Проектирование автоматизированной системы управления установкой предварительного сброса воды
 Скачать 1.64 Mb.
|
|
1.3 Требования к метрологическому обеспечению Датчики измерения давления, температуры, расхода и уровня, применяемые на УПСВ должны иметь пределы погрешностей согласно ГОСТ Р 8.903-2015. Требуемые пределы погрешностей представлены в таблице 1. Таблица 1 – Требования к погрешности измерительных каналов № Измеряемый технологический параметр Норма погрешности (не более) 1 Температура ± 0,3 ◦С 2 Давление ± 0,5% 3 Уровень ± 0,2% 4 Расход ± 0,15% Периодическую и первичную поверку средств измерений должны проводится в соответствии с требованиями следующих стандартов: 1. поверка термометров – по ГОСТ 8.279; 2. поверка термопреобразователей – по рекомендации «ГСИ. Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» в январе 2006 г; 3. поверка преобразователей давления – по МИ 1997; 4. поверка манометров – по МИ 2124; 1.4 Требования к программному и информационному обеспечению Программное обеспечение системы управления должно быть достаточным для обеспечения функционала заданных требований, 13 реализуемых с применением средств вычислительной техники, а также иметь средства организации всех требуемых процессов обработки данных, позволяющие своевременно выполнять все автоматизированные функции во всех режимах функционирования АСУ ТП. Также программное обеспечение должно обеспечивать возможность обмена данными с любыми устройствами и иметь универсальный интерфейс разработки программ для ПЛК. Таким образом, программное обеспечение должно обеспечивать OPC-технологию (Open Platform Communications). Программное обеспечение автоматизированной системы должно включать в себя: • системное программное обеспечение - операционные системы; • инструментальное программное обеспечение; • общее прикладное программное обеспечение; • специальное прикладное программное обеспечение. Программное и информационное обеспечение должно обеспечивать следующие функции: • обработка и хранение текущих значений технологических переменных, поступающих в систему в результате опроса датчиков и первичной переработки информации; • создание распределённой базы данных и возможность доступа к ней; • отображение мнемосхем, которые представляют собой графическое изображение основного технологического оборудования, средств КИПиА, и отображают структуру алгоритмов управления и защиты, и их состояние; • обмена информацией в рамках распределённой системы посредством базы данных, обеспечивающей доступ к данным с локальных элементов сети. • возможность изменения параметров технологического процесса; • создание унифицированной электронной документации, отчетов 14 (рапортов, протоколов). 2.Основная часть 2.1 Описание технологического процесса Установка предварительного сброса воды (УПСВ) предназначена для предварительного сброса пластовой воды из водогазонефтяной эмульсии, На УПСВ осуществляется предварительный сброс пластовой воды нефти, подготовка пластовой воды и подача ее с очистных сооружений в систему низконапорных водоводов месторождения системы ППД, учет перекачиваемой пластовой воды. Схема УПСВ показана на рисунке 1. Рисунок 1 – Схема УПСВ Газожидкостная смесь с высоким содержанием воды поступает в нефтегазовый сепаратор - НГС, где в течение некоторого времени происходит разделение на нефтяную эмульсию (с содержанием воды 10-20%) и пластовую воду. Нефть подается в буферную емкость нефти. Там же нефть дегазируется и подается дальше на УКПН. Отделенная в сепараторе пластовая вода в буферную емкость воды, после в систему ППД. Газ выделенный в нефтегазовом сепараторе и с буферных емкостей подается на ГС. Оттуда газ подается на факел и УКПГ. 15 2.2 Выбор архитектуры АСУ ТП В основании разработки архитектуры пользовательского интерфейса проекта АС лежит ее профиль. Под профилем понимаются стандарты, ориентированные на выполнение определённой задачи. Главными целями применения профилей являются: • Снижение трудоемкости АС; • Повышение качества оборудования АС; • Возможность масштабирования разрабатываемой АС; • Функциональная интеграция АС. Профили АС включают в себя следующие группы: • Профиль прикладного ПО; • Профиль среды АС; • Профиль защиты; • Профиль инструментальных средств АС. SCADA- пакет должен поддерживать OPC стандарт для возможности подключения любого физического устройства и иметь дополнительное ПО с возможностью разработки алгоритмов для ПЛК согласно IEC 61131-3. Таким образом для проектирования SCADA-системы выберем TIA Portal Для разработки автоматизированной системы управления будем использовать следующее: • Прикладное программное обеспечение: TIA Portal (SCADA система); • Среда разработки: OC Windows 7; • Защита информации: стандартные средства Windows. 2.3 Разработка структурной схемы АСУ ТП Объектом управления является УПСВ. В емкостях осуществляется замер уровня жидкости, давления, температуры, а в трубопроводах – расход 16 пластовой воды. Исполнительными устройствами, являются клапаны с электроприводом. Спецификация каждой конкретной системы управления определяется используемой на каждом уровне программно-аппаратной платформой. Трехуровневая структура АС приведена в ПРИЛОЖЕНИИ Г. Нижний уровень (полевой) состоит из: трех датчиков температуры, трех датчиков давления, трех датчиков уровня, четырех ультразвуковых расходомеров и двух исполнительных устройств (регулирующий клапан с электроприводом). Средний уровень (контроллерный) состоит из основного и резервного контроллеров. Верхний (информационно-вычислительный) уровень состоит из коммутатора, а также компьютеров и серверов баз данных, объединенных в локальную сеть Ethernet. На компьютерах диспетчера и операторов установлены операционная система Windows 7 и программное обеспечение TIA Portal. С нижнего уровня полевые датчики передают информацию на контроллерный уровень программируемому логическому контроллеру, который в свою очередь, выполняется следующие задачи: • Собирает, обрабатывает и хранит всю информацию о состоянии технологического процесса и информацию о параметрах используемого оборудования; • Осуществляет автоматизированное управление технологическим процессом; • Выполняет команды, которые поступают с пункта управления; • Обменивается информацией с пунктом управления. • обрабатывает данные, при этом масштабируя их; • поддерживает единое время всей системы; 17 • синхронизирует работу подсистем; • организует создание архивов по заданным параметрам; Операторская состоит из нескольких станций управления, которыми являются компьютеры оператора АСУ. Также в операторской расположен сервер БД. На экранах оператора АСУ отображаются технологические процессы и оперативное управление. Для взаимодействия контроллера на нижнем уровне с полевыми датчиками и исполнительными устройствами используются каналы связи 4..20 мА для датчиков и протокол Modbus для исполнительных устройств. Контроллеры среднего уровня и коммутатор верхнего уровня взаимодействуют посредством локальной сети Ethernet. Также используя локальные сети Ethernet взаимодействуют между собой концентратор верхнего уровня и компьютеры оператора АСУ. 2.4 Функциональная схема автоматизации На функциональной схеме автоматизации отображаются основные технические решения, применяемые в процессе проектирования автоматизированных систем управления технологическими процессами. основное и вспомогательное оборудование вместе с встроенными в него регулирующими и запорными органами в данных системах является объектом управления. Функциональная схема – это технический документ, который определяет функционально блочную структуру контуров управлениями технологическим процессом. Также на функциональной схеме автоматизации отображаются приборы и средства автоматизации, которыми оснащен объект управления. Все элементы системы управления показаны как условные изображения, их объединяют в единую систему линиями функциональной связи. 18 Функциональная схема автоматического контроля и управления содержит упрощенное изображение технологической системы автоматизируемого процесса. Оборудование на схемах показаны в виде условных изображений. В процессе разработки функциональной схемы автоматизации решают данные задачи: • Получение первичной информации о состоянии оборудования и технологического процесса; • Регистрация и контроль технологических параметров процессов и контроль состояния технологического оборудования; • Непосредственное воздействие технологический процесс для управления им и стабилизации технологических параметров процесса. Функциональная схема автоматизации в данной работе разрабатывается по ГОСТ 21.208-2013. В ПРИЛОЖЕНИИ А и в ПРИЛОЖЕНИИ А1 приведена функциональная схема автоматизации УПСВ, разработанная по ГОСТ 21.208-2013. На функциональной схеме приведены следующие обозначения: 1) Первичный измерительный преобразователь (чувствительный элемент) для измерения температуры, установленный по месту; 2) Первичный измерительный преобразователь (чувствительный элемент) для измерения давления, установленный по месту; 3) Первичный измерительный преобразователь (чувствительный 19 элемент) для измерения уровня, установленный по месту; 4) Первичный измерительный преобразователь для измерения расхода, установленный по месту; 5) Электропривод с асинхронным двигателем установленный на месте; 6) Блок управления электродвигателем с передачей положения клапана установленный на месте; 7) Программируемый логический контроллер установленный на щите; 2.5 Разработка схемы информационных потоков Схема информационных потоков, которая приведена в ПРИЛОЖЕНИИ Ж включает в себя три уровня сбора и хранения информации: • Первый уровень (уровень датчиков и исполнительных механизмов); • Второй уровень (программируемые логические контроллеры); • Третий уровень (АРМ оператора и диспетчера); На первом уровне представляются датчики, в которых формируются сигналы в аналоговом и дискретном виде. На втором уровне представляются устройства ввода/вывода. На этом уровне происходит коммутация сигналов с датчиков, а так, же формирование выходного управляющего сигнала по команде контроллера со следующего уровня. 20 На третьем уровне представлены контроллеры. Именно здесь происходит формирование выходного управляющего сигнала, опираясь на текущие показания технологических параметров. Здесь формируется оперативная база данных, необходимая для текущего контроля процесса. Все текущие параметры передаются через коммутатор оператору. Параметры, передаваемые в локальную вычислительную сеть в формате стандарта ОРС, включают в себя: • уровень жидкости в аппарате обезвоживания нефти м; • температура нефтяной эмульсии в сепараторе о С; • давление в аппарате обезвоживания нефти МПа; • расход пластовой воды с аппарата обезвоживания нефти, м 3 /ч. Все элементы контроля и управления имеет свой идентификатор (ТЕГ), который состоит из символьной строки. Структура шифра имеет следующий вид: AAA_BBB_C где • AAA – параметр, 3 символа, может принимать следующие значения: – PRS – давление; – TMP – температура; – LVL – уровень; – STT – состояние. – FLW - расход • BBB – код технологического аппарата (или объекта), 3 символа: – NGS– нефтегазовый сепаратор; – BEN – Буферная емкость нефти; – BEV – Буферная емкость воды; – VLV – регулирующий клапан; 21 – GSR – газовый сепаратор • CC – уточнение или примечание, не более 2 символов: – 1 – нитка выхода отсепарированной нефти; – 2 – нитка выхода пластовой воды; – 3 – нитка выхода газа с НГС; – 4 – нитка выхода газа с БЕН; – 5 – нитка выхода газа с БЕВ; – F – нитка выхода на факел – G - нитка выхода на УКПГ – L – низкий уровень; – H – верхний уровень; Знак подчеркивания необходим для отделения одной части идентификатора от другой. Кодировка всех сигналов в SCADA-системе представлена в таблице 2. Таблица 2 – Кодировка всех сигналов Кодировка Расшифровка кодировки PRS_BEN Давление жидкости в буферной емкости нефти PRS_BEV Давление пластовой воды в буферной емкости воды PRS_NGS Давление нефтяной эмульсии в НГС TMP_BEN Темпер. нефти в буферной емкости нефти TMP_BEV Темпер. пластовой воды в буферной емкости воды TMP_NGS Темп. нефтяной эмульсии в НГС STT_V_1 Состояние клапана на линии выхода отсепарированной нефти после НГС STT_V_2 Состояние клапана на линии выхода пластовой воды после НГС STT_V_3 Состояние клапана на линии выхода газа с НГС STT_V_4 Состояние клапана на линии газа с БЕН STT_V_5 Состояние клапана на линии выхода газа с БЕВ 22 LVL_BEN_L Низкий уровень жидкости в буферной емкости нефти LVL_BEN_H Высокий уровень жидкости в буферной емкости нефти LVL_BEV_L Низкий уровень жидкости в буферной емкости воды LVL_BEV_H Высокий уровень жидкости в буферной емкости воды LVL_NGS_L Низкий уровень жидкости в НГС LVL_NGS_H Высокий уровень жидкости в НГС FLW_NGS_1 Расход отсепарированной нефти после БЕН FLW _NGS_2 Расход пластовой воды после БЕВ FLW _GSR_F Расход на факельной нитке после газосепаратора FLW _GSR_G Расход на нитке выхода УКПГ после газосепаратора 2.6 Выбор технических средств автоматизации 2.6.1 Выбор контроллерного оборудования При выборе контроллерного оборудования мы рассмотрим 2 вида ПЛК: Siemens SIMATIC S7-300 и ОВЕН ПЛК150 так как они наиболее подходят для управления автоматизированными системами средних и малых объектов, а также имеют возможность подключения дополнительных модулей, что предоставляет высокую гибкость и возможность наращивания системы. В таблице 3 представлены технические характеристики двух ПЛК: Siemens SIMATIC S7-300 и ОВЕН ПЛК150 Таблица 3 - Технические характеристики Siemens SIMATIC S7-300 ОВЕН ПЛК150. Технические характеристики Siemens SIMATIC S7- 300 ОВЕН ПЛК150 Процессор 313С 32-х разрядный RISC процессор на базе ядра ARM9 Объем ОЗУ 8 Мбайт 8Мбайт Время цикла От 0,15 мс 1 мс Тип интерфейса RS485, Profibus, Ethernet, MPI, Modbus RS-485,RS- 232,Ethernet 23 Напряжение питания 24 В 220 В Потребляемая мощность 14Вт 15 Вт Диапазон рабочей температуры 0..+40 °С -20..+70°С Степень защиты IP20 IP20 Цены ПЛК 20 503 руб. 20 650 руб. Цен дополнительного модуля ввода вывода 12 304 руб. 11 387 руб. Цены ПЛК и модулей ввода-вывод оказались примерно равными но быстродействие ПЛК Siemens SIMATIC S7-300 почти в 7 раз больше чем у отечественного аналога при тез же ценах. Так как в будущем планируется разработка специальных алгоритмов управления, где необходимо быстродействие выбираем ПЛК Siemens SIMATIC S7-300(Рисунок 2). Рисунок 2 - Siemens SIMATIC S7-300 Программируемый логический контроллер Siemens SIMATIC S7-300 – подходит для разработки систем автоматизации средней степени сложности. Модульность выбранного ПЛК S7-300 позволяет выбирать различную конфигурацию подходящей под наши цели, естественное охлаждение, возможность использования структур локального и распределенного ввода- вывода, большие коммуникационные возможности, большое количество функций, поддерживаемые на уровне операционной системы, удобность эксплуатации и обслуживания предоставляет возможность получения решений для построения систем автоматического управления технологическими процессами в разных областях промышленного 24 производства. Контроллер SIMATIC S7-300 имеет все возможные сертификаты и свидетельства такие как Сертификат соответствия и метрологический сертификат Госстандарт России и так далее. Возможности контроллера позволяют решать задачи: -скоростного счета -измерение периода -ПИД-регулирование -позиционирование -перевод выводов в импульсный режим На рисунке 3 представлена конфигурация ПЛК. Рисунок 3 - конфигурация ПЛК Возможная схема подключения контроллера Siemens SIMATIC S7-300 представлена на рисунке 4. 25 Рисунок 4 - Схема подключения контроллера 2.6.2 Выбор датчиков 2.6.2.1 Выбор датчика температуры В процессе выбора оборудования для измерения температуры в емкостях УПСВ были выделены 2 датчика температуры: ТС Rosemount 0065 и ТСПУ Метран-276. В таблице 4 приведены характеристики датчика ТС Rosemount 0065 и ТСПУ Метран-276. Таблица 4 – Характеристики датчика ТС Rosemount 0065 и ТСПУ Метран-276. Технические характеристики Rosemount-0065 Метран 276 Измерение среды Температура жидких среды (нефть, нефтепродукты) Температура жидких среды (нефть, нефтепродукты) Диапазон измерения -59…+450°С 0…80 °С Погрешность измерений ±0,13°С ±0,25°С Выходной сигнал 4-20 мА 4-20 мА Работоспособность при температуре окружающей среды -50..+40°С -50..+85°С Степень защиты по ГОСТ 14254 IP65/IP68 IP65 26 Вид взрывозащиты 0ExiaIICT6 0ExiaIICT6 Цена 21000 руб. 2800 руб. Как видно при относительно одинаковых характеристиках цена у Rosemount в 7 раз выше, таким образом, анализируя соотношение цена- качество был выбран датчик Метран 276 (рисунок 5). Рисунок 5 - датчик температуры ТСПУ Метран-276 Габаритные и присоединительные размеры, а также схема подключения приведена на рисунке 6 и 7. Рисунок 6 - Габаритные размеры Rosemount-0065 27 - Рисунок 7 – Схема внешних электрических подключений Принцип работы датчика: Управление датчиком осуществляется дистанционно с помощью управляющих устройств, связь управляющих устройств осуществляется по аналоговому каналу – передачей информации об измеряемой температуры в виде постоянного тока 4-20мА. Принцип работы этого датчика основан на том, что в замкнутых контурах проводников возникает электрический ток. Для измерения температуры, один конец термопары помещают в среду измерения, а другой служит для снятия значений. |