СКАЧАТЬ:  koeffcicienty-peredatochnoy-funkcii.zip [7 Mb] (cкачиваний: 189)

Содержание

1 Реферат. 3

2 Введение. 5

3 Технологическая часть. 6

4 Техническая часть. 13

4.1 Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы контроля и управления  13 

4.2 Функции, выполняемые  системой автоматизации на каждом уровне. 15 

4.3 Описание уровня САУ.. 17 

4.4 Описание уровня оперативно-диспетчерского управления. 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 передаточных характеристик объекта. 35 

6 Расчетная часть. 44

6.1 Нахождение настроечных параметров регуляторов моделируемых САР.. 44 

6.2 Моделирование одноконтурной и каскадной САР на ЭВМ.. 50 

6.3 Сравнительный анализ качества ПП в исследуемых САР.. 54 

7 Проектная часть. 55

Вывод. 62

Список использованной литературы.. 63

Приложение 1 Список условных сокращений. 64

Приложение 2 Спецификация оборудования. 65

1 Реферат

В данном курсовом проекте на тему «Автоматизация технологического процесса подготовки нефти» представлено 66  листов пояснительной записки, включающей в себя  9 таблиц, 23 рисунка , 2 приложения. Проект написан с использованием  8 источников литературы.

Актуальность данной работы обуславливается тем, что для того, чтобы добиться эффективного управления процессом промысловой подготовки нефти, являющейся ключевым моментом  улучшения качества нефти и приведения ее к товарному виду, и обеспечить конкурентоспособность УКПН как производственного объекта возможно только с помощью широкого внедрения современных средств автоматизации.

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

В технологической части содержится подробное описание процесса подготовки нефти с указанием всех объектов автоматизации.

В технической части проекта дана характеристика АСУТП УКПН, описан комплекс технических средств, характеристика, устройство и работа контроллера серии GE Fanuc на базе CPU352. Приведено описание SCADA-пакета Cimplisity.

В экспериментальной части из общей схемы автоматизации выделена каскадная САР регулирования температуры выхода из печи нагрева нефти, определена передаточная функция печи по основному и вспомогательному каналам регулирования по кривым разгона методом площадей.

В расчетной части найдены параметры регуляторов с помощью метода Циглера-Никольса, смоделированы каскадная и одноконтурная САР, определены прямые показатели качества переходных процессов в рассматриваемых САР.

В проектной части содержится описание основных этапов создания двух экранных форм с помощью программы GENESIS 32. В первой экранной форме отражен общий ход технологического процесса, во второй экранной форме показана работа печи,  реализована каскадная САР регулирования температуры нефти на выходе из печи и обработка аварийной ситуации по давлению в трубопроводе топливного газа.

Графическая часть проекта состоит из 2 листов формата А1. Первый лист – функциональная схема автоматизации 2-го блока атмосферной перегонки УКПН (блок получения дизельного топлива) часть 1, второй лист – функциональная схема автоматизации 2-го блока атмосферной перегонки УКПН часть 2.

Ключевые слова в данном курсовом проекте УКПН, стабилизация, ректификация, орошение, отпарная колонна, ШФЛУ, дистиллят, кубовый остаток, электродегидратор, деэмульгатор, теплообменник, печь, сепаратор, бензосепаратор, отстойник, КХ, АВО, ТСП, ТСМ, термопара, МТ, УБ, конденсатосборник, дренажная емкость, ТП, РВС. Сокращения, используемые в данном курсовом проекте, приведены в Приложении 1.

 2 Введение

Нефть, добываемая из недр, содержит растворенные в ней газы, механические примеси и воду с растворенными в ней солями. Вода, соли и механические примеси загрязняют нефть, вызывают непроизводительную загрузку трубопроводного транспорта и резервуаров, засоряют транспортные коммуникации, аппаратуру и резервуары, приводят к коррозионному разрушению промыслового, магистрального и заводского оборудования. Кроме того, совместный транспорт воды и нефти приводит к образованию стойких эмульсий, что резко снижает производительность технологических установок нефтепереработки, нарушает технологический режим работы отдельных установок и аппаратов, ухудшает качество нефтепродуктов. Поэтому добываемая нефть подвергается на нефтяном промысле обезвоживанию, обессоливанию и первичной стабилизации. Такая обработка на промысле называется подготовкой нефти.

Установки комплексной подготовки нефти характеризуются высокой концентрацией технологического оборудования, значительным числом параметров, определяющих ход технологического процесса, наличием внутренних связей между параметрами, их взаимным многообразным и сложным влиянием друг на друга и на течение всего процесса. Поэтому согласованная работа всех звеньев УКПН, четкая координация управления всеми объектами, определение рациональных режимов работы взаимосвязанных сложных производственных процессов возможно только при широком применении современных средств автоматики и телемеханики.

Автоматизация и телемеханизация объектов УКПН должны обеспечить надежную их работу без постоянного присутствия обслуживающего персонала. С этой целью схемой автоматизации предусматриваются автоматическая защита оборудования от аварийных режимов, автоматическое включение резервного оборудования в случае аварийного отключения основного, автоматизированный сбор измерительной информации об основных параметрах процесса, централизованное дистанционное управление задвижками, сигнализация на диспетчерский пункт об исполнении команд, аварийных ситуациях и передаче измерительной информации.

Все эти мероприятия приводят к уменьшению числа аварий и как следствие времени простоя оборудования, повышают эффективность оперативного и стратегического контроля и управления, что приводит к улучшению экономических показателей работы УКПН, улучшению качества нефти и понижению ее себестоимости.

3 Технологическая часть

3.1 Общая теория по промысловой подготовке нефти

Технологические установки подготовки нефти, газа и воды – это комплекс блочного автоматизированного оборудования и аппаратов,  в которых последовательно и непрерывно происходят процессы обезвоживания и обессоливания нефти, осушка (от водяных паров) и очистка (от сероводорода H₂S и двуокиси углерода CO₂) нефтяного газа, а также очистка пластовой воды от капелек нефти, механических примесей, железа, сероводорода, углекислого газа и кислорода.

Обезвоживание и обессоливание добытой на поверхность нефти проводят для:

1)      уменьшения транспортных расходов;

2)      предотвращения образования стойких эмульсий;

3)      снижение коррозионного разрушения промыслового, магистрального и заводского оборудования.

Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации не­фти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН).

Рис.1. Принципиальная схема УКПН

I - холодная "сырая" нефть; II - подогретая "сырая" нефть; III - дренажная вола; IV ■ частично обезвозженная нефть; V - пресная вола; VI - обезвоженная и обессоленная нефть; VII -пары легких углеводородов; VIII – несконденсировавщиеся пары; IX - широкая фракция {сконденсировавшиеся пары); X - стабильная нефть

Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена на рис. 1.

Работает УКПН следующим образом. Холодная «сырая» нефть из резервуаров ЦСП насосом 1 через теплообменник 2 подается в от­стойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для даль­нейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 4 производится окон­чательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее темпера­тура доводится до 240 °С. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в конденса­тор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фрак­ционирование, а частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товар­ные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 2,5.

Для обезвоживания ис­пользуются одновременно подогрев, отстаивание и электрическое воздействие, т.е. сочетание сразу нескольких методов.

3.2 Характеристика  Карабашской УКПН НГДУ «Иркеннефть»

Карабашская установка комплексной подготовки нефти предназначена для проведения полного комплекса подготовки и частичной переработки сырой девонской нефти с целью получения  стабильной товарной нефти, широкой фракции легких углеводородов, прямогонного бензина, нефтяного растворителя, компонента дизельного топлива и нефтяного печного топлива.

Установка комплексной подготовки нефти состоит из четырех блоков:

• блока обезвоживания и обессоливания нефти;
• блока стабилизации нефти;
• блока получения компонента дизельного топлива.

            В настоящее время технология подготовки нефти основана на следующих процессах:

• обезвоживания и обессоливания нефти путем промывки пресной водой и воздействия химических реагентов в электрическом поле высокого напряжения с получением товарной нефти, осуществляемых на блоке обезвоживания и обессоливания;
• нагрева и разделения на фракции товарной нефти в стабилизационной  колонне с получением ШФЛУ и стабильной нефти, осуществляемых на блоке стабилизации;
• нагрева и разделения стабильной нефти на фракции в атмосферных ректификационных колоннах с получением прямогонного бензина,  растворителя нефтяного, компонента дизельного топлива и печного нефтяного топлива.

Продукты подготовки и переработки нефти направляются:

- товарная нефть в резервуары товарного парка;

- широкая фракции легких углеводородов в бензопарк;

- прямогонный бензин и растворитель нефтяной в емкости промежуточного хранения;

- компонент дизельного топлива и печное нефтяное топливо (марки С или Т) в емкости промежуточного хранения.

Из емкостей промежуточного хранения продукты через наливную установку отгружаются потребителям.

Все процессы подготовки и переработки нефти осуществляются в закрытой герметизированной системе оборудования и трубопроводов.

Основное технологическое оборудование всех блоков установки комплексной подготовки нефти размещается на открытых площадках  Карабашского промышленного узла.

3.3 Описание технологического процесса

Блок обезвоживания и обессоливания нефти

Сырая нефть из резервуаров товарного парка после предварительного сброса воды с содержанием воды не более 10 % по массе и температурой до 20^оС насосами Н-101/1-3 подается в теплообменники Т-108/А-F, Т-101/А-F, где подогревается до 60^оС за счет тепла стабильной товарной нефти, уходящей с блока. На прием сырьевых насосов Н-101/1-3 может подаваться деэмульгатор.

Подогретая нефть после теплообменников поступает в отстойники О-3-8, работающие параллельно. Вода, отстоявшаяся в отстойниках, направляется на вторую ступень сепарации товарного парка, а нефть с содержанием воды не более 2 % по массе  поступает в электродегидраторы ЭГ-1,2 на обессоливание. Электродегидраторы могут работать как параллельно, так и последовательно. На вход каждого электродегидратора через диспергаторы подается промывочная вода, подогретая паром в теплообменнике ТП-500 и деэмульгатор. Нефть в электродегидраторах подвергается воздействию электрического поля напряжением до 26000 В, подаваемого на два горизонтальных электрода. В результате осуществляется процесс укрупнения и отделения капель соленой воды из нефти. Соленая вода из электродегидраторов по уровню направляется на вторую ступень сепарации товарного парка.

Обессоленная нефть с содержанием воды не более 0,2 % по массе и солей не более 100 мг/л из электродегидраторов поступает в промежуточные емкости Б-1,2. Нефть из емкостей Б-1,2 забирается насосом Н-102/1,2 и через регулирующий клапан подается на блок стабилизации. 

Блок стабилизации нефти

Обессоленная и обезвоженная нефть насосами  Н-102/1,2 подается в теплообменники Т-106/1-4, где нагревается до 180^оС теплом нефти, отводимой из куба колонн К-101 и К-102. Из теплообменников нефть поступает на 6-ю тарелку стабилизационной колонны К-101, где подвергается ректификационному разделению на ШФЛУ и стабильную нефть. С  верха колонны К-101 выделяются пары легких фракций углеводородов при температуре 100-120^оС и направляются в воздушные конденсаторы-

холодильники АВГ-1-3, где охлаждаются, конденсируются и собираются в бензосепараторе (рефлюксной емкости)  Б-104.

Углеводородный газ из бензосепаратора подается в конденсатосборник F-104, откуда направляется в осушитель КСУ Карабашского товарного парка. Жидкая часть – широкая фракция легких углеводородов при температуре не более 40^оС подается на орошение верха колонны К-101 насосом Н-106/1,2, а балансовая часть направляется как товарная продукция - в бензопарк УКПН. Подтоварная вода из Б-104 отводится автоматически в дренажную линию.

Стабильная нефть с куба колонны К-101 под собственным давлением  поступает последовательно в теплообменники Т-106/1-4 (по пучку), Т-101/А-F и Т-108/А-F (по корпусу), где отдает тепло и при температуре не более 40^оС направляется как продукция - товарная нефть в парк.

Часть нефти для поддержания требуемой температуры стабилизации в колонне К-101 циркулирует посредством насоса Н-105/1,2 через печи П-201 (ПТБ-10), в куб колонны подается «горячая струя». Нефть в печи нагревается до 250-270^оС. Часть нефти после насоса Н-105/1,2 в количестве 20-30 т/час и температурой около 250^оС подается на первый блок атмосферной перегонки.

Подготовка нефти может производиться только на блоке обезвоживания и обессоливания без стабилизации нефти. В этом случае обессоленная нефть после промежуточных емкостей Б-1,2 направляется насосом Н-102/1,2 в печь П-201 и далее через теплообменники Т-101/А-F и Т-108/А-F в товарный парк, минуя теплообменники Т-106/1-4 и колонну К-101.

ШФЛУ из резервуаров бензопарка откачивается насосами по продуктопроводу на переработку в объекты управления “ТАТНЕФТЕГАЗПЕРЕРАБОТКА“ ОАО “ТАТНЕФТЬ”.

Первый блок атмосферной перегонки

Сырьем блока является стабильная нефть, поступающая из блока стабилизации. Нефть расходом не менее 25 м³/час, давлением 1,7 -2,0 МПа и температурой 220-250^оС подается в печь П-102 (П-202), где нагревается  до 310-350^оС. После печи П-102 (П-202) нефть с температурой 310-350^оС  поступает в атмосферную колонну К-201 на 1-ю и/или

6-ю тарелку для ректификационного разделения с получением дистиллята (прямогонного бензина или растворителя нефтяного), бокового погона (компонента дизельного топлива или печного нефтяного топлива) и кубового остатка (легкого мазута).

Пары верха колонны К-201 с температурой 110-140^оС поступают в конденсаторы-холодильники воздушного охлаждения АВГ-2,3 и затем в бензосепаратор С-1. Жидкая фаза бензосепаратора С-1 с температурой около 45^оС забирается насосом Н-3/1,2 и подается через регулирующий клапан на орошение верха колонны К-201. Балансовое количество дистиллята насосом Н-3/1,2  откачивается по уровню в С-1 через регулирующий клапан в емкости Е-101/1,2 на хранение или же в товарный парк. Несконденсировавшийся углеводородный газ из сепаратора С-1 подается в конденсатосборник F-104. Вода, отделившаяся в сепараторе С-1, периодически сбрасывается в дренажную линию УКПН.

Боковой погон отбирается с 17-ой тарелки колонны К-201 при температуре 200-240^оС и поступает в промежуточную емкость F-204. В емкости F-204 производится отгон легких фракций при снижении давления. Газовая фаза из емкости F-204 направляется через конденсатосборник F-104 на КСУ. Жидкая фракция бокового погона – продукция (компонент дизельного топлива или печное нефтяное топливо) из емкости F-204 по уровню направляется через воздушный холодильник АВГ-1 в накопительную емкость - сепаратор С-2. Откуда насосом Н-2/1,2 откачивается в одну из товарных емкостей Е-101/3,4, Е-4а, Е-5-15 или насосом Н-4/1,2 в резервуар РВС-1 КТП. Газовая фаза из емкости С-2 так же направляется через конденсатосборник F-104 на КСУ. Подтоварная вода из емкости С-2 периодически отводится в дренажную  линию УКПН.

Остаток перегонки нефти – легкий мазут из куба колонны К-201 при температуре около 320^оС подается насосом Н-1/1,2 на смешение с товарной нефтью блока стабилизации перед теплообменниками Т-106/1-4.

Второй блок атмосферной перегонки 

Стабильная нефть после теплообменников Т-108/1¸6  расходом 50 т/ч при давлении 0,4 МПа, с температурой около 70 ^оС поступает в электродегидратор ЭД-301. Расход замеряется расходомером ДКН и “Метран”. Перед электродегидратором ЭД-301 в поток нефти вводится пресная вода и деэмульгатор посредством  блок-дозатора БР-301. В электродегидраторе ЭД-301 под воздействием электрического поля высокого напряжения осуществляется процесс обезвоживания и обессоливания нефти до остаточного содержания воды не более 0,2 % и хлористых солей не более 10 мг/л.

Соленая вода из ЭД-301 отводится в дренажную  линию УКПН по уровню через регулятор.

Нефть из электродегидратора ЭД-301 поступает в буферную емкость Е-301.

В обоснованном случае, когда в стабильной нефти низкое содержание солей и воды, нефть после теплообменников Т-108/ А,В,С,Д,Е,F подается в буферную емкость Е-301, минуя электродегидратор ЭД-301.

Из емкости Е-301 нефть насосом Н-301/1,2 под давлением 1,6 МПа прокачивается через теплообменники Т-301/1,2. В теплообменниках Т-301/1,2 нефть нагревается за счет рекуперации тепла кубового остатка колонны К-301 до температуры 220 ^оС и поступает в змеевик технологической печи П-301. Нефть, нагретая в змеевике печи П-301 до температуры 330¸350 ^оС, с образованием паровой фазы и при давлении около 0,2 МПа поступает на 4-ю тарелку  атмосферной ректификационной колонны К-301. Температура нагрева нефти в змеевиках печи П-301 поддерживается за счет регулирования давления топливного газа регулятором.

Паровая фаза из атмосферной колонны К-301 с температурой  140¸147 ^оС и давлением 0,15 МПа поступает в конденсатор-холодильник воздушного охлаждения АВГ-301/1,2. Газо-жидкостной поток из АВГ-301/1,2 с температурой 40¸50 ^оС поступает в рефлюксную емкость С-301.

Несконденсировавшиеся углеводородные газы из С-301 при температуре 40¸50 ^оС и давлении около 0,15 МПа направляются через регулирующий клапан в конденсатосборник F-104.

Давление в колонне К-301 и в рефлюксной емкости С-301 поддерживается регулятором давления.

Жидкая фаза – дистиллят из рефлюксной емкости С-301  насосом Н-304/1,2 направляется в качестве орошения через регулирующий клапан на 22-ю тарелку колонны К-301. Расход орошения задается регулятором температуры верха колонны К-301. Балансовое количество дистиллята – продукция  (прямогонный бензин или растворитель нефтяной) откачивается из С-301 в емкости Е-101А,В,С,Д насосом Н-304/1,2 через регулирующий клапан расходом, задаваемым регулятором уровня в С-301.

Подтоварная вода из С-301 по отводится в дренажную линию УКПН.

С 13-ой и/или 15-ой тарелок колонны К-301 выводится боковой погон при температуре около 200 ^оС и давлении 0,17 МПа в отпарную колонну К-302. Тепловой режим низа колонны К-302 (температура до  220 ^оС) поддерживается работой рибойлера Т-302. Нагрев бокового погона в рибойлере Т-302 производится кубовым остатком колонны К-301, подаваемым насосом Н-302/1,2  в змеевик рибойлера Т-302.

Регулирование температуры в рибойлере Т-302 производится регулятором за счет изменения расхода потока кубового остатка (мазута) через змеевик Т-302.

Паровая фаза из К-302 возвращается на 17-ю тарелку атмосферной колонны К-301.

Кубовый остаток колонны К-301 (легкий мазут) при  температуре 320¸340 ^оС откачивается насосом Н-302/1,2 по уровню. Кубовый остаток с выкида насосов Н-302/1,2 подается через теплообменники Т-301/1,2 и с температурой около 90 ^оС на смешение с товарной нефтью блока стабилизации.

Фракция дизельного или печного топлива с низа выносного кипятильника Т-302 откачивается в аппарат воздушного охлаждения АВГ-302 насосом Н-303/1,2 по уровню. Компонент дизельного топлива или печного топлива, охладившись в АВГ-302 до 40¸45 ^оС, направляется в существующие емкости Е-1¸4 и Е-4а, Е-5¸15 или же откачивается насосом Н-4 в резервуар РВС-1 КТП.

Для защиты от коррозии оборудования конденсационно-холодильного узла, верхней части корпуса и тарелок колонны К-301 в шлемовую трубу и линию подачи орошения с помощью блок-дозатора БР-302 подается ингибитор коррозии.

Нормы расхода реагентов (деэмульгатора и ингибитора коррозии) согласно регламенту подачи реагента.

Освобождение оборудования и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов перед ремонтом производится в дренажную (аварийную) емкость Е-302. Откачка из Е-302 производится погружным насосом Н-305 в резервуары сырой нефти КТП.

4 Техническая часть

4.1 Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы контроля и управления 

На  рис. 2. представлена обобщенная структура АСУ ТП, построенной на базе контроллеров и сетевых комплексов GE Fanuc.

Рис.2

Если рассматривать НГДУ «Иркеннефть» самостоятельным предприятием, то в структуре его автоматизированного управления можно выделить следующие уровни:

I уровень – уровень систем автоматического управления (САУ), в котором можно выделить уровень КИП и контроллеров;

II уровень – уровень оперативно-диспетчерского управления;

III уровень – уровень управления предприятием.

Уровень I включает набор датчиков и исполнительных устройств, встраиваемых в конструктивные узлы технологического оборудования и предназначенных для сбора первичной информации и реализации исполнительных воздействий, и контроллерsфирмы GE Fanuc на базе процессорного модуля IC693CPU364, имеющего встроенный интерфейс Ethernet 10 Base-T. Контроллеры замыкают самые короткие контуры управления процессами.

Уровень II представляет собой 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 на основе SCADA- систем Cimplicity.
• Сервер базы данных.

На этом уровне осуществляется оперативное управление производством.

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

4.2 Функции, выполняемые  системой автоматизации на каждом уровне 

На уровне САУ система управления обеспечивает выполнение следующих функций:

• сбор и контроль технологической информации с основных и вспомогательных объектов УКПН;
• формирование и ведение базы данных значений параметров;
• реализация законов автоматического регулирования (ПИД);
• выполнение алгоритмов автоматического управления, технологических блокировок;
• выполнение алгоритмов противоаварийной защиты;
• отработку команд дистанционного управления (выдачу управляющих воздействий на ИМ в соответствии с командами, принятыми с верхнего уровня);
• связь с верхним уровнем управления УКПН (передача технологической информации, прием команд);
• непрерывный контроль работоспособности технических средств и определение отказавших устройств.

На уровне оперативно-диспетчерского управления СУ обеспечивает реализацию следующих функций:

• сбор и контроль технологической информации от технических средств САУ основных и вспомогательных объектов (служб) УКПН;
• сигнализацию отклонений технологических параметров от регламентных норм;
• ведение базы данных реального времени;
• формирование и отображение мнемосхем, трендов;
• формирование и отображение сводок и режимных листов;
• формирование и отображение протокола событий;
• формирование и выдачу выходных документов и протоколов событий на печать;
• протоколирование действий оперативного персонала;
• вычисление суммарных (интегральных) и средних (час/два часа) расходов сырья;
• формирование и выдачу команд дистанционного управления;
• контроль выполнения команд управления;
•  выдачу уставок регуляторам;
• связь с нижним уровнем системы (прием технологической информации с уровня САУ, передача команд управления на уровень САУ);
• обмен информацией с уровнем диспетчерского управления;
• назначение (разграничение) прав для различных групп пользователей на доступ к информации и к функциям управления;
• регистрацию пользователей в системе по индивидуальному идентификатору пользователя с введением пароля;
• ведение протокола регистрации пользователей и их наиболее ответственных действий с указанием реального времени и информации об этих действиях;
• ведение и вывод по запросу протоколов событий, происходящих в системе (действия по управлению, изменение конфигурации, системные события);
• непрерывный контроль работоспособности технических средств и обеспечение обнаружения отказа и причины отказа, с выдачей
• звуковой и визуальной сигнализации оператору ОПС и занесением информации об отказе в протокол событий.

4.3 Описание уровня САУ 

                Комплекс технических средств, образующих уровень КИП, сведен в таблицу1.

                                                                                                                               Таблица 1

Контроллер на базе  CPU 352 фирмы GE Fanuc 

В уровень САУ кроме КИП входят контроллеры на базе микропроцессора CPU 352 фирмы GE Fanuc.

 ПЛК серии 90-30 фирмы GE Fanuc – семейство контроллеров со специальными модулями и устройствами ввода/вывода, адаптированных для различных применений: от простой замены реле до систем автоматизации среднего уровня мощности.

Контроллеры моделей CPU 351/352 – одни из самых быстродействующих центральных процессоров в своей серии. Они имеют 4 встроенных процессора  для одновременного решения нескольких задач с целью повышения пропускной способности. Модель 352 обладает возможность выполнения операций с плавающей запятой  со скоростью от 2 до 4 мкс.

Характеристика микропроцессора CPU 352 приведена в таблице 2.                                                              

                                                                         Таблица 2

Ввод/ вывод 

Контроллеры серии 90-30 наряду с локальным вводом/выводом поддерживают расширение ввода/вывода, удаленный и распределенный ввод/вывод.

Для моделей 351/352 имеется три типа базовых плат:

- базовые платы с ячейкой для CPU и дополнительными ячейками для вводов/выводов;

- расширительные базовые платы,  используемые для  их установки на расстояниях     <15 м от центрального процессора;

-  удаленные базовые платы для установки систем на расстоянии до 214 м.

Контроллеры моделей 351/352 допускают 8 расширительных плат. Фирма предлагает кабели стандартных длин для их подключения к базовой плате с CPU.

Система удаленного ввода/вывода Genius

В отличие от обычных систем удаленного ввода/вывода система Genius не требует шкафов, стоек, отдельных источников питания и приемников. Кроме того, система авто­матически поставляет диагностическую информацию о поле­вой проводке, условиях энергопитания и нагрузках, а также о состоянии шины ввода/вывода, ее блоков и цепей. В ее номен­клатуру входят модули ввода/вывода аналоговых и дискретных сигналов, сигналов от термопар и термометров сопротивления и ряд других.

Конструктивно система ввода/вывода Genius представляет собой сборку из двух составляющих - шасси и электронного блока. Клеммы для подключения кабеля Genius, проводов от датчиков, исполнительных устройств и питания входят в состав шасси. Коммуникационный процессор и система ввода/вывода образуют электронный блок. Такое решение позволяет в случае необходимости, быстро заменить электронный блок без отсоединения кабелей. Конфигурация устройства хранится в шасси; после замену электронного блока повторная конфигурация не требуется.

Взаимодействие системы ввода/вывода Genius с центральным процессором осуществляется посредством контроллера шины Genius (Genius Bus Controller — GBC). Этот модуль объединяет в себе контроллер связи и одноканальный контроллер распределенных вводов/выводов. Модуль GBC занимает одну ячейку ПЛК и конфигурируется при помощи программного обеспечения Logicmaster 90-70. Поддерживает до 32 устройств в локальной сети Genius. В состав одного PLC может быть включено несколько контроллеров шины GBC, каждый из которых поддерживает отдельный сегмент сети.

Автоматический   обмен   данными   между   ПЛК   90-30   и   другими устройствами, подключенными к шине Genius, может осуществляться и посредством модулей связи Genius GCM и GCM+ (Genius Communication Module).

Модули GCM и GCM+ являются полностью программно-конфигурируемыми. Подключение к шине Genius осуществляется при помощи двухпроводного кабеля с разъемами на каждом конце. Модуль оснащен двумя светодиодными индикаторами: один показывает, что модуль включен и работает, другой - что он сконфигурирован и ведет передачу или прием. GCM+ поддерживает мониторинг данных при помощи ПК, мониторинг блоков ввода/вывода Genius, одноранговую связь и связь по схеме"ведущий/ведомый" с имитацией удаленных вводов/выводов.

Коммуникационные возможности серии 90-30 

• Сеть  Genius  фирмы   GE   Fanuc  предназначена для  объединения   в законченную систему контроллеров GE Fanuc серий 90-70 и 90-30, удаленной периферии Genius и Field Control. Физически устройства объединяются в сеть экранированной витой парой. Сеть имеет топологию "шина", к которой может быть   подключено до  32  устройств.  Максимальная  длина шины составляет 2,3 км при скорости обмена 38,4 Кбод. Максимальная скорость передачи данных 153,6 Кбод достигается при длине линии до 600 м.

Для включения в состав сети Genius операторской станции на основе персонального компьютера выпускаются сетевые платы PCIM- card. С их помощью реализуется доступ SCADA-системы Cimplicity к переменным контроллера. Связь при помощи PCIM-card поддерживается рядом третьих фирм - поставщиков SCADА-пакетов.

•  Высокоскоростная сеть I/O Link обеспечивает возможность работы по схеме ведущий/ведомый для пакетов данных с фиксированными объемами через волоконно-оптическую линию, рассчитанную на скорость передачи 1,5 Мбод при скорости обновления 2мс. Взаимодействие с сетью обеспечивается модулями связи I/O Link (имеются ведущие и ведомые модули).   Ведущий модуль может поддерживать до 16 устройств с сети. Количество каналов ввода/вывода, поддерживаемых каждым ведущим модулем, достигает 2000.

Длина локальной сети I/O Link может достигать 10 м при шине RS-485 и 200м при использовании волоконно-оптической шины.

• Модуль   Ethernet   Interface   делает   возможным   непосредственное подключение приборов серии 90-30 к локальной сети Ethernet, позволяя осуществлять программирование, мониторинг в режиме on-line, сбор данных и равноправную (одноранговую) связь. Интерфейс Ethernet обеспечивает возможность инициирования связи с другими интерфейсами TCP/IP Ethernet приборов серии 90-30 и 90-70, используя функции запроса предоставления связи в лестничной программе.

Совместимость контроллеров серии 90-30 с модулями производства других фирм расширяет возможности серии.

• Одно-портовый       ведомый       интерфейсный       модуль       RTU с       последовательным портом RS-232/RS-485 делает возможным использование ПЛК серии 90-30 в сочетании с ведущим устройством RTU/Modbus. Одна из разновидностей модуля поддерживает работу через модем. Контроллеры с этим модулем можно использовать в распределенных системах управления (DCS), системах диспетчерского управления и сбора данных (SCADA).

•     Модуль   автоматической   настройки   ПИД   существенно   уменьшает время подготовки и настройки контуров регулирования. Модуль размешается непосредственно в стойке ПЛК и поддерживает связь с блоками ПИД через объединительную плату.

Кроме вышеперечисленных модулей и контроллеров связи в состав серии 90-30 зходят следующие устройства:

-    модуль lnterbus-S (slave) - взаимодействие с сетью Interbus;

-    модуль WorksBus - взаимодействие с сетью WorksBus;

-    контроллер FIPBus - взаимодействие с сетью FIPBus;

-    модуль DeviceNet - взаимодействие с сетью DeviceNet.

Программное обеспечение

Базовым средством интегрирования контроллеров GE Fanuc  в систему управления технологическим процессом является пакет программ Logicmaster. Модули Fanuc не имеют конфигурированных переключателей и перемычек,  все конфигурирование контроллера выполняется при помощи Logicmaster. Это же средство используется для программирования контроллеров, диагностики их технического состояния и отладки программ.

Для программирования контроллеров GE Fanuc обычно используется язык релейно-контактной логики. Logicmaster поддерживает структури­рованное написание программ с использованием процедур, присвоение символьных имен входам, выходам и ячейкам памяти, комментарии к строкам программы. Если задача управления требует выполнения сложных логических операций или расчетов, возможно программирование на языках С и State Logic.

При работе с контроллерами в качестве устройства программирования используется портативный компьютер - Notebook с Logicmaster, подключае­мый к контроллеру через последовательный порт.

4.4 Описание уровня оперативно-диспетчерского управления 

Автоматизированные рабочие места операторов НГДУ оснащены программным  обеспечением Сimplisity фирмы GE Fanuc.

Cimplicity - один из старейших HMI- продуктов на мировом рынке. Этот программный продукт работает в среде операционных систем UNIX, VMS, HP UX на компьютерных платформах IBM, VAX, DEC.

Графика Сimplisity позволяет создавать динамические экраны, представляющие технологический процесс. Панели инструментов предо­ставляют возможность разработчику выравнивать, вращать, изменять кон­туры, рисовать и создавать группы объектов, редактировать копировать и стирать, передвигать объекты по экрану. В системе имеется библиотека графических объектов для различных отраслей промышленности.

Графика Сimplisity поддерживает стандарты Microsoft OLE и это позволяет включать в графические экраны таблицы или графики из Excel, рапорты из баз данных SQL и Access, картинки bitmap, видео- и аудиоклипы, графики, алармы и т. д. из других приложений пакета.

В пакете Сimplisity предусмотрена система генерации и управления алармами. Окна алармов можно настраивать и встраивать в графический экран. Имеется возможность изменять шрифты, размеры окна, стили и тексты алармов.

Тренды также могут встраиваться в графический экран (стандарт OCX). Количество графиков на один объект трендов не ограничено. Причем тренд может иметь сразу несколько источников поступления данных, включая текущую информацию и информацию, сохраненную в файле. Для каждого графика возможен свой масштаб. Предусмотрена возможность конфигурирования трендов в режиме исполнения.

В качестве языка для написания собственных программных модулей может быть использован Visual Basic. Пользователю предоставлена воз­можность создавать программные блоки, базирующиеся на системных событиях, алармах, переменных из базы данных или конкретных действий оператора.

Для поддержания обмена с внешними базами данных используется механизм ODBC.

Сimplisity предоставляет возможность горячего резервирования, которая обеспечивает автоматическое переключение с первичной системы на вторичную в случае отказа. Переменные, алармы и другие параметры сохраняются синхронно в двух системах, уменьшая тем самым время реак­ции и восстановления. Для OS Windows NT время перехода на резервный сервер составляет 10 миллисекунд.

Панель управления переменными обеспечивает пользователя списком переменных в системе. С помощью этой панели можно организовать фильтрацию переменных, сортировку в зависимости от имени, устройства поступления, ресурсов.

На АРМ оператора обеспечивается отображение всех измеряемых параметров, аварийных сигнализаций и состояния оборудования в режиме реального времени на мнемосхемах и панелях отображения.

       На АРМ происходит формирование, архивирование и распечатка отчетных сменных и суточных форм и передача этих форм по модемной связи через Ethernet HUB  в информационную сеть НГДУ со скоростью 100 Мбит/с.