Дипломная (вкр): Внедрение системы автоматизации рабочего места оператора нефтебазы

Наиболее значимой функциональностью решения является аналитика в реальном времени, проходящая сквозной нитью через все модули и функции. Во всех проектах использует подход к управлению производством на базе ключевых показателей эффективности, позволяющих по нескольким совокупным критериям следить за текущими тенденциями во всех областях производственного процесса. Так например, для выполнения финансового анализа затрат на выполнение производственных процессов успешно переменяется метод Activity Based Costing (ABC) суть которого состоит в том, что расходы предприятия привязываются к точкам его активности. Применительно к производству это означает привязку издержек к конкретным производственным процессам (контроль качества полуфабрикатов и готовой продукции, их транспортировка, технологические операции, контроль удельных показателей). Строится точная динамическая модель производства, обеспечивающая данные для калькуляции текущих затрат как в привязке к конкретным рабочим местам, так и в разрезе отдельных выполняемых заказов.

.2 Опциональный анализ системы АСУ ТП

.2.1 Цели создания АСУ ТП

 Повышение эффективности управления и контроля технологических процессов;

 Снижение потерь нефтепродуктов на этапах приема, хранения и отгрузки за счёт повышения точности измерения и учета;

 Получение своевременной и достоверной информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования;

 Повышение эффективности работы эксплуатационного персонала

 Оперативная локализация и блокировка аварийных участков и аварийного оборудования;

 Повышение надежности и долговечности эксплуатации технологического оборудования;

 Повышение безопасности технологического процесса и обеспечение безаварийной и бесперебойной работы нефтебазы.

.2.2 Основное назначение АСУ ТП

 Автоматическая противоаварийная защита и защита технологического оборудования;

 Автоматическая предупредительная сигнализация о предаварийных и аварийных ситуациях;

 Визуальное отображение подробной информации о ходе технологического процесса на экране рабочей станции оператора (диспетчера);

 Дистанционное автоматизированное и автоматическое управление технологическим процессом;

 Дистанционный мониторинг, контроль и регистрация изменений параметров технологического процесса и параметров нефтепродуктов.

.2.3 Основных технологические участки управления и контроля АСУ ТП

 Сливо-наливные эстакады и причалы для перевалки нефтепродуктов.

 Насосные станции.

 Резервуарные парки.

 Вспомогательные системы, такие как: канализационные насосные станции, система вентиляции, освещение и др.

.2.4 Архитектура АСУ ТП

АСУ ТП распределительных нефтебаз и перевалочных терминалов представляет собой трехуровневую систему (Схема 1).

Рис. 5. Архитектура АСУ ТП

Первый (нижний) полевой уровень системы автоматизации включает КИП и А, а также исполнительные устройства управления, пульты сигнализации и местного управления которые расположены на территории терминала.

Второй (средний) уровень состоит из 2-х подсистем:

 Подсистема противоаварийных защит (ПАЗ).

 Подсистема управления технологическим оборудованием.

Для связи с технологическими объектами управления в каждой подсистеме предусмотрены программируемые логические контроллеры (ПЛК). ПЛК монтируются в шкафах автоматики управления и, как правило, размещаются в помещении операторной.

ПЛК обеспечивают:

 сбор информации с полевого оборудования, входящего в АСУ ТП;

 обработку и передачу информации о состоянии объектов на верхний уровень системы;

 автоматическое регулирование и управление технологическим оборудованием и контроль его работы;

 прием информации с верхнего уровня управления и формирование управляющих воздействий на электроприводы исполнительных механизмов.

Третий (верхний) уровень включает в себя:

 автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов на базе персональных компьютеров со SCADA-системой операторского управления и сервера ввода/вывода, который требуется если количество АРМ больше 5-7 шт.;

 сервер баз данных (БД), если используется автоматизированная система оперативного или коммерческого учета.

В небольших системах управления функции сервера ввода/вывода и сервера базы данных выполняет один из персональных компьютеров АРМ оператора или диспетчера.

1.3 АСУ ТП нефтеперекачивающих станций, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

Применение iFIX - программного обеспечение верхнего уровня, разработанное на основе SСADA-пакета FIX

Системный интегратор Эмикон. Используются ПЛК ЭК-2000.

·    Нефтеперекачивающая станция (НПС) "Ухта-1" г. Ухта ОАО "Северные магистральные нефтепроводы"

·              НПС "Коромыслово", ОАО "Верхневолжскнефтепровод"

·              НПС "Самара", ОАО "Приволжские магистральные нефтепроводы"

·              НПС "Демьянская - 4", АО "Сибнефтепровод"

·              НПС "Родионовская-2", АО "Черномортранснефть"

·              НПС "Кедровая-1", АО "Сибнефтепровод"

·              НПС "Никольское-3", ОАО МН "Дружба"

·              НПС "Махачкала", АО "Черномортранснефть"

·              Система пожаротушения НПС "Муген", АО "Сибнефтепровод"

·              НПС "Клин - 1", ОАО МН "Дружба""

·              НПС "Занзеватка ", ОАО "Верхневолжские магистральные нефтепроводы"

·              НПС "Москаленки, ОАО "Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А. Черняева"

·              НПС "Юргамыш", ОАО "Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А. Черняева"

·              Тихорецкий резервуарный парк, АО "Черномортранснефть"

Системный интегратор Авитрон-Ойл. Используются ПЛК Modicon TSX Quantum

·    Контроль и управление работой насосных агрегатов на нефтеперекачивающих станциях

·              "Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы"

·              "Сибнефтепровод"

Системный интегратор Системотехника-НН. Используются ПЛК Modicon TSX Quantum

·    Контроль и управление работой насосных агрегатов на нефтеперекачивающих станциях

·              "Северо-Западные магистральные нефтепроводы"

Система автоматизации НПС "Самара-1"

Ввод в эксплуатацию системы автоматизации нефтеперекачивающей станции (СА НПС) "Самара-1" является реализацией программы модернизации нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов, входящих в систему АК "Транснефть". Системы, аналогичные ниже описанной, действуют более чем на сорока НПС. СА разработаны, спроектированы и внедрены ЗАО "Эмикон" (Москва).

СА НПС предназначена для контроля, защиты и управления оборудованием головной НПС с емкостью - "Самара-1" нефтепровода Самара-Тихорецк, автономного поддержания заданного режима работы насосной станции и его изменения по командам с пульта оператора НПС и из вышестоящего уровня управления - районного диспетчерского пункта (РДП).

Функции системы

·    анализ режимов технологического оборудования;

·              контроль технологических параметров;

·              управление (открытие, закрытие, стоп) и контроль станционных и агрегатных задвижек;

·              контроль режимов перекачки, готовности магистральных и подпорных насосных агрегатов к запуску;

·              обработка предельных значений параметров по агрегату;

·              управление (программный и кнопочный пуск, программное и кнопочное отключение) и контроль магистральных и подпорных насосных агрегатов;

·              задание уставок регулирования;

·              регулирование давления на входе и выходе НПС;

·              управление вспомогательными системами; управление (пуск, отключение) и контроль агрегатов вспомогательной системы и вспомогательных сооружений;

·              контроль и сигнализация пожара;

·              автоматическое пожаротушение;

·              обработка измерений и контроль достоверности измеряемых параметров;

·              отображение информации и документирование, формирование кадров отображения ТП, отображение информации от системы учета электроэнергии на панели оператора, табличных форм представления информации, форм печати оперативных сообщений, архивных данных, отчетных документов.

Состав системы

Нижний уровень включает в себя датчики и вторичные преобразователи, а также показывающие приборы и органы управления, устанавливаемые на приборных щитах и отдельно по месту.

В состав верхнего уровня входят ПЛК серии ЭК-2000 фирмы Эмикон, а также АРМ оператора на базе SCADA-системы FIX компании GE Fanuc. Контроллеры и ПК объединены в ЛВС.

Верхний уровень СА НПС обеспечивает:

·    сбор информации от преобразователей сигналов нижнего уровня;

·              фильтрацию, линеаризацию и масштабирование входных аналоговых сигналов;

·              автоматическое управление технологическим оборудованием НПС;

·              мониторинг ТП;

·              оперативное управление ТП;

·              архивацию событий нижнего уровня и действий оператора;

·              связь с РДП.

Устройство и работа системы

СА является многофункциональным, многоканальным продуктом. Функции контроля обеспечивают непрерывный мониторинг значений технологических параметров, параметров состояния оборудования и окружающей среды в помещениях. Функции управления предусматривают программный пуск и остановку каждого магистрального и подпорного насосного агрегата, а также дистанционное и автоматическое управление вспомогательными системами, запорной и коммутационной аппаратурой. Функции защит предполагают отключение магистральных и подпорных насосных агрегатов, закрытие задвижек подключения НПС, отключение вспомогательных систем (маслосистемы, систем вентиляции, насосов откачки утечек и погружного насоса и др.) в зависимости от значений технологических параметров, параметров состояния оборудования и тревожной сигнализации.

Программное обеспечение верхнего уровня, разработанное на основе SСADA-пакета FIX, реализует отображение информации на экранах мониторов ПК (видеокадры, табличные формы, графики) для выполнения технологического мониторинга, формирования трендов по измеряемым параметрам, формирования архивной информации, файлов журнала событий и системного журнала, команд управления с пульта оператора-технолога.

Система автоматически сохраняет необходимые данные о технологических параметрах, поступивших сообщениях о событиях и действиях оператора для последующего анализа событий процесса. Время хранения истории событий - 182 дня. Кроме того система формирует необходимый набор сводок и отчетов о состоянии технологического оборудования, которые могут быть просмотрены на экране и, при необходимости, распечатаны. Система также обеспечивает сбор и долгосрочное хранение трендов всех технологических параметров. Все необходимые для работы программы включаются автоматически при запуске системы и не требуют вмешательства при работе.

АСУТП перекачивающих станций нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.

АСУТП перекачивающих станций нефтепроводов и нефтепродуктопроводов предназначена для централизованного контроля, защиты и управления оборудованием НПС, обеспечения автономного поддержания заданных технологических параметров и их изменения по команде оператора или диспетчера районного диспетчерского пункта (РДП). Система разработана и внедрена компанией ОАО “Нефтеавтоматика“ (Уфа).

Функции системы

·    защита оборудования НПС;

·              регулирование технологических параметров производственного процесса;

·              контроль и анализ заданных режимов работы;

·              отображение и регистрация информации;

·              составление отчетов и сводок;

·              ведение архива событий;

·              обмен информацией с локальными автономными подсистемами автоматизации (вибрации, загазованности, пожаротушения);

·              сбор данных с систем автоматизации объектов НПС - энерго-, тепло- и водоснабжения.

Архитектура системы

АСУТП перекачивающих станций нефтепроводов и нефтепродуктопроводов имеет трехуровневую структуру.

Нижний уровень включает в себя исполнительные механизмы, датчики технологических параметров со стандартным электрическим или цифровым выходом, вторичные преобразователи, регистрирующие приборы, блоки ручного управления, устройства световой и звуковой сигнализации.

Средний уровень (устройства связи с объектами) включает в себя программно-аппаратные модули на базе программируемых логических контроллеров (ПЛК), устройства ввода-вывода аналоговых и дискретных сигналов, искробезопасные барьеры, коммуникационные модули, сетевое оборудование.

Верхний уровень системы включает в себя автоматизированное рабочее место оператора с горячим резервом. Компьютеры объединены в локальную сеть Ethernet с возможностью подключения к системе дополнительных клиентских мест.

Программное обеспечение

Программное обеспечение выполняет функции сбора, обработки, хранения, управления, передачи и представления данных в соответствии с задачами системы автоматизации.

В состав ПО входит

·    базовый комплект программ для разработки прикладного ПО (iFIX, Concept);

·              прикладное ПО - базовый комплект программ, предназначенных для автоматизации описания параметров, набора стандартных логических и вычислительных функций, развитого визуально-графического инструментального пакета;

·              операционная система Windows 2000, Windows 2003 Server.

Прикладное ПО обеспечивает

·    функционирование распределенной системы с возможностью расширения выполняемых функций без изменения структуры программного обеспечения;

·              работу системы автоматизации НПС автономно, в локальной сети и в составе многоуровневой автоматизированной системы управления транспортом нефти;

·              поддержку 100% резервирования вычислительной части АСУТП НПС и коммуникационных каналов связи, заложенных конструктивно;

·              поддержку сетевого обмена с оборудованием сторонних производителей по стандартным протоколам обмена данными.

Прикладное ПО подразделяется на ПО Управляющего контроллера и ПО АРМ Оператора.

ПО Управляющего контроллера обеспечивает

·    концепцию единого типового проекта в рамках АК "Транснефть";

·              использование конфигурирования с верхнего уровня для настройки аналоговых сигналов;

·              диагностику исправности средств самой микропроцессорной АСУТП; регулирование давления по PID-закону;

·              полный цикл управления и выявление неисправностей технологического оборудования;

·              формирование оперативных сообщений.