Проектирование автоматизированой системы головной нефтеперекачиваю-щей станции

Основная относительная  погрешность датчиков температуры, вибрации, сигнализаторов должна составлять не более 0,2%.

Для узла измерения уровня нефти в резервуаре использовать радарный уровнемер. Основная погрешность измерения уровня должна составлять не более 0,125%.

 

1.6 Требования  к программному обеспечению

Программное обеспечение (ПО) АС включает в себя:

– системное ПО (операционные системы);

– инструментальное ПО;

– общее (базовое) прикладное ПО;

– специальное прикладное ПО.

Набор функций  конфигурирования в общем случае должен включать в себя:

– создание и ведение базы данных конфигурации (БДК) по входным/выходным сигналам;

– конфигурирование алгоритмов управления, регулирования и защиты с использованием стандартных функциональных блоков;

– создание мнемосхем (видеокадров) для визуализации состояния технологических объектов;

– конфигурирование отчетных документов (рапортов, протоколов).

Средства  создания специального прикладного  ПО должны включать в себя технологические и универсальные языки программирования и соответствующие средства разработки (компиляторы, отладчики). Технологические языки программирования должны соответствовать стандарту IEC 61131-3.

Базовое прикладное ПО должно обеспечивать выполнение стандартных  функций соответствующего уровня АС (опрос, измерение, фильтрация, визуализация, сигнализация, регистрация и др.).

Специальное прикладное ПО должно обеспечивать выполнение нестандартных функций соответствующего уровня АС (специальные алгоритмы управления, расчеты и др.).

 

1.7 Требования к математическому  обеспечению

Математическое обеспечение  АС должно представлять собой совокупность математических методов, моделей и алгоритмов обработки информации, используемых при создании и эксплуатации АС и позволять реализовывать различные компоненты АС средствами единого математического аппарата.

 

1.8 Требования к информационному обеспечению

По результатам проектирования должны быть представлены:

– состав, структура и способы организации данных в АС;

– порядок информационного обмена между компонентами и составными частями АС;

– структура процесса сбора, обработки, передачи информации в АС;

– информация по визуальному представлению данных и результатам мониторинга.

В состав информационного  обеспечения должны входить:

– унифицированная система электронных документов, выраженная в виде набора форм статистической отчетности;

– распределенная структурированная база данных, хранящая систему объектов;

– средства ведения и управления базами данных.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Основная часть

2.1 Описание  технологического процесса

Технологическая схема ГНПС показана на рис. 1.

Рис. 1 Технологическая схема ГНПС

 

2.1.1 ГНПС располагается вблизи нефтяных сборных промыслов. Нефть, первым делом, проходя через УПС, направляется на ФГУ. 

2.1.2 УПС предназначается для подключения ГНПС к магистральному нефтепроводу и приёма, запуска очистных, разделительных и диагностических устройств.

2.1.3 На ФГУ осуществляется очистка транспортируемой по нефтепроводам нефти от посторонних предметов. Очищенная нефть поступает в РП.

2.1.4 РП ГНПС предназначен для создания запасов нефти с целью обеспечения бесперебойной работы трубопровода в случае прекращения или неравномерной поставки нефти с промысла, а также для приема нефти при аварийных или плановых остановках перекачки. Далее нефть направляется на ПНС.  В случае, когда все резервуары заполнены, нефть направляется на ПНС, минуя РП.

2.1.5 ПНС используется для создания определенного давления на приеме магистрального насоса, чтобы избежать возникновения зон пониженного давления. Далее нефть, пройдя через узел учета нефти УУН, где осуществляется измерения количества и показателей качества нефти, поступает с требуемым давлением на МНС.

2.1.6 На МНС МНА создают требуемый напор нефти, которая затем поступает на КРД. Система автоматического регулирования давления осуществляет поддержание давления с помощью регулятора давления. Далее нефть поступает на магистральный нефтепровод.

 

2.1.1 Резервуарный  парк

Функциональная схема подсистем РП и ПНС ГНПС приведена в альбоме схем (ФЮРА.425280.001.ЭС.01).

Очищенная нефть поступает  в РП.

2.1.1.1 РП выполнен по  схеме: резервуар (РВС-1), задвижки  приема с ручным управлением (К2-1, К2-2), задвижки отдачи с ручным управлением (К3-1, К3-2), клапан с электромагнитным приводом для сброса воды (К4), параллельная труба с задвижкой с ручным управлением (К1).

2.1.1.2 При заполнении  резервуара задвижка К2-1 открыта,  задвижка К2-2 закрыта (находится в резерве и открывается в случае ремонтных работ или поломки задвижки К2-1), задвижка К1, К3-1, К3-2 и К4 закрыты. При отдачи нефти из резервуара задвижка К3-1 открыта, задвижка К3-2 закрыта (находится в резерве и открывается в случае ремонтных работ или поломки задвижки К3-1), задвижки К1, К2-1, К2-2 и К4 закрыты. При нормальном режиме работы задвижки К2-1 и К3-1 открыты, а остальные все закрыты. Т.к. давление на входе в резервуарный парк больше чем на выходе из него, то при нормальном режиме работы резервуар будет заполняться нефтью. В процессе заполнения резервуара нефтью необходимо постоянно следить за ее уровнем  и в нужный момент закрыть задвижки К2-1 и К3-1 и открыть задвижку К1. Кроме того, необходимо следить за температурой нефти и уровнем отстоявшейся воды в резервуаре. При достижении подтоварной водой чувствительного элемента срабатывает реле, которое управляет клапаном К4. В случае аварии на магистральном нефтепроводе, задвижка К1 закрывается и открывается задвижка К3-1 с целью поддержания бесперебойной подачи нефти потребителю [6].

 

2.1.2 Подпорная  насосная станция 

Функциональная схема подсистем РП и ПНС ГНПС приведена в альбоме схем (ФЮРА.425280.001.ЭС.01).

Нефть с РП поступает  на ПНС.

2.1.2.1 ПНС выполнена  по схеме: регуляторы давления (К5, К6), насосные агрегаты (НА1, НА2), задвижки всасывания/нагнетания (К7-1(К8-1)/К7-2 (К8-2)).

2.1.2.2 Все насосные агрегаты соединены по параллельной схеме. Таким образом, все насосы имеют общие приемные и напорные коллекторы. При наличии большего количества насосных агрегатов (более двух) параллельное их соединение позволит увеличить подачу насосной при сохранении создаваемого давления.

2.1.2.3 При нормальном  режиме работы один насосный  агрегат находится в работе, а другой – в резерве.

2.1.2.4 Регулятор давления К5 регулирует давление на входе в насосный агрегат таким образом, чтобы оно было не ниже заданного исходя из условий кавитации насоса, так как при понижении давления ниже заданного в трубопровод начнет выделяться газ, который приводит к разрушению и останову насосных агрегатов.

2.1.2.5 Регулятор давления К6 регулирует давление на выходе из насосного агрегата таким образом, чтобы оно было не выше заданного исходя из условий прочности трубопровода и не ниже заданного давления на входе в магистральную насосную станцию с учетом потери давления при прохождении через узел учета нефти исходя из условий кавитации насоса.

2.1.2.6 Задвижки К7-1 (К8-1) и К7-2 (К8-2), установленные на всасывании и нагнетании каждого насоса соответственно, предназначены для отключения насоса от нефтепровода в случае его останова или ремонта или для подключения насоса к нефтепроводу.

2.1.2.7 Кроме того, управление  насосными агрегатами осуществляется  со SCADA-формы, а именно посылаются следующие управляющие сигналы: «Включить», «Отключить» и «В ремонт». В данном курсовом проекте эти управляющие сигналы не рассматриваются.

2.1.2.8 В процессе работы  насосных агрегатов необходимо  отслеживать температуру обмоток  двигателя и вибрацию корпуса  двигателя. При превышении одного из показателей (может быть и обоих), необходимо срочно выключать работающий насосный агрегат и включать резервный, либо останавливать процесс перекачки.

Таблица состава (перечня) вход/выходных сигналов (измерительных, сигнальных, командных и управляющих) приведена в альбоме схем (ФЮРА.425280.001.ЭС.02).

2.2 Выбор архитектуры АС

       В основе  разработки архитектуры пользовательского интерфейса проекта АС лежит понятие ее профиля. Под профилем понимается набор стандартов, ориентированных на выполнение конкретной задачи. Основными целями применения профилей являются:

– снижение трудоемкости проектов АС;

– повышение качества оборудования АС;

– обеспечение расширяемости (масштабируемости) АС по набору прикладных функций;

– обеспечение возможности функциональной интеграции  задач информационных систем.

Профили АС включают в себя следующие группы [1]:

– профиль прикладного программного обеспечения;

– профиль среды АС;

– профиль защиты информации АС;

– профиль инструментальных средств АС.

В качестве профиля прикладного программного обеспечения будет использоваться открытая и готовая к использованию SCADA-система Genesis32. Профиль среды АС будет базироваться на операционной системе Windows XP. Профиль защиты информации будет включать в себя стандартные средства защиты Windows. Профиль инструментальных средств будет основываться на среде OpenPCS.

Концептуальная модель архитектуры OSE/RM ГНПС представлена на рис.2.

Рис. 2 Концептуальная модель архитектуры  OSE/RM ГНПС

 

Концептуальная модель архитектуры OSE/RM предусматривает разбиение ПО на три уровня:

– внешняя среда;

– платформа сервисов;

– прикладное ПО.

Уровни связываются (взаимодействуют) между собой через интерфейсы.

Внешней средой АС является полевой уровень АС.

Платформа сервисов предоставляет сервисы классов API и EEI через соответствующие интерфейсы.

Верхний уровень (прикладное ПО) включает в себя SCADA-системы, СУБД и HMI.

Наиболее актуальными  прикладными программными системами  АС являются открытые распределенные АС с архитектурой клиент-сервер. Для решения задач взаимодействия клиента с сервером используются стандарты OPC. Суть OPC сводится к следующему: предоставить разработчикам промышленных программ универсальный интерфейс (набор функций обмена данными с любыми устройствами АС).

На рисунке 3 приведена  структура ОРС-взаимодействий SCADA ГНПС.

Рис. 3 Структура ОРС-взаимодействий SCADA ГНПС

 

Взаимодействие ПЛК со SCADA осуществляется посредством ОРС-сервера.

Датчики и исполнительные устройства связаны со SCADA посредством унифицированного токового сигнала 4…20 мА. Широко применяется для организации связи промышленного электронного оборудования. Использует для передачи данных последовательные линии связи RS-485, RS-422, RS-232, а также сети TCP/IP. Доступ к устройствам полевого уровня (датчикам, исполнительным устройствам) со всех уровней управления предприятием осуществляется посредством стандарта PROFINET (IEC 61850), который поддерживает практически все существующие сети полевого уровня (PROFIBUS, Ethernet, AS-I, CAN, LonWorks и др.).

Связь источника бесперебойного питания со SCADA осуществляется посредством протокола SNMP, который позволяет контролировать всю сетевую инфраструктуру, управляя сетевым оборудованием различных типов, наблюдать за работой служб OSE/RM и анализировать отчеты по их работе за заданный период. SNMP предназначен для мониторинга состояния сети АС и управления сетевыми устройствами.

Формирование отчетов, информационный обмен данными в  АС строится с использованием протокола ODBC, который позволяет единообразно оперировать с разными источниками данных.

Основными стандартами OPC являются следующие [1]:

– OPC DA (Data Access), описывающий набор функций обмена данными в реальном времени с ПЛК и другими устройствами;

– OPC AE (Alarms & Events), предоставляющий функции уведомления по требованию о различных событиях;

– OPC DX (Data eXchange), предоставляющий функции организации обмена данными между OPC-серверами через сеть Ethernet;

– OPC XML-DA (XML-Data Access), предоставляющий гибкий, управляемый правилами формат обмена данными через Intranet-среду.

Профиль среды АС должен включать в себя стандарт протокола транспортного уровня Modbus, стандарты локальных сетей (стандарт Ethernet IEEE 802.3 или стандарт Fast Ethernet IEEE 802.3 u), а также стандарты средств сопряжения проектируемой АС с сетями передачи данных общего назначения (в частности, RS-485, сети CAN, ProfiBus и др.).

Профиль защиты информации должен обеспечивать реализацию политики информационной безопасности. Функциональная область защиты информации включает в себя функции защиты, реализуемые разными компонентами АС [1]:

– функции защиты, реализуемые операционной системой;

– функции защиты от несанкционированного доступа, реализуемые на уровне программного обеспечения промежуточного слоя;

– функции управления данными, реализуемые СУБД;

– функции защиты программных средств, включая средства защиты от вирусов;

– функции защиты информации при обмене данными в распределенных системах;

– функции администрирования средств безопасности.

Основополагающим документом в области защиты информации в распределенных системах являются рекомендации X.800, принятые МККТТ (сейчас ITU-T) в 1991 г. Подмножество указанных рекомендаций составляет профиль защиты информации в АС с учетом распределения функций защиты информации по уровням концептуальной модели АС и взаимосвязи функций и применяемых механизмов защиты информации.

Профиль инструментальных средств, встроенных в АС, должен отражать решения по выбору методологии и технологии создания, сопровождения и развития конкретной АС. Функциональная область профиля инструментальных средств, встроенных в АС, охватывает функции централизованного управления и администрирования, связанные [1]:

– с контролем производительности и корректности функционирования системы в целом;

– управлением конфигурацией прикладного программного обеспечения, тиражированием версий;

– управлением доступом пользователей к ресурсам системы и конфигурацией ресурсов;

– перенастройкой приложений в связи с изменениями прикладных функций АС;

– настройкой пользовательских интерфейсов (генерация экранных форм и отчетов);