![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Информационно-управляющая система цеха (промысла, УПН-установка подготовки нефти).Структура.
АСУТП ЦЕХА ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА (ЦДНГ) ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ ЦДНГ включает в свой состав следующие объекты: • кусты нефтяных скважин; • водозаборные скважины; • дожимную насосную станцию; • модульные кустовые насосные станции МКНС-1, МКНС-2; • коммерческий узел учета газа; • коммерческий узел учета нефти. Добывающие скважины эксплуатируются как фонтанным, так и механизированным способом (ШГН, ЭЦН). Для измерения дебита кусты скважин оборудованы АГЗУ. Дожимная насосная станция предназначена для подачи нефти на установку подготовки нефти. ДНС имеет в своем составе два центробежных насоса, два сепаратора, четыре теплообменника, блок дозирования реагента, два резервуара (нефть и пластовая вода), узел оперативного учёта нефти. Модульные кустовые насосные станции снабжены двумя насосными агрегатами (каждая). НАЗНАЧЕНИЕ И ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ СИСТЕМЫ Система предназначена для выполнения функций: • дистанционного контроля состояния и управления технологическим и электротехническим оборудованием на объектах ЦДНГ (добывающие и нагнетательные скважины, ГЗУ, МКНС, БНГ, ДНС, УПН), а также сбора, хранения, обработки и выдачи технологической информации специалистам функциональных служб; • оперативного учёта добываемых нефти, газа и воды; • учёта воды, закачиваемой в нагнетательные скважины; • поддержания заданного технологического режима нефтедобычи и анализа причин отклонения от заданного режима; • анализа распределения добычи нефти по фонду нефтяных скважин, продуктивным пластам, по бригадам; • оценки и анализа недобора нефти из-за простоя технологического оборудования скважин, анализа отказов технологического оборудования, времени наработки. В структуре системы выделены следующие уровни (рис. 20.1): • Нижний уровень - первичные приборы (датчики, преобразователи) на контролируемых объектах (скважины, кусты скважин, объекты ППД, технологические объекты на площадках ДНС и УПН); • Средний уровень - локальные системы контроля и управления (контроллеры); • Верхний уровень - уровень местного ДП на УПН, уровень местного ДП на ДНС, уровень ДП системы в административно-бытовом комплексе (АБК) ЦДНГ. Комплекс технических средств (КТС) нижнего уровня представлен датчиками давления, температуры, уровня, расхода различных производителей. В системе управления используются также станции управления ЭЦН «Борец 11ТМ1», станции управления насосным агрегатом МКНС «САУНА-4», вихревой расходомер-счетчик газа «ВРСГ-1» на узле коммерческого учёта газа, установки измерения дебита жидкости типа «Электрон». Оборудование KTC среднего уровня размещается в специализированных шкафах (КП - контролируемый пункт). В зависимости от количества контролируемых параметров предусматривается использование нескольких модификаций шкафа КП, отличающихся набором модулей ввода/вывода и исполнением. Основным компонентом шкафа КП является контроллер.Шкафы КП располагаются непосредственно на кустах внутри блоков автоматики, на площадке МКНС, в помещении операторной ДНС. На площадке водозаборных скважин шкаф КП располагается в блоке гребенок. Контроллеры –микропроцессорное устройство, имеющее фиксированный набор входных/выходных каналов и состоящее из двух плат: процессорной и платы ввода/вывода. Программа контроллеров в реальном масштабе времени осуществляет сбор, первичную обработку, накопление, хранение текущих технологических данных, выполняет поступающие с верх- него уровня команды управления, выполняет автоматическое управление агрегатами и механизмами, регулирование заданных параметров и производит диагностику состояния оборудования контролируемого пункта. На верхнем уровне система управления выполняет следующие функции: - сбор информации с технологических объектов, регистрация текущих значений технологических параметров; - сигнализация отклонений технологических параметров за аварийные и технологические границы; - телеуправление; - ведение базы данных; - наглядное представление хода технологического процесса; - хранение информации по замерам технологических параметров, по изменению состояния оборудования, аварийной сигнализации; - обслуживание информационных запросов обслуживающего персонала в диалоговом режиме; - формирование регламентных отчетных документов; - интерфейс с другими информационными системами. КТС верхнего уровня включает в себя: - основной и резервный сервер ЦДНГ; - рабочую станцию диспетчера ЦДНГ; - рабочую станцию технолога ЦДНГ; - рабочую станцию геолога ЦДНГ; - основной и резервный сервер ДНС; - основную и резервную рабочие станции оператора ДНС; - основной и резервный сервер УПН. Серверы ЦДНГ, рабочие станции диспетчера, технолога и геолога ЦДНГ размещены в АБК ЦДНГ. Серверы ЦДНГ, ДНС, УПН включают в себя: - подсистему управления обменом данными с контролируемыми пунктами (КП) - подсистему обработки данных, ведение истории технологической информации Для связи сервера ЦДНГ с рабочей станцией диспетчера, технолога и геолога, для выхода в локальную сеть ЦДНГ используется коммутатор Соединение осуществляется кабелем типа «витая пара». Связь SCADA-сервера ЦДНГ с технологическим сервером УПН осуществляется с помощью HDSL-модемов М1Д. Для связи сервера УПН с АРМом КУУН (коммерческий узел учёта нефти), для выхода в локальную сеть ЦДНГ используется коммутатор. Для связи сервера ДНС с основной и резервной станциями оператора ДНС, для выхода в локальную сеть ЦДНГ используется коммутатор. Связь между серверами местных ДП и технологическими объектами осуществляется по радиоканалу с использованием радиомодемов Серверы представляют собой компьютеры промышленного исполнения. Рабочие станции представляют собой компьютеры.
ОРГАНИЗАЦИЯ СБОРА, ПЕРЕДАЧИ И ХРАНЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ Сбор первичной информации от технологических объектов (кустов скважин) осуществляется программируемыми логическими контроллерами SCADAPack. Эта информация хранится в виде массивов данных в оперативной памяти контроллера (рис. 20.3). Обмен информацией между контроллером и сервером реализуется при помощи сообщений. Сообщения формируются контроллером в следующих случаях: - изменение дискретного параметра; - окончание времени замера интегрального параметра; - выход значения параметра за пределы уставок (минимальной или максимальной); - окончание времени измерения аналогового параметра; - отклонение значения аналогового параметра от предыдущего значения на величину, превышающую уставку (в %). Сообщения записываются в специальный массив – буфер накапливаемой технологической информации контроллера. Кроме того, в памяти контроллера ведется массив, содержащий информацию о текущем состоянии параметров. Диспетчерский пункт в автоматическом режиме поочередно опрашивает каждый кустовой контроллер. Контроллер формирует пакеты сообщений из буфера технологической информации и зоны информации о текущем состоянии параметров. Пакеты передаются по каналу связи на ДП и записываются в оперативную базу и базу данных исторической информации (исторический журнал). Оперативная база данных и исторический журнал представляют собой набор таблиц, содержащих оперативную (текущую), историческую и нормативно-справочную информацию о параметрах системы. Оперативная база данных и исторический журнал построены на основе использования реляционной модели. Человеко-машинный интерфейс рабочих станций разработан в SCADA-пакете InTouch 8.0. При выборе оператором на мониторе конкретного объекта данные из оперативной базы считываются в базу данных пакета InTouch. Таким образом, InTouch использует свою базу данных для временного хранения значений параметров, отображаемых в конкретный момент времени.
|