Автоматизацияя технических процессов. Улучшение качества регулирования
 Скачать 6.17 Mb.
|
|
1.3.1.7.2 Требования к информационному обеспечению Информационное обеспечение системы должно представлять собой совокупность единой системы классификации и кодирования информации, баз данных и методов их организации, хранения и многократного использования данных при решении функциональных задач. Информационное обеспечение системы должно охватывать все входящие в состав АСУ ТП подготовки газа вычислительные средства, быть достаточным для выполнения всех функций системы. Информационный обмен между компонентами программно- технического комплекса должен быть согласован по единицам измерения данных, и обладать минимальной избыточностью. Информационное обеспечение должно обеспечивать информационную совместимость со смежными системами контроля и управления. 14 Обмен информацией между уровнями системы должен осуществляться в автоматическом режиме с использованием согласованных протоколов приема/передачи данных. Интерфейс с оперативным персоналом системы должен иметь иерархическую структуру с возможностью прямого перехода на наиболее важные элементы информации. Действия оператора, которые могут привести к изменениям на объекте управления, для исключения случайного ввода должны быть подтверждены. 1.3.1.7.3 Требования к программному обеспечению Программное обеспечение системы должно обеспечивать выполнение всех функций АСУ ТП подготовки газа на всех уровнях. Все поставляемые в составе программно-технического комплекса программные средства должны иметь сертификаты РФ, а также лицензионные соглашения (лицензии), подтверждающие правомочность их использования. Программное обеспечение системы должно обладать следующими характеристиками: эффективность, устойчивость к ошибкам, гибкостью, корректностью, полнотой функций и быстродействием. Система должна поставляться с отлаженными программами сбора, обработки, представления и передачи информации, автоматического управления, диагностики, достаточными для обеспечения выполнения всех ее функций. 1.3.1.7.4 Требования к техническому обеспечению КТС системы должен базироваться на серийно выпускаемых средствах автоматизации и вычислительной техники и быть достаточным для реализации всех функций, предусмотренных настоящим техническим заданием. 15 Все технические средства системы должны иметь сертификаты, подтверждающие правомочность их применения на объекте. Для контроля и измерения технологических параметров должны быть использованы по возможности датчики с унифицированным выходным сигналом. Для измерения наиболее ответственных аналоговых параметров должны быть использованы интеллектуальные датчики, в том числе многопараметрические для расходов. Для обеспечения безопасности цепей управления и контроля в случаях, где это необходимо, должны применяться барьеры искробезопасности. Щит контроля и управления АСУ ТП подготовки газа конструктивно должен представлять собой шкаф двустороннего обслуживания с цоколем. Габариты шкафа должны быть достаточны для размещения в них выбранного оборудования. В щите контроля и управления должны располагаться: контроллерное оборудование; источники бесперебойного электропитания; клеммники; реле. На щите должны отображаться основные параметры технологического процесса и оборудования. АРМ-оператора должно состоять из: – рабочей станции оператора (персональный компьютер с двумя жидкокристаллическими мониторами с диагональю не менее 20”, поддерживающими разрешение экрана 1600х1200 точек); – сетевого принтера (формата А3, лазерного); – источников бесперебойного электропитания. Рабочие станции оператора должны обеспечивать: – вывод на экраны мониторов сообщений об отклонениях технологических параметров; – вывод на экраны мониторов сообщений об аварийных отключениях оборудования, неисправностях системы; – вывод на экраны мониторов оперативных данных в виде мнемосхем, трендов, таблиц; – сохранение данных в архивах; 16 – формирование отчетов в графическом и табличном виде. Принтер (формата А3) должен обеспечивать печать сменных отчетов и режимных листов. АРМ-инженера АСУ ТП должно состоять из: – рабочей станции инженера АСУ ТП (персональный компьютер с одним жидкокристаллическим монитором с диагональю 20”, поддерживающим разрешение экрана 1600х1200 точек); – сетевого принтера (формата А3, лазерного); – источника бесперебойного электропитания. Рабочая станция инженера АСУ ТП должна обеспечивать: – вывод на экран монитора сообщений об отклонениях технологических параметров; – вывод на экран монитора сообщений об аварийных отключениях оборудования, неисправностях системы; – вывод на экран монитора оперативных данных в виде мнемосхем, трендов, таблиц; – сохранение данных в архивах; – формирование отчетов в графическом и табличном виде; – проектирование программного обеспечения контроллеров и рабочих станций оператора; – конфигурирование программного и аппаратного обеспечения системы. Сетевой принтер (формат А3) должен обеспечивать печать сменных отчетов и режимных листов. Источник бесперебойного электропитания должен обеспечивать электропитанием АРМ-оператора и рабочую станцию инженера АСУ ТП в соответствии с п. 1.3.6. 17 1.3.1.7.5 Требования к лингвистическому обеспечению При разработке прикладного программного обеспечения АСУ ТП подготовки газа должны быть использованы языки высокого уровня, обеспечивающие решение всех задач по реализации функций АСУ ТП подготовки газа. Работа с АСУ ТП подготовки газа должна происходить в интерактивном режиме путем работы с экранными формами с использованием встроенных меню. Лингвистическое обеспечение должно быть рассчитано на пользователя-специалиста в предметной области и удовлетворять следующим требованиям: – русифицированный человеко-машинный язык; – наличие иерархической структуры поиска и детализации; – наличие языковых средств описания любой информации; – визуальный ввод/вывод данных; – световая (мигание) и звуковая сигнализация аварийных, предаварийных ситуаций; – цветовая индикация состояний. Индикация состояний должна иметь для всего объекта кодировку (отображение одинаковых состояний для разного оборудования одним цветом) и предусматривать различные цвета для всех возможных состояний того или иного оборудования (арматуры). Для аналоговых параметров должны различаться следующие состояния: – нахождение параметра в заданных пределах; – достижение технологических границ (предаварийная ситуация); – достижение аварийных границ. При выдаче оператором команд на исполнительные механизмы, изменение состояния которых может привести к остановке технологического процесса или аварии, должно быть запрошено подтверждение на совершение действия. 18 1.3.1.7.6 Требования к метрологическому обеспечению Средства измерения, входящие в систему, должны иметь сертификат об утверждении типа и быть поверенными. Перед вводом в эксплуатацию АСУ ТП подготовки газа должна быть проведена калибровка измерительных каналов и проверка работоспособности системы. Измерительные каналы системы должны удовлетворять требованиям метрологической совместимости, т.е. иметь единый состав нормируемых метрологических характеристик (ГОСТ.8.009-84 «Нормируемые метрологические характеристики средств измерения»). Под измерительными каналами понимаются каналы преобразования входных аналоговых сигналов 4…20 мА в значения параметров температуры, давления, уровня и расхода. Пределы основной приведенной погрешности измерения параметров системы (с учетом погрешности датчиков) при нормальных условиях должны быть не более: – по каналу измерения параметра токовым аналоговым сигналом – 0,3%: – по цифровым сигналам – единица младшего разряда. Основная приведенная погрешность установления аналогового выходного сигнала должна быть не более 0,5 % в рабочем диапазоне температур. Измерение расхода газа на технологической нитке должно производиться с помощью сужающих устройств в соответствии с ГОСТ 8.586-2005 «Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств». 19 2 Описание технологического процесса Попутный нефтяной газ (ПНГ) на установку осушки попутного газа поступает с давлением 7,0÷8,0 МПа и температурой 25÷30 °С, делится на два равных потока и направляется в две колонны гликолевой осушки – абсорбер С-2801-1 и абсорбер С-2801-2. На потоках газа в каждый абсорбер контролируется и поддерживается стабильным системой автоматического регулирования по приборам PIС28011541 и PIC28011542, Клеточно-плунжерный регулирующее- отсечные клапана типа КМРО BVM28002 или BVM28003, установленных на входе газа в абсорберы. Сырой попутный нефтяной газ поступает в кубовую часть абсорберов С-2801-1 и С-2801-2. Примечание. Оба технологических потока осушки аналогичны, поэтому далее дается описание одного потока абсорбера С-2801-1 с указанием в скобках позиций оборудования и КИП по второму потоку колонны С-2801-2. Абсорбер С-2801-1 (С-2801-2) состоит из двух частей, разделенных по жидкости "глухой" тарелкой. Нижняя часть – сепарационная, предназначена для отделения влаги. Верхняя часть – массообменная. Сепарационная часть абсорбера служит для улавливания водного и углеводородного конденсатов, выпадение которых из газа возможно при понижении температуры ниже температуры начала конденсации. Отделенная от газа в сепарационной части конденсатная вода накапливается в кубовой части абсорбера и выдается на утилизацию в сеть. Уровень конденсатной воды в абсорбере контролируется и поддерживается стабильным системой автоматического регулирования LICA28011101 (LICA28011102), регулирующий клапан RVP28013 (RVP28014) которой установлен на линии выдачи конденсатной воды из кубовой части абсорбера. При понижении уровня конденсатной воды в кубе 20 абсорбера до 300 мм срабатывает предупредительная сигнализация LICAL28011101 (LICAL28011102). В случае дальнейшего понижения уровня до 250 мм срабатывает блокировка LSALL2811121в (LSALL2811122в) на закрытие отсечного клапана BOVM28008 (BOVM28009). При повышении уровня в кубе до 800 мм срабатывает предупредительная сигнализация LAН2811121б (LAН2811122б). Осушаемый газ после сепарационной части, через распределительные патрубки глухой тарелки, направляется в верхнюю часть абсорбера - массообменную, а навстречу ему с верха колонны стекает раствор поглотителя (осушителя) – триэтиленгликоля (ТЭГ). Расход регенерированного ТЭГ 8997÷13496 кг/ч в абсорбер контролируется и поддерживается стабильным системой автоматического регулирования FIС66001251 (FIС66001252), регулирующий клапан RVP28011 (RVP28012) которой установлен на линии регенерированного ТЭГ в абсорбер. ТЭГ, проходя массообменную зону абсорбера, насыщается влагой и углеводородами, накапливается на "глухой" тарелке и выдается в емкость - дегазатор D-2801. Уровень насыщенного ТЭГ на "глухой" тарелке абсорбера контролируется и поддерживается стабильным системой автоматического регулирования LICA28001191 (LICA28001192), регулирующий клапан RVP28001 (RVP28002) которой установлен на линии выдачи насыщенного ТЭГ из "глухой" тарелки абсорбера. При понижении уровня насыщенного ТЭГ на "глухой" тарелке абсорбера до 400 мм срабатывает предупредительная сигнализация LICAL28001191 (LICAL28001192). В случае дальнейшего понижения уровня до 300 мм срабатывает блокировка LSALL2811111в (LSALL2811112в) на закрытие отсечного клапана BOVM28001 (BOVM28002). При повышении уровня в кубе до 800 мм срабатывает предупредительная сигнализация LAН2811111б (LAН2811112б). 21 Технологический режим абсорбера С-2801-1 (С-2801-2) контролируется и корректируется по следующим параметрам: PI28001161 (PI28001162), давление в кубе абсорбера 4,09÷4,29 МПа; ТI28001121 (ТI28001122), температура в кубе абсорбера 28÷32 °С; PI28001171 (PI28001172), давление в верхней части абсорбера 4,07÷4,27 МПа; ТI28001131 (ТI28001132), температура в верхней части абсорбера 29÷33 °С; PDIA28001181 (PDIA28001182), перепад давления на абсорбере не более 0,0071 МПа (перепад давления сепарационной части абсорбера не более 0,001 МПа, массообменной части – не более 0,0061 МПа). При повышении перепада давления абсорбера до 0,02 МПа срабатывает предупредительная сигнализация PDIAН28001181 (PDIAН28001182). Функциональная схема цеха подготовки газа приведена в приложении А. 22 3 Разработка структурной схемы АСУ ТП цеха подготовки газа АСУ ТП цеха подготовки газа реализована в виде трехуровневой иерархической структуры: – нижний уровень – уровень полевого оборудования КИПиА; – средний уровень – уровень ПЛК; – верхний уровень – уровень автоматизированного оперативного управления. Такая иерархическая организация структуры обусловлена топологическим расположением контролируемых и управляемых технологических объектов, наличием аппаратных помещений для размещения ПТК, обеспечением высокого уровня ее надежности, уменьшением затрат на кабельную продукцию и строительно-монтажные работы. Структурная схема АСУ ТП цеха подготовки газа приведена в приложении Б. Нижний уровень системы состоит из первичных средств автоматизации: – измерительные преобразователи и датчики, а именно: – датчики избыточного давления; – датчики дифференциального давления; – уровнемеры; – сигнализаторы уровня; – датчики температуры, в состав которых входят первичный преобразователь с чувствительным элементом и измерительный преобразователь; – массовые расходомеры; – концевые выключатели; – исполнительные устройства и механизмы; – клеммники; – кабельные соединения; – коммутационные реле. 23 Средний уровень системы состоит из программируемых логических контроллеров, станций распределенного ввода/вывода и контроллерной сети Profibus DP. Верхний (информационно-вычислительный) уровень системы состоит из коммутатора, персональных компьютеров, сервера базы данных, принтера, источника бесперебойного питания, локальной промышленной сети Industrial Ethernet. Нижний уровень системы выполняет следующие функции: – измерение параметров технологического процесса и оборудования и преобразования их в унифицированный сигнал; – сбор и передачу информации о ходе технологического процесса и состоянии технологического оборудования на средний уровень; – исполнение команд регулирования и управления, поступающих со среднего уровня; – формирование световых и звуковых предупредительных и предаварийных сигналов. Средний уровень системы выполняет следующие функции: – сбор, первичная обработка (фильтрацию, линеаризацию и масштабирование) и контроль информации о состоянии оборудования и параметрах технологического процесса; – вычисление расхода газового конденсата; – вычисление расхода газа на каждой технологической нитке и суммарного расхода газа; – вычисление суммарного расхода газа на газлифт; – вычисление суммарного расхода газа на факел; – автоматическое управление технологическим оборудованием; – регулирование параметрами технологического процесса; – исполнение команд, поступающих с верхнего уровня; – формирование управляющих воздействий на исполнительные механизмы системы; 24 – обмен информацией с верхним уровнем; – поддержание единого времени в системе; – работа в автономном режиме при нарушениях связи с верхним уровнем; – формирование предупредительных и предаварийных сигналов; – автоматическая диагностика комплекса программных и технических средств. Верхний уровень системы выполняет следующие функции: – прием информации о состоянии оборудования и параметрах технологического процесса со среднего уровня системы; – формирование и оперативное отображение информации в реальном времени в виде мнемосхем с динамическими элементами, таблиц и графиков отражающими текущее состояние технологического процесса; – формирование и ведение технологической базы данных; – обновление и корректировка базы данных; – выборка информации из базы данных реального времени, выборка и поиск информации в исторической и архивной базе данных; – формирование и отображение протоколов событий; – формирование и выдачу команд дистанционного управления; – обмен данными со средним уровнем системы; – печать отчетной документации, сводок, трендов, протоколов событий, перечней неисправностей и/или отказов; – бесперебойное питание технических средств верхнего уровня. Принцип работы трехуровневой иерархической структуры состоит в следующем. Дискретные и аналоговые сигналы поступают от датчиков полевого уровня через клеммники на станции распределенного ввода/вывода. Станции распределенного ввода/вывода осуществляют прием, нормализацию, гальваническое разделение, предварительную обработку входных сигналов и передают их в программируемый логический контроллер по каналу Profibus DP. ПЛК обрабатывает полученную информацию в 25 соответствии с заданной программой и алгоритмом управления. Результатом обработки является формирование массивов выходной информации: − для управления исполнительными механизмами через станции распределенного ввода/вывода; − формирование массивов информации для передачи на: – панель оператора (расположенная на щите) по интерфейсу RS-485 с целью отображения хода (параметров) технологического процесса и оперативного управления процессом подготовки газа; − АРМ-оператора по каналу Ethernet с целью отображения хода (параметров) технологического процесса и оперативного управления процессом подготовки газа; − на сервер баз данных по каналу Ethernet. В режиме дистанционного управления оперативный персонал выдает команды управления с АРМ-оператора или панели оператора на программируемый логический контроллер. Станции распределенного ввода/вывода, получив информацию от ПЛК по каналу Profibus DP, осуществляют усиление, гальваническое разделение и выдачу команд управления на исполнительные механизмы. Сервер баз данных, АРМ-оператора, принтер связан между собой через коммутатор по каналу Ethernet. Компьютеры АРМ-оператора оснащены 24 дюймовыми жидкокристаллическими видеомониторами, которые предназначены для отображения хода технологического процесса и оперативного управления. На верхнем уровне наряду с АРМ-оператора расположена АРМ- инженера АСУ ТП. С ее помощью осуществляется инженерное обслуживание контроллеров, сервера и рабочих станций АРМ-оператора: программирование, наладка, настройка. Компьютер АРМ-инженера также оснащен 24 юймовым жидкокристаллическим видеомонитором. В помещении операторной предусмотрен цветной лазерный принтер HP формата А3 для распечатки отчетной документации и трендов. 26 АРМ-оператора и АРМ-инженера АСУ ТП работают под управления лицензионной операционной системы Microsoft XP Professional. В качестве инструментальных программных средств используются: – среда для разработки программного обеспечения контроллеров на языках, соответствующих требованиям стандарта IEC 61131-3, STEP 7; – среда для проектирования технологических дисплеев рабочих станций Windows Control Center; – система управления реляционными базами данных Microsoft SQL Server 2008 R2. В течение всего времени работы системы осуществляется автоматическое диагностирование оборудования системы управления, программно-технических средств всех уровней системы и состояния коммуникационных связей между ними. Результаты диагностирования комплекса технических средств системы доступны в виде системной информации, а при выявлении неисправностей выводятся на экраны мониторов АРМ-операторов в виде сигнализаций. Для увеличения надежности функционирования технических средств АСУ ТП их питание осуществляется от источников бесперебойного питания. При отказе АРМ-операторов и/или панели оператора ПЛК АСУ ТП обеспечивает автоматическое бесперебойное ведение технологического процесса. |