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

 

Заключение

 

В результате выполненной работы была разработана система автоматизированного управления головной нефтеперекачивающей станцией. В ходе курсового проекта был изучен технологический процесс перекачки нефти на ГНПС. Были разработаны структурная и функциональная схемы автоматизации ГНПС, позволяющие определить состав необходимого оборудования и количество каналов передачи данных и сигналов. Системы автоматизации ГНПС, диспетчерского контроля и управления были спроектированы на базе полевых устройств фирмы Rosemount, промышленных контроллеров Siemens SIMATIC S7-300 и программного SCADA-пакета Genesis32. В данном курсовом проекте была разработана схема внешних проводок, позволяющая понять систему передачи сигналов от полевых устройств на щит КИПиА и АРМ оператора и, в случае возникновения неисправностей, легко их устранить. Для управления технологическим оборудованием и сбором данных были разработаны алгоритмы пуска / останова технологического оборудования и управления сбором данных. Для разработанных алгоритмов было разработано программное обеспечение для ПЛК с помощью программной среды Siemens Step7. Для поддержания давление нефти в трубопроводе на выходе подпорной насосной станции был выбран способ регулирования давления (дросселирование) и разработан алгоритм автоматического регулирования давления (разработан ПИД-регулятор). В заключительной части курсового проекта были разработаны дерево экранных форм, мнемосхемы ГНПС и объектов ГНПС.

Таким образом, спроектированная САУ ГНПС не только удовлетворяет текущим требованиям к системе автоматизации, но и имеет высокую гибкость, позволяющую изменять и модернизировать разработанную САУ в соответствии с возрастающими в течение всего срока эксплуатации требованиям. Кроме того, SCADA-пакет, который используется на всех уровнях автоматизации ГНПС, позволяет заказчику сократить затраты на обучение персонала и эксплуатацию систем.

 

Список источников

 

. Громаков Е.И., Проектирование автоматизированных систем. Курсовое проектирование: учебно-методическое пособие: Томский политехнический университет. - Томск, 2009.

2. Клюев А.С., Глазов Б.В., Дубровский А.Х., Клюев А.А.; под ред. А.С. Клюева. Проектирование систем автоматизации технологических процессов: справочное пособие. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 464 с.

.   Комиссарчик В.Ф. Автоматическое регулирование технологических процессов: учебное пособие. Тверь 2001. - 247 с.

.   ГОСТ 21.408-93 Правила выполнения рабочей документации автоматизации технологических процессов М.: Издательство стандартов, 1995. - 44 с.

.   Разработка графических решений проектов СДКУ с учетом требований промышленной эргономики. Альбом типовых экранных форм СДКУ. ОАО «АК Транснефть». - 197 с.

.   Комягин А.Ф., Автоматизация производственных процессов и АСУ ТП газонефтепроводов. Ленинград, 1983. - 376 с.

.   Попович Н.Г., Ковальчук А.В., Красовский Е.П., Автоматизация производственных процессов и установок. - К.: Вища шк. Головное изд-во, 1986. - 311 с.

пользовательский информационный автоматизация нефтеперекачивающий