Проектирование автоматизированной системы печи трубчатой блочной ПТБ-10

Размещено на http://www.allbest.ru/

КУРСОВАЯ РАБОТА

на тему

«Проектирование автоматизированной системы печи трубчатой блочной ПТБ-10»

по дисциплине:

«Проектирование автоматизированных систем»

Альметьевск 2015 г.



Содержание

Введение

1. Этапы проектирования АС

2. Назначение и цели создания системы

2.1 Формирование требований заказчика к АС

3. Описание объекта автоматизации

3.1 Состав объекта автоматизации

3.2 Описание технологического процесса

4. Техническое задание

5. Эскизный проект

5.1 Разработка предварительных проектных решений по системе автоматизации

5.2 Разработка документации на АС

6. Технический проект. Выбор технических средств

7. Разработка программного обеспечения

8. Рабочая документация

9. Ввод в действие

10. Сопровождение АС

Заключение

Список использованной литературы

Список использованных сокращений



Введение

Проектирование - это процесс составления описания, необходимого для создания в заданных условиях еще не существующего объекта по первичному описанию этого объекта путем его детализации, дополнения, расчетов и оптимизации.

Инженерное проектирование начинается при наличии выраженной потребности общества в некоторых технических объектах, которыми могут быть объекты строительства, промышленные изделия или процессы. Проектирование включает в себя разработку технического предложения и технического задания (ТЗ), отражающих эти потребности, и реализацию ТЗ в виде проектной документации.

Обычно ТЗ представляют в виде некоторых документов, и оно является исходным (первичным) описанием объекта. Результатом проектирования, как правило, служит полный комплект документации, содержащий достаточные сведения для изготовления объекта в заданных условиях. Эта документация и есть проект, точнее окончательное описание объекта. Более коротко, проектирование -- процесс, заключающийся в получении и преобразовании исходного описания объекта в окончательное описание на основе выполнения комплекса работ исследовательского, расчетного и конструкторского характера.

Преобразование исходного описания в окончательное порождает ряд промежуточных описаний, подводящих итоги решения некоторых задач и используемых для обсуждения и принятия решений для окончания или продолжения проектирования. Такие промежуточные описания называют проектными решениями.

В курсовой работе я рассмотрела проектирование и создание автоматизированной системы печи трубчатой блочной ПТБ-10, предназначенной для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспорте.

1. Этапы проектирования АС

В соответствии с ГОСТ 34.601-90 проектирование автоматизированных систем предполагает выполнение ряда стадий.

Стадия "Формирование требований к АСУ ТП" включает в себя выполнение следующих этапов:

- обследование объекта и обоснование необходимости создания АСУ ТП;

- формирование требований Заказчика к АСУ ТП;

- оформление отчета о выполненной работе и заявки на разработку АСУ ТП.

Стадия "Разработка концепции АСУ ТП" заключается в выполнении следующих этапов:

- изучение объекта автоматизации;

- проведение необходимых научно-исследовательских работ;

- разработка вариантов концепции АСУ ТП и выбор варианта концепции АСУ ТП в соответствии с требованиями заказчика.

Стадия "Техническое задание" заключается в единственном, но чрезвычайно ответственном этапе:

- разработка и утверждение Технического задания на создание АСУ ТП.

Стадия "Эскизный проект" состоит из следующих этапов:

- разработка предварительных проектных решений по системе и ее частям;

- разработка документации на АСУ ТП и ее части.

Стадия "Технический проект" состоит из следующих этапов:

- разработка проектных решений по системе и ее частям;

- разработка документации на АСУ ТП и ее части;

- разработка и оформление документации на поставку изделий для комплектования АСУ ТП и технических требований (технических заданий) на их разработку;

- разработка заданий на проектирование в смежных частях проекта.

Стадия "Рабочий проект (Рабочая документация)" включает в себя следующие этапы:

- разработка рабочей документации на АСУ ТП и ее части;

- разработка и конфигурация программного обеспечения.

Стадия "Ввод в действие" состоит из следующих этапов:

- подготовка объекта автоматизации к вводу АСУ ТП в действие;

- подготовка персонала;

- комплектация АСУ ТП поставляемыми изделиями (программными и техническими средствами, программно-техническими комплексами, информационными изделиями);

- строительно-монтажные работы;

- пусконаладочные работы;

- проведение Предварительных испытаний;

- проведение Опытной эксплуатации;

- проведение Приемочных испытаний.

Стадия "Сопровождение АСУ ТП" включает в себя:

- выполнение работ в соответствии с гарантийными обязательствами;

- послегарантийное обслуживание.

Допускается исключить стадию “Эскизный проект” и отдельные этапы работ на всех стадиях, объединять стадии “Технический проект” и “Рабочая документация” в одну стадию “Технорабочий проект”. В зависимости от специфики создаваемых АС и условий их создания допускается выполнять отдельные этапы работ до завершения предшествующих стадий, параллельное во времени выполнение этапов работ, включение новых этапов работ.



2. Назначение и цели создания системы

Цель создания системы - получение достоверной информации о ходе технологического процесса, замена физически и морально устаревших средств автоматизации и систем управления, повышение безопасности производства и снижение трудоемкости управления процессами.

Система должна обеспечивать:

· ведение технологического процесса на основе автоматического контроля технологических параметров;

· снижение трудоемкости при измерении и управлении технологическими операциями;

· визуализацию и хронометрирование параметров технологических процессов и аварийных событий;

· архивацию данных, позволяющих оценить качество управления технологическими параметрами с целью выработки рекомендаций по улучшению работы установки;

· автоматическое включение резервного оборудования при нарушении работы основного (насосы и др.);

· автоматическое управление исполнительными механизмами;

· безаварийный пуск/останов и переключение технологического оборудования;

· предотвращение развития аварийных ситуаций и обеспечение безопасного завершения процесса по заданной программе;

· прием информации с верхнего уровня системы автоматизации и формирование управляющих воздействий на исполнительные механизмы;

· функционирование программ управления технологическим процессом в соответствии с логикой алгоритмов управления;

· вычисление и анализ расчетных параметров, косвенно характеризующих технологический процесс.

2.1 Формирование требований заказчика к АС

При исследовании объекта автоматизации были сформулированы следующие требования:

· Оперативный мониторинг производственного и технологического процессов, осуществляемый в реальном масштабе времени;

· Управление материальными и энергетическими потоками в соответствии с изменениями производственной ситуации и указаниями вышестоящего уровня управления;

· Мониторинг и управление качеством продукции;

· Прогностический анализ возникновения сбоев, отказов и аварийных ситуаций и формирование демпфирующих корректирующих управлений;

· Автоматизированное накопление и хранение производственного опыта в информационном хранилище и т.п.;

· Повышение безопасной работы обслуживающего персонала, путём обнаружения отклонений режимных параметров оборудования и его отклонения;

· Уменьшение числа и тяжести аварий, связанных с выходом из строя технологического оборудования, путём автоматического контроля и диагностики параметров технологического оборудования при их отклонении. Цель направлена на сокращение расходов по ремонту, электроэнергии и т.д.;

· Повышение эффективности работы персонала, занятого сбором, анализом информации, и лиц, ответственных за принятие решений;

· Уменьшение потери нефти, газа и воды путём их достоверного учёта;

· Далее на этом этапе проводят оформление отчета о выполненных работах на данной стадии и оформление заявки на разработку АС (тактико-технического задания) или другого заменяющего её документа с аналогичным содержанием.

3. Описание объекта автоматизации

Нефть - природная маслянистая горючая жидкость, состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых других органических соединений. Процесс подогрева нефти осуществляется с целью улучшения реологических свойств и снижения вязкости нефти. На нефтяном промысле подогрев нефти проводят при её деэмульсации в трубчатых печах до температуры 40-85 °С. Подогрев нефти позволяет ускорить процесс разрушения и разделения нефтяных эмульсий, т.е. добиться более глубокого обессоливания нефти и обезвоживания нефти.

На сегодняшний день существует три вида печей типа ПТБ-10:

- ПТБ-10-64;

- ПТБ-10А;

- ПТБ-10Э.

Печь трубчатая блочная ПТБ-10А предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти с содержанием серы до 1% по массе и сероводорода в попутном газе до 0,1% по объёму при их промысловой подготовке и транспортировке.

Наиболее совершенным способом подогрева нефти является подогрев ее в трубчатых блочных печах, например, в трубчатой блочной печи ПТБ-10Э, которая предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспорте. Характерной особенностью печей данного типа является более благоприятный в сравнении с другими печами тепловой режим поверхностного нагрева, обеспечивающий «мягкий» нагрев продукта в трубах змеевиков и, тем самым, предотвращающий коксообразование. Этот режим, при котором поверхности труб змеевиков получают равномерный нагрев, достигается путем создания достаточного равномерного поля по всему внутреннему объему теплообменной камеры за счет интенсивной рециркуляции продуктов сгорания топлива.

Основные преимущества этих печей заключаются в следующем:

· имеется электрическая система управления с внедрением микропроцессорной системы автоматизации, что обеспечивает возможность работы в составе автоматизированной системы управления технологическим процессом;

· отсутствует необходимость приобретения компрессорной установки для поддержания давления в пневматической линии, так как все исполнительные механизмы запорной арматуры заменены на электрический привод;

· в теплообменной камере дополнительно установлены однорядные змеевики, расположенные вдоль боковых стен, что позволяет повысить КПД печи до 85 %;

· с помощью контроля соотношения газ-воздух обеспечивается точность и простота регулирования температуры нефти, а также обеспечивается более полное сгорание топливного газа.

Как объект управления трубчатую блочную печь можно представить в виде, показанном на рисунке 1. Анализ процессов, протекающих в печи ПТБ-10Э, позволяет выделить основные входные, выходные параметры, а также возмущающие воздействия. Входными параметрами являются:

- довзрывоопасная концентрация (контролируемый параметр);

- температура уходящих дымовых газов (контролируемый параметр);

- наличие пламени запальных горелок (контролируемый параметр);

- температура нефти на входе (контролируемый параметр);

- давление воздуха (регулирующий параметр);

- давление газа (регулирующий параметр);

- давление холодной нефти (контролируемый параметр);

- давление подогретой нефти (контролируемый параметр).



Рисунок 1. - Печь ПТБ-10Э как объект управления

Возмущающие воздействия:

- температура воздуха (контролируемый параметр);

- температура газа (контролируемый параметр);

- частота вращения электродвигателей (контролируемый параметр);

-расход нефти (контролируемый параметр);

- расход газа (контролируемый параметр);

- качество нефти (неконтролируемый параметр).

Выходной параметр - температура нефти на выходе.

3.1 Состав объекта автоматизации

Трубчатая печь ПТБ-10А представляет собой комплексное изделие, включающее в свой состав ряд крупногабаритных сборочных единиц (блоков), образующих собственно теплотехническую часть печи со вспомогательным оборудованием и коммуникациями.

Трубчатая печь состоит из трех основных блоков: теплообменной камеры, блока основания печи и блока вентиляторного агрегата, кроме того, в состав печи входят четыре блока взрывных клапанов, четыре дымовые трубы, сборочные единицы трубопроводов входа и выхода нефти и трубопроводы обвязки змеевиков нагрева газа. На рисунке 2 изображена конструкция печи ПТБ-10А.

Рисунок 2. - Конструкция печи ПТБ-10А

В теплообменной камере осуществляется процесс теплообмена между продуктами сгорания газового топлива, омывающими наружные поверхности труб секций змеевиков, и нагреваемой средой, перемещающейся внутри труб змеевиков. Нагреваемый продукт при своем движении по секциям змеевика нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топливного газа, сжигаемого в четырех камерах сгорания и поступающего в пространство теплообменной камеры.

В блоке основания печи размещены четыре камеры сгорания (реакторы горения) для сжигания газового топлива, трубопроводы подачи топливного газа к камерам сгорания и их запальным устройствам, воздуховод принудительной подачи воздуха на горение и помещение подготовки топлива.

Помещение подготовки топлива выполнено в виде металлического теплоизолированного укрытия, внутри которого размещены запорная, регулирующая арматура, приборы безопасности и их трубопроводная обвязка.

Для принудительной подачи воздуха к камерам сгорания, являющимися двухпроводными газогорелочными устройствами, в составе трубчатой печи предусмотрен блок вентиляторного агрегата.

Блок вентиляторного агрегата представляет собой стальную сварную раму, на которой на виброизоляторах установлен вентиляторный агрегат, включающий в свой состав центробежный вентилятор высокого давления, электродвигатель его привода и соединяющую их клиноременную передачу.

Блок вентиляторного агрегата включает также в свой состав приемный воздуховод и нагнетательный переходный воздуховод.

Теплообменная камера печи снабжена четырьмя дымовыми трубами для вывода из нее охлажденных продуктов сгорания топлива в атмосферу, площадками обслуживания и стремянкой для обслуживания взрывных предохранительных клапанов, расположенных на ее боковых поверхностях. В торцевой стенке корпуса теплообменной камеры имеется штуцер для подвода пара, обвязанный в единую систему трубопроводов пожаротушения.

Узлы трубопроводной обвязки змеевиков теплообменной камеры трубчатой печи позволяют выполнить четырехпоточный или двухпоточный вариант обвязки. Вариант обвязки змеевиков трубчатой печи определяется проектной организацией, осуществляющей привязку трубчатой печи ПТБ-10А.

Принцип работы печи заключается в следующем.

Нагреваемый продукт, при своем движении по секциям змеевика, нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топливного газа, сжигаемого в четырех камерах сгорания и поступающего в пространство теплообменной камеры.

Нагреваемый продукт из змеевиков теплообменной камеры направляется в электродегидраторы или сепараторы.

автоматизированный система печь

3.2 Описание технологического процесса

Показателем эффективности работы печи как объекта управления является температура нагретого продукта, а целью управления - поддержание ее на заданном уровне. Возмущающие воздействия на процесс нагревания могут проявляться в виде изменений расхода продукта и его начальной температуры, изменений расхода топлива в результате колебаний давления в топливной магистрали, изменений теплоты сгорания топлива.

С учетом этих факторов, а также требований обеспечения безопасной работы автоматизация трубчатых печей является сложной задачей.

На схеме показано решение некоторых ее вопросов: стабилизация расхода продукта на входе в печь (поз. /--1...1--5), применение каскадно-связанного регулирования температуры на выходе с целью уменьшения запаздывания регулирующего воздействия при ее отклонении от заданного значения. Это воздействие вносится изменением подачи топлива, сжигаемого в топочном пространстве. При этом вследствие значительного запаздывания в первую очередь изменяется температура топочных газов над перевальной стенкой и лишь потом -- температура продукта на выходе. Поэтому более эффективным является регулирование температуры над перевалом с коррекцией по температуре выхода (поз. 2--/... ...2--5; 3--1...3--6).

Качество регулирования тем выше, чем выше быстродействие стабилизирующего контура по сравнению с корректирующим. Отклонения ряда технологических параметров за установленные пределы могут создать аварийную ситуацию, поэтому должны быть предусмотрены сигнализация этих отклонений и меры по автоматической защите печи. В рассматриваемой схеме -- это предупредительная сигнализация о снижении расхода продукта через змеевик печи (поз. /--6, 1--7) и давления в топливной магистрали (поз. 4--3, 4--4), повышение температуры над перевалом (поз. 3--7, 3--8).

При значительном снижении расхода продукта или полного его прекращения, что может вызвать тепловую перенапряженность змеевика, а также его закоксованность, автоматически прекращается подача топлива на печь (сработает отсечный клапан -- поз. /--9). То же самое произойдет и при снижении сверх допустимого давления топливного газа -- это может привести к погасанию пламени и заполнению газом топочного пространства. Сигнал о погасании выдается специальным устройством (поз. 6--1...6--3). Тепловая нагрузка печи контролируется измерением температуры в различных точках ее внутреннего пространства -- для этого используются термоэлектрические преобразователи, подключенные к многоточечному автоматическому потенциометру (на схеме не показано). Эффективность сгорания топлива контролируется по содержанию кислорода в дымовых газах (поз. 5--1...5--3).

Управление современными мощными многопоточными трубчатыми печами имеет целью не просто стабилизацию отдельных технологических параметров, а оптимизацию наиболее важных показателей ее работы, в том числе распределение нагрузки на змеевики по расходу продукта, оптимизацию процесса горения в топочном пространстве (тягодутьевого режима, состава топочных газов). Эта задача усложняется в случае использования жидкого топлива. От правильной организации процесса горения зависят экономические показатели работы трубчатых печей.



4. Техническое задание

Эта стадия включает в себя разработку и утверждение технического задания на создание АС. Проводят разработку, оформление, согласование и утверждение технического задания на АС и, при необходимости, технических заданий на части АС.

ТЗ разрабатывают на основании исходных данных, в т.ч. содержащихся в документации стадии «Исследование и обоснование создания АС».

ТЗ на АС является основным документом, определяющим требования и порядок разработки автоматизированной системы, в соответствии с которым производится разработка АС и ее приемка при вводе в действие.

Цель системы - получение достоверной информации, о ходе технологического процесса, оперативный контроль и управление работой технологического оборудования, замена физически и морально устаревших средств автоматизации и систем управления, повышение безопасности производства, снижение трудоемкости управления технологическими процессами.

Функции системы:

- прием, обработка и отображение значений параметров технологического процесса с установленных на объекте датчиков;

- аварийная звуковая/световая сигнализация при выходе контролируемых технологических параметров за заданные значения;

- управление исполнительными механизмами;

- автоматическое поддержание значений технологических параметров в диапазоне, заданном оператором;

- автоматический останов технологического оборудования при аварии;

- архивирование значений технологических параметров, сообщений, возникающих тревог и аварий с действиями оперативного персонала.

АСУ будет эксплуатироваться в промышленных условиях КУКПН и климатических условиях, соответствующих региону.

Кроме вышеперечисленных требований имеется ряд других требований:

- АС должна быть надежной;

- система должна функционировать в автоматическом и дистанционном режимах;

- для обслуживания системы необходимы группы специалистов: операторы, наладчики и системный инженер;

- система должна быть приспособляема к изменению процессов и методов управления;

- система должна быть эргономичной с технической точки зрения.

Утверждение ТЗ на АС осуществляют руководители предприятий разработчика и заказчика системы.



5. Эскизный проект

5.1 Разработка предварительных проектных решений по системе автоматизации

Для управления и визуализации, диагностики и слежения за процессом на централизованном пункте управления, обеспечивающем быстрый доступ ко всем данным и позволяющем производить глобальные настройки, используется система GENESIS-32. GENESIS-32 - это программный комплекс, предназначенный для разработки, настройки и запуска в реальном времени систем управления технологическими процессами. Программный комплекс включает в себя режим разработки АСУ и режим исполнения (run-time). Вся идеология построения GENESIS-32 основана на стандарте OPC - OLETMfor Process Control (механизм связывания и внедрения объектов для сбора данных и управления в системах промышленной автоматизации), который является наиболее общим способом организации взаимодействия между различными источниками и приемниками данных, такими как устройства, базы данных и системы визуализации информации о контролируемом объекте автоматизации. На рисунке 3 представлена мнемосхема процесса подогрева нефти, на которой отображено технологическое оборудование и измерительные приборы для контроля температуры нефти на входе и выходе из печи, температуры воздуха, температуры уходящих дымовых газов, регулирования давления воздуха и топливного газа.



Рисунок 3. - Мнемосхема печи ПТБ-10Э

Рисунок 4. - Мнемосхема архива параметров печи ПТБ-10Э

На рисунке 4 изображена мнемосхема архива параметров печи ПТБ-10Э. С помощью данной мнемосхемы можно производить просмотр изменения значений аналоговых параметров. В верхней части мнемосхемы изображены кривые параметров в выбранном оператором масштабе, в нижней части - список параметров с их значениями и отметкой времени регистрации. Так же на рисунке 5 изображена специальная мнемосхема журнала событий, которая предназначена для просмотра аварийной и предупредительной сигнализации.

Рисунок 5. - Мнемосхема журнала событий

Для поддержания входных и выходных параметров на заданном уровне необходимо автоматизировать трубчатую блочную печь. Структурная схема АСУ ТП подогрева нефти в печи ПТБ-10Э приведена на рисунке 6.

Рисунок 6. - Структура АСУ ТП печи ПТБ-10Э

Система управления ПТБ-10Э представляет собой комплекс программных и технических средств, выполняющих задачу автоматизированного контроля и управления технологическими процессами подогрева нефти. Система управления состоит из трех уровней:

1. полевой уровень - датчики и исполнительные механизмы, устанавливаемые непосредственно на печи;

2. средний уровень - шкафы управления с программируемым логическим контроллером и панелью оператора, а также частотный привод для управления вентиляторами;

3. верхний уровень - технологический компьютер с установленным АРМ оператора для дистанционного контроля и управления объектом.

Построение структуры АСУ ПТБ

Автоматизированная система управления процессом подогрева нефти в печах типа ПТБ-10 состоит из трех уровней:

- нижний уровень;

- второй уровень;

- верхний уровень.

Нижний уровень представляет собой аппаратный комплекс, состоящий из приборов и датчиков, преобразующих температуру, давление нефти и газа, расход нефти и газа в электрические сигналы, а также исполнительных механизмов, установленных непосредственно на технологическом оборудовании. Датчики производят измерение параметров технологического процесса, и перевод физических величин в электрические сигналы. Электрические сигналы, в свою очередь, поступают в микропроцессорный контролер. Второй уровень представляет собой микропроцессорный контролер, который преобразует электрические сигналы в технические единицы, управляет процессом подогрева нефти по программе, заложенной в нём, передает информацию о состоянии параметров технологического процесса на верхний уровень. Одной из основных функций контроллера является функция связи датчиков и исполнительных механизмов с верхним уровнем. Верхний уровень представляет собой операторский интерфейс, его основными задачами являются отображение параметров, описывающих процесс подогрева нефти, сигнализация об авариях и регистрация данных, прием и передача команд от оператора. Структурная схема, описывающая три уровня АСУ ПТБ изображена на рисунке 7.

Рисунок 7. - Структура АСУ ПТБ

Блок печей типа ПТБ-10 состоит из пяти печей ПТБ-10А.

Аппаратный комплекс полевых устройств состоит из датчиков температуры, давления, расхода, загазованности, которые преобразуют показания в электрические сигналы, а также исполнительных устройств, которые в свою очередь выступают органами регулирования.

Блок сбора и первичной обработки информации выполняет сбор информации, поступающей от датчиков, первичную обработку сигналов (аналогово-цифровое преобразование, усреднение, масштабирование, фильтрацию от помех, проверку на достоверность) и предоставляет показания для блоков приема/передачи информации и блока управления.

Блок управления выполняет функции приема управляющих команд от оператора через блок приема/передачи информации и формирует управляющие команды (открытие/закрытие задвижек, клапанов; включение/отключение печи, вентиляторов и т.д.) на основании сигналов от АРМ оператора или на основании уставок.

Блок приема/передачи информации реализует взаимодействие верхнего уровня (АРМ оператора) со вторым уровнем.

Блок АРМ оператора выполняет следующие функции:

- отображение информации о технологическом процессе и состоянии оборудования в виде мнемосхем процесса;

- сигнализация аварийных ситуаций, отклонений процесса от заданных пределов;

- передача команд оператора на второй уровень (уровень микропроцессорного контроллера);

- формирование отчетов.

Требования к комплексу технических средств АСУ ПТБ

В комплексе технических средств (КТС) должны использоваться серийно выпускаемые средства, опробованные в промышленной эксплуатации. Любое техническое средство должно допускать замену его аналогичным средством без каких-либо конструктивных изменений или регулировки в остальных устройствах. Конфигурация технических средств не должна ограничивать возможность модернизации системы.

КТС должен обеспечить построение трехуровневой иерархической системы, представленной на рисунке 11 и включать в себя:

- датчики и исполнительные механизмы;

- микропроцессорный программируемый логический контроллер;

- рабочую станцию оператора на базе персонального компьютера с монитором, клавиатурой и принтером;

- устройство приема/передачи информации;

- источники бесперебойного электропитания.

Требования к комплексу технических средств нижнего уровня

Основными требованиями, которые предъявляются к КТС нижнего уровня, являются:

- предел допускаемой погрешности;

- диапазон измерений;

- взрывозащищенность;

- температура окружающей среды.

5.2 Разработка документации на АС

На данном этапе проводят разработку, оформление, согласование и утверждение документации в объёме, необходимом для описания полной совокупности принятых проектных решений и достаточном для дальнейшего выполнения работ по созданию АС.

Схемой контроля и автоматизации предусмотрены следующие измеряемые и контролируемые параметры:

Печь нагрева нефти ПТБ-10:

а) измерение расхода на каждом потоке;

б) измерение давления на входе в каждый поток;

в) измерение температуры нефти на входе;

г) измерение температуры нефти на выходе;

д) сигнализация предельных отклонений температуры;

е) измерение температуры газов на перевале;

ж) измерение давления топливного газа к горелкам;

з) сигнализация предельных отклонений давления топливного газа;



6. Технический проект. Выбор технических средств

В качестве технических средств автоматизации выбраны приборы, серийно выпускаемые отечественной промышленностью, прошедшие сертификацию и разрешенные к применению на территории Российской Федерации для систем технологического контроля и автоматизации.

Обоснование выбора датчиков давления

В измеряемом диапазоне от 0 до 0,25 МПа возможно применение следующих датчиков давления МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00, Сапфир-22М-Ех-ДИ-2110-11-У2-0,25-0,25МПа-42, Метран-100-Ех-ДИ-1152-11-У2-05-0,25МПа-42. Также предъявляются требования к пределу допускаемой погрешности - не более 0,5% и работе при низких температурах -40C. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.1. Проанализировав приведенные выше датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00, так как он удовлетворяет всем поставленным требованиям и при этом обладает более низкой ценой, чем представленные аналоги.

Таблица 1. - Датчики давления с измеряемым диапазоном от 0 до 0,25 МПа

Технические характеристики	МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00	Сапфир-22М-Ех-ДИ-2110-11-У2-0,25-0,25МПа-42	Метран-100-Ех-ДИ-1152-11-У2-05-0,25МПа-42
Диапазон измеряемых давлений, МПа	0…0,25	0…0,25	0…0,25
Предел допускаемой погрешности, %	0,5	0,25	0,5
Выходной сигнал, мА	420	420	420
Взрывозащищенность	+	+	+
Степень защиты от пыли и воды	IP65	IP54	IP65
Температура окружающей среды, C	-40…+80	-50…+50	-40…+70
Гарантийный срок службы, год	3	3	3
Масса, кг	0,25	2	2,5
Цена, руб.	5111	10653	8990

В измеряемом диапазоне от 0 до 2,5 МПа возможно применение следующих датчиков давления МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00, Сапфир-22М-Ех-ДИ-2120-11-У2-0,25-2,5МПа-42, Метран-100-Ех-ДИ-1162-11-У2-05-2,5МПа-42.

Также предъявляются требования к пределу допускаемой погрешности - не более 0,5% и работе при низких температурах -40C. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.2.

Проанализировав приведенные выше датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00, так как он удовлетворяет всем поставленным требованиям и при этом обладает более низкой ценой, чем представленные аналоги.

Таблица 2. - Датчики давления с измеряемым диапазоном от 0 до 2,5 МПа

Технические характеристики	МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00	Сапфир-22М-Ех-ДИ-2120-11-У2-0,25-2,5МПа-42	Метран-100-Ех-ДИ-1162-11-У2-05-2,5МПа-42
Диапазон измеряемых давлений, МПа	0…2,5	0…2,5	0…2,5
Предел допускаемой погрешности, %	0,5	0,25	0,5
Выходной сигнал, мА	420	420	420
Взрывозащищенность	+	+	+
Степень защиты от пыли и воды	IP65	IP54	IP65
Температура окружающей среды, C	-40…+80	-50…+50	-40…+70
Гарантийный срок службы, год	3	3	3
Масса, кг	0,25	2	2,5
Цена, руб.	3493	10653	8990

Обоснование выбора термопреобразователей

В измеряемом диапазоне от -50 до +50 0С возможно применение следующих датчиков давления ТСМУ-205Ех-120мм--50…+500С-0,25%- У1.1-OEхiallCT6X-ТУ4227-003-13282997-95, ТСПУ-205Ex-120мм--50…+500С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X, ТСМ-Метран-253-03-120-В-2-1-Н13-У1.1.

Также предъявляются требования к пределу допускаемой погрешности - не более 0,5%. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.3.

Таблица 3. - Термопреобразователи с измеряемым диапазоном от -50 до +50 ⁰С

Технические характеристики	ТСМУ-205Ех 120мм--50…+500С-0,25%-У1.1-EхiallCT6X-ТУ4227-003-13282997-95	ТСПУ-205Ex-120мм- -50…+500С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X	ТСМ-Метран-253-03-120-В-2-1-Н13-У1.1
Диапазон измеряемых давлений, 0С	-50…+50	-50…+50	-50…+150
Предел допускаемой погрешности, %	0,25	0,25	0,25
Измерение среды	Твердых, жидких, газообразных и сыпучих (как нейтральных, так и агрессивных) веществ	Твердых, жидких, газообразных и сыпучих (как нейтральных, так и агрессивных) веществ	Жидкие и газообразные химически неагрессивные среды
Выходной сигнал, мА	420	420	420
Взрывозащищенность	OExiallCT6Х	OExiallCT6Х	1ExdllCT5X
Степень защиты от пыли и воды	IP65	IP65	IP65
Гарантийный срок службы, год	2	2	3
Масса, кг	0,3	0,3	0,4
Цена, руб.	1052	1630	1291

Проанализировав приведенные выше датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик ТСМУ-205Ех-120мм- -50…+500С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X-ТУ4227-003-13282997-95, так как он обладает наиболее подходящими параметрами.

В измеряемом диапазоне от 0 до +100 0С возможно применение следующих датчиков давления ТСМУ-205Ех-250мм-0…+1800С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X-ТУ4227-003-13282997-95, ТСПУ-205Ex-250мм-0…+1800С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X, ТСМ-Метран-255-03-250-В-2-1-Н13-У1.1.

Также предъявляются требования к пределу допускаемой погрешности - не более 0,5%. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 4.

Таблица 4. - Термопреобразователи с измеряемым диапазоном от 0 до +100 0С

Технические характеристики	ТСМУ-205Ех-250мм-0…+1800С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X-У4227-003-13282997-95	ТСПУ-205Ex-250мм-0…+1800С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X	ТСМ-Метран-255-03-250-В-2-1-Н13-У1.1
Диапазон измеряемых давлений, 0С	0…+180	0…+180	-200…+200
Предел допускаемой погрешности, %	0,25	0,25	0,25
Измерение среды	Твердых, жидких, газообразных и сыпучих (как нейтральных, так и агрессивных) веществ	Твердых, жидких, газообразных и сыпучих (как нейтральных, так и агрессивных) веществ	Жидкие и газообразные химически неагрессивные среды
Выходной сигнал, мА	420	420	420
Взрывозащищенность	OExiallCT6	OExiallCT6	1ExdllCT5X
Степень защиты от пыли и воды	IP65	IP65	IP65
Гарантийный срок службы, год	2	2	3
Масса, кг	0,3	0,3	0,4
Цена, руб.	1520	1780	2007

Проанализировав приведенные выше датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик ТСМУ-205Ех-250мм-0…+1800С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X-ТУ4227-003-13282997-95, так как он обладает наиболее подходящими параметрами.

Комплекс технических средств нижнего уровня не требующий выбора

В качестве сигнализатора горючих газов в блоке подготовки топлива был взят СТМ-30-50.

Для определения наличия пламени в горелках был взят сигнализатор наличия пламени СНП-1 (с оптическим датчиком).

Для учета общего расхода газа был взят датчик расхода газа ДРГ.М-400.

Для учета расхода нефти был взят турбинный счетчик нефти МИГ-200-4.

Технические характеристики указанных датчиков приведены в приложении Д. Все датчики, сведены в таблицу КИПиА, представленную в приложении.

Критерии выбора микроконтроллера

Объект управления - блок печей подогрева нефти, предполагает использование SCADA системы диспетчерского контроля, сбора данных и управления технологическими объектами. Архитектура АСУ ПТБ носит централизованный характер - это значит, что архитектура системы имеет в своем составе для нескольких технологических объектов один микропроцессорный контролер.

В состав SCADA системы входят следующие составные части:

- АРМ оператора;

- уровень микропроцессорного контролера;

- уровень полевых приборов.

Функцию взаимодействия диспетчерского пункта с технологическим оборудованием в системе контроля и управления несет микропроцессорный контролер, который является основой любой системы диспетчерского контроля и управления.

Данные с датчиков поступают в контроллер, где она обрабатывается и по результатам обработки вырабатывается управляющее воздействие. Обработанные данные поступают на диспетчерский пульт, где прослеживается весь процесс управления и регулирования и при необходимости, происходит вмешательство оператора в ход технологического процесса подогрева нефти.

Микропроцессорный контроллер, используемый в системе, должен обеспечивать выполнение следующих функции:

- ввод/вывод, аналогово-цифровое преобразование, усреднение, масштабирование, фильтрацию от помех, проверку на достоверность;

- обмен данными с рабочей станцией;

- автоматическое управления и регулирование;

- исполнение дистанционных команд с рабочей станции.

Модули аналоговых входов должны обеспечивать ввод унифицированных токовых сигналов (4ч20 мА) с поддержкой входных сигналов от термосопротивлений и с полным гальваническим разделением цифровой от аналоговой части.

Дискретные модули должны обеспечивать полное гальваническое разделение внутренних цепей от внешних цепей. Модули дискретного ввода должны обеспечивать ввод сигналов 12ч24 В и током не более 5 мА/сигнал. Модули дискретного вывода должны обеспечивать ток до 5 А при напряжении до ~220 В.

Обмен информацией между контроллером и компьютером должен производиться через последовательный порт RS-232 или RS-485.

В настоящее время на рынке средств автоматизации имеется большой выбор контроллеров, как отечественного, так и зарубежного производства.

Импортные контроллеры, таких семейств как: SLС 500, Direct Logic, MOSCAD, Siemens, и т.д. имеют несравненно более высокую цену, что связано с более высокой себестоимостью (более современными и дорогими микросхемами, затратами на транспортировку, таможенными сборами). При этом они превосходят контроллеры российского производства по ряду таких показателей, как:

- надёжность;

- быстродействие;

- удобство программирования и др.

Исходя из этого, будем рассматривать зарубежные контроллеры.

Обоснование выбора микроконтроллера

Из зарубежных микроконтроллеров наиболее соответствующими требованиям являются:

- контроллеры семейства SLС 500 компании Allen-Bradley Rockwell Automation;

- контроллеры MOSCAD-RTU компании MOTOROLA;

- контроллеры семейства Simatic S7-300 фирмы Siemens;

- контроллеры семейства Simatic S7-400 фирмы Siemens.

Сравнительная характеристика контроллеров приведена в таблице 5.

Таблица 5. - Сравнительная характеристика зарубежных контроллеров

Параметр	SLС 500	MOSCAD-RTU	Simatic S7-300	Simatic S7-400
ОЗУ	1 Кб 24 Кб	256 Кб1,2 Мб	16 Кб8 Мб	72 Кб64 Мб
Время выполнения логики	0.37 мкс	0,2 мс	0,10,2 мс	0,10,2 мс
Дискретный I/O макс.	256/960	4020 / 2144	1024 / 1024	131072 / 131072
Аналоговый I/O макс.	-	576 / 576	256 / 256	8192 / 8192
Горячее резервирование контроллера/линии связи	-/-	+/+	+/+	+/+
Цена, руб., минимум	147850	86650	71350	142250

На основании приведенной в таблице 5 сравнительной характеристики контроллеров, выбираем SIMATIC S7-300, т.к. он подходит по всем ключевым характеристикам и обладает наиболее привлекательной ценой.

SIMATIC S7-300 - это модульный программируемый контроллер универсального назначения.

Несколько типов центральных процессоров различной производительности и широкий спектр модулей различного назначения с множеством встроенных функций позволяют выполнять максимальную адаптацию оборудования к требованиям решаемой задачи. При модернизации и развитии производства контроллер может быть легко дополнен необходимым набором модулей.

S7-300 имеет модульную конструкцию и позволяет использовать в своем составе широкий спектр модулей самого разнообразного назначения:

- модули центральных процессоров (CPU), для решения задач различного уровня сложности может использоваться несколько типов центральных процессоров различной производительности, включая модели с встроенными входами-выходами и набором встроенных технологических функций, а также модели с встроенным интерфейсом PROFIBUS DP, PROFIBUS DP/ DRIVE, Industrial Ethernet/ PPROFINET, PtP;

- сигнальные модули (SM), используемые для ввода и вывода дискретных и аналоговых сигналов;

- коммуникационные процессоры (CP) для подключения к промышленным сетям и организации PtP соединений;

- функциональные модули (FM) для решения задач скоростного счета, позиционирования и автоматического регулирования;

- модули блоков питания (PS) для питания аппаратуры SIMATIC S7-300 и преобразования входных напряжений ~120/230 В или =24/48/60/110В в стабилизированное выходное напряжение =24В;

- интерфейсные модули (IM) для обеспечения связи между базовым блоком и стойками расширения в многорядной конфигурации контроллера.

В зависимости от типа используемого центрального процессора система локального ввода-вывода программируемого контроллера S7-300 может включать в свой состав до 32 модулей. В этом случае все модули контроллера располагаются в одном базовом блоке и стойках расширения, которых может быть не более 3.

Конструкция контроллера отличается высокой гибкостью, технологичностью и удобством обслуживания. Все модули устанавливаются на профильную шину S7-300 и фиксируются в рабочих положениях винтами.

Каждый модуль, исключая блоки питания, оснащен встроенным участком внутренней шины контроллера. Соединения между модулями выполняются с помощью шинных соединителей, устанавливаемых на тыльной стороне корпуса. Шинные соединители входят в комплект поставки всех модулей, исключая модули центральных процессоров и блоков питания.

Подключение внешних цепей сигнальных и функциональных модулей выполняется через съемные фронтальные соединители, оснащенные контактами-защелками или контактами под винт. Применение фронтальных соединителей упрощает выполнение монтажных работ и позволяет производить замену модулей без демонтажа их внешних цепей.

Первая установка фронтального соединителя на модуль автоматически сопровождается его механическим кодированием. В дальнейшем фронтальный соединитель может устанавливаться только на модули такого же типа, что исключает возможность возникновения ошибок при замене модулей.

Наличие гибких и модульных соединителей SIMATIC TOP Connect, существенно упрощающих монтаж внешних цепей сигнальных модулей в шкафах управления.

Соединительные кабели и провода размещаются в монтажном канале модуля и закрываются защитной дверцей. Это позволяет иметь единую монтажную глубину для всех модулей контроллера.

Большинство модулей контроллера может размещаться в монтажных стойках в произвольном порядке. Фиксированные посадочные места должны занимать лишь блоки питания, центральный процессор и интерфейсные модули.

Система локального ввода-вывода программируемого контроллера S7-300 может включать в свой состав до 32 сигнальных, функциональных и коммуникационных модулей (для S7-300 c CPU 312 или CPU 312C - до 8 модулей, размещаемых в базовом блоке). Все модули устанавливаются в монтажные стойки контроллера, функции которых выполняют профильные шины S7-300.

В состав контроллера может входить одна базовая и до трех стоек расширения. В каждую стойку может устанавливаться до 8 сигнальных, функциональных и коммуникационных модулей. В базовый блок устанавливается центральный процессор.

Соединение стоек выполняется через интерфейсные модули, устанавливаемые в базовый блок и в каждую стойку расширения (по одному интерфейсному модулю на стойку). В базовом блоке интерфейсный модуль устанавливается справа от центрального процессора. Возможные варианты расширения системы локального ввода-вывода зависят от типа используемых интерфейсных модулей:

Применение интерфейсных модулей IM 365 позволяет производить подключение к базовому блоку не более одной стойки расширения. Расстояние между стойками может достигать 1м. Питание модулей стойки расширения осуществляется от блока питания базового блока контроллера. В стойку расширения нельзя устанавливать коммуникационные модули и большинство функциональных модулей.

Применение интерфейсных модулей IM 360/IM 361 позволяет подключать к базовому блоку до 3 стоек расширения. IM 360 устанавливается в базовый блок, IM 361 - в каждую стойку расширения. Стойки расширения должны комплектоваться собственными блоками питания. Отсутствуют ограничения на состав модулей, устанавливаемых в стойки расширения. Расстояния между двумя соседними стойками может достигать 10 м.

Программируемый контроллер S7-300 обладает широкими коммуникационными возможностями и позволяет использовать для организации обмена данными:

- встроенные интерфейсы PtP, MPI, PROFIBUS DP и Industrial Ethernet/ PROFINET центральных процессоров;

- коммуникационные процессоры для подключения к AS-Interface, PROFIBUS и Industrial Ethernet;

- коммуникационные процессоры для организации PtP связи.

SIMATIC S7-300 может подключаться к сети PROFIBUS DP в качестве ведущего или ведомого сетевого устройства через встроенный интерфейс центрального процессора или через коммуникационные процессоры CP 342-5/ CP 342-5 FO. Любой вариант подключения позволяет создавать системы распределенного ввода-вывода со скоростным обменом данными между ее компонентами.

Обращение к входам-выходам систем локального и распределенного ввода-вывода из программы пользователя производится теми же способами. Для этого используются одинаковые варианты конфигурирования, адресации и программирования.

Программируемые контроллеры SIMATIC S7-300 поддерживают широкий набор функций, позволяющих в максимальной степени упростить процесс разработки программы, ее отладки, снизить затраты на выполнение монтажных и пуско-наладочных работ, а также на обслуживание контроллера в процессе его эксплуатации.

Времена выполнения команд около 0.1 мкс позволяет использовать контроллер для решения широкого спектра задач автоматизации в различных областях промышленного производства.

Для настройки параметров всех модулей используются простые инструментальные средства с единым интерфейсом пользователя. Это существенно снижает затраты на обучение персонала.

Функции обслуживания человеко-машинного интерфейса встроены в операционную систему контроллера S7-300. Эти функции позволяют существенно упростить программирование: система или устройство человеко-машинного интерфейса SIMATIC HMI запрашивает необходимые данные у контроллера SIMATIC S7-300, контроллер передает запрашиваемые данные с заданной периодичностью. Все операции по обмену данными выполняются автоматически под управлением операционной системы контроллера. Все задачи выполняются с использованием одинаковых символьных имен и общей базы данных.

Центральные процессоры оснащены интеллектуальной системой диагностирования, обеспечивающей постоянный контроль и регистрацию отказов и специфичных событий (ошибки таймеров, отказы модулей и т.д.). Сообщения об этих событиях накапливаются в кольцевом буфере и снабжаются метками даты и времени, что позволяет производить дальнейшую обработку этой информации.

SIMATIC S7-300 отвечает требованиям целого ряда международных и национальных стандартов.



7. Разработка программного обеспечения

Средства реализации программного обеспечения

Приступая к разработке специализированного прикладного программного обеспечения (ППО) для создания системы контроля и управления, обычно выбирается один из следующих путей:

- программирование с использованием "традиционных" средств (традиционные языки программирования, например, C++, Delphi, стандартные средства отладки и прочее);

- использование существующих, готовых - COTS (Commercial Of The Shelf) - инструментальных, проблемно-ориентированньтх средств.

Процесс разработки ППО важно упростить, сократить временные и прямые финансовые затраты на разработку ППО, минимизировать затраты труда программистов, по возможности привлекая к разработке специалистов-технологов в области автоматизируемых процессов. При такой постановке задачи второй путь может оказаться более предпочтительным.

Качественное, хорошо отлаженное ППО, написанное высококвалифицированным программистом специально для некоторого проекта является наиболее оптимальным решением. Но, следующую задачу программист вынужден решать практически с нуля. Для сложных распределенных систем процесс разработки ППО с использованием "традиционных" средств может стать длительным, затраты на его разработку неоправданно высокими. Вариант с непосредственным программированием относительно привлекателен лишь для простых систем или небольших фрагментов большой системы, для которых нет стандартных решений (не написан, например, подходящий драйвер) или они не устраивают по тем или иным причинам в принципе.

Одним из таких программных продуктов являются программные продукты класса SCADA, широко представленные на мировом рынке. Это несколько десятков SCADA-систем, многие из которых нашли свое применение и в России. Наиболее популярные из них:

- InTouch (WonderWare) - США;

- Citech (CI Technology) - Австралия;

- iFIX (Intellution) - США;

- Genesis (Iconics Co.) - США;

- Factory Link (United States Data Co.) - США;

- RealFlex (BJ Software Systems) - США;

- Sitex (Jade Software) - Великобритания;

- TraceMode (AdAstrA) - Россия;

- Cimplicity (GE Fanuc Automation) - США;

- WinCC (Siemens) - Германия;

- RSView (Rockwell Software Inc.) - США;

- САРГОН (НТВ-Автоматика) - Россия.

В силу тех требований, которые предъявляются к системам SCADA, спектр их функциональных возможностей определен и реализован практически во всех пакетах, различающихся только техническими особенностями реализации:

- автоматизированная разработка, дающая возможность создания ПО системы автоматизации без реального программирования;

- средства сбора первичной информации от устройств нижнего уровня;

- средства управления и регистрации сигналов об аварийных ситуациях;

- средства хранения информации с возможностью ее постобработки;

- средства обработки первичной информации;

- средства визуализации информации в виде графиков, гистограмм и прочее;

- возможность работы прикладной системы с наборами параметров, рассматриваемых как "единое целое" - "рецепт".

Основу большинства SCADA-пакетов составляют несколько программных компонентов (база данных реального времени, ввода-вывода, предыстории, аварийных ситуаций) и администраторов (доступа, управления, сообщений).

В целом технология проектирования систем автоматизации на основе SCADA-систем очень похожа на:

- разработка архитектуры системы автоматизации в целом. На этом этапе определяется функциональное назначение каждого узла системы автоматизации;

- решение вопросов, связанных с возможной поддержкой распределенной архитектуры, необходимостью введения узлов с "горячим резервированием" и т. п.;

- создание прикладной системы управления для каждого узла. На этом этапе специалист в области автоматизируемых процессов наполняет узлы архитектуры алгоритмами, совокупность которых позволяет решать задачи автоматизации;

- приведение в соответствие параметров прикладной системы с информацией, которой обмениваются устройства нижнего уровня (например, программируемые логические контроллеры - PLCs) с внешним миром (датчики температуры, давления и др.);

- отладка созданной прикладной программы в режиме эмуляции и в реальном режиме.

Примерный перечень критериев оценки SCADA-систем достаточно велик, но можно выделить пять большие группы показателей:

- технические характеристики;

- стоимостные характеристики;

- эксплуатационные характеристики;

- открытость системы;

- удобство пользования.

Технические характеристики SCADA-систем

Анализ перечня таких платформ необходим, поскольку от него зависит, возможна ли реализация той или иной SCADA-системы на имеющихся вычислительных средствах, а также оценка стоимости эксплуатации системы (будучи разработанной, в одной операционной среде, прикладная программа может быть выполнена в любой другой, которую поддерживает выбранный SCADA-пакет).