Счетчик воды вихревой ультразвуковой СВУ.
5. Виброизмерительный канал ВК 312С-1.
6. Измеритель перемещения ИП-17.

Рис. 7. Технологическая схема кустовой насосной станции (КНС)