Проектирование АСУ блоком сепарации ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Современный этап развития промышленного производства характеризуется переходом к использованию передовой технологии, стремлением добиться предельно высоких эксплуатационных характеристик как действующего, так проектируемого оборудования, необходимостью свести к минимуму любые производственные потери. Все это возможно только при условии существенного повышения качества управления промышленными объектами, в том числе путем широкого применения АСУ ТП.

Улучшение технологии добычи нефти и газа, создания высокопроизводительного оборудования, освоение новых нефтяных и газовых месторождений, рост добычи нефти и газа стали возможны благодаря развитию и внедрению автоматизации и совершенствованию управления с применением экономико-математических методов и электронно-вычислительной техники.

Нефтегазодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятков и сотен квадратных километров. Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду, поэтому для нормального функционирования нефтегазодобывающего предприятия необходимо обеспечить надежную работу автоматизированного оборудования, дистанционный контроль за технологическими параметрами.

Основное назначение ДНС-3 - это сепарация нефти и газа, а также предварительный сброс и подготовка пластовой воды. Также на ДНС осуществляется насосный транспорт нефти на дальнейшую обработку и транспорт газа на газоперерабатывающий завод.

1. Технологический процесс ДНС-3

1.1 Общая характеристика объекта управления

Проектная производительность ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения 10000 т/сут. Данный комплекс является подразделением цеха добычи нефти и газа №7 НГДУ «Нижнесортымскнефть».

Имеющийся в настоящее время набор технологического оборудования позволяет осуществлять сепарацию, обезвоживание продукции скважин и транспорт ее с остаточным содержанием воды до 10% на ЦППН НГДУ «Нижнесортымскнефть».

На ДНС с УПСВ осуществляется предварительный сброс пластовой воды из жидкости, подготовка пластовой воды и подача ее с очистных сооружений УПСВ на КНС.

Газ после сепарации частично используется на собственные нужды (на котельную, «Хиттер-Триттер», газ низкого давления со второй ступени сжигается на факеле.

На ДНС-3 также имеется набор технологического оборудования позволяющее осуществлять сепарацию продукции с Ватлорской группы месторождения, Жумажановского месторождения и транспорт ее на ЦППН НГДУ «Нижнесортымскнефть»

Состав оборудования ДНС-3 с УПСВ Северо-Лабатьюганском месторождения следующий:

- сепараторы I ступени НГС - I -1.6-2400-2 С-1/1,2 V 50м3 - 2 шт.;

- трехфазный сепаратор ф. «SIVALLS» «Хиттер-Триттер» 0-1 - 1 шт.;

- сепараторы II ступени (буфер-сепаратор) НГС - II -1.0-2400-2 С-2/1,2 V 50м3 - 2 шт.;

- газовый сепаратор НГС - I -1.6-2400-2-И Г-1 V 50м3 - 1 шт.;

- газовый сепаратор центробежный вертикальный для подготовки топливного газа для нужд котельной и «Хиттер-Триттера» СЦВ - 500 -2-1-И Г-2 V 0,5м3 - 1 шт.;

- буфер-сепаратор НГС-II - 1,6-3000-2 V 100м3 - 1 шт.;

- сепаратор факельный 1000-2-Т-И V=4 м³ ФС - 1 шт.;

- емкость сбора конденсата ЕПП-2-2000-1-ЗК V=8 м³ К-1;

- технологические резервуары подготовки пластовой воды РВС-3000 РС 3000 (18980х12000) Р0-1, 2 2 шт.;

- аварийный резервуар РВС-5000 Р - 1,2 РС-5000 (20990х15000) - СГ 2 шт.;

- насосная откачки нефти на ЦППН с насосами ЦНСАн 60-429 Н-1/1…3 с электродвигателем ВАО2-450S2;

- насосная откачки нефти на ЦППН с насосами ЦНСАн 105-441 Н-1/1…3 с электродвигателем ВАО2-450LA2;

- блок реагентного хозяйства БДР - «Озна-Дозатор» - 25/10-1 с насосами типа NP-32 (2 шт.) с дополнительной емкостью V=4.0м3 для подачи деэмульгатора на вход ДНС и ингибитора коррозии в напорный нефтепровод;

- емкости дренажные Е - 1,2 ЕПП-40-2400-1600-3К V=40 м³ - 2 шт. с погружным насосом Н - 3/1,2 НВ-Е - 50/50 3,7-В-55-У2 с электродвигателем ВА160S4У2;

- емкость для сбора промливневых стоков Е - 6 ЕПП 40-2400-1-3-К V=40 м³ с погружным насосом Н - 6 НВ-Е-50/50-3,7-В-55-У2 с электродвигателем ВА160S4У2;

- емкость нефтяная горизонтальная для сбора уловленной нефти с РО - 1,2 Е - 7 ЕПП 40-2400-1-3-К V=40 м³ с погружным насосом Н - 6 НВ-Е-50/50-3,7-В-55-У2 с электродвигателем ВА160S4У2;

- станция насосная откачки подтоварной воды НПС с насосами ЦНС 60-66 с электродвигателями 4АМ180S2 - 2 шт.;

- факел аварийного сжигания газа СФНР-150/150ХЛ Ф-1;

- емкость для метанола ЕМ 1-1-1,0-3-И V=4,0м3 Ру=1,0Мпа;

- горизонтальная емкость для хранения раствора пенообразователя V=8 м³ - 1 шт.

1.2 Описание технологической схемы

автоматизация технический управление

Описание потока сырья

Продукция скважин с кустовых площадок №48, 58 через открытые задвижки №28, 29, 30 поступает на узел переключений ДНС с УПСВ. Далее через открытые задвижки 33,1э, 34,35 поступает в сепараторы I ступени С-1/1,2 где происходит первичная сепарация газа при давлении 0,4…0.8 МПа (4.0-8.0 кгс/см²) и температуре 7-14С.

Газ из сепараторов I ступени через открытые задвижки №106,107,109 поступает в газосепаратор Г-1.

Частично разгазированная водогазонефтяная смесь через открытые задвижки №37,39,40-С1/1,42,44,45-С1/2 регулирующие клапана №38,43 и электроприводную задвижку 16э поступает в трехфазный аппарат О-1 типа «Хиттер-Триттер» для предварительного обезвоживания, электроприводная задвижка №2э при этом должна быть закрыта.

Нефтегазоводяная эмульсия поступает в трехфазный сепаратор О-1 через входную задвижку №50 Ду=300 мм.

Жидкая фаза попадает во входной отсек установки на зонт-распределитель потока, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Выделившийся газ поднимается наверх установки и через экстрактор влаги поступает к выпускному газовому патрубку. В экстракторе влаги жидкость, присутствующая в газе, соприкасаясь с металлической сеткой, коагулируется и стекает вниз. Выделившийся газ проходит через клапан обратного давления BPV, контролирующий рабочее давление газа в аппарате О-1, через открытые задвижки №179,181,178, регулирующий клапан №180, обратный клапан на площадке трехфазного сепаратора О-1 и задвижки №161,126,127 на технологической площадке поступает в сепараторы-буферы С-2/1,2. При необходимости возможен сброс газа на факел, при этом необходимо открыть электроприводную задвижку №11э.

Жидкость из входного патрубка попадает на входной зонт-распределитель потока аппарата, по которому стекает с выделением свободной воды, собираемой в нижней части емкости под жаровыми трубами в зоне сбора воды.

Температура в жаровых трубах поддерживается путем сжигания попутного газа, выделившегося из потока входящей продукции. В случае отсутствия во входящем потоке достаточного объема газа для поддержания заданной температуры имеется альтернативный источник топливного газа (УПТГ). Регуляторы и приборы, обеспечивающие контроль пламени и температуры, установлены в блоке управления.

Более стойкая эмульсия поднимается и нагревается вокруг жаровых труб, в процессе чего происходит дополнительное разрушение эмульсии, укрупнение капелек воды. Укрупненные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата.

Нефть поднимается выше, коагулируясь в средней части аппарата, и перетекает через специальные перегородки, попадая на коалесцирующие фильтры (коалесцеры).

Коалесцирующие фильтры состоят из пакета специальных полипропиленовых профилированных пластин, расположенных друг над другом.

В ламинарном режиме потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою пластин коалесцера. Эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на верхней поверхности полипропиленовых пластин. Применение рифленых пластин, расположенных рядом друг с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются капельки нефти. Эта секция способствует большему столкновению капель с образованием крупных глобул нефти. Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной фазе, а вода за счет разности в плотности, оседает в нижней части емкости. Обезвоженная нефть продолжает подниматься наверх и перетекает в сборную секцию аппарата (нефтяной карман), откуда через механический клапан-регулятор и через запорные клапана, расположенные в блоке управления, выводится из аппарата.

Предварительно обезвоженная нефть из трехфазного сепаратора через открытую задвижку №51, электроприводную задвижку №17э, задвижки №46,47 поступает в сепараторы-буферы II ступени сепарации С-2/1,2 где происходит дальнейшее разгазирование нефти при давлении 0.03-0.25 МПа (0.3-2.5 кгс/см2) и температуре 35-40С.

После сепаратора II ступени разгазированная и обезвоженная нефть через открытые задвижки №48, 49, 52, 55, 59, 63 поступает на прием одного из насосов внешней откачки типа ЦНС 60-429 Н-1/1…3.

С выкида насосов нефть через обратные клапана и открытые задвижки №13Э, 54,14Э, 58,15Э, 62 поступает на узел регулирования уровня во второй ступени. При работе насосных агрегатов через аварийно-технологический резервуар Р-1 управление клапанами переключается в ручной режим. После узла регулирования нефть поступает на узел учета нефти далее по напорному нефтепроводу подается на ЦППН.

При выводе «Хиттер-Триттера» на плановый или профилактический ремонт поток сырья, поступающий с кустовых площадок, проходит сепараторы I ступени и далее через открытую электроприводную задвижку №2э, при закрытых задвижках №№16Э, 17Э поступает в буфер-сепараторы С-2/1,2. Последующее движение потока нефти на насосные агрегаты через открытые задвижки №48,49,52,55,59,63 к насосам Н-1/1, 2, 3 и при открытых задвижках №13Э, 54,14Э, 58,15Э, 62 начинается откачка возросшего объема жидкости насосами Н-1/1, 2, 3 в выкидной коллектор насосов Н-1/1, 2, 3 и далее через узел учета по нефтепроводу внешнего транспорта на ЦППН.

Уровень жидкости в сепараторах I ступени поддерживается регулирующими клапанами №38,43, установленными на трубопроводах выхода жидкости из сепараторов I ступени.

Уровень жидкости в сепараторе-буфере II ступени поддерживается регулирующими клапанами 74, 76 установленными на узле учета нефти.

Отвод газа

Выделившийся в сепараторах I - ступени газ поступает через задвижки №107,106,109 в газосепаратор Г-1, где происходит сепарирование жидкой фазы. Давление в нефтегазосепараторах С-1/1; 2 и газосепараторе Г-1 контролируется и регулируется техническими манометрами и датчиком давления. Поддерживаемое давление в С-1/1; 2 и Г-1 в пределах Р = 0,4 - 0,8МПа. Предупредительная звуковая и световая сигнализация по давлению срабатывает от электроконтактного манометра, установленного на линии выхода газа с Г-1 до клапана регулятора, при Р max = 0,8 МПа. После клапана регулятора по выходу газа с Г-1, контроль за давлением осуществляется электроконтактным манометром (давление не равно заданному). Образовавшийся в Г-1 конденсат сбрасывается под воздействием разности давлений на вход II-ступени сепарации. Сброс регулируется датчиком уровня, в комплекте с блоком управления электроприводом, аварийная сигнализация уровня контролируется датчиком предельного уровня. Параметры регулирования уровня конденсата в Г-1 от 0,5 м до 1 м. После Г-1 частично осушенный газ через оперативный узел учета газа, электрозадвижку №9Э подается в газопровод внешнего транспорта. Узел учета газа на ГТЭС оборудован приборами контроля за расходом газа.

Технологическая схема предусматривает использование части газа с Г-1 на собственные нужды: на котельную ДНС; трехфазный сепаратор «Хиттер-Триттер». УПТГ оборудован центробежным вертикальным газосепаратором Г-2, в котором происходит отделение капельной жидкости из поступающего газа под давлением до 0,7 МПа. Уровень конденсата в Г-2 контролируется датчиками уровня, в комплекте с вторичными приборами и клапаном - регулятором. Сброс конденсата осуществляется в ДЕ-2. Пределы регулирования уровня конденсата в Г-2 0,4-0,8 м. Давление в Г-2 контролируется от электроконтактного манометра. Предел срабатывания звуковой и световой сигнализации при Рmax>0,8 Мпа. Осушенный газ после Г-2 через узлы учета поступает на котельную, на горелки трехфазного сепаратора «Хиттер - Триттер», на автостоянку открытого типа с воздухоподогревом и на блок системы розжига факельной установки.

Узел учета газа на котельную и на «Хиттер-Триттер» оборудованы аналогично узлу учета газа на ГПЗ.

В аварийных случаях, выделившийся газ I ступени сепарации направляется на факел аварийного сжигания газа через открытую электроприводную задвижку №10э.

Газ, выделившийся в сепараторах С-2/1,2 через открытые задвижки №125,124,128,129,12Э, 4Э сбрасывается на факел для сжигания.

Давление в сепараторе-буфере С-2/1,2 поддерживается клапаном-регулятором УЭРВ-1М-50 №195, установленным на трубопроводе выхода газа из сепаратора С-2/1,2.

Сепараторы С-1/1,2; С-2/1,2; Г-1; Г-2 снабжены предохранительными клапанами. В случае срабатывания СППК, газ по газопроводу подается на факел аварийного сжигания газа.

Сброс пластовой воды

Пластовая вода, выделившаяся в трехфазном аппарате О-1 из жидкости вблизи жаровых труб и в коалесцере, оседает на дно аппарата О-1 и соединяется со свободной водой внизу аппарата. Затем вода движется по дну к буферной части аппарата и выводится из него через два механических клапана регулятора сброса пластовой воды и через открытые запорные клапана выводится из аппарата.

Далее по трубопроводу Ш325х8 неочищенная пластовая вода поступает на очистные сооружения ДНС с УПСВ, где осуществляется подготовка до необходимых величин, диктуемых ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству».

Подача реагентов

Для эффективного расслоения жидкости, поступающей на ДНС с УПСВ, в трубопровод входа на ДНС подается деэмульгатор. Все реагенты-деэмульгаторы дозируются в виде нефтеводореагентной эмульсии. Содержание деэмульгатора в эмульсии 1-2% весовых.

Деэмульгатор готовится по следующей технологии. В смеситель реагентного блока БДР «ОЗНА-ДОЗАТОР-25/10» подается через открытую задвижки №79,97 частично обезвоженная (с содержанием воды до 10%) нефть с насосов внешней откачки и концентрированный реагент дозировочными насосами.

Доза концентрированного деэмульгатора, количество нефти на приготовление раствора деэмульгатора подается из расчета объема поступающей на площадку жидкости.

Технологическая схема обвязки оборудования блока БДР
«ОЗНА-ДОЗАТОР-25/10» позволяет подавать в систему концентрированный реагент.

Раствор деэмульгатора подается через открытые задвижки №301,300 и обратный клапан во входной трубопровод жидкости перед первой ступенью сепарации при работе ДНС в режиме УПСВ.

Задвижка №303 при этом закрыта. При выходе «Хиттер-Триттера» на плановый ремонт подача деэмульгатора прекращается, задвижка №252 закрывается, открываются задвижки №303, 338 и производится закачка ингибитора коррозии в нефтепровод внешнего транспорта.

Все реагенты-деэмульгаторы являются пожароопасными, взрывоопасными и токсичными веществами, требующими особых мер предосторожности при получении, перевозке, заправке емкостей реагентов.

Пуск и остановку блочной установки дозирования реагентов БДР-25 необходимо проводить согласно технического описания и инструкции по эксплуатации на блок дозирования реагентов БДР - «ОЗНА-Дозатор» ПДРК 062841.003 ТО завода-изготовителя.

1.3 Постановка задачи

Характеристика комплекса задач

Автоматизированная система управления блоком сепарации создается с целью комплексной автоматизации технологических объектов и получения плановых объемов товарной продукции при минимальных эксплуатационных затратах.

Полное наименование системы - «Автоматизированная система управления насосным парком».

Задачи автоматизированной системы управления

Автоматизированная система управления блоком сепарации ДНС-3 должна обеспечивать выполнение следующих функций:

а) автоматическое регулирование:

1) давления в газовых сепараторах и нефтегазовых сепараторах с воздействием на выход газа;

2) уровня жидкости в газовом сепараторе;

3) уровня жидкости в нефтегазовых сепараторах с воздействием на выход нефти;

б) автоматическое управление:

1) вытяжными вентиляторами при загазованности в закрытых технологических блоках (10% от НПВ);

2) основными технологическими электроприводными задвижками;

в) дистанционное управление:

1) электроприводами задвижками и клапанами (открыть-закрыть);

г) дистанционный контроль:

1) давления в газовых и нефтегазовых сепараторах (с регистрацией);

2) уровня жидкости в газовых и нефтегазовых сепараторах;

3) межфазного уровня «вода-нефть» в нефтегазовых сепараторах;

д) местный контроль:

1) температуры и давления во всех сепараторах;

е) аварийную сигнализацию:

1) загазованности наружных технологических площадок и закрытых помещений;

2) предельных значений давления в газовых сепараторах;

3) предельных значений уровня в газовых и нефтегазовых сепараторах;

ж) исполнительную сигнализацию:

1) положения основных технологических электроприводных задвижек, имеющих дистанционное управление (открыто-закрыто).

Система должна обеспечивать непрерывное круглосуточное ведение технологического режима, сохранять возможность выполнения основных функций при выходе из строя отдельных элементов и позволять производить их замену без отключения всей системы.

Система не должна самопроизвольно включать или отключать (закрывать или открывать) исполнительные устройства при любых неисправностях системы управления, а также при переходе на резервное питание.

В системе должны быть предусмотрены программные средства защиты от неквалифицированных действий персонала, способных привести к нарушениям технологического режима.

2. Автоматизация технологического процесса

2.1 Структура АСУ ТП

Автоматизация объектов ДНС-3 выполнена в соответствии с действующими нормами, правилами и руководящими документами.

Автоматизированная система управления созданная для данного объекта состоит из двух уровней:

- нижний уровень;

- верхний уровень.

Нижний уровень включает в себя датчики и приборы, преобразующие измеряемые величины в электрический сигнал и микропроцессорный контроллер.

Микропроцессорный контроллер выполняет следующие функции:

- сбор и обработка сигналов с аналоговых датчиков;

- сбор и обработка цифровых сигналов аварий, предупредительной и исполнительной сигнализации, состояния технологического процесса и оборудования;

- управление исполнительными механизмами;

- автоматическое регулирование технологических параметров системы;

- выявление и регистрацию причин аварийных ситуаций;

- обмен данными с верхним уровнем.

В микропроцессорном контроллере происходит обработка сигналов и выработка управляющих воздействий. Далее информация по каналам связи передаётся на верхний уровень, представленного в виде персонального компьютера и специального программного обеспечения.

Верхний уровень выполняет следующие функции:

- осуществление круглосуточного и непрерывного обмена информацией с контроллером;

- обработка информации и формирование базы данных;

- архивация информации;

- отображение состояния технологического процесса в виде мнемосхем;

- отображение тенденции изменения технологических параметров в виде графиков (трендов);

- дистанционное управление технологическим процессом;

- настройка некоторых технологических параметров;

- формирование и печать отчетных документов.

2.2 Описание системы автоматизации

Система автоматизации оснащена серийными средствами, изготовленными отечественными и зарубежными приборостроительными заводами. Функциональная схема автоматизации представлена в приложении А.

Система автоматизации блока сепарации ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения предполагает постоянное присутствие дежурного персонала. Это вызвано тем, что вывод на рабочий режим и необходимые изменения параметров работы производятся оператором. Контроль и управление технологическим процессом объектов блока сепарации ДНС-3 осуществляется с панели щита оператора, расположенного в помещении операторной ДНС.

Оснащение технологических объектов датчиками, преобразователями, исполнительными механизмами и другой аппаратурой будет подробно рассмотрено в данной работе далее.

2.3 Обоснование и выбор комплекса технических средств

Применяемые в проекте датчики, преобразователи, исполнительные механизмы изготавливаются предприятиями России, разработаны в последние годы и соответствуют условиям эксплуатации на месторождениях Западной Сибири.

Датчики и измерительные преобразователи, вторичные приборы имеют унифицированные выходные сигналы с одним из следующих параметров:

- аналоговые (токовые 4…20 мА) для контроля и регулирования режимных технологических параметров;

- частотно-импульсные сигналы для контроля учетных технологических параметров;

- дискретные типа «сухой контакт» для сигнализации предельных значений технологических параметров;

- интерфейсные RS 485.

Все датчики, преобразователи и исполнительные механизмы соответствуют требованиям по степени защиты от воздействия окружающей среды:

- по взрыво и пожаро безопасности;

- по климатическому воздействию;

- по устойчивости к воздействию агрессивных сред;

- по степени защиты оболочки от проникновения внутрь пыли и влаги.

Для выбора средства измерения избыточного давления будет произведен сравнительный анализ нескольких датчиков различных фирм. Характеристики представлены в таблице 2.1.

Поскольку характеристики датчиков практически совпадают, был выбран Метран-100 ДИ, зарекомендовавший себя с хорошей стороны.

Для измерения разности давлений был выбран датчик Метран-100-ДД.

Таблица 2.1 - Технические характеристики датчиков давления

Параметры	Метран-100 ДИ	Rosemount 2088	Сапфир-22	Метран-43ДИ
Диапазон измеряемых давлений	0..16	0…69	0.. 2,5	0.. 2,5
Измеряемая среда	газ, жидкость, пар	газ, жидкость, пар	газ, жидкость, пар	газ, жидкость, пар
Пределы допустимой погрешности, %	0,1	0,2	0,25	0,25
Защита	взрывозащищенный	взрывозащищенный	взрывозащищенный	взрывозащищенный
Температура окружающей среды,°С	-40…+70	-40…+85	-30…+50	-30…+50
Выходной сигнал	4…20мА	4…20мА	4…20мА	4…20мА
Срок службы	10 лет	8 лет	10 лет	8 лет

Таблица 2.2 - Характеристики датчика Метран-100-ДД

Выходной сигнал, мА	4-20
Предел допускаемой основной погрешности, %	0,1-1,0
Пределы измерений	0,04 кПа - 16 МПа
Исполнение	Взрывозащищенное
Межповерочный интервал	3 года
Внешнее магнитное поле напряженностью 400 А/м	Не более ±1%
Напряжение питания, В	12-42
Сопротивление изоляции, МОм	Не менее 20
Потребляемая мощность, ВА	0,8
Срок службы датчика	До 12 лет

Для измерения уровня жидкости и уровня раздела фаз были выбраны преобразователи Сапфир-22МП-ДУ так как они обладают следующими преимуществами:

- высокая температурная стабильность;

- автоматическая коррекция по температуре;

- установка нуля и перестройка диапазона измерения производится непосредственно на объекте, без вскрытия и разгерметизации электронного блока, что важно при использовании во взрывоопасной или агрессивной среде;

- преобразователи имеют высокую электромагнитную совместимость, что обеспечивает их стабильную работу вблизи мощных источников электромагнитных излучений;

- легкая интеграция в цифровые АСУ ТП;

- обеспечена возможность дистанционного снятия информации;

- защита от несанкционированного доступа.

Датчики уровня Сапфир-22МП-ДУ обеспечивают непрерывное преобразование значения измеряемого параметра в стандартный токовый выходной сигнал. Основные характеристики датчика приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Характеристики датчика Сапфир-22МП-ДУ

Исполнение	Взрывозащищенное
Выходной сигнал, мА	4-20
Верхний предел измерений, мм	250-10000
Допускаемая основная погрешность, %	1,0
Напряжение питания, В	36±0,72
Плотность контролируемой среды, кг/м3	350-2000
Предельно допускаемое рабочее избыточное давление, МПа	4,0
Сопротивление изоляции, МОм	Не менее 40

Приборы состоят из измерительного блока и электронного преобразователя. При изменении измеряемого уровня происходит изменение гидростатической выталкивающей силы, воздействующей на чувствительный элемент-буёк. Это изменение через рычаг передается на тензопреобразователь, который преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал [5,6].

Для контроля уровня нефти, воды и конденсата в технологических емкостях используются сигнализаторы уровня ультразвуковые УЗС 207И и УЗС 107И, так как они обладают следующими преимуществами:

- сигнализаторы обеспечивают два вида сигнализации наличие и отсутствии контролируемой среды;

- сигнализаторы УЗС-207И обеспечивают контроль исправности при подаче напряжения постоянного тока 27В от отдельного источника питания;

- погрешность срабатывания относительно номинального уровня срабатывания не более 2 мм при вертикальной установке и 5 мм при горизонтальной установке датчика.

- сигнализаторы устойчивы к воздействию температур окружающего воздуха;

- отсутствие механически движущихся частей.

Датчик состоит из чувствительного элемента, корпуса, электронного блока. Вторичный преобразователь состоит из корпуса, крышки, платы, имеет наружный винт заземления. Основные характеристики сигнализатора представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Характеристики сигнализатора УЗС 207И

Исполнение	Взрывозащищенное
Выходной сигнал	24 В
Максимальное расстояние между двумя точками контроля, мм	2000
Погрешность, мм	+ 2
Время срабатывания, сек	0,5
Напряжение питания, В	220
Предельно допускаемое рабочее избыточное давление, МПа	16,0

Принцип действия сигнализатора основан на использовании метода импульсного зондирования ультразвуком с временной или частотной селекцией, который заключается в сравнении времени прохождения ультразвукового сигнала через рабочий зазор датчика, заполненной контролируемой средой или газом, с вырабатываемой в самом сигнализаторе временным интервалом [7,8].

Для получения дискретных данных о превышении или снижении заданных параметров давления были выбраны манометры электроконтактные ДМ-2005, так как они просты в исполнении и обладают хорошими эксплуатационными характеристиками [7].

Данный прибор является показывающим сигнализирующим манометром, предназначенным для измерения избыточного и вакуумметрического давления жидкостей, паров, газов и управления внешними электрическими цепями в схемах автоматизации и блокировки трубопровода. Основные характеристики датчика ДМ-2005 приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Характеристики датчика ДМ-2005

Диапазон показаний, кг/см2	От 0 до 1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60; 100; 160; 250; 400; 600; 1000; 1600
Сила коммутируемого тока, А	до 1
Частота переменного тока, Гц	50±1
Предел допустимой основной погрешности срабатывания сигнализирующего устройства, %	2,5-4 диапазона показаний
Диапазон измерения избыточного давления, %	0-75 диапазона показаний вакуумметрического давления и равен диапазону показаний
Параметры сигнализирующего устройства: Напряжение внешних коммутирующих цепей	24; 27; 36; 40; 140; 220; 380 В-для цепей переменного тока; 24; 27; 36; 40; ПО; 220 В-для цепей постоянного тока;
Предел допускаемой основной погрешности, %	0,1
Потребляемая мощность контактов, ВА	10-30 постоянного 20-50 переменного тока
Средний срок службы датчика	12 лет

Для выбора средства измерения температуры будет произведен сравнительный анализ нескольких датчиков различных фирм. Характеристики представлены в таблице 2.1.

Поскольку характеристики датчиков практически совпадают, был выбран Метран-100 ДИ, зарекомендовавший себя с хорошей стороны.

Таблица 2.6 - Технические характеристики датчиков температуры

Параметры	Метран ТСМУ-276	Rosemount 144H	Метран ТСМУ-55	Метран-200Т
Диапазон измеряемых температур, °С	-50…+180	-60…+250	-50…+150	-50…+100
Предел допустимой погрешности %	0,25	0,1	0,25	0,15
Измеряемые среды	твердые, жидкие, газообразные и сыпучие среды	Нейтральные и агрессивные среды	Нейтральные и агрессивные среды	твердые, жидкие, газообразные и сыпучие среды
Выходной сигнал	4…20мА	4…20мА	4…20мА	4…20мА
Температура окружающей среды, °С	-40…+60	-40…+60	-40…+60	-40…+60
Защита	1ExdIICT6	1ExdIICT6	1ExdIICT6	1ExdIICT6
Срок службы	5 лет[3]	8 лет[4]	5 лет[3]	5 лет[3]

В качестве сигнализаторов загазованности были выбраны сигнализаторы СТМ-30, которые предназначены для непрерывного автоматического контроля взрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей и паров.

СТМ-30 применяется в процессе добычи, переработки и транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов. СТМ-30 состоит из блока питания и сигнализации БПС, датчика и блока обмена информацией БОИ, обслуживающего от 1 до 16 БПС.

В основу принципа действия сигнализатора положен термохимический метод, основанный на измерении теплового эффекта от окисления горючих газов и паров на каталитически активном элементе датчика, дальнейшем преобразовании полученного сигнала и выдачи сигнала о достижении предельной концентрации [10].

Сигнализатор СТМ-30 имеет следующие особенности исполнения:

- взрывобезопасное исполнение датчиков;

- световая сигнализация при достижении пороговых концентраций или неисправности датчика;

- наличие «сухих» контактов реле для подключения исполнительных устройств;

- наличие выходного унифицированного сигнала 4-20 мА;

- встроенный или выносной датчик;

- наличие цифровой индикации.

Основные характеристики сигнализатора представлены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Характеристики сигнализатора СТМ-30

Выходной сигнал, мА	4-20
Напряжение питания, В	220
Диапазон измерений, % НПВ (нижний предел взрываемости)	0…50
Диапазон показаний, % НПВ	0…100
Основная абсолютная погрешность, % НПВ	±5
Время срабатывания сигнализации, сек	Не более 7
Резервное питание, В	24
Потребляемая мощность, ВА	Не более 10
Время работы без калибровки, месяц	6

В качестве расходомеров были выбраны турбинные расходомеры НОРД-М, которые предназначены для измерения объемного количества нефти, нефтепродуктов и других, нейтральных к сталям 20X13 и 12X18Н10Т жидкостей [11].

В зависимости от диаметра условного прохода и условного давления имеет 18 исполнений. В данной работе был выбран диаметр равный 150 мм.

Принцип работы преобразователя основан на вращении турбинки набегающим потоком жидкости. При вращении турбинки, выполненной из ферромагнитного материала, каждая лопасть её, проходя вблизи сердечника катушки датчика, наводит в ней импульсы электродвижущей силы. Основной характеристикой преобразователя является фактор, которой характеризуется количеством импульсов на единицу объема.

Основные характеристики расходомера представлены в таблице 2.8.

Для учета расхода газа были применены счетчики газа вихревые СВГ.М, которые предназначены для оперативного и коммерческого учета потребляемого природного газа и других неагрессивных газов (воздух, азот, кислород и т.п.) на промышленных объектах [11,12].

Таблица 2.8 - Характеристики турбинных расходомеров НОРД-М

Выходной сигнал	Аналоговый 4-20 мА или частотный
Напряжение питания, В	220
Исполнение	Взрывозащищенное
Пределы измерений, м3/ч	35…900
Основная абсолютная погрешность, %	±1,5
Условное давление, МПа	4,0
Потребляемая мощность, ВА	Не более 25
Коэффициент преобразования, имп/м3, не менее	1300
Потеря давления в преобразователе, МПа	0,05

Датчик расхода работает следующим образом. Набегающий поток газа образует за телом обтекания дорожку, характеризующуюся местными завихрениями в потоке. Частота срыва вихрей с тела обтекания пропорциональна скорости потока газа. У верхнего торца тела обтекания установлены два чувствительных элемента, воспринимающие пульсации давления при срыве очередного вихря.

Основные характеристики расходомера представлены в таблице 2.9.

Для определения процента содержания воды в нефти был выбран влагомер сырой нефти полнопоточный ВСН-2-ПП/30, так как он обладает следующими преимуществами [10]:

- высокая достоверность результатов измерений - непрерывно контролируется вся проходящая по основному трубопроводу нефть;

- не требует врезки через пробозаборный зонд;

- измеряет мгновенные значения влажности;

- выдает сигнал о достижении предельной влажности.

Таблица 2.9 - Характеристики счетчиков газа СВГ.М

Выходной сигнал	Аналоговый 4-20 мА
Напряжение питания, В	24
Избыточное давление, МПа	0,003…2.5
Диаметр условного прохода, мм	150
Диапазон эксплуатационных расходов, м3/час	250…5000
Основная относительная погрешность, %	+1,5
Потребляемая мощность, Вт	3
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	75000
Средний срок службы, лет	12

Основные характеристики влагомера представлены в таблице 2.10.

В качестве исполнительных механизмов применены механизмы исполнительные электрические прямоходные во взрывозащищенном исполнении МЭП-25000/100-50-00К. Данные устройства предназначены для перемещения регулирующих органов в системах автоматического регулирования технологическими процессами в соответствии с командными сигналами автоматических регулирующих и управляющих устройств. В таблице 2.11 приведены технические данные МЭП-25000/100-50-00К [7].

Таблица 2.10 - Характеристики влагомера ВСН-2-ПП/30

Выходной сигнал	Аналоговый 4-20 мА
Исполнение	Взрывозащищенное
Рабочее давление, МПа	4,0
Диапазон температур,°С	от +5 до +60
Диапазон измерения влажности нефти, %	0…30
Основная абсолютная погрешность, %	±1,2
Режим работы	Непрерывный
Напряжение питания, В	220
Потребляемая мощность, Вт	30

Таблица 2.11 - Технические данные МЭП-25000/100-50-00К

Номинальный крутящий момент, Нм	25000
Номинальное время полного хода выходного вала, с	100
Номинальный полный ход штока, мм	50
Напряжение питания, В	380
Частота, Гц	50
Потребляемая мощность, Вт	200
Габариты, мм	3l0/380/550
Температура окружающей среды,°С	-50…+50
Срок службы, лет	Не менее 15

В качестве многофункциональной станции ручного управления аналоговыми или импульсными исполнительными механизмами был выбран блок ручного управления БРУ-42, так как он обладает следующими функциональными возможностями [7]:

- режимы работы ручной - автомат, индикация режима работы;

- статическая и динамическая балансировка;

- индикация физической величины (параметр, положение механизма) на цифровом индикаторе;

- индикация значения выходного управляющего воздействия на линейном индикаторе;

- масштабирование шкал измеряемых параметров в произвольных технологических единицах;

- программируемая скорость динамической балансировки;

- программная калибровка (выполняемая пользователем) начала шкалы и диапазона измерений двух аналоговых входов и аналогового выхода;

- входной цифровой фильтр аналоговых входов.

Основные характеристики БРУ приведены в таблице 2.12.

Таблица 2.12 - Технические данные БРУ-42

Входные сигналы	0-5мА, 0-20мА, 4-20мА
Выходные сигналы	0-5мА, 0-20мА, 4-20мА
Диапазон изменения установки задания, %	0…100
Основная погрешность, %	±0.2
Погрешность установки задания, %	±0.1
Напряжение питания, В	220
Потребляемая мощность, ВА	Не более 2,5
Температура окружающей среды,°С	+5…+50

Для управления механизмами МЭП с 3-фазными асинхронными электродвигателями и для защиты электродвигателей от перегрузки применен пускатель бесконтактный реверсивный ПБР-ЗА, характеристики которого приведены ниже в таблице 2.13 [7].

Таблица 2.13 - Технические данные ПБР-ЗА

Максимальный коммутируемый ток, А	3
Быстродействие, мс	Не более 25
Габариты, мм	240/120/90
Масса, кг	Не более 2
Напряжение питания, В	220/380
Потребляемая мощность, Вт	Не более 5

3. Программируемый логический контроллер

3.1 Обоснование и выбор контроллера

В настоящее время на рынке средств автоматизации имеется большой выбор программируемых логических контроллеров (ПЛК), как отечественного, так и зарубежного производства.

Отечественные контроллеры, такие как: АДКУ, Ремиконт, СТМ и т.д. имеют более низкую цену в сравнении с зарубежными аналогами, а небольшая географическая удалённость производителя от заказчика облегчает решение вопросов, связанных с доставкой, обслуживанием и консультативной поддержкой.

Импортные ПЛК, такие как: ScadaPack, PLC-Direct, Allen Bradley, Siemens имеют несравненно более высокую цену, что связано с более высокой, себестоимостью (более современные и дорогие микросхемы), затратами на транспортировку, таможенными сборами. При этом они превосходят контроллеры Российского производства по ряду таких показателей, как:

- надёжность;

- быстродействие;

- удобство программирования и др.

Особенностью технологических объектов нефтегазовой промышленности является то, что прибыль, получаемая от их работы, в основном зависит от точности и стабильности ведения технологического процесса во времени. Нарушение технологического режима снижает качество и объём перекачиваемого продукта.

Таким образом, чем меньше отклонений от технологического режима и аварийных остановок объекта происходит за определённый промежуток времени, тем больше прибыли получает предприятие.

Наиболее значительным критерием выбора средств автоматизации является надёжность, что склоняет наш выбор в сторону зарубежных ПЛК.

Вторым по важности критерием (по причинам заказчика) является время, необходимое на разработку и внедрение системы автоматизации. По этой причине более подходящими являются контроллеры фирмы Allen Bradley, т.к. их базовое программное обеспечение (пакет RSLogix500) отличается удобством в написании прикладных программ и, следует подчеркнуть особо, удобством в процессе отладки, что значительно сокращает время внедрения системы [13,14].

Результат произведенного анализа технических характеристик и аппаратных средств, представленных выше контроллеров приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Технические характеристики и аппаратные средства

Показатель	Фирма - производитель
	«Control Microsystems Ins.», Канада	«PLC DIRECT by Koyo», США	«Siemens», Германия	«Rockwell Automation», США
Процессор	SCADAPack Plus	D2-250	S-314IF	SLC-5/04
Тип монтажа	DIN рейка	Каркас на 3,4,6,9 слотов	Монтажная рейка. 32 модуля в 4 ряда	Шасси на 4, 7, 10, 13 модулей
Выбор модулей	Более 20 встр. I/O Отсутствуют модули AI 8-канальные, DI 32-канальные, модули ввода / вывода.	Более 30 модулей. Весь спектр типов +спец. модули: ПИД - регулирования, высокоскоростной счетчик и т.д.	Более 30 модулей. Отсутствуют 8-канальные AO. Есть спец. модули	Более 48 модулей. Весь спектр+спец. модули
Источник питания	Один: 5В/1А; 24В/0,5А	Встроенный 24В	3 типа: 2А, 5А, 10А.	210А/5В 0,462,88/24В
Встроенные порты	4 RS-232 (есть модификация с RS-485)	2 RS-232	MPI	RS-232, DH-485, DH+
Температурный режим	-40+70 (влажность до 95%)	0+60 (влажность до 95%)	0+60 (без точки росы)	0 +60 (неконденсир. влажность 595%)
Средства програм-ния	RLL, C, ANSI C.	RLL, RLL Plus	STEP 7, CFCS7, S7-GRAF	RSLogix500, A.I. Series
Память программная/ данных	12Кслов/12Кслов	14,8Кслов/7,1Кслов	16Кслов	20Кслов/ 4Кслов

Как видно из таблицы 3.1, наиболее выгодно выделяется на фоне остальных контроллер SLC-500 («Rockwell Automation», США). Его достоинствами являются, безусловно, наличие встроенных портов для передачи данных, широчайший выбор модулей, а также наиболее удобный из перечисленных средств программирования RSLogix500. Все это дает возможность очень гибкого построения систем автоматизации

3.2 Выбор проектной конфигурации контроллера

В качестве модуля центрального процессора был выбран процессор SLC 1747-L541. Данный процессор поддерживает до 3 шасси и 30 различных модулей, обеспечивает время сканирования программы 0,9 мс, время сканирования входов / выходов 0,225 мс [13].

Основные характеристики процессора представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Характеристики процессора SLC 1747-L541

Память программ	12К слов
Дополнительная память данных	до 4К слов
Максимальное количество локальных в/в	960 дискр.
Максимальное количество удаленных в/в	4096 Вх. и 4096 Вых.
Стандартное ОЗУ	лит. батарея - 2 года
Дополнительное резервное ОЗУ	FLASH
Лампы индикации	RUN, FAULT, FORSET I/O, BATTERY LOW, DH485, RS232
Программирование	APS, PLC500, AI Ser
Набор инструкций	99
Типовое время сканирования	1 мс/К
Время выполнения битовой инструкции	0,37 мкс
Потребляемая мощность	500 мА для 5 В 175 мА для 24 В

Выбранный процессор обладает достаточной вычислительной мощностью, объемом памяти и количеством обслуживаемых входов / выходов для управления сложными производственными процессами, к которым относится работа дожимной насосной станции. Кроме того, обладая широким набором инструкций, он позволяет реализовать сложные по структуре алгоритмы с большим объемом вычислений.

В данном проекте необходимо предусмотреть обработку входных и выходных сигналов. Для этих целей необходимо использовать модули ввода / вывода. Текущее количество сигналов можно разделить на:

- аналоговые входные сигналы (32);

- дискретные входные сигналы (31);

- дискретные выходные сигналы (30).

Для ввода аналоговых сигналов стандарта 4-20 мА выбраны модули 1746-NI16. Модуль обеспечивает преобразование любых сигналов в виде тока от -20 до +20 мА и напряжения от -10 до +10 В. Модуль NI16 имеют 16
входов [15]. Учитывая 10% резерв, необходимо 3 таких модуля.

Для ввода дискретных сигналов типа «сухой контакт» применены модули 1746-IB32 и 1746-IB16 с внешним источником питания 24 В постоянного тока. Модули 1746-IB32 обеспечивают подключение 32, а 1746-IB16 - 16 сигналов постоянного напряжения 24 В по схеме с общей
землей [16]. Учитывая 10% резерв, необходимо 2 модуля 1746-IB32 и один 1746-IB16.

Выходные сигналы 24 В постоянного тока формируются при помощи модулей 1746-OB32 и 1746-OB16. Модули типа OB32 обеспечивают 32 транзисторных выходов постоянного напряжения 24 В по схеме с общей землей, а модули типа OB16 - 16 [16]. Учитывая 10% резерв, необходимо 2 модуля 1746-OB32 и один 1746-OB16.

Для размещения перечисленных выше модулей требуется применить шасси размером на 10 мест. Для этих целей подойдет шасси 1746-А10.

В качестве блока питания был выбран 1746-P2, который полностью удовлетворяет энергопотреблению модулей. Расчет энергопотребления модулей приведен в таблице 3.7.

Таблица 3.3 - Конфигурация контроллера и его энергопотребление

№ шасси	№ слота	Каталожный номер	Источник питания 5В	Источник питания 24В	Описание
1746-A13	0	1747-L541	1	0,2	ЦП SLC 5/04
	1	1746-NI16	0,125	0,075	Входные аналоговые модули
	2	1746-NI16	0,125	0,075
	3	1746-NI16	0,125	0,075
	4	1746-IB32	0,106		Входные дискретные модули
	5	1746-IB32	0,106
	6	1746-IB16	0,85
	7	1746-OB32	0,19		Выходные дискретные модули
	8	1746-OB32	0,19
	9	1746-OB16	0,28
	Итого	I, А	3,097	0,425
	БП	I, А	5	0,96	Блок питания 1746-P2
	Запас	I, А	1,903	0,535

После выбора модулей ввода / вывода конфигурация сигналов контроллера представлена в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Конфигурация сигналов контроллера

Количество сигналов в проекте	AI (4-20мА)	DI(24В)	DO(24В)
Текущее	32	31	30
Резервное	16	17	18

3.3 Разработка алгоритма управления технологическим процессом

Программирование выбранного контроллера осуществляется с помощью программного продукта RSLogic 500 фирмы Rockwell Software. RXLogic 500 это 32-разрядный Windows программный пакет лестничной логики для SLC-500 и MicroLogic процессоров [14].

RSLogic 500 обладает следующими функциональными возможностями:

- редактор лестничной логики свободного формата, который предоставляет возможность сконцентрироваться на логике прикладной программы вместо синтаксиса;

- мощный верификатор проекта, который можно использовать для создания списка ошибок для дальнейшего исправления;

- редактирование перетаскиванием;

- поиск и замена, для быстрой замены определенного символа или адреса;

- интерфейс point-and-click вызывает дерево проектов, которое дает возможность обращения ко всем папкам и файлам, содержащимся в проекте.

В результате программирования была написана программа управления технологическим процессом на дожимной насосной станции, которая функционирует следующим образом.

При запуске системы происходит инициализация аналоговых модулей. Слово инициализации находится в памяти контроллера. После инициализации модулей происходит опрос. Опрос модулей начинается с проверки слова состояния и если ошибки отсутствуют, то происходит запись данных в память контроллера.

Для аналогового входного модуля 1746-NI16 необходимо составить слово инициализации, которое необходимо для корректной работы модуля с датчиками. С учетом использованных датчиков слово инициализации состоит из следующих битов:

- биты 15 - включение канала, выбираем 1 - канал включен;

- бит 14, 13, 12 - частота фильтра, выбираем 000 - 6 Гц;

- биты 11, 10, 9 - калибровка, выбираем 000 - нормальный режим;

- биты 8, 7, 6 - формат данных, выбираем 001 - формат scaled for PID;

- биты 5, 4 - тип входа, выбираем 01 - для входа 4-20 мА;

- бит 3, 2 - не используется;

- бит 1, 0 - выбор 0-7 или 8-15, выбираем 10 - 0-7.

Для выбранных модулей 1746-NI16 слово инициализации будет иметь вид: 1000000001010010В, которое записано в памяти контроллера.

Записанные данные масштабируются в реальные величины и отправляются на верхний уровень.

Данные с дискретных входных модулей также записываются в память контроллера. На основе этих данных формируются сигналы аварий или другие информационные сигналы.

Система постоянно опрашивает датчики и если значения выходят за установленные рамки, то вырабатываются аварийные сигналы и сигналы управления исполнительными механизмами.

Также алгоритмом предусмотрен пуск и останов насосных агрегатов с последующим контролем параметров работы насосов. Если параметры выходят за установленные рамки происходит аварийное отключение насосных агрегатов.

3.4 Верхний уровень управления

Рабочее место оператора

Рабочее место оператора - выполнено на базе персонального компьютера Pentium 4 с тактовой частотой процессора не ниже 2000 МГц, операционная система WINDOWS 95/98/NT. Наличие программного обеспечения: RSLogic, RSView, RSLinx, MSExcel и MSWord (для просмотра базы данных отчетов). Рабочее место оператора находится в помещении операторной. Визуализация данных осуществляется на цветном мониторе SVGA с диагональю не меньше 19 дюймов. Для печати сводок, отчетов и другой документации имеется принтер. Также необходимо наличие бесперебойного источника питания. Для штатного воздействия оператора на систему служат клавиатура и манипулятор типа «мышь».

Оператор видит отображение технологического процесса при помощи мнемосхем, показываемых на экране. Мнемосхемы разработаны при помощи интегрального пакета RSView32 фирмы Rockwell Automation. Обоснование выбора данного пакета будет представлено в следующем пункте. Данный пакет предоставляет собой программный пакет операторского интерфейса для представления оператору данных о состоянии технологического процесса в виде мнемосхем, численных значений, временных графиков, аварийных сигнализаций.

Информация предоставляется оператору на экране монитора, а также при распечатке отчетов, в цифровом виде. Количественная и качественная информация о процессе и состоянии оборудования отображается на мнемосхемах в виде численных значений параметров, изменения цвета при изменении состояния, текстовых сообщений.

Операторский интерфейс

На сегодняшний день пакеты для создания человеко-машинного интерфейса предлагают достаточно много различных фирм-производителей. В общем, все системы HMI имеют в своем составе несколько компонентов, выполняющих определенные функции HMI:

- графический редактор для построения мнемосхем, позволяющий создавать изображения как в самом редакторе, так и путем импорта из других приложений, имеющий средства анимации созданных

- изображений и мультиплицирования кадров;

- эмулятор, позволяющий оценить правильность работы системы;

- система управления базой данных о процессе;

- система сигнализации и регистрации событий;

- средства конфигурации каналов связи с другими узлами АСУ ТП;

- встроенный язык программирования, позволяющий создавать пользовательские программы;

- модуль для создания трендов и графиков;

- компонент для архивации значений переменных;

- система ограничения прав доступа пользователей;

- средства для создания документации (отчеты, рапорты, протоколы) в необходимом пользователю формате;

- средства общения с другими программами (механизмы OLE, DDE, ODBC, SQL);

- основной модуль, координирующий работу всех компонентов и осуществляющий их запуск.

Существует ряд общепромышленных HMI таких как: Trace Mode V6 (AdAstra Research Group, Ltd), InTouch V10 (Wonderware), Genesis 32 V9 (Iconics), CitectSCADA V7.0 (Citect), iFix V4.0 (GE Fanuc), MasterSCADA (InSAT), RS View32 (Rockwell Software).

Кроме общепромышленных HMI существуют так же и специализированные для нефтедобычи, для газодобычи и др. Например, некоторые специализированные HMI для нефтедобычи: АДП-мт; АСОТИ; Юниор; СКАТ; Радиус; Кристалл.

Для анализа рассмотрим 3 SCADA-пакета: Trace Mode V6, InTouch V10, RS View32.

TRACE MODE - SCADA-система, предназначенная для разработки крупных распределенных АСУТП широкого назначения. Система TRACE MODE создана в 1992 году и к настоящему времени имеет свыше 6500 инсталляций. Проекты, разработанные на базе TRACE MODE, работают в энергетике, металлургии, атомной, нефтяной, газовой, химической, космической и других отраслях промышленности, в коммунальном и сельском хозяйстве России.

TRACE MODE - основана на инновационных, не имеющих аналогов технологиях. Среди них: разработка распределенной АСУТП как единого проекта, автопостроение, оригинальные алгоритмы обработки сигналов и управления, объемная векторная графика мнемосхем, единое сетевое время, уникальная технология playback - графического просмотра архивов на рабочих местах руководителей. TRACE MODE - это первая интегрированная SCADA- и SOFTLOGIC-система, поддерживающая сквозное программирование операторских станций и контроллеров при помощи единого инструмента.

InTouch - это флагманский пакет мощных и гибких средств разработки операторских интерфейсов для создания АСУТП дискретных и непрерывных производств, распределенных систем управления, диспетчерского управления и сбора данных (SCADA) и других областей промышленного применения. Он позволяет следить за работой предприятия, наблюдая за процессами, графически отображенными на экранах в реальном масштабе времени.

Приложения, созданные с помощью Wonderware InTouch™, успешно используются в энергетике и автомобилестроении, добыче и переработке нефти и газа, производстве продуктов питания и полупроводников, в химической, фармацевтической и целлюлозно-бумажной промышленности.

RSView® Enterprise™ Series - это линейка продуктов программного обеспечения человеко-машинного интерфейса (HMI), разработанных с общими возможностями поиска, разведки и навигации для помощи в разработке и обучении быстродействующих приложений человеко-машинного интерфейса (HMI). Поддерживая интегрированную архитектуру Rockwell Automation Integrated Architecture и стратегию ViewAnyWare, RSView Enterprise Series является частью масштабируемого и единого комплекса программно-аппаратных средств мониторинга и управления, разработанных для расширения автономных приложений машинного уровня посредством приложений человеко-машинного интерфейса (HMI) контролирующего уровня по всей сети. Этот комплекс предлагает вам общую среду разработки.