|
Статья посвящена описанию ПО систем измерения количества и показателей качества нефти (СИКН).
Введение
С 1993 по 2004 год специалистами НПФ "КРУГ" было разработано ПО для ряда узлов учёта нефти для предприятий нефтяной отрасли, как в России, так и в зарубежье.
Системы предназначены для измерения количественных и качественных характеристик и сдачи в магистральный нефтепровод товарной нефти в соответствии с ГОСТ 26976-86 "Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы", ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия".
Цели разработки
Целями разработки новых СИКН являлись:
- обеспечение коммерческого учета нефти;
- повышение точности измерения технологических параметров;
- сокращение эксплуатационных затрат;
- обеспечение длительной безаварийной работы узлов;
- организация передачи информации в службу диспетчерского контроля и управления.
Структура системы
Состав СИКН, технические и метрологические характеристики средств измерений и оборудования, входящих в СИКН, отвечают требованиям нормативных документов: "Рекомендации по проектированию коммерческих узлов учета нефти" и РД 153-39.4-042-99.
СИКН имеют двухуровневую структуру с многоступенчатой защитой от отказов, обеспечивающей высокую надежность.
Нижний уровень представлен современными, высоконадежными, резервируемыми контроллерами TREI-5B-02 фирмы "TREI GmbH", выполняющими следующие функции:
- измерение количества импульсов от турбинных расходомеров и преобразование в значение объемного расхода в трубопроводах;
- измерение периода импульсов от плотномеров и преобразование в значение плотности в БКН;
- измерение температур и давлений в трубопроводе и БКН и вычисление массового расхода в трубопроводах;
- реализация процесса регулирования работой электрозадвижек;
- автоматический отбор объединенной пробы;
- автоматический контроль перепада давления на фильтрах;
- контроль нарушения предупредительных границ, аварийных значений, уставок с регистрацией события и формированием соответствующей записи в протоколе сообщений;
- проверка достоверности по граничным значениям, скорости изменения и по другим критериям;
- прием дискретных сигналов состояния и формирование управляющих дискретных сигналов на исполнительные механизмы;
- реализация противоаварийных защит и блокировок технологического оборудования, в том числе, основных из них:
- автоматическое закрытие СИКН при возникновении аварийных ситуаций;
- автоматическое закрытие БКН при возникновении аварийных ситуаций;
- автоматическое тушение пожара;
- автоматический переход на резервное оборудование в случае аварийной остановки основного и т.д.
Кроме этого, предусмотрен контроллер TREI-5B-02 для управления жизнеобеспечением здания СИКН.
Контроллеры размещены в стойках, находящихся в операторном зале.
В небольших по габаритам стойках размещены также:
- контроллер OMNI;
- счетчики Signo;
- индикаторы фазового состояния;
- вторичная аппаратура влагомеров;
- вторичная аппаратура датчиков загазованности;
- вторичная аппаратура датчиков пожара;
- пульт дистанционного управления;
- пульт переключения контроллеров.
Контроллер OMNI выполняет функции вторичного прибора компакт-прувера по сбору информации с датчиков компакт-прувера, управлению оборудованием компакт-прувера при проведении поверок и контроля метрологических характеристик расходомеров.
Счетчики Signo используются как резервная схема учета.
Пульт дистанционного управления предназначен для ручного управления исполнительными механизмами.
Пульт переключения контроллеров позволяет вручную переключиться с контроллера №1 на контроллер №2. А после устранения неисправности в контроллере №1, вернуться заново на контроллер №1.
АРМ оператора
Верхний уровень на базе двух резервируемых станций (АРМ) оператора обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- индикация на экранах цветных мониторов общих мнемосхем технологических участков с динамической индикацией, выведенных на них, контролируемых параметров в цифровом и табличном виде, а также в виде графиков изменения во времени (в виде трендов);
- индикация на экране и звуковая сигнализация выхода контролируемых параметров за технологические предупредительные и аварийные границы, сигнализация аварийных ситуаций;
- индикация изображений насосных агрегатов, отсечных клапанов, электрозадвижек с динамической индикацией их состояний (включено/отключено, закрыто/открыто и т.д.) и возможностью дистанционного управления ими (дистанционное включение и отключение, дистанционное закрытие и открытие и т.д.);
- ручной ввод данных (паспорта качества нефти, уставки параметров и др.);
- выполнение переходов "Зима-Лето" и "Лето-Зима";
- формирование, выдача данных оперативному персоналу и печать протоколов сообщений, режимных листов, отчетных документов, паспортов качества и актов приема-сдачи нефти;
- просмотр истории параметров процесса;
- просмотр архивов печатных документов;
- передача данных в службу диспетчерского контроля и управления нефтепроводами в формате стандарта OPC и в систему телемеханики "Motorola" по интерфейсу RS-232.
На мониторе представлено окно, содержащее поле видеокадров, панель выбора видеокадров и панель протокола событий.
Поле видеокадров содержит один или несколько видеокадров (в зависимости от выбранного оператором режима просмотра).
Система содержит 35 видеокадров, на которых отображены:
Рисунок 1. Мнемо-схема СИКН.
Рисунок 2. Мнемо-схема БКН.
- схема СИКН (рис. 1);
- схемы БКН (рис. 2), измерительных линий (рис. 3);
- табло технологических параметров (рис.4);
- данные по откачке за текущую смену;
- приборы управления исполнительными механизмами и технологическим оборудованием;
- видеокадр управления жизнеобеспечением здания СИКН;
- видеокадр выполнения поверок и контроля метрологических характеристик расходомеров;
- видеокадр закрытия партий нефти;
- окно печатных документов для просмотра и печати;
- оперативные, минутные и часовые тренды контролируемых параметров;
- протокол событий с возможностями сортировки, фильтрации;
- таблица настройки переменной, позволяющая изменять параметры переменных.
Рисунок 3. Мнемо-схема измерительных линий.
Рисунок 4. Табло технологических параметров.
Доступы ко всем функциям осуществляются по паролям, при этом происходит регистрация входа пользователя в протоколе событий.
Развитие СИКН
Основными принципами при разработке систем являлись: открытость, возможность их дальнейшего развития, наращивание новых функций. Под этим понималось поддержка стандартных протоколов (RS-232, TCP/IP, Modbus и др.), гибкая настройка системы, дружественный пользовательский интерфейс, возможность взаимодействия с другими системами АСУ, и, наконец, модульность, позволяющая заменять, дополнять, модернизировать как программное обеспечение, так и любые стандартные единицы оборудования.
Новые СИКН являются ценным источником данных, которые могут быть использованы при решении разнообразных информационных задач. Например, оценка объема добычи, балансовые задачи, расчет себестоимости подготовки товарной нефти и т.д.
Таблица 1 - Основные технические характеристики двух СИКН №№ 544 и 578
| Наименование |
СИКН № 578 |
СИКН № 544 |
| Характеристики информационной мощности |
| Общее количество сигналов: |
2000 |
2480 |
| - аналоговых входных |
250 |
400 |
| - дискретных входных |
620 |
800 |
| - дискретных выходных |
430 |
500 |
| - ручного ввода |
700 |
780 |
| Количество видеокадров |
35 |
35 |
| Количество трендов |
125 |
195 |
| Характеристики быстродействия |
| Время опроса всех сигналов |
200 мс |
| Период обновления оперативной информации на мониторе |
от 1 с |
| Период обновления тренда |
от 3 с |
| Метрологические характеристики |
| Относительная погрешность измерения объема, не более |
± 0,15 % |
| Относительная погрешность измерения массы брутто, не более |
± 0,25 % |
| Относительная погрешность измерения массы нетто, не более |
± 0,35 % |
Организация работ
Функции генерального подрядчика и поставщика СИКН выполняла фирма "TREI GMBH", а ПО и инжиниринговые работы выполнила НПФ "КРУГ".
Выводы
Опыт эксплуатации ряда систем измерения количества и показателей качества нефти подтвердил возможность применения SCADA "КРУГ-2000" для реализации сложнейших задач, связанных с коммерческим учетом нефти.
|
