Походы к реализации АСУ ТП.
Прежде, чем перейти к рассмотрению аппаратных средств автоматизации, следует обратить внимание на особенности различных технологических процессов нефтегазовой отрасли. Именно эти особенности определяют архитектуру АСУТП и применяемые для ее реализации аппаратные средства автоматизации.
* Для технологических процессов добычи и транспорта нефти и газа характерна значительная рассредоточенность объектов по площадям (добывающие скважины, нагнетательные скважины, групповые замерные установки, кустовые насосные станции, линейные участки магистральных нефте-газо-продуктопроводов и т. д.).
С другой стороны, многие технологические процессы сосредоточены на сравнительно небольших площадях. Это установки подготовки нефти, установки комплексной подготовки газа, компрессорные и насосные станции магистральных газо-нефтепроводов, дожимные насосные станции, все технологические процессы переработки нефти и газа, а также нефтехимические процессы и т. д.
Очевидно, комплекс технических средств и организация каналов связи при автоматизации таких объектов различны.
* Управление технологическими процессами добычи нефти и газа сводится к управлению оборудованием - электроцентробежными или штанговыми насосами, групповыми замерными установками, кранами. Управление реализуется командами открыть, закрыть, включить, выключить, остановить, запустить(дискретное управление). Практически отсутствует непрерывное управление технологическими параметрами с обратной связью. Широко развиты функции контроля, сигнализации аварийных ситуаций, блокировок.
Объектами управления в технологических процессах транспорта нефти и газа являются насосные и компрессорные агрегаты, цеховые и станционные краны, вспомогательное оборудование, а также линейные участки нефте- газопроводов, газораспределительные станции и т. п. Для линейных участков характерны контроль параметров, сигнализация отклонений и дискретное управление кранами. К тому же эти объекты удалены от пунктов управления на значительные расстояния. В то же время насосные и компрессорные станции - «компактные» объекты, при автоматизации которых наряду с контролем, сигнализацией и дискретным управлением часто реализуются функции непрерывного управления (регулирования).
По-другому строится управление процессами подготовки и переработки нефти и газа. Наряду с задачами контроля и сигнализации отклонений здесь широко развиты функции стабилизации технологических параметров в режиме с обратной связью (непрерывное управление). Управление такими процессами требует применения более сложных алгоритмов (каскадные системы, системы с компенсацией возмущений, системы со взаимозависимыми параметрами, адаптивные системы, системы оптимального управления).
Исходя из особенностей объектов автоматизации нефтегазовой отрасли, выдвигаются и соответствующие требования к архитектуре, а также аппаратным и программным средствам АСУТП.
Для автоматизации непрерывных технологических процессов подготовки
нефти и газа, заводских процессов переработки нефти и газа, а также нефтехимических процессов наиболее адаптированы DCS-системы.В таких системах все известные функции автоматизации распределены между различными аппаратными средствами системы управления. Каждый
компонент системы узко специализирован и «занимается своим делом». Наиболее характерная черта управляющих процессоров DCS-систем - способность поддерживать от нескольких десятков до нескольких сот контуров ПИД-регулирования.
Для рассредоточенных объектов, таких, как нефтяные и газовые промыслы, а также для объектов транспорта нефти и газа применяют SCADA-системы. Задачей таких систем является обеспечение автоматического дистанционного наблюдения и дискретного управления функциями большого количества распределенных устройств (часто находящихся на большом расстоянии друг от друга и от диспетчерского пункта). Количество возможных устройств, работающих под управлением систем диспетчерского контроля и управления, велико и может достигать нескольких сотен. Для этих систем наиболее характерной задачей является сбор и передача данных, которая реализуется дистанционно расположенными терминальными устройствами (RTU).
На рис. 1.1 представлена схема комплекса технических средств многоуровневой системы управления, обобщающая многочисленные применения таких систем для управления технологическими процессами нефтяной и газовой промышленности.
Рис.1.1 Общая архитектура систем управления.
Как правило, это двух- или трехуровневые системы, и именно на этих уровнях реализуется непосредственное управление технологическими процессами. Специфика каждой конкретной системы управления определяется используемой на каждом уровне программно - аппаратной платформой.
· Нижний уровень - уровень объекта (контроллерный) - включает различные датчики (измерительные преобразователи) для сбораинформации о ходе технологического процесса, электроприводы и исполнительные устройства для реализации регулирующих и
управляющих воздействий. Датчики поставляют информацию локальным контроллерам (PLC), которые могут обеспечить реализацию следующих функций:
- сбор, первичная обработка и хранение информации о состоянии
орудования и параметрах технологического процесса;
- автоматическое логическое управление и регулирование;
- исполнение команд с пункта управления;
- самодиагностика работы программного обеспечения и состояния самого контроллера;
- обмен информацией с пунктами управления.
Разработка, отладка и исполнение программ контроллерами осуществляется с помощью специализированного программного обеспечения, широко представленного на рынке. Это, прежде всего, многочисленные пакеты программ для программирования контроллеров, предлагаемые производителями аппаратных средств. К этому же классу инструментального ПО относятся и пакеты ISaGRAF (CJ International
France), InConrol (Wonderware, USA), Paradym 31 (Intellution, USA), имеющие открытую архитектуру.
· Информация с локальных контроллеров может направляться в сеть диспетчерского пункта непосредственно, а также через контроллеры верхнего уровня(см. рис. 1.1). В зависимости от поставленной задачи контроллеры верхнего уровня (концентраторы, коммуникационные контроллеры) реализуют различные функции. Некоторые из них перечислены ниже:
- 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;
- работа в автономном режиме при нарушениях связи с верхним
уровнем;
- резервирование каналов передачи данных и др.
· Верхний уровень - диспетчерский пункт (ДП) - включает одну или несколько станций управления, представляющих собой автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера/оператора. Здесь же может быть установлен сервер базы данных. На верхнем уровне могут быть организованы рабочие места (компьютеры) для специалистов, в том числе и для инженера по автоматизации (инжиниринговые станции). Часто в качестве рабочих станций используются ПЭВМ типа IBM PC различных конфигураций.
Станции управления предназначены для отображения хода технологического процесса и оперативного управления. Эти задачи и призвано решать прикладноепрограммное обеспечение SCADA,ориентированное на разработку и поддержание интерфейса между диспетчером/оператором и системой управления, а также на обеспечение взаимодействия с внешним миром.
· Все аппаратные средства системы управления объединены между собой каналами связи. На нижнем уровне контроллеры взаимодействуют с
· датчиками и исполнительными устройствами, а также с блоками
удаленного и распределенного ввода/вывода с помощью специализированных сетей удаленного ввода/вывода и полевых шин.
Связующим звеном между локальными контроллерами и контроллерами верхнего уровня, а часто и пультами оператора являются управляющие сети.
Связь различных АРМ оперативного персонала между собой, с контроллерами верхнего уровня, а также с вышестоящим уровнем осуществляется посредством информационных сетей.
Дата добавления: 2015-02-19; просмотров: 2382;