2.1.6. Программное обеспечение.

Для программирования логических контроллеров Allen-Bradley компанией разработаны специальные пакеты. Пакет RSLogix 500 (Rockwell Software Logix) предназначен для программирования контроллеров Micrologix и SLC, пакет RS Logix 5 - для программирования контроллеров семейства PLC–5, пакет RSLogix 5000 - для программирования контроллеров ControlLogix. В пакетах применяются языки релейной логики, расширенные средства автоматического регулирования и простых вычислений. Кроме того, для программирования контроллеров предлагаются специальные программаторы.

Для программирования контроллера Micrologix 1000 разработан ручной программатор HHP (Hand - Held Programmer), который позволяет:

- контролировать работу контроллера и вести список неисправностей;

- создавать, вводить и изменять прикладные программы;

- сохранять прикладные программы;

- перемещать программы между контроллерами.

Программное обеспечение RSLogix 500 – 32-разрядный Windows программный пакет лестничной логики для процессоров семейств SLC 500 и MicroLogix. RSLogix 500 совместим с программами, созданными любыми пакетами программирования Rockwell Software, базирующимися на DOS.

RSLogix 500 предоставляет пользователю:

• редактор лестничной логики;

• мощный верификатор проекта;

• редактирование перетаскиванием;

• поиск и замена (для быстрой замены адресов и символов);

• монитор данных пользователя для просмотра отдельных элементов данных вместе;

• интерфейс point-and-click для вызова дерева проектов с целью обращения к любым папкам и файлам проекта.

Алгоритм работы в пакете выглядит следующим образом:

1. Конфигурирование системы связи.

2. Создание нового проекта или открытие существующего проекта.

3. Создание программ и файлов таблиц данных.

4. Определение шасси и модулей.

5. Ввод логической программы.

6. Проверка логики программы.

7. Конфигурирование каналов связи, загрузка и переход в интерактивный режим.

8. Мониторинг файлов данных.

Пакет rsLogix 5000 предназначен для программирования процессоров платформы ControlLogix и конфигурирования модулей ввода/вывода и интерфейсных модулей.

Требования к компьютеру:

• Pentium 150 МГц;

• оперативная память не менее 64 Мб (желательно 128 Мб);

• не менее 50 Мб свободного дискового пространства;

• монитор с разрешением 800 х 600;

• операционная система Windows 2000 Professional или Windows NT Workstation 4.0;

• установленное программное обеспечение RSLinx.

Языки программирования: релейная логика и функциональные блоковые диаграммы.

Для проектирования SCADA - систем и оперативного управления технологическим процессом предлагается пакет программ RS View 32, работающий под Windows 95 и Windows NT. Пакет имеет средства отображения графики, позволяющие создавать простые и сложные графические объекты, обеспечивает создание базы данных, регистрацию информации, сигнализацию предельных значений технологических параметров, многократное использование графики путем копирования и перетаскивания.

Пакет реализует все основные функции SCADA - систем, и, кроме того, снабжен набором расширяющих продуктов, в том числе таких как настройки ПИД-регулятора, управление серийным производством и т. п.

На рис. 2.1.9 приведена АСУТП нефтедобычи на базе контроллеров Allen-Bradley. Объектами автоматизации в данной системе являются механизированные кусты скважин, включающие в себя нефтяные скважины, оборудованные насосами ЭЦН и ШГН, водо-нагнетательные скважины и групповые замерные установки (ГЗУ) "Спутник".

АСУ ТП представляет собой двухуровневую систему.

На нижнемуровнеустанавливаются станции управления кустами скважин (контроллерыSLC5/03). Каждая станция обеспечивает контроль и управление механизированными скважинами (до 12), водонагнетательными скважинами (до 8) и ГЗУ "Спутник" на 8, 10 или 14 отводов.

Рис. 2.1.9. АСУТП нефтедобычи на базе контроллеров Allen-Bradley.

Верхний уровень включает резервированный концентратор на базе контроллера PLC-5/40E, АРМы диспетчера и специалистов на базе IBM PC Pentium и сервер промысловой базы данных.

Концентратор и АРМы связаны между собой локальной сетью Ethernet и DH+. Концентратор, с одной стороны, выполняет функции коммуникационного контроллера, с другой - функции сервера технологических данных, доступных по протоколу TCP/IP с любого рабочего места сети Ethernet. Кустовые контроллеры взаимодействуют с концентратором и по выделенной телефонной линии, и по радиоканалу.

В состав диспетчерского пункта этого уровня входят три автоматизированных рабочих места: АРМ диспетчера, АРМ технолога, АРМ геолога. Возможно резервирование АРМ диспетчера. Программное обеспечение АРМ - MMI RSView32.

Системные функции кустовых контроллеров:

• регистрация событий с точной синхронизацией по времени;

• самодиагностика работы системного и прикладного программного обеспечения и состояния самого контроллера;

• хранение последних N замеров дебита по жидкости и газу по каждой скважине;

• в случае пропадания связи с верхним уровнем передача последних N замеров на верхний уровень после восстановления связи;

• возможность программирования контроллеров с верхнего уровня.

Контролируемые параметры:

• давление на устье скважины;

• ток электродвигателя насоса;

• динамометрирование (для ШГН);

• давление в нефтяном коллекторе;

• дебит по жидкости (каждой скважины);

• дебит по газу;

• код ПСМ;

• состояние насосов (ЭЦН и ШГН).

Функции управления.

• управление переключением гидропривода ГЗУ;

• управление режимами ГЗУ (автоматическое, дистанционное);

• включение/выключение насосов;

• управление периодическим режимом работы насосов.

Функции сигнализации и защиты:

• технологическая и аварийная сигнализация отклонений давления (верхнего/нижнего) в нефтяном коллекторе;

• сигнализация состояния насоса (включен/выключен);

• сигнализация положения переключателя скважин;

- сигнализация аварийного останова насосов ЭЦН/ШГН;

• отключение насосов ЭЦН/ШГН по заниженному или завышенному

давлению в нефтяном коллекторе.

Функции операторского интерфейса:

• визуализация параметров технологического процесса и оборудования через мнемосхемы и таблицы;

• регистрация технологических данных;

• представление текущих и накопленных (архивных) данных в виде графиков (тренды);

• ведение базы данных по замерам дебитов нефтяных скважин;

• ведение предыстории сигнализации и событий кустового оборудования;

• считывание из контроллеров по запросу оператора и визуализация последних N замеров ГЗУ по каждой из нефтяных скважин;

• дистанционное управление технологическими объектами;

• передача информации на уровень ЦИТС в информационную систему производства (ИСП);

• доступ к технологической информации с рабочих мест удаленной сети;

• формирование отчетных форм по замерам дебитов нефтяных скважин, предыстории сигнализации и событий.