Автоматизация скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами

Описание СУ, которые участвовали в проведеннях испытаниях приведены ниже.

3.3 Система управления скважиной с ШГН «Мега-СУС»

Рассмотрим СУ скважиной с ШГН КП СУС-09Р64GД11Т50 (КП «СУС-09») с брендовым названием «Мега-СУС» производства ООО НПФ «Интек» Уфа [16]. скважина насос нефтяной контроллер

Внешний вид СУ скважиной с ШГН «Мега-СУС» показан на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Автоматизированная СУ скважиной с ШГН «Мега-СУС»

«Мега-СУС» представляет собой шкаф состоящий из двух отсеков: верхний отсек предназначен для размещения в нем электронных модулей контроллера «Мега09», блоков искрозащиты, блока питания датчиков, выключателя автоматического, розетки и блока зажимов, нижний отсек (силовой) предназначен для размещения в нем силового коммутационного оборудования.

Рассматриваемая СУ обеспечивает дистанционный контроль состояния и выполняет функции управления технологическим оборудованием скважины. «Мега-СУС» в комплекте с датчиками - давления, динамометрирования, тока и напряжения, с устройствами коммутирования составляет СУ скважиной, осуществляющую:

автономное управление работой электродвигателя;

контроль состояния электродвигателя и станка-качалки;

снятие динамограммы;

снятие ваттметрограммы;

обмен данными с центральным сервером системы телемеханики «МЕГА» в диспетчерском пункте, по радиоканалу с помощью GPRS модема.

СУ «Мега-СУС» предназначена для автоматизации работы установок скважин ШГН, оборудованных станком качалкой или цепным приводом, оптимизации режимов работы оборудования, оперативного выявления аварийных ситуаций и несоответствия режимов эксплуатации оборудования, передачи оперативной информации о состоянии объекта в диспетчерскую.

Контролируемый пункт «Мега-СУС» системы радиотелемеханики выполнен на базе серийного модульного контроллера «Мега-09» и состоит из модуля центрального процессора, модуля питания, модуля связи УКВ/GPRS и модулей дискретно-аналогового ввода и вывода. Контроллер и силовой блок системы автоматики скважины с ШГН конструктивно размещены в едином шкафу антивандального исполнения. При наличии второй выделенной радиочастоты и переговорной трубки связи имеется возможность применения голосовой связи с диспетчерским пунктом.

Основным управляющим элементом СУ является контроллер «Мега09», обеспечивающий контроль состояния и управление технологическим оборудованием СК, при подключении соответствующих датчиков, выполнение функций ретранслятора пакетного обмена; опрос, регистрацию и архивирование технологических параметров в памяти контроллера; дистанционное конфигурирование контроллера. Контроллер может работать в автономном режиме круглосуточно.

Более полные технические характеристики СУ «Мега-СУС» представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Технические характеристики СУ «Мега-СУС»

Параметры	Значение
Напряжение питания от сети переменного тока частотой 50 Гц, В	380
Номинальный ток подключаемого электродвигателя станка-качалки, А	63
Подключаемые датчики, шт.: - датчик силы ДПН-Т50; - блок токовых трансформаторов; - замыкающий повторитель пускателя; - счетчик количества жидкости; - датчик давления.	1 1 1 1 1
Скорость передачи данных по GPRS каналу, бод	9600
Тип модуляции	GMSK
Диапазон рабочих частот, МГц	146…174
Протокол связи	РТМ-64-Var
Длительность работоспособности СУ при пропадании сетевого питания и частоте опроса 1 раз в минуту, час, не менее	12
Диапазон рабочих температур,°С	-40…+60
Относительная влажность воздуха без конденсации влаги при температуре 25°С, %	20… 95
Атмосферное давление, кПа	84 … 107
Степень защиты от воздействия внешней среды	IP54
Габаритные размеры, мм	1380х700х275
Масса, кг	85

Датчик ДПН-Т50 предназначен для измерения усилия в траверсе СК ШГН в зависимости от ускорения движения траверсы, а также для графического представления циклического изменения веса от перемещения штока станка-качалки (динамограмма), которое характеризует состояние насосного агрегата и другие параметры.

Преимущества СУ:

единый конструктив антивандального исполнения для силовой части и системы автоматики;

простота обслуживания - одна служба эксплуатации;

наличие комбинированных каналов связи (проводная, радио-УКВ и GSM/GPRS) и многоступенчатой ретрансляции;

дистанционное конфигурирование, настройка и установка режимов работы контролера;

встроенные алгоритмы обработки данных, позволяющие получить высокую точность измерений;

автоматический расчет фактического суточного дебита скважины с учетом простоев и остановов позволяет иметь четкую информацию по потерям в добыче и причинам потер;

технический учет потребляемой электроэнергии;

определение неисправностей насосного оборудования по форме динамограммы позволяет прогнозировать очередность ремонтных и профилактических работ на скважинах, формировать список аварийных скважин, оптимизировать работу скважины в целом.

Основными функциями СУ «Мега-СУС» следующие функции:

дистанционное включение и отключение электродвигателя ШГНУ из диспетчерского пункта;

контроль состояния ШГНУ (работает/не работает);

обеспечение функций защиты электродвигателя от перегруза, недогруза, работы на двух фазах, коротких замыканий, недопустимых отклонений напряжения в питающей сети;

измерение давления в нефтепроводе с сигнализацией отклонения параметра за пределы установленных значений;

программная работа ШГНУ (время работы и паузы от 0 до 720 часов) с настройкой алгоритмов из диспетчерского пункта;

автоматическое снятие динамограммы с периодом от 1 до 250 минут, и возможностью использования как стационарного датчика на балансире станка-качалки, так и датчика в траверсе канатной подвески;

автоматический анализ неисправностей насосного оборудования ШГНУ по форме динамограммы;

вычисление фактической потери хода (влияние газового фактора) по динамограмме;

измерение периода качания СК;

автоматическая остановка скважины на накопление при срыве подачи;

вычисление фактического дебита (количества добытой жидкости) с учетом потери хода по динамограмме;

автоматическое снятие ваттметрограмм с периодом от 1 до 250 минут;

измерение тока потребления двигателя ШГН, напряжения электрической сети;

вычисление потребляемой электроэнергии;

вычисление фактических удельных затрат электроэнергии на тонну добытой нефти;

самозапуск ШГНУ в дистанционном и автоматическом режимах работы с регулируемой задержкой от 0 до 180 с;

учет времени работы скважины;

контроль несанкционированного доступа к объекту;

обеспечение голосовой связи оператора с диспетчерским пунктом.

3.4 СУ скважиной SAM Well Manager

СУ скважиной с ШГН SAM Well Manager производства Lufkin Automation представляет собой предварительно программируемый контроллер, устанавливаемый в месте расположения скважины для того, чтобы собирать, обрабатывать, хранить и анализировать или аналоговые данные, получаемые от датчиков нагрузки и положения, или цифровые данные, получаемые от датчиков числа оборотов двигателя в минуту и датчиков, установленных на плече кривошипа. SAM Well Manager использует эти данные для контроля и управления работой насосной установки и для визуального отображения графических данных на ЖК-дисплее или на экране компактного портативного компьютера в формате, легком для понимания.

СУ скважиной с ШГН SAM Well Manager показана на рисунке 3.2.Well Manager получает информацию от датчиков, чтобы определить, достаточно ли жидкости присутствует в стволе скважины. Если блок управления определит, что скважина находится в состоянии опустошения, он отключит двигатель, чтобы остановить насосную установку, и тем самым перевести ее в режим ожидания. Режим ожидания позволит жидкости снова скопиться в стволе скважины. По окончании периода ожидания блок управления включит двигатель и насосная установка снова начнет работать.Well Manager также использует эту информацию для обнаружения неисправностей и проблем с насосной установкой и датчиками нагрузки и положения. По требованию может быть получена текущая информация о работe насосной установки. На месте расположения скважины также могут быть в любое время получены «архивные» данные, которые могут быть представлены в виде диаграмм и отчетов.

Рисунок 3.2 - СУ скважиной с ШГН SAM Well Manager производства Lufkin Automation

Well Manager фирмы Lufkin Automation является на сегодняшний день самым распространенным во всем мире, он предусматривает подключение аналоговых датчиков усилия и положения, а также дискретных датчиков положения, расположенных на валу электродвигателя и выходном валу редуктора. Данные с этих датчиков используются для контроля и управления работой насосной установки и для визуального отображения графических данных на жидкокристаллическом дисплее или на экране портативного компьютера в легком для понимания формате.Well Manager по формируемой динамограмме определяет степень заполнения жидкостью ствола скважины. Если анализ покажет, что скважина опустошена, то насос отключается и скважина переводится в режим накопления. В этом режиме она снова заполняется жидкостью, после чего блок управления включает двигатель насоса и начинает откачку.

Программное обеспечение контроллера СУ обеспечивает обнаружение по динамограмме отдельных неисправностей в насосной установке. Непосредственно на скважине могут быть просмотрены «архивные» данные в виде диаграмм и отчетов на встроенном дисплее.

СУ скважиной с ШГН SAM Well Manager предусматривает возможность работы с двумя конфигурациями датчиков динамометрирования:

датчик усилия располагается на штоке над верхней траверсой (датчик типа Loadtrol), датчик положения, работающий на эффекте Холла, устанавливается на выходном валу редуктора;

датчик деформации балансира совмещен с датчиком угла наклона балансира.

Динамометрический датчик, устанавливаемый на полированном штоке, осуществляет количественное измерение нагрузки на колонну насосных штанг. Он устанавливается над держателем под зажимом для насосных штанг. Этот датчик непосредственно измеряет вес колонны насосных штанг и столба жидкости на плунжере насоса. Комплект сферических шайб, установленный между динамометрическим датчиком и держателем, обеспечивает концентрическую нагрузку даже при наклоне держателя. Из двух вариантов измерения нагрузки он является наиболее точным и при установке не требует калибровки в полевых условиях. Его недостатком является большая длина сигнального кабеля, возможность его повреждения обслуживающей бригадой и потенциальное снижение точности вследствие «толчения» жидкости или «плавания» насосных штанг [17].

Рассмотрим датчик типа Loadtrol подробнее [18]. Датчики усилия Loadtrol, которыми комплектуются системы динамометрирования Lufkin Automation, выпускаются фирмой Interface (США). Датчик показан на рисунке 3.3.

Датчик Loadtrol представляет собой стальной полый цилиндр, на наружную поверхность которого наклеены тензорезисторы. Для монтажа такого датчика на шток требуется полная разборка траверсканатной подвески, что является достаточно трудоемкой операцией. По типу чувствительных элементов датчик усилия Loadtrol представляет собой пассивный тензометрический мост с выходным маломощным аналоговым сигналом напряжением до 10 мВ. Естественно, что столь слабый сигнал подвержен воздействию помех от мощных электродвигателей, преобразователей частоты, пускателей, и для повышения помехозащищенности при передаче сигнала по длинному кабелю требуется применение специальных мер. Кроме того, показания датчика подвержены воздействию параметров самого кабеля: его длины, абсолютного сопротивления и температурного изменения сопротивлений жил кабеля. Полная погрешность таких датчиков во всем температурном диапазоне может достигать 5%.

Рисунок 3.3 - Датчик усилия Loadtrol (США)

Контроллер предусматривает 3 режима работы:

все включения и отключения электродвигателя производятся по командам с диспетчерского пункта;

включения и отключения электродвигателя производятся по заданным временным уставкам (периодическая эксплуатация);

управление осуществляется автоматически по результатам анализа динамограмм.

Контроллер имеет аналоговый выход для подключения частотного преобразователя для плавной регулировки скорости вращения электродвигателя.

Недостатком данной системы является высокая стоимость. Так, например, стоимость только контроллера фирмы Lufkin Automation в комплекте с датчиками динамометрирования, соизмерима с ценой целой СУ в полной комплектации отечественного производства.

Болеее подробные технические характеристики СУ SAM Well Manager приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Технические характеристики СУ SAM Well Manager

Параметры	Значение
Напряжение питания от сети переменного тока частотой 50 Гц, В	85…264
Расчетная мощность источника питания, Вт	Непрерывно 42
Номинальное выходное напряжение, В	460
Диапазон выходной частоты, Гц	0,01…500
Показатели тока перегрузки	150% в течение 60 сек.; 165% в течение 2 сек.
Прерыватель цепи типа «включено / выключено» в линии подачи переменного тока, А	2,0
Диапазон рабочих температур,°С	-40…+60
Влажность без образования конденсата, %	95
Флэш-память (Flash ROM), Мб	4…32
Скорость передачи, бод	300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200, 38400 или 115200
Протокол связи	Modbus RTU
Степень защиты от воздействия внешней среды	IP57
Габариты, мм	389х338х170
Масса, кг	10

Рассмотрев описание и технические характеристики СУ скважиной с ШГН SAM Well Manager производства Lufkin Automation, к ее главным функциям можно отнести:

сотни регистров состояния (число ходов в минуту, макс./мин. нагрузка, об/мин, наполнение насоса);

управление по глубинной динамограмме, поверхностной динамограмме или по мощности электродвигателя;

стандартные 60-дневные графики (расчетная добыча, общее время работы,

макс./мин. нагрузки, нагрузка в л. с. на полированной шток);

график последних 400 значений загрузок;

автоматическое определение времени накопления;

рассчитывает добычу нефти с точностью до 2%;

легко интегрируются со SCADA-системами;

управление в режиме электроэнергии;

определение пиковой и минимальной загрузки;

определение загрузки жидкости;

сигнализация проскальзывания ремня;

возможность призводить проверки утечки клапанов;

подсчитывает цикл работы установки с момента установки новых штанг или насоса;

база данных штанг и насосных установок;

флэш-память;

графический ЖК-дисплей с клавишной панелью [19].

3.5 СУ VLT Salt

СУ серии VLT Salt предназначены для частотного регулирования привода ШГНУ для добычи нефти.

СУ показана на рисунке 3.4.

Рисунок 3.4 - СУ VLT Salt производства Danfoss (Дания)

СУ VLT Salt выполнены на базе частотного преобразователя Danfoss FC302 с векторным управлением и контроллера MCO 360. ПО контроллера позволяет реализовать бездатчиковый режим автоматической подстройки частоты привода насоса к притоку скважины, что позволяет повысить производительность погружного насоса. Алгоритмы SALT позволяют снизить энергопотребление до 20% и защитить насос от механических перегрузок.

Основные характеристики СУ приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Основные характеристики СУ VLT Salt

Параметры	Значение
Напряжение питания от сети переменного тока частотой 50 Гц, В	380
Мощность включаемого двигателя, кВт	15…250
Схема управления	микропроцессорный контроллер
Количество встроенных цифровых / аналоговых входов	4…6/2
Количество встроенных цифровых / аналоговых выходов	2/1
Диапазон рабочих температур,°С	-60…+40
Относительная влажность воздуха без конденсации влаги при температуре 25°С, %	0…95
Наличие дисплея и клавиатуры (аппаратуры)	графическая панель местного управления
Степень защиты	IP43
Габариты, мм	955х515х1125
Масса, кг	80

СУ VLT Salt обладает рядом преимуществ:

увеличение дебита, это достигается за счет поддержания максимального числа качаний при неизменном заполнении насоса. При этом поддерживается минимальный динамический уровень, обеспечивающий максимальный приток;

снижение энергопотребления достигается за счет регулирования скорости насоса, быстродействующего алгоритма векторного управления магнитным потоком Flux, плавного пуска;

уменьшение вероятности механических повреждений штанги и двигателя. Достигается за счет плавного пуска двигателя ПЧ. СУ уменьшает скорость ход штанги при высоких нагрузках и увеличивает ее при низких. При работе станции в четырехквадрантом режиме возможно установить определенную скорость хода штанги при разных направлениях хода, а также дополнительно ограничить максимальную перегрузку в указанном диапазоне работы станка, например, для защиты штанг от резкого сжатия;

простота монтажа, настройки и высокая надежность. Простота монтажа обеспечивается за счет отсутствия датчиков усилия, положения, угла наклона и т.д. В четырехквадрантном режиме используется один единственный датчик положения, который может быть установлен в любом удобном месте. Для настройки необходимо задать только паспортные данные двигателя, передаточное число редуктора и диапазон регулирования числа ходов. Высокая надежность обеспечивается за счет применения в данной СУ преобразователя частоты Danfoss FC-302 Automation Drive со встроенным контроллером Salt MCO-360 [20].

3.6 Выбор оптимальной СУ скважиной, оборудованной ШГН

В результате изучения принципа действия и основных технических характеристик, выбранных для анализа СУ скважиной с ШГН, самым оптимальным решением стала СУ SAM Well Manager производства Lufkin Automation (США).

СУ скважиной с ШГН SAM Well Manager имеет более оптимальные показатели:

более широкий диапазон рабочих температур;

меньшие габариты и маса;

наличие графического ЖК-дисплея с клавишной панелью;

удобное программирование и мониторинг по протоколу Modbus RTU;

удобное расположение в одном силовом корпусе контролера с ПЧ;

идеально подходит для условий, когда откачка из скважины не должна останавливаться;

может использоваться для работы с более чем 3500 скважин;

графики любых параметров контролера;

программируемая скорость хода штанги вверх / вниз.

Недостатком можно считать лишь дорогую стоимость, превышающую в несколько раз СУ такого типа отечественного производства, но качество важнее.

Заключение

В нефтегазовой отрасли нельзя обходиться без достаточно точных, простых в эксплуатации, не требующих постоянного контроля элементов автоматизации. Также с каждым годом увеличивается их интеллектуальность для упрощения измерений, обработки данных в технологических процесах.

В данной выпускной квалификационной работе были получены следующие результаты:

изучены общие сведения об устройстве ШГНУ, приведена схема ШГНУ;

рассмотрена по уровням структурная схема систем автоматизации скважин, которые оборудованы ШГН, и сформулированы требования к ее элементам;

проанализированы и сравнены характеристики трех СУ скважиной, оборудованной ШГН различных производителей, а также произведен выбор СУ.

Выбранная СУ скважиной с ШГН SAM Well Manager производства Lufkin Automation более всех удовлетворяет заданным критериям и требованиям, а также позволяет максимально автоматизировать труд человека.

Список использованных источников

1. Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых насосов в ОАО «Татнефть». РД 153-39.1-2852-02. - Альметьевск: ОАО «Татнефть», - 229 с.

2. Система автоматизации скважин, эксплуатирующихся механизированными способами. Основные положения. Стандарт ОАО «Татнефть». - ОАО «Татнефть», - 31 с.

3. Испытание систем автоматизации скважин, эксплуатируемых скважинными штанговыми насосами, на месторождениях ООО «РН-Краснодарнефтегаз» / В. Горбунов [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». - 2010. - №2. - С. 39-41.

4. Интеллектуальные системы управления / М. Игнатьев // Нефтегазовая вертикаль. - 2010. - №13-14. - С. 92-93.

5. Станция управления скважиной со штанговым глубинным насосом КП СУС-09Р64GД11Т50. Руководство по эксплуатации ИНТ.111.000.000-17 РЭ. - Уфа. - с.

6. Хакимьянов, М.И. Сравнительный анализ возможностей отечественных и импортных систем автоматизации скважин, эксплуатируемых ШГН / М.И. Хакимьянов, С.В. Светлакова, Б.В. Гузеев, Я.Ю. Соловьев, И.В. Музалев // Нефтегазовое дело. - Электрон. журн. - 2008.

Приложение

Система автоматизации в общем случае может иметь четырехуровневую структуру - нижний, средний и верхний уровни и уровень канала передачи данных. Структурная схема приведена на рисунке 2.1.

К элементам нижнего уровня системы автоматизации относятся измерительные преобразователи (датчики) технологических параметров оборудования и скважины:

датчик усилия на полированный шток;

датчик параметров движения штока;

датчик давления на устье скважины;

датчики электрических величин (ваттметрирования);

датчики защиты.

Датчики защиты обеспечивают сигнализацию и упреждающее отключение питания электродвигателя в случае поломки элементов технологического оборудования. К ним относятся:

датчик температуры подшипника балансира;

датчик натяжения цепи.

Элементом среднего уровня системы автоматизации является станция управления, включающая в себя следующие узлы:

шкаф;

силовые элементы управления питанием;

контроллер;

блок регулировки частоты вращения электропривода;

источник резервного питания контроллера;

барьеры искрозащиты.

Для обеспечения локального мониторинга элементов системы среднего и нижнего уровней при выполнении ремонтных, профилактических работ может быть предусмотрено использование сервисного устройства подключаемого к контроллеру или отдельным элементам системы автоматизации.

Рисунок 2.1 - Структурная схема системы автоматизации

ЛВС - локальная вычислительная сеть; ОРС - OLE for process control;

ДП - диспетчерский пункт; АКД - аппаратура канала данных; КП - контролируемый пункт; К - контроллер станции управления; СЭ - силовые элементы; ИП - источник резервного питания; БРЧЭ - блок регулировки частоты вращения электропривода; БИС - барьер искрозащиты

Для сопряжения контроллера с датчиками нижнего уровня в шкафу управления либо на элементах конструкции ШГН могут устанавливаться следующие элементы:

клеммная коробка;

блок питания;

барьер искрозащитный;

интерфейсный адаптер.

К элементам верхнего уровня системы автоматизации относятся сервер с установленным программным обеспечением опроса и обработки информации среднего уровня системы и предоставления сервисов ОРС для АРМ диспетчеров, локальные вычислительные сети АРМ диспетчеров.

К элементам системы передачи данных относятся: аппаратура канала передачи данных, физическая среда передачи данных и программные протоколы канала передачи данных. В общем случае под АКД понимается устройство - адаптер выходного интерфейса управления станцией управления к требованиям среды передачи данных. При этом в зависимости от вида среды передачи данных в качестве АКД могут быть использованы проводные модемы, радио модемы, GSM/GPRS устройства передачи.

Стандартным интерфейсом между АКД системы передачи данных и средним уровнем системы является RS-485. В отдельных случаях, когда к АКД не предусматривается подключение параллельных станций среднего уровня, допускается использование АКД конструктивно встроенных в контроллер станции управления.

Структура АСУТП

Система состоит из нескольких уровней:

1. Уровень объектов: ГРП, ШРП, СКЗ, Пункты учета газа и т.д. т.е. уровень контролируемых пунктов (КП)

2. Уровень Диспетчерского пункта.

3. Уровень автоматизированных рабочих мест.

4. Уровень информационно-технологической системы (ИТС).

5. Уровень вышестоящих автоматизированных информационных систем.

На первом уровне решается задача снятия, замера и передачи технологической и коммерческой информации с КП, а также задача управления потоками и расходом газа. Основные трудности на этом уровне - это выбор и обеспечение надежного канала связи и установка современного прибора учета газа, с возможностью подключения к нему контроллера телемеханики.

На втором уровне на диспетчерских пунктах устанавливается программно-техническое обеспечение, позволяющее вести опрос КП, при необходимости отображать и передавать полученную технологическую информацию на уровень ИТС.

Третий уровень представляет собой совокупность автоматизированных рабочих мест руководителей и специалистов. Каждому специализированному АРМ предоставляется тот объем информации, который необходим данному руководителю или специалисту для решения поставленных перед ним задач.

Самым обширным по объему информации является уровень ИТС. Это громадная база данных, включающая в себя всю информацию об объектах газового хозяйства, как технологическую, так и финансово-экономическую, а с подключением к ней системы телемеханики еще и актуальные данные с КП, практически в режиме реального времени.

АСУ ТП Газораспрелелительных организаций

Имея эту информацию, система позволяет решать множество задач, например, таких как:

- ведение геоинформационной системы (электронной карты с нанесением на ней всех объектов газового хозяйства);

- проектный и реальный гидравлические расчеты газовых сетей; - учет аварийных заявок;

- диспетчеризация КП;

- локализация аварийных участков;

- расчет численности рабочих;

- всевозможные виды планирования;

- инвентаризация основных фондов;

- ведение характеристики газового хозяйства;

- паспортизация и т.д.

При наличии такой информации составление любых отчетов будет занимать считанные минуты, а если учесть, что все изменения передаются в вышестоящую Систему, то и число отчетов значительно уменьшится, т.к. вышестоящая организация может оперативно получить необходимую информацию, не запрашивая ее «снизу»

В структуре АСУ ТП выделяются два уровня:

- Нижний агрегатный уровень, включающий программно-технические комплексы локальных систем управления технологическим оборудованием;

- Верхний станционный уровень, включающий программно-технические комплексы выполнения централизованных групповых и общестанционных функций

Центральной частью АСУ ТП является программно-технический комплекс (ПТК), который включает в себя программируемые средства автоматизации и другие средства вычислительной техники.

Проектируемая АСУ ТП условно должна делится на три уровня:

· верхний уровень (информационный);

· средний уровень (управляющий);

· нижний (полевой уровень: датчики, исполнительные механизмы и пр.) -- уровень технологического объекта.

Верхний и средний уровень системы составляют ПТК

АСУ ТП можно разделить на три этапа :

Первый этап отражает внедрение систем автоматического регулирования (САР). Объектами управления на этом этапе являются отдельные параметры, установки, агрегаты; решение задач стабилизации, программного управления, слежения переходит от человека к САР. У человека появляются функции расчета задания и параметры настройки регуляторов.

Второй этап - автоматизация технологических процессов. Объектом управления становится рассредоточенная в пространстве система; с помощью систем автоматического управления (САУ) реализуются все более сложные законы управления, решаются задачи оптимального и адаптивного управления, проводится идентификация объекта и состояний системы. Характерной особенностью этого этапа является внедрение систем телемеханики в управление технологическими процессами. Человек все больше отдаляется от объекта управления, между объектом и диспетчером выстраивается целый ряд измерительных систем, исполнительных механизмов, средств телемеханики, мнемосхем и других средств отображения информации (СОИ).

Третий этап - автоматизированные системы управления технологическими процессами - характеризуется внедрением в управление технологическими процессами вычислительной техники. Вначале - применение микропроцессоров, использование на отдельных фазах управления вычислительных систем; затем активное развитие человеко-машинных систем управления, инженерной психологии, методов и моделей исследования операций и, наконец, диспетчерское управление на основе использования автоматических информационных систем сбора данных и современных вычислительных комплексов

Размещено на Allbest.ru