Автоматизированная система управления дожимной насосной станции на месторождении нефти. Автоматизированная система управления дожимной насосной станции на месторождении нефти
 Скачать 5.13 Mb.
|
|
1.3 Цели создания системы Основные цели создания и внедрения АСУ ТП: обеспечение безопасности персонала и окружающей среды; улучшение качества управления технологическим процессом и оперативности действий персонала; сбор данных и их передача в корпоративные системы предприятия. 1.4 Требования к системе Создаваемая АСУ ТП во всем должна соответствовать требованиям ГОСТ 24.104-85 «Автоматизированные системы управления. Общие требования» и требованиям раздела 1.4 технического задания [4]. 1.5 Требования к техническому обеспечению Оборудование, установленное на открытых площадках, должно иметь устойчивость к воздействию температур в диапазоне от минус 50 до плюс 50 °С и воздействию влажности до 80% при температуре плюс 35 °С. Весь программно-технический комплекс АС должен иметь возможность модернизации, наращивания и развития системы, для этого необходим резерв по каналам ввода/вывода не менее 30%. 19 Все датчики и исполнительные механизмы, используемые в системе, должны соответствовать требованиям взрывобезопасности. Их чувствительные элементы, в случае возможного соприкосновения с агрессивной средой, должны быть защищены разделителями сред или же выполнены из коррозионностойких материалов. Технические средства должны иметь степень защиты IP56 или выше. Все используемые датчики должны иметь следующие показатели надежности: срок службы не менее 10 лет; наработка на отказ не менее 100 тыс. часов [2]. Используемые программируемые логические контроллеры (ПЛК) должны иметь модульную архитектуру, для свободной компоновки каналов ввода/вывода. При нахождении датчиков во взрывоопасной среде необходимо использовать модули с искробезопасными цепями. 1.6 Требования к метрологическому обеспечению Относительная погрешность измерения расходомера, используемого для измерения расхода нефти в трубопроводе, должна составлять менее 1%. Основная приведенная погрешность для датчиков давления – не более 1%, для сигнализаторов вибрации и датчиков температуры – не более 0,2%. Уровнемеры, устанавливаемые в сепараторах для измерения уровня нефти, должны иметь основную погрешность измерения не более 0,125%. Средства измерения, используемые в системе, должны проходить первичную и периодическую поверки согласно требованиям нормативных документов: ГОСТ 8.279 для термометров, МИ 1997 для преобразователей давления, ГОСТ 8.321-2013 для уровнемеров [3][6]. Все требования данного раздела должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения», а выражение значений контролируемых параметров технологического процесса должно соответствовать ГОСТ 8.417-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин» [7][8]. 1.7 Требования к информационному обеспечению 20 Информационное обеспечение - в автоматизированных системах - совокупность единой системы классификации и кодирования информации, унифицированных систем документации и информационных массивов. По результатам проектирования необходимо предоставить: структуру, состав и способы организации данных в АС; описание процесса сбора, обработки и передачи информации внутри АС; информация по визуальному представлению данных. Все данные, используемые в работе АСУ ТП, должны быть защищены от аварий и отказов каких-либо элементов системы, а также иметь резервные копии. 1.8 Требования к программному обеспечению Программное обеспечение (ПО) разрабатываемой системы должно быть совместимо с существующим ПО, используемым на объекте и отвечать требованию независимости. Другими словами, отсутствие каких-либо отдельных данных не должно оказывать никакого влияния на выполнение тех функций АСУ ТП, в работе которых эти данные не участвуют. Программное обеспечение АС должно включать в себя: системное ПО, общее прикладное ПО, специальное прикладное ПО и инструментальное ПО. Системное ПО – это операционные системы, которые устанавливаются на персональные компьютеры персонала объекта. Все технологические языки программирования, используемые в системе, должны соответствовать стандарту IEC 61131-3 [7] [8]. Общее прикладное ПО обеспечивает выполнение стандартных функций, таких как: опрос, фильтрация, сигнализация, измерение и другие. Специальное прикладное ПО обеспечивает выполнение нестандартных функций АС, это могут быть специальные алгоритмы управления, расчеты и т.д. ПО должно обеспечивать хранение архивов информации в течении следующего времени: для протоколов событий и трендов – 1 месяц; для отчетов за несколько часов, смену или сутки – 3 месяца; для ежемесячных отчетов – 1 год. 21 1.9 Требования к математическому обеспечению Организация математического обеспечения включает в себя: создание алгоритмов функционального назначения (обработка информации контроллерами) и разработка алгоритмов специального назначения. Реализация функций первичной обработки аналоговых сигналов должна осуществляться с использованием стандартных алгоритмов масштабирования, линеаризации, сглаживания, фильтрации и усреднения. Реализация функций автоматического регулирования должна осуществляться с использованием стандартного алгоритма ПИД-регулирования. Все языки программирования, на которых реализуются задачи, связанные со сбором, хранением и представлением информации, выдачей управляющих воздействий, должны соответствовать требованиям стандарта IEC 61131-3. 1.10 Требования по стандартизации и унификации Разрабатываемая система АСУ ТП должна быть универсальна, это значит все входные и выходные сигналы должны быть унифицированные. В АСУ ТП дожимной насосной станции используются следующие сигналы: входные и выходные аналоговые сигналы с токовыми значениями 4- 20 мА входные и выходные дискретные сигналы напряжением 24В; интерфейсы последовательной передачи данных RS-485 с протоколами передачи данных Modbus RTU и интерфейс Ethernet с протоколами передачи данных TCP/IP. 22 2 Основная часть 2.1 Описание технологического процесса Технологическая схема ДНС представлена на рисунке 1. Дожимная насосная станция принимает газожидкостную смесь с кустов добывающих скважин, отделяет и утилизирует попутный газ, а после этого дегазированная сырая нефть транспортируется. Рисунок 1 – Технологическая схема ДНС Нефтегазосодержащая жидкость, поступающая со скважин, отправляется на УПОГ (установка предварительного отбора газа). Здесь из жидкости отбирается около 25-30% свободного газа, а затем она отправляется в нефтегазосепараторы (НГС). После первичного разделения на нефть газ и воду, нефть переходит в горизонтальные отстойники, где происходит обезвоживание, а после этого в буферные емкости, где происходит дегазация. С резервуарного парка частично подготовленная нефть поступает на прием насосов внешней перекачки и через оперативный узел учета отправляется в напорный нефтепровод. Газ из нефтегазосепараторов переходит в газосепаратор для окончательной осушки, а после этого через компрессорную станцию и узел замера и регулирования сбрасывается на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) и факела высокого и низкого давления. 23 Вода из отстойников при помощи трубопровода отправляется на водоочистное сооружение, где очищается от нефтепродуктов и взвешенных частиц. После очистки вода отправляется на кустовую насосную станцию (КНС). 2.2 Разработка структурной схемы В Приложении А представлена структурная схема системы. Автоматизированная система управления дожимной насосной станции является трехуровневой и состоит из нижнего (полевого) уровня, среднего (контроллерного) уровня и верхнего (информационно-вычислительного) уровня. Первичные датчики и исполнительные устройства составляют нижний уровень. К ним относятся датчики температуры, датчики уровня, датчики давления, датчики скорости, а также клапаны с электроприводом. Программно-аппаратные средства, построенные на программируемых логических контроллерах (ПЛК), составляют средний уровень. ПЛК, собирая и обрабатывая информацию с нижнего уровня, выполняет заложенные в него алгоритмы автоматического управления и регулирования. Также ПЛК обменивается данными с верхним уровнем, а именно отправляет необходимую информацию в пункт управления и выполняет команды, которые приходят с пункта управления. Верхний уровень представляет собой средства дистанционного управления и контроля над технологическим процессом. Также здесь происходит сбор всех данных и их архивирование. Датчики и исполнительные механизмы, находящиеся на нижнем уровне, взаимодействуют с ПЛК по каналам связи 4..20мА. Контроллеры соединяются с коммутатором верхнего уровня с помощью локальной сети Ethernet, точно также все объекты верхнего уровня соединены между собой. 2.3 Разработка функциональной схемы автоматизации Функциональной схемой автоматизации является технический документ, определяющий функциональной блочную структуру отдельных узлов. Это узлы 24 автоматического управления, регулирования и контроля технологического процесса. В функциональной схеме все элементы системы управления изображаются при помощи условных изображений, которые связаны в единую систему линиями функциональной связи. Процесс разработки ФСА решает следующие задачи: контроль и регистрация состояния технологического оборудования и параметров процессов; управление технологическим процессом путем стабилизации его параметров и прямого воздействия на данный процесс; получение первичной информации о состоянии оборудования и состоянии технологического процесса. Соответствую заданию была разработана функциональная схема автоматизации, которая удовлетворяет требованиям ГОСТ 21.408-2013. «Система проектной документации для строительства (СПДС). Правила выполнения рабочей документации автоматизации технологических процессов (с Поправками)» Данная схема представлена в Приложении Б [10]. На функциональной схеме приведены следующие обозначения: 1) первичный измерительный преобразователь (чувствительный элемент) для измерения давления/уровня/скорости/температуры; 2) прибор для измерения давления/уровня/скорости/температуры без шкалы, с дистанционной передачей показаний установленный по месту; 25 3) прибор для измерения давления/уровня/скорости/температуры показывающий установленный по месту; 4) прибор для преобразования сигнала управляющего воздействия; 5) лампа, встроенная в прибор для сигнализации. 2.4 Разработка схемы информационных потоков Составленная схема информационных потоков представлена в Приложении В. На среднем уровне находят программируемые логические контроллеры, которые принимают данные с датчиков, находящихся на нижнем уровне, и передают эти данные на автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора и в базу данных АСУ ТП. В свою очередь с АРМ оператора на ПЛК приходят запросы и управляющие команды. Управляющие команды обрабатываются ПЛК и передаются на исполнительные механизмы. Все действия оператора регистрируются в базе данных АСУ ТП, оператор же может получать информацию из базы данных посредством SQL запросов. База данных информационной сети постоянно архивирует данные с базы данных АСУ ТП и предоставляет эти данные диспетчеру по запросам SQL. Все параметры, которые передаются в локальную вычислительную сеть, имеют свой уникальный идентификатор, состоящий из символьной строки. Структура сигналов для датчиков имеет следующий вид: «ААА_ВВВ_ССС», где: ААА – параметр, который может принимать значения: PRS – 26 давление, TMP – температура, CON – расход, LVL – уровень; ВВВ – код аппарата или объекта, который может принимать следующие значения: SE1/2/3 – отстойники, VTR – водоочистное сооружение, BFF – буферная емкость, NA1/2/3/4 – насосные агрегаты, BGN – входящий трубопровод; СС – уточнение или примечания, например, H-достигнут верхний допустимый уровень, НН – достигнут верхний предельный уровень. Ниже приведена таблица входных сигналов. Таблица 1 – Кодировка сигналов в системе SCADA Кодировка Тип данных Наименование PRS.NA1 REAL Давление на входе насоса 1 PRS.NA2 REAL Давление на входе насоса 2 PRS.NA3 REAL Давление на входе насоса 3 TMP.BFF REAL Температура нефти в буферной емкости TMP.BFF.H BOOL Достигнуто верхнее допустимое значение температуры в буферной емкости TMP.BFF.HH BOOL Достигнуто верхнее предельное значение температуры в буферной емкости CON.NA4 REAL Расход воды на входе насоса 4 CОN.BGN REAL Расход нефти на входящем трубопроводе LVL.SE1 REAL Уровень жидкости в отстойнике 1 LVL.SE2 REAL Уровень жидкости в отстойнике 2 LVL.SE3 REAL Уровень жидкости в отстойнике 3 LVL.VTR REAL Уровень воды в водоочистном сооружении LVL.VTR.H BOOL Достигнут верхний допустимый уровень воды в водоочистном сооружении LVL.VTR.HH BOOL Достигнут верхний предельный уровень нефти в буферной емкости 27 Продолжение таблицы 1 LVL.BFF REAL Уровень воды в водоочистном сооружении LVL.BFF.H BOOL Достигнут верхний допустимый уровень нефти в буферной емкости LVL.BFF.HH BOOL Достигнут верхний предельный уровень нефти в буферной емкости 2.5 Выбор контроллерного оборудования В ходе работы рассматривались контроллеры HITACHI EH-150, Allen Bradley SLC 500 и SIEMENS SIMATIC S7-300. Технические параметры, по которым сравнивались данные контроллеры, приведены в таблице 2. Таблица 2 – Сравнение контроллерного оборудования Технические параметры SLC 500 Allen Bradley HITACHI EH-150 Siemens SIMATIC S7-300 Встроенная память, RAM 1 Мбайт 64Кбайта 256 КБайт Дополнительная память (микро- карта памяти Flash-EPROM) До 4 Мбайт до 8 МБайт до 8 МБайт Время выполнения (min) булевы операции/ операций со словами 2,4/4мкс 0,15/0,3мкс 0,1/0,2 мкс арифметических операций с фиксированной/ плавающей точкой 8 мкс 2 мкс 3 мкс Адресное пространство ввод/вывод дискретные IO/ аналоговые IO До 1024/256 до 1024/256 до 16384/1024 Используемые интерфейсы RS 485, RS 232, Modbus, Ethernet PROFIBUSDP, INTERBUS-S, CANOPEN, ASI RS 485, PROFINET, Ethernet Напряжение питания номинальное 24В 24В 24В допустимое 18…31,6 В 21,6...26,4 В 20,4...28,8 В 28 Продолжение Таблицы 2 Потребляемый ток номинальный 95мА 0.4 А 0,8 А Потребляемая мощность, Вт 2,28 3 3,5 Габариты ШхВхГ, мм 100 x 32 x 93 60 х 100 х 95 80х125х130 Масса, кг 0,205 0,18 0,46 Диапазон рабочих температур, о С 0…+60 0... +55 Минус 40...+70 Степень защиты по ip ip65 ip56 ip65 Стоимость, руб. от 300 000 от 450 000 от 500 000 В результате исследования выбран контроллер SIMATIC S7-300, который будет использоваться для управления и контроля процессов ДНС при проектировании системы автоматического регулирования. Не смотря на высокую стоимость контроллера, на выбор повлияли следующие преимущества: широкий диапазон рабочих температур и высокая степень пылевлагозащиты позволяет использовать контроллер в условиях сурового климата; контроллер поддерживает все стандартные форматы данных и сетевых протоколов; контроллер многофункционален, имеет высокую автономность и производительность; приемлемая цена контроллера и его обслуживания. Для системы автоматизированного управления ДНС используем два ПЛК Siemens SIMATIC S7-300, которые будут взаимодействовать на базе интерфейса Ethernet. Один контроллер является основным, второй – резервным. На рисунке 2 изображен ПЛК состоящий из процессорного модуля и модулей аналоговых и дискретных вводов/выводов. 29 Рисунок 2 - Siemens SIMATIC S7-300 Программируемый логический контроллер SIMATIC S7-300 - предназначен для построения систем автоматизации низкой и средней степени сложности. Модульная конструкция контроллера S7-300, работа с естественным охлаждением, возможность применения структур локального и распределенного ввода-вывода, широкие коммуникационные возможности, множество функций, поддерживаемых на уровне операционной системы, высокое удобство эксплуатации и обслуживания обеспечивают возможность получения оптимальных решений для построения систем автоматического управления технологическими процессами в различных областях промышленного производства. 2.6 Выбор датчиков 2.6.1 Выбор датчика расхода В процессе работы ДНС необходимо отслеживать расход нефти, которая обладает следующими характеристиками: плотность нефти – 836 кг/м 3 ; 30 вязкость нефти – 5,9 мм 2 /с; класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 – 3; температура самовоспламенения – 250 о С; рабочее давление в трубопроводе не более 6 МПа. Заранее было решено использовать кориолисовы расходомеры, которые имеют ряд преимуществ, таких как: высокая точность работы; могут устанавливаться перед или после криволинейных участков; при использовании резиновых подставок-прокладок смена давления и температуры рабочей среды, а также вибрация трубопровода не повлияют на надежность работы прибора; у кориолисовых расходомеров большой срок службы, потому что в них отсутствуют изнашивающиеся и движущиеся элементы; расходомеры предназначены для измерения расхода сред, которые обладают высокой вязкостью. В таблице 3 представлены основные критерии, по которым осуществлялся выбор. Таблица 3 – Сравнительный анализ расходомеров Критерий Micro Motion R-series ЭМИС-МАСС 260 Предел допускаемой погрешности 0,2% 0,25% Выходной сигнал Modbus, 4-20 мА + HART Modbus, 4-20 мА Наличие взрывозащищенного исполнения Да Да Устойчивость к окружающим температурам минус 50..+80 о С минус 40..+65 о С Срок службы 12 лет 6 лет 31 Продолжение Таблицы 3 Степень защиты от пыли и воды IP-65 IP-65 Цена От 755 тыс. руб. От 550 тыс. руб. Как мы видим, по всем необходимым параметрам расходомер Micro Motion R-series (рисунок 3) подходит для данной задачи. Относительно небольшая погрешность измерения, высокий температурный диапазон к окружающей среде, а также высокий срок службы компенсирует большую разницу в цене. Данные расходомеры поддерживают выходной сигнал 4..20мА+HART, который используется в разрабатываемой системе. Рисунок 3 – Micro Motion R-series и ответные фланцы под приварку |