Для защиты от переполнения схемой автоматизации предусмотрен дистанционный контроль верхнего предаварийного уровня 1,6 м жидкости в Е-1 с выдачей предаварийного сигнала на АРМ в операторную ПСП сигнализатором поз. LA-5.1061.

Подземная дренажная емкость поз. Е-2 (V=8 м3) предназначена для приема дренажных сбросов неучтенной нефти с СИКН.

Контроль давления 0,07 МПа в емкости поз. Е-2 осуществляется по местному манометру. Откачка жидкости из Е-2 осуществляется по уровню погружным насосом через обратный клапан, электроприводную задвижку ЗД56 в линию поз. Н46 Ду80 и далее на прием фильтров грязеуловителей поз. ФГ-1,2. Откачка жидкости из Е-2 может осуществляться принудительно, включением насоса откачки конденсата кнопкой управления по месту и с АРМ в операторной ПСП.

Контроль и регулирование уровня 0,4…1,4 м жидкости в Е-2 осуществляется датчиком LTSA-5.2051. При повышении уровня жидкости до верхней допустимой отметки 1,4 м на АРМ в операторной ПСП срабатывает предупредительная сигнализация и включается погружной насос емкости. При достижении рабочего давления 0,5 МПа на выкиде насоса по датчик у PTSA-5.2041, открывается электроприводная задвижка ЗД56. При снижении уровня жидкости в конденсатосборнике до нижнего рабочего уровня 0,4 м на АРМ в операторной ПСП срабатывает предупредительная сигнализация и прибором поз. LSA-5.2051 выдается команда на закрытие задвижки ЗД56 и последующее отключение насоса откачки конденсата. В процессе эксплуа тации положение задвижки ЗД56 и текущее состояние погружного насоса отображаются на мониторе АРМ в операторной ПСП. При аварийном повышении давления до 0,55 МПа на выкиде погружного насоса по прибору поз. PSA-5.2041 в операторной срабатывает предаварийная сигнализация и через 10 с останавливается насос. При аварийном понижении давления до 0,1МПа на выкиде погружного насоса в операторную выдается предаварийный сигнал и останавливается насос. При аварийных остановках насоса задвижка ЗД56 автоматически закрывается.

Технологической схемой также предусмотрена возможность местного контроля давления на выкиде насоса откачки конденсата по манометру поз. PI-5.2031.

Для защиты от переполнения схемой автоматизации предусмотрен дистанционный контроль верхнего предаварийного уровня 1,6 м жидкости в Е-2 с выдачей предаварийного сигнала на АРМ в операторную ПСП сигнализатором поз. LA-5.2061.

Подземная дренажная емкость поз. Е-3 (V=8 м3) предназначена для приема утечек и дренажных стоков с обвязки насосов внешней перекачки поз. Н1…Н3 перекачки нефти. Контроль давления 0,07МПа в емкости поз. Е-3 осуществляется по местному манометру поз. PI-5.3021. Откачка жидкости из Е-3 осуществляется по уровню погружным насосом через обратный клапан, электроприводную задвижку ЗД58 в линию поз. Н46 и далее на прием фильтров грязеуловителей поз. ФГ-1,2. Откачка жидкости из Е-3 может осуществляться принудительно, включением насоса откачки конденсата кнопкой управления по месту и с АРМ в операторной ПСП.

Контроль и регулирование уровня 0,4…1,4 м жидкости в Е-3 осуществляется датчиком LTSA-5.3051. При повышении уровня жидкости до верхней допустимой отметки 1,4 м на АРМ в операторной ПСП срабатывает предупредительная сигнализация и включается погружной насос емкости. При достижении рабочего давления 0,5 МПа на выкиде насоса по датчику PTSA-5.3041, открывается электроприводная задвижка ЗД58. При снижении уровня жидкости в конденсатосборнике до нижнего рабочего уровня 0,4 м на АРМ в операторной ПСП срабатывает предупредительная сигнализация и прибором поз. LSA-5.3051 выдается команда на закрытие задвижки ЗД58 и последующее отключение насоса откачки конденсата. В процессе эксплуатации положение задвижки ЗД58 и текущее состояние погружного насоса отображаются на мониторе АРМ в операторной ПСП. При аварийном повышении давления до 0,55 МПа на выкиде погружного насоса по прибору поз. PSA-5.3041 в операторной срабатывает предаварийная сигнализация и через 10 с останавливается насос. При аварийном понижении давления до 0,1 МПа на выкиде погружного насоса в операторную выдается предаварийный сигнал и останавливается насос. При аварийных остановках насоса задвижка ЗД58 автоматически закрывается.

Технологической схемой также предусмотрена возможность местного контроля давления на выкиде насоса откачки конденсата по манометру поз. PI-5.3031.

Для защиты от переполнения схемой автоматизации предусмотрен дистанционный контроль верхнего предаварийного уровня 1,6 м жидкости в Е-2 с выдачей предаварийного сигнала на АРМ в операторную ПСП сигнализатором поз. LA-5.3061.

Подземная дренажная емкость поз. Е-5 (V=8 м3) предназначена для приема дренажных сбросов учтенной нефти с СИКН.

Контроль давления 0,07 МПа в емкости поз. Е-5 осуществляется по местному манометру поз. PI-5.4021. Откачка жидкости из Е-2 осуществляется по уровню погружным насосом через обратный клапан, электроприводную задвижку ЗД61 в линию поз. Н46 и далее на прием фильтров грязеуловителей поз. ФГ-1,2. Откачка жидкости из Е-5 может осуществляться принудительно, включением насоса откачки конденсата кнопкой управления по месту и с АРМ в операторной ПСП.

Контроль и регулирование уровня 0,4…1,4 м жидкости в Е-5 осуществляется прибором поз. LSA-5.4051 с датчиком LTSA-5.4051. При повышении уровня жидкости до верхней допустимой отметки 1,4 м на АРМ в операторной ПСП срабатывает предупредительная сигнализация и включается погружной насос емкости. При достижении рабочего давления 0,5 МПа на выкиде насоса по датчику PTSA-5.4041, открывается электроприводная задвижка ЗД61. При снижении уровня жидкости в конденсатосборнике до нижнего рабочего уровня 0,4 м на

АРМ в операторной ПСП срабатывает предупредительная сигнализация и прибором поз. LSA-5.4051 выдается команда на закрытие задвижки ЗД61 и последующее отключение насоса откачки конденсата. В процессе эксплуатации положение задвижки ЗД61 и текущее состояние погружного насоса отображаются на мониторе АРМ в операторной ПСП. При аварийном повышении давления до 0,55 МПа на выкиде погружного насоса по прибору поз. PSA-5.4041 в операторной срабатывает предаварийная сигнализация и через 10 с останавливается насос. При аварийном понижении давления до 0,1 МПа на выкиде погружного насоса в операторную выдается предаварийный сигнал и останавливается насос. При аварийных остановках насоса задвижка ЗД61 автоматически закрывается. Технологической схемой также предусмотрена возможность местного контроля давления на выкиде насоса откачки конденсата по манометру поз. PI-5.4031.

Для защиты от переполнения схемой автоматизации предусмотрен дистанционный контроль верхнего предаварийного уровня 1,6 м жидкости в Е-5 с выдачей предаварийного сигнала на АРМ в операторную ПСП сигнализатором поз. LA-5.4061.

На площадках дренажных емкостей поз. Е-1, Е-3 и площадках емкостей поз. Е-2, Е-5 предусмотрен автоматический контроль состояния воздушной среды по приборам поз. QISA-5.1072, QISA-5.3072 (у Е-1, Е-3); QISA-5.2072, QISA-5.2082 (у Е-2); QISA-5.4072, QISA-5.4082 (у Е-5) соответственно с датчиками QE-5.1071, QE-5.3071; QE-5.2071, QE-5.2081; QE-5.4071, QE-5.4081. При повышении концентрации углеводородов в воздухе до 10 % НКПР срабатывает предупредительная светозвуковая сигнализация по месту, на АРМ в операторную выдается предупредительная сигнализация повышения концентрации углеводородов. При повышении концентрации углеводородов в воздухе до 20%, срабатывает предаварийная светозвуковая сигнализация по месту и выдается предаварийный сигнал на АРМ в операторную ПСП.

2.12 Объекты энергоснабжения

1) Дизельная электростанция:

Дизель - генераторная установка (ДГУ) автоматизируется изготовителем в соответствии с третьей степенью автоматизации.

Система управления электростанции включает в себя микропроцессорную панель управления и регулирования ДГУ, щит силовой и щит собственных нужд.

Проектом предусматривается вывод оператору сигналов аварии (при любой аварии на ДГУ), низкая температура, несанкционированный вход. 2)

Резервуары дизельного топлива, V=50 м3(2 шт., поз.63)

- местное измерение температуры в резервуаре;

- дистанционное местное измерение температуры в резервуаре;

- предупредительная сигнализация максимального и минимального уровней в резервуаре оператору;

- предаварийная сигнализация максимального уровня в резервуаре оператору;

- светозвуковая сигнализация предупредительного и предаварийного максимального уровней в резервуаре на площадку для АЦ

3) Площадка для АЦ (поз.65)

- контроль наличия заземления АЦ, светозвуковая сигнализация отсутствия заземления АЦ по месту и оператору;

- светозвуковая сигнализация предупредительного и предаварийного максимальных уровней в резервуарах дизельного топлива на площадке АЦ

4) КТП с НКУ (поз.22), блок ЧРП (поз.23), блок-бокс НКУ (поз.76)

- дистанционное управление двигателями;

- сигнализация низкой температуры и несанкционированного входа в блоках.

2.13 Объекты теплоснабжения

1) Котельная (поз. 59)

Котельная поставляется с системой автоматизации, которая обеспечивает пуск и остановку котла, регулирование его мощности, защиту по аварийным значениям контролируемых параметров и предаварийную сигнализацию.

Автоматическое прекращение подачи топлива к горелкам предусматривается при условиях:

- при понижении давления топлива перед горелками;

- понижении давления воздуха перед горелками;

- уменьшении разрежения в топке;

- погасании факелов горелок;

- повышении температуры воды на выходе из котла;

- повышении давления воды на выходе из котла;

- неисправности цепей защиты

Предусматривается светозвуковая сигнализация:

- при остановке котла;

- при понижении температуры и давления жидкого топлива к котлам;

- при понижении или повышении давления воды в обратном трубопроводе;

- при повышении или понижении уровня в резервуаре жидкого топлива;

- при превышении концентрации оксида углерода (СО) в помещении

Для топливной насосной, выделенной в отдельное помещение в здании котельной, предусматривается:

- измерение загазованности (СН4) и светозвуковая сигнализация загазованности персоналу в зону утечек и оператору;

- автоматическое включение вытяжного (аварийного) вентилятора в помещении топливной насосной при достижении загазованности 20 % НКПР и отключение вентилятора при пожаре в помещении;

- сигнализация (световая) о включении вентилятора, расположенная у входа в блок;

- автоматическое закрытие клапана электромагнитного подачи топлива при повышении предельно-допустимой концентраций СО в помещении котельной, по загазованности (СН4) в помещении топливной насосной

Дополнительно к объемам автоматизации, обеспечиваемым заводом-изготовителем, в операторную выводится сигнал о неисправности котла, вспомогательного оборудования и оборудования топливной системы, сигнал срабатывания главного быстродействующего запорного клапана топливоснабжения котельной, сигналы загазованности и включения вентилятора.

2) Резервуар нефти, V=10м3(2 шт., поз.60)

- местное измерение температуры на подающем трубопроводе нефти;

- дистанционное местное измерение температуры в резервуаре;

- предупредительная сигнализация минимального и максимального уровней в резервуаре;

- предаварийная сигнализация максимального уровней в резервуаре;

- автоматическое управление клапаном с электроприводом, установленном на напорном трубопроводе нефти в помещении топливной насосной в здании котельной, в зависимости от уровня в резервуарах нефти (открыть - при минимальном уровне, закрыть- при максимальном уровне).



Рисунок 1 Мнемосхема ПСП “Марковское”



3. Мероприятия по подготовке объекта автоматизации к вводу в действие

3.1 Предварительные испытания на площадке Поставщика

Предварительные испытания должны проводиться на предприятии-изготовителе

АСУ ТП. На этапе предварительных испытаний должна проводиться:

- проверка оборудования АСУ ТП на соответствие проектной документации;

- проверка комплектности и компоновки;

- проверка соединений и подключения электрических цепей АСУ ТП;

- проверка перевода электропитания АСУ ТП от внешнего источника к источнику бесперебойного электропитания;

- проверка срабатывания предупредительной и предаварийной сигнализаций;

- проверка входных и выходных аналоговых и дискретных сигналов на контактах/платах щитов АСУ ТП;

- проверка функции измерения аналоговых каналов АСУ ТП согласно методике калибровки ОФТ.10.1352.00300-АТХ.МК.

По результатам испытаний оформляются протоколы проверок и акт окончания предварительных испытаний, что означает готовность АСУ ТП к отгрузке на площадку Заказчика и проведению пусконаладочных работ.



3.2 Подготовка объекта к вводу системы в действие

Перед вводом АСУ ТП в действие должны быть выполнены следующие мероприятия:

- завершены строительные, монтажные и отделочные работы в части помещений и сооружений, предназначенных для установки технических средств АСУ ТП;

- завершены работы по прокладке кабеля, выполнению защитных заземлений и электропитания технических средств;

- завершены работы по автономной наладке отдельных датчиков КИПиА, исполнительных механизмов, блоков и устройств;

- завершены работы по наладке программно-технических средств;

- созданы необходимые для функционирования АСУ ТП подразделения и службы, эксплуатационный персонал обучен и аттестован, имеется в наличии вся необходимая эксплуатационная и техническая документация, а также разработаны должностные инструкции;

- соблюдены требования, изложенные в настоящем техническом задании.

Выполнение всех перечисленных работ и мероприятий должно подтверждаться соответствующими актами и протоколами.

3.3 Монтаж и пусконаладочные работы АСУ ТП

До начала производства пусконаладочных работ должна быть приведена в работоспособное состояние вся регулирующая и запорная арматура, на которой смонтированы исполнительные механизмы, введены в действие системы пожаротушения и сигнализации.

Пусконаладочные работы АСУ ТП должны осуществляться в три стадии:

подготовительные работы;

автономная наладка;

комплексная наладка.

На стадии подготовительных работ должна быть изучена рабочая документация АСУ ТП, основные характеристики приборов и средств автоматизации. Должна быть осуществлена проверка соответствия основных технических характеристик приборов и средств автоматизации требованиям, установленным в паспортах и инструкциях предприятий -изготовителей. По окончании проверки приборы и средства автоматизации передаются в монтаж.

На стадии автономной наладки должны выполняться следующие работы:

- проверка оборудования АСУ ТП с целью выявления видимых и/или невидимых повреждений, полученных при транспортировании и монтаже;

- проверка нагрузочных характеристик источников бесперебойного питания АСУ ТП;

- проверка монтажа приборов и средств автоматизации на соответствие требованиям инструкций предприятий-изготовителей приборов, средств автоматизации, а также на соответствие рабочей документации;

- проверка и настройка приборов и средств автоматизации;

- проверка правильности маркировки, подключения и фазировки электрических проводок;

- подготовка к включению и включение в работу АСУ ТП для обеспечения индивидуальных испытаний и комплексного опробования технологического оборудования.

На стадии комплексной наладки должны выполняться следующие работы:

- определение соответствия порядка отработки АСУ ТП алгоритмов с выявлением причин отказов или "ложных" срабатываний;

- уточнение статических и динамических характеристик объекта и корректировка значений параметров настройки АСУ ТП с учетом их взаимного влияния в процессе работы;

- определение пригодности АСУ ТП для обеспечения эксплуатации оборудования с производительностью, соответствующей нормам освоения проектных мощностей.

В ходе автономной и комплексной наладки должны быть проведены проверки функций АСУ ТП на соответствие ТЗ согласно ОФТ.10.1352.00300-АТХ.ПМ "Программа и методика испытаний" с оформлением актов и протоколов проверок.

Комплексная наладка оборудования АСУ ТП считается завершенной, если оборудование АСУ ТП находилось в безаварийной и непрерывной работе в течение 72-х часов, что оформляется соответствующим актом.

Пусконаладочные работы должны завершаться оформлением протоколов проверок и акта о приемке АСУ ТП в эксплуатацию, в котором даются оценка работы АСУ ТП, выводы и рекомендации.



4. Структура программного обеспечения

Структурно ПО Системы включает в себя:

- ПО ПЛК ЩК-1352.01.01 основного и резервного (далее ПО ПЛК);

- ПО сервера основного и резервного (далее ПО сервера);

- ПО АРМ оператора ПСП основного и резервного (далее ПО АРМ оператора ПСП).

4.1 Общая структура ПО ПЛК

ПО ПЛК разработано при помощи пакета программирования STEP 7 PROFESSIONAL ED2006 компании SIEMENS.

ПО ПЛК реализует требуемые алгоритмы работы и представляет собой блочную структуру, которая выполнена по иерархическому закону. На рисунке 1 показан порядок и глубина вложения вызовов блоков внутри цикла обработки программы.

Рисунок 2 Порядок и глубина вложения блоков

Логические блоки - это блоки в STEP 7, которые содержат программу для логики управления. К ним относятся организационные блоки (ОВ), функции и функциональные блоки (FC и FB). Блок данных (DB) логическим блоком не считается.

Организационный блок (OB) - блок для циклической обработки программы. Это главный блок программы, включающий в себя функциональные блоки, а также стандартные логические блоки.

Функциональные блоки (FB) - это логический блок "с памятью". В качестве памяти ему назначается блок данных (экземплярный блок данных - экземплярный DB). В экземплярном DB сохраняются параметры, передаваемые FB, и статические переменные. Временные переменные хранятся в стеке локальных данных.

Функция (FC) - это логический блок, который содержит сегмент программы, но не имеет ассоциированной области памяти. Он функционирует как подпрограмма в компьютерной программе. Так как программа может вызывать FC много раз (и передавать различные значения при каждом вызове), FC определяется как блок многократного использования. Когда FC завершает обработку, временные локальные данные, которые использовались функцией FC, перераспределяются.

Блок данных (DB) - это блок, который хранит данные пользовательской программы. В DB определяется структура информации. Эта информация может быть доступна всем логическим блокам в программе или использоваться как определенный экземпляр конкретного FB (при этом структура DB ассоциирована с таблицей описания переменных FB).

В ПО ПЛК каждый функциональный блок соответствует конкретной задаче, выполняемой контроллером. Каждый блок реализует определенный алгоритм либо его часть.

4.2 Состав ПО сервера

В состав ПО сервера входят:

- SCADA-система WinCC компании SIEMENS;

- программное приложение (прикладное ПО), разработанное в среде WinCC;

- опция WinCC/Redundancy, поддерживающая параллельную работу двух резервированных однопользовательских систем WinCC или двух серверов;

- пакет резервирования S7-RedConnect для обеспечения связи с резервированными системами;

- СУБД Microsoft SQL Server 2005 (в составе WinCC).

4.3 Состав ПО АРМ оператора ПСП

В состав ПО АРМ оператора ПСП входят:

- SCADA-система WinCC компании SIEMENS (клиентское приложение);

- программное приложение (прикладное ПО), разработанное в среде WinCC;

Прикладное ПО АРМ представляет собой набор ЭФ, на которых представлены:

- общее состояние технологических параметров ПСП;

- средства навигации по приложению (меню);

- мнемосхемы технологического процесса;

- значения и состояния технологических параметров в цифровом виде, в виде бар-графов, текущих и исторических трендов;

- системные, предупредительные и предаварийные сообщения, формируемые Системой;

- журналы событий, отказов технологического оборудования и действий обслуживающего персонала;

- диагностическая информация.



Заключение

Автоматизация играет решающую роль при организации промышленно производства любой отрасли. Развитие современного производства идет по пути создания высокоэффективных промышленных установок, сопровождается интенсификацией технологических и производственных процессов и систем управления ими. При этом постепенно осуществляется переход от ручного управления технологическими процессами к автоматизированным и далее - к полностью автоматическим. Увеличение добычи нефти при сокращении затрат труда рабочих, а также уменьшении суммы капиталовложений в нефтедобывающую промышленность возможно только при всемерном совершенствовании технологии и техники добычи нефти с привлечением новейших достижений в области автоматизации и телемеханизации.

Современное нефтедобывающее предприятие представляет собой сложное многоотраслевое хозяйство, рассредоточенное на обширных площадях и в целом являющееся совокупностью основных и вспомогательных технологических объектов.

Прохождение производственной практики в качестве проектировщика систем управления в ООО ИНК позволило изучить технологические процессы, и повысить профессиональные навыки.



Условные обозначения и сокращения

АВР - автоматический ввод резерва;

АРМ - автоматизированное рабочее место;

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическими процессами;

БД - база данных;

БТ - блок технологический;

БТПУ - блок трубопоршневой поверочной установки;

ВОК - водоочистной комплекс;

ВОЛС - волоконно-оптическая линия связи;

в/в ввод-вывод;

КИПиА - контрольно-измерительные приборы и автоматика;

НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение;

НКПР - нижний концентрационный предел распространения пламени;

НПС - насосная перекачивающая станция;

ОУ - очистное устройство;

ПСП - приемо-сдаточный пункт нефти;

ПСИ - пункт сбора информации;

ПЛК - программируемый логический контроллер;

РЧВ - резервуар чистой воды;

СИКН - система измерения количества и качества нефти;

СОД - средства очистки и диагностики;

СОИ - система сбора, обработки информации и управления;

УИК - узел измерения и контроля параметров качества нефти;

УИЛ - узел измерительных линий;

УПН - установка подготовки нефти;

УП - узел приема;

КТС - комплекс технических средств;

ТЗ - техническое задание;

ТЗП - пункт топливозаправочный;

ТПУ - трубопоршневая поверочная установка;

ШВП - шкаф вторичных приборов;

ШК - шкаф контроллера;

ШСР - шкаф серверный

Размещено на Allbest.ru