Проектирование автоматизированой системы головной нефтеперекачиваю-щей станции

– ведением баз данных системы;

– восстановлением работоспособности системы после сбоев и аварий.

Номенклатура базовых  стандартов и ПО для профиля АС ГНПС приведена в таблице №1.

Таблица №1

№   документа	Web-адрес   базового стандарта	Назначение	Web-адрес   поставщика	Примечание
IEC 61131-3 Programming Languages	http://www.plcopen.org/pages/tc1_standards/iec_61131_3	Языки программирования ПЛК	http://www.systec-electronic.com
Ethernet IEEE 802.3 или стандарт Fast Ethernet IEEE 802.3 u	http://ru.wikipedia.org/wiki/IEEE_802.3	Локальная вычислительная сеть	http://ru.wikipedia.org/wiki/IEEE_802.3
X.800 (ITU-T)	http://www.ntc-sss.ru/mejdunarodnye-rekomendacii-itu-t--standarty-etsi.html	Профиль защиты информации	http://www.ntc-sss.ru/mejdunarodnye-rekomendacii-itu-t--standarty-etsi.html
Iconics Genesis32 Suite	http://iconics.com/products/graphworx32.asp	Программно-инструментальный комплекс для разработки SCADA и MES решений	http://iconics.com/products/graphworx32.asp
стандарты OPC	http://ru.wikipedia.org/wiki/OPC	Решение задач взаимодействия клиента с сервером	http://ru.wikipedia.org/wiki/OPC
стандарт PROFINET (IEC 61850)	http://en.wikipedia.org/wiki/IEC61850	Доступ к устройствам полевого уровня	http://en.wikipedia.org/wiki/IEC61850

2.3 Разработка структурной схемы  АС

Объектом управления является ГНПС, в частности, в соответствии с ТЗ разработаем систему автоматизированного  управления РП и ПНС. В РП осуществляется замер уровня нефти, а в ПНС – давления на всасывании и нагнетании насосного агрегата. Исполнительными устройствами являются клапаны с электроприводом.

Специфика каждой конкретной системы управления определяется используемой на каждом уровне программно-аппаратной платформой. Трехуровневая структура АС приведена в альбоме схем (ФЮРА.425280.001.ЭС.03).

Нижний (полевой) уровень состоит из первичных датчиков (сигнализатор уровня раздела сред жидкостей, три сигнализатора уровня,  три датчика температуры с индикацией и регистрацией (TIR), два датчика вибрации с индикацией и регистрацией (VIR)), уровнемера, расходомера и исполнительных устройств (клапанов с электроприводом).

Средний (контроллерный) уровень состоит из локального контроллера.

Верхний (информационно-вычислительный) уровень состоит из коммуникационного контроллера, который играет роль концентратора, а также компьютеров и сервера базы данных, объединенных в локальную сеть Ethernet. На компьютерах диспетчера и операторов установлены операционная система Windows XP и программное обеспечение Genesis32.

Обобщенная структура  управления АС приведена в альбоме  схем (ФЮРА.425280.001.ЭС.04).

Информация с датчиков полевого уровня поступает на средний уровень управления локальному контроллеру (ПЛК). Он выполняет следующие функции [1]:

– сбор, первичную обработку и хранение информации о состоянии оборудования и параметрах технологического процесса;

– автоматическое логическое управление и регулирование;

– исполнение команд с пункта управления;

– обмен информацией с пунктами управления.

Информация с локального контроллера направляется в сеть диспетчерского пункта через коммуникационный контроллер верхнего уровня, который реализует следующие функции [1]:

– сбор данных с локальных  контроллеров;

– обработка данных, включая  масштабирование;

– поддержание единого  времени в системе;

– синхронизация работы подсистем;

– организация архивов  по выбранным параметрам;

– обмен информацией  между локальными контроллерами и верхним уровнем.

ДП включает несколько  станций управления, представляющих собой АРМ диспетчера/оператора. Также здесь установлен сервер базы данных. Компьютерные экраны диспетчера предназначены для отображения хода технологического процесса и оперативного управления.

Все аппаратные средства системы управления объединены между  собой каналами связи. На нижнем уровне контроллер взаимодействует с датчиками и исполнительными устройствами. Связь между локальным контроллером и контроллером верхнего уровня осуществляется на базе интерфейса Ethernet.

Связь автоматизированных рабочих мест оперативного персонала  между собой, а также с контроллером верхнего уровня осуществляется посредством сети Ethernet.

2.4 Функциональная схема автоматизации

Функциональная схема автоматизации является техническим документом, определяющим функционально-блочную структуру отдельных узлов автоматического контроля, управления и регулирования технологического процесса и оснащения объекта управления приборами и средствами автоматизации [1]. На функциональной схеме изображаются системы автоматического контроля, регулирования, дистанционного управления, сигнализации.

Все элементы систем управления показываются в виде условных изображений и объединяются в единую систему линиями функциональной связи. Функциональная схема автоматического контроля и управления содержит упрощенное изображение технологической схемы автоматизируемого процесса. Оборудование на схеме показывается в виде условных изображений.

При разработке функциональной схемы автоматизации технологического процесса решены следующие задачи [1]:

– задача получения первичной информации о состоянии технологического процесса и оборудования;

– задача непосредственного воздействия на технологический процесс для управления им и стабилизации технологических параметров процесса;

– задача контроля и регистрации технологических параметров процессов и состояния технологического оборудования.

В соответствии с заданием разработаны два варианта функциональных схем автоматизации:

– по ГОСТ 21.404-85 «Автоматизация технологических процессов. Обозначения условные приборов и средств автоматизации в схемах» и  ГОСТ 21.408-93 «Система проектной документации для строительства. Правила выполнения рабочей документации автоматизации технологических процессов»;

– по Стандарту американского общества приборостроителей ANSI/ISA S5.1. «Instrumetation Symbols and Identification».

 

2.4.1 Функциональная  схема автоматизации по ГОСТ 21.404-85

Функциональная схема автоматизации выполнена согласно требованиям ГОСТ 21.404–85 и приведена в альбоме схем (ФЮРА.425280.001.ЭС.05) [2]. На схеме выделены каналы измерения (1-6, 8-9, 11-14) и каналы управления (7, 10). Контуры 6-7 и 9-10 реализуют автоматическое открытие клапана сброса воды и регулирование давления соответственно.

 

2.4.2 Функциональная  схема автоматизации по ANSI/ISA

Функциональная схема  автоматизации выполнена согласно требованиям ANSI/ ISA S5.1 и приведена в альбоме схем (ФЮРА.425280.001.ЭС.06) [2]. Для разработки функциональной схемы автоматизации по ANSI/ ISA были выбраны следующие объекты автоматизации: один насосный агрегат ПНС, регулятор давления на выходе ПНС. Согласно этой схеме осуществляются следующие операции:

– измерение температуры  обмоток двигателя, ее индикация  и регистрация на щите РСУ,

– измерение вибрации корпуса двигателя, ее индикация  и регистрация на щите РСУ,

– измерение давления на выходе подпорной насосной станции, его индикация и регистрация на щите РСУ, регулирование с помощь регулятора давления К6 со щита РСУ.

 

2.5 Разработка схемы информационных потоков ГНПС

Схема информационных потоков, которая приведена в альбоме  схем (ФЮРА.425280.001.ЭС.07), включает в себя три уровня сбора и хранения информации [1]:

– нижний уровень (уровень  сбора и обработки),

– средний уровень (уровень текущего хранения),

– верхний уровень (уровень  архивного и КИС хранения).

На нижнем уровне представляются данные физических устройств ввода/вывода. Они включают в себя данные аналоговых сигналов и дискретных сигналов, данные о вычислении и преобразовании.

Средний уровень представляет собой буферную базу данных, которая является как приемником, запрашивающим данные от внешних систем, так и их источником. Другими словами, она выполняет роль маршрутизатора информационных потоков от систем автоматики и телемеханики к графическим экранным формам АРМ-приложений. На этом уровне из полученных данных ПЛК формирует пакетные потоки информации. Сигналы между контроллерами и между контроллером верхнего уровня и АРМ оператора передаются по протоколу Ethernet.

Параметры, передаваемые в локальную вычислительную сеть в формате стандарта ОРС, включают в себя:

– уровень нефти в  резервуаре, мм,

– температура нефти  в резервуаре, ^оС,

– давление на входе в  ПНС, МПа,

– давление на выходе ПНС, МПа,

– температура обмоток  двигателя НА-1, ^оС,

– температура обмоток двигателя НА-2, ^оС,

– вибрация корпуса двигателя  НА-1, мм/с,

– вибрация корпуса двигателя  НА-2, мм/с.

Каждый элемент  контроля и управления имеет свой идентификатор (ТЕГ), состоящий из символьной строки. Структура шифра имеет следующий вид:

AAA_BBB_CCCC_DDDDD,

где

1. AAA – параметр, 3 символа, может принимать следующие значения:

– DAV – давление;

– TEM – температура;

– URV – уровень;

– VIB – вибрация;

2. BBB – код технологического аппарата (или объекта), 3 символа:

– NA1 – насосный агрегат НА-1;

– NA2 – насосный агрегат НА-2;

– PNS – подпорная насосная станция;

– REZ – резервуар;

3. CCCC – уточнение, не более 4 символов:

– FRE – корпус двигателя;

– NEFT – нефть;

– VODA – подтоварная вода;

– OBE – обмотки двигателя;

– VH – вход;

– VwH – выход;

4. DDDDD – примечание, не более 5 символов:

– UPR – регулирование;  

– AVARH – верхняя аварийная сигнализация;

– PREDH – верхняя предупредительная сигнализация;

– PREDL – нижняя предупредительная сигнализация.

 

Знак подчеркивания _ в данном представлении служит для отделения одной части идентификатора от другой и не несет в себе какого-либо другого смысла.

Кодировка всех сигналов в SCADA-системе представлена в таблице №2.

Таблица №2

Кодировка	Расшифровка кодировки
URV_REZ_NEFT	уровень нефти в резервуаре
URV_REZ_NEFT_AVARH	Верхний предельный уровень нефти  в резервуаре
URV_REZ_NEFT_PREDH	Верхний допустимый уровень нефти  в резервуаре
URV_REZ_NEFT_PREDL	Нижний допустимый уровень нефти  в резервуаре
URV_REZ_VODA_PREDH	Верхний допустимый уровень подтоварной воды в резервуаре
TEM_ REZ_NEFT	температура нефти в резервуаре
DAV_PNS_VH	давление на входе в ПНС
DAV_PNS_VwH	давление на выходе ПНС
TEM_ NA1_OBE	температура обмоток двигателя  НА-1
TEM_ NA2_OBE	температура обмоток двигателя  НА-2
VIB_ NA1_FRE	вибрация корпуса двигателя НА-1
VIB_ NA2_FRE	вибрация корпуса двигателя  НА-2
DAV_PNS_VwH_UPR	регулирование давления на выходе ПНС

 

Верхний уровень представлен  базой данных КИС и базой данных АСУ ТП.  Информация для специалистов структурируется наборами экранных форм АРМ. На мониторе АРМ оператора отображаются различные информационные и управляющие элементы. На АРМ диспетчера автоматически формируются различные виды отчетов, все отчеты формируются в формате XML. Генерация отчетов выполняется по следующим расписаниям:

– каждый четный / нечетный час (двухчасовой отчет);

– каждые сутки (двухчасовой отчет в 24.00 каждых суток);

– каждый месяц;

– по требованию оператора (оперативный отчет).

Отчеты формируются  по заданным шаблонам:

– сводка по текущему состоянию оборудования;

– сводка текущих измерений.

Историческая подсистема АС сохраняет информацию изменений технологических параметров для сигналов с заранее определенной детальностью. Сохранение данных в базе данных происходит при помощи модуля истории Genesys32. Данные, хранящиеся более трех месяцев, прореживаются для обеспечения необходимой дискретности.

Для регуляризации информации в базах данных используются таблицы и поля записи. Поля записей канала сведены в таблицу №3.

Таблица №3

Имя поля	Значение	Комментарий
code	TEM_NA1_OBE	Код канала
description	Primary circuit Temp.nef	Описание (первичная цепь, температура нефти)
type	AI	Тип: аналоговый сигнал
address	TEM_NA1_OBE	Адрес
Event code	1	Код технологического события
Alarm code	4	Код аварии
Sample (sec)	10	Интервал выборки
Raw value	2028	Первичное значение
Converted value	39.5	Преобразованное значение оС
Alarm state	yes	Аварийное состояние
coefficient	0.0195	Коэффициент преобразования
units	оС	Единица измерения
min	0	Минимальное значение
max	40	Максимальное значение