Документ 2522860
реклама
5 6 7 Аңдатпа Бұл дипломдық жобада НПС "Барсенгир" магистралды сорғы станциясының автоматты реттеу және басқару жүйесін құру қарастырылды. МНС өндірістік процессінің макро және микро құрылымы жасалды, және магистралды сорғы станциясының WinCC бағдарламалық қамтамасыздандыру негізінде басқару интерфейсі жасалды. Жеке тапсырма бойынша техника-экономикалық көрсеткіштері және өміртіршілік қауіпсіздігі мәселелері бойынша бірқатар есептердің шешімі келтірілді. Аннотация В дипломном проекте разработана автоматизированная система управления и контроля магистральной насосной станции НПС "Барсенгир". Разработана макро- и микро структуры производственного процесса МНС, разработан интерфейс управления магистральной насосной станции в программном обеспечении WinCC Проведен расчет технико-экономических показателей по индивидуальному заданию и решение ряда вопросов по безопасности жизнедеятельности. 8 Содержание Введение 1 Общие сведения 1.1 Нефтеперекачивающие станции 1.2 Автоматизированная система управления технологическим процессом 1.3 Описание общей структуры АСУ ТП 1.4 Современная SCADA-система в автоматизации технологических процессов 1.5 Система технологического программирования Control Builder F 2 Основная часть 2.1 Краткая характеристика НПС «Барсенгир» 2.2 Задачи и функции НПС «Барсенгир» 2.3 Технологический процесс НПС «Барсенгир» 2.4 Состав основного и вспомогательного оборудования магистральной насосной станции НПС «Барсенгир» 2.5 Достоинства и недостатки НПС «Барсенгир» 2.6 Постановка задачи 3 Разработка автоматизированной системы управления и контроля магистральной насосной станции 3.1 Анализ макро и микро структуры ТП НПС «Барсенгир» 3.2 Организационная структура системы автоматизации МНС 3.3 Выбор технических средств измерения 3.4 Выбор программируемого логического контроллера 3.5 Разработка программного обеспечения МНС 3.6 Структура программного обеспечения 4 Безопасность жизнедеятельности 4.1 Общее понятие вентиляции 4.2 Анализ опасных и вредных факторов 4.3 Опасные производственные факторы и мероприятия по технике безопасности 4.4 Вредные производственные факторы и мероприятия по гигиене труда и производственной санитарии 4.5 Пожаро и взрывобезопасность 4.6 Расчет тепловых показателей для приточно-вытяжной установки 5 Технико-экономическое обоснование приточно-вытяжной системы 5.2 Описание приточно-вытяжной системы 5.3 Маркетинговое исследование 9 7 8 8 10 11 12 14 17 17 17 18 19 20 21 22 22 32 33 38 40 47 58 58 59 60 61 64 65 70 70 71 5.4 Экономический расчет Заключение Перечень сокращений Список литературы 73 77 79 80 10 Введение Стабильный рост нефтедобычи в Казахстане в последние годы естественным образом увеличивает нагрузку и стимулирует развитие автоматизированных систем управления транспортировкой нефти. Для качественной и бесперебойной доставки углеводородного сырья своим потребителям, компаниям по транспортировки нефти не остается другого пути, кроме как внедрять современные автоматизированные системы управления на базе программно- технических средств. На сегодняшний день около 80% всей добытой в стране сырой нефти транспортируется по нефтепроводам компаний АО «КазТрансОйл». В состав АО «КазТрансОйл» входят 3 филиала по магистральным нефтепроводам: Западный, Восточный и Актюбинский. Основным элементом магистрального нефтепровода с помощью которой транспортируется нефть, является нефтеперекачивающая станция (НПС). НПС выполняет функцию передачи энергии потоку нефти для его перемещения к конечному пункту трубопровода. Нефтеперекачивающие станции являются структурными подразделениями магистрального нефтепровода и представляют комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по трубопроводу. НПС подразделяются на головные и промежуточные. На головных НПС осуществляется прием нефти от цехов нефтегазодобывающих промыслов или магистральных трубопроводов. Основными технологическими сооружениями головной НПС являются магистральная насосная станция (МНС), подпорная насосная, резервуарный парк, технологические трубопроводы с задвижками и фильтрами, узел регулирующих устройств, узел приема и пуска скребка. Промежуточные НПС располагаются по трассе трубопровода, и предназначены для повышения давления перекачивающей системы, чтобы компенсировать потери напора в трубопроводе на трение. В состав основных технологических сооружений промежуточной станции входит: магистральная насосная станция, технологические трубопроводы с задвижками и фильтрами, узел регуляторов давления, узел приема и пуска скребка. Рассматриваемая станция НПС «Барсенгир» относится к Восточному филиалу, Жезказганского нефтепроводного управления. Нефтеперекачивающая станция «Барсенгир»: – является промежуточной станцией нефтепровода ПавлодарШымкент; – предназначена для повышения давления нефти в магистральном нефтепроводе; Главная задача станции «Барсенгир» – обеспечение транспортировки нефти по участку магистрального нефтепровода «Павлодар-Шымкент» при минимальных затратах. 11 1 Общие сведения 1.1 Нефтеперекачивающие станции К системам и приборам перекачки нефти по магистральным трубопроводам относятся насосы, компрессионные установки, системы контроля за давлением и расходом и т.п. Основным элементом магистрального нефтепровода с помощью которой транспортируется нефть, является нефтеперекачивающая станция (НПС). НПС выполняет функцию передачи энергии потоку нефти для его перемещения к конечному пункту трубопровода. Нефтеперекачивающие станции являются структурными подразделениями магистрального нефтепровода и представляют комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по трубопроводу. НПС подразделяются на головные и промежуточные. На головных НПС осуществляется прием нефти от цехов нефтегазодобывающих промыслов или магистральных трубопроводов. Основными технологическими сооружениями головной НПС являются магистральная насосная станция (МНС), подпорная насосная, резервуарный парк, технологические трубопроводы с задвижками и фильтрами, узел регулирующих устройств, узел приема и пуска скребка. Промежуточные НПС располагаются по трассе трубопровода, и предназначены для повышения давления перекачивающей системы, чтобы компенсировать потери напора в трубопроводе на трение. В состав основных технологических сооружений промежуточной станции входит: магистральная насосная станция, технологические трубопроводы с задвижками и фильтрами, узел регуляторов давления, узел приема и пуска скребка. В отдельных случаях по технологическим соображениям на промежуточных станциях могут устанавливаться небольшие резервуарные парки. При этом устанавливаются подпорные насосы. Насосы на НПС относятся к основному оборудованию и подразделяются на основные и подпорные. К основным насосам, т.е. магистральным насосным агрегатам (МНА), перекачивающим нефть по магистральному трубопроводу, предъявляются следующие требования: экономичность, надежность, и долговечность непрерывной работы, простота в конструкции, компактность. Поскольку этим требованиям наилучшим образом отвечают центробежные насосы, они и получили преимущественное распространение на нефтеперекачивающих станциях. Поршневые насосы применяются весьма редко, в основном для перекачки высоковязких жидкостей. Магистральные центробежные насосы, используемые в настоящие время, имеют частоту вращения вала, как правило, 3000 об/мин. Подпорные насосы применяются для обеспечения хорошей всасывающей способности. Подпорные насосы эксплуатируются при сравнительно низкой частоте вращения вала (730- 1450 об/мин), они имеют 12 одно рабочее колесо с двухсторонним подводом жидкости. Приводом подпорных насосов служат низковольтные и высоковольтные электродвигатели. Наиболее совершенной конструкцией подпорных насосов являются вертикального типа. Насосы этого типа можно устанавливать непосредственно в резервуарном парке, что значительно сокращает потери на трение во всасывающих трубопроводах. В качестве привода к основным насосам используются асинхронные и синхронные электродвигатели высокого напряжения. 1.2 Автоматизированная система управления технологическим процессом Информационные технологии охватывают всю вычислительную технику, технику связи, промышленную электронику и все в большей степени бытовую электронику, телевидение и радиовещание. Она находит применение в промышленности, торговле, управлении, образовании, медицине и науке. Благодаря прогрессу многопроцессорной техники сегодня происходят качественные преобразования не только в области настольной компьютерной техники и сетевых технологий, но и в сфере компьютеризации управления техногенными организационными структурами, технологическими процессами и промышленными изделиями. В этой сфере широко применяются многочисленные локальные и распределенные специализированные микропроцессорные системы сбора, регистрации, обработки и отображения информации, управления сложными динамическими объектами и процессами. Архитектура и программное обеспечение таких систем являются оригинальными, так как в каждом случае определяются содержанием и параметрами решаемых задач. Создаются эти системы на основе встроенных микропроцессоров, микрокомпьютеров и микроконтроллеров отечественного и зарубежного производства. Автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) – это комплекс программных и технических средств, предназначенный для автоматизации управления технологическим оборудованием на предприятиях. Под АСУ ТП обычно понимается комплексное решение, обеспечивающее автоматизацию основных технологических операций на производстве в целом или каком-то его участке, выпускающем относительно завершенный продукт. Термин «автоматизированный» в отличие от термина «автоматический» подчеркивает возможность участия человека в отдельных операциях, как в целях сохранения человеческого контроля над процессом, так и в связи со сложностью или нецелесообразностью автоматизации отдельных операций. Составными частями АСУ ТП могут быть отдельные системы автоматического управления и автоматизированные устройства, связанные в единый комплекс. Как правило, АСУ ТП имеет единую систему операторского управления технологическим процессом в виде одного или 13 нескольких пультов управления, средства обработки и архивирования информации о ходе процесса, типовые элементы автоматики: датчики, контроллеры, исполнительные устройства. Для информационной связи всех подсистем используются промышленные сети. АСУТП применяется тогда, когда необходимо объединить разобщённые или территориально рассредоточенные объекты управления в единый производственный комплекс, либо когда присутствие человека на объекте управления нежелательно (например, в атомной промышленности, на химических предприятиях). Обработка данных, полученных по информационным каналам (с датчиков), на ЭВМ позволяет значительно улучшить контроль за технологическим процессом и упростить управление. В англоязычных источниках аналогом понятия «АСУТП» является сокращение SCADA — Supervisory Control And Data Acquisition — диспетчерское управление и сбор данных, в которое вкладывается, по сути, тот же смысл. В современной АСУТП большое внимание уделяется программному обеспечению, системы и интеграции с действующими системами и программными комплексами. Стандартом стало графическое представление схем контролируемого процесса (мнемосхем) с "живым" отображением текущего состояния, управление объектом с кадров мнемосхем. В программном обеспечении наблюдается тенденция к стандартизации программных интерфейсов систем сбора данных и обрабатывающих программ (технология OPC), возрастает потребность экспорта собранных данных в специализированные программы (расчета режимов, планирования, аналитические, АРМ специалистов). В условиях усложнения систем повышается роль средств диагностики и отладки. С технической стороны в системах всё чаще используются современные скоростные каналы связи (оптоволокно, Ethernet) и беспроводные технологии. Вместе с тем сохраняется потребность стыковки с морально (а иногда и физически) устаревшими "унаследованными" системами, с сохранением их протоколов связи. На контролируемых объектах всё чаще возникает необходимость стыковки с локальными технологическими системами. 1.2.1 Общие принципы построения систем АСУТП Построение системы АСУТП зависит от применяемых технических средств и поставленных задач. При модернизации уже существующей системы важно сохранить обмен информацией по существующим каналам. При построении системы требуется учитывать интерфейсы распределенных устройств сбора информации, таких как счетчики, токовые защиты, сумматоры и так далее. Учитывая большое количество различных комбинаций используемого оборудования и каналов связи, можно сделать вывод, что проектирование каждой системы индивидуально и универсального решения нет. 14 При решении вопроса о необходимости объединения локальных автоматизированных систем строится многоуровневая система, в которой может быть 3, 4 и более уровней, в зависимости от иерархической сложности. При построении многоуровневой системы следует учитывать следующие факторы: 1. Ограниченную пропускную способность каналов связи. При передаче данных на более верхний уровень необходимо отбирать те параметры, которые действительно необходимы для контроля. При передаче больших потоков данных может увеличиться время реакции системы на изменения. 2. Увеличение времени выполнения команд из-за задержек, которые тем больше, чем больше межуровневых каналов связи. 1.3 Описание общей структуры АСУ ТП 1.3.1 Пункт управления в АСУТП Пункт Управления (ПУ) — это место размещения диспетчерского (оперативного) персонала, аппаратуры для приема и обработки информации от контролируемых пунктов. Часто под термином ПУ подразумевают контроллеры, непосредственно выполняющие прием и первичную обработку данных от контролируемых пунктов (КП). Для реализации полного набора перечисленных функций контроллеры ПУ оснащают микропроцессорами и соответствующим программным обеспечением. Перенастройка программного обеспечения позволяет гибко изменять конфигурацию системы, протоколы обмена и алгоритмы обработки данных в процессе эксплуатации системы. Для настройки ПУ используют специальные программы-конфигураторы, функционирующие на ПЛК. В современных ПУ программы и настройки хранят во внутренней FLASH-памяти контроллеров, что обеспечивает быстрый запуск системы и восстановление в случае сбоев. 1.3.2 Автоматизированное рабочее место АРМ — рабочее место специалиста в предметной области, оборудованное компьютером и специальным программным обеспечением, помогающее решать задачи в рамках деятельности этого специалиста (например, АРМ диспетчера, АРМ технолога и т.п.). АРМ может быть оснащен дополнительным нестандартным оборудованием и программным обеспечением, например, АРМ телемеханика оснащают программатором микросхем, отладочным комплектом и пр. Часто под термином АРМ понимают исключительно программный продукт для автоматизации труда специалиста. При этом подразумевается, что компьютер на рабочем месте уже имеется. 15 1.3.3 Контролируемый пункт Контролируемый пункт (КП) - это место размещения объектов контроля и управления, а также аппаратура, выполняющая функции контроля и управления, обычно называемая контроллером КП. Часто под термином КП подразумевают контроллер, установленный на контролируемом объекте. Контроллер КП выполняет непосредственный сбор данных с объекта (посредством опроса датчиков и преобразователей) и передачу их на ПУ (реализуя функции телесигнализации и телеизмерения), а также непосредственно выполняет команды телеуправления. В настоящее время практически все контроллеры КП оснащены микропроцессорами и работают по заданной программе. Программное обеспечение решает задачи сбора данных (фильтрует дребезг контактов ТС и ослабляет сетевые наводки на цепи ТИ), выполняет буферизацию событий перед выдачей в канал связи. Современные контроллеры КП вместе с базовыми функциями (ТС, ТИ, ТУ) обеспечивают интеграцию в систему различных электронных устройств: приборов учета энергии, автоматических защит и проч. Например, контроллеры КП снимают показания электронных счётчиков, расходомеров и передают их для обработки на ПУ по единому телемеханическому каналу связи. 1.4 Современные технологических процессов SCADA-системы в автоматизации Современные системы автоматического управления технологическими процессами не мыслимы без визуального контроля и управления на базе программируемых логических контроллеров (PLC). Еще совсем недавно визуальный контроль технологического процесса на предприятиях со сложной архитектурой управления осуществлялся при помощи мнемосхем и пультов управления с многочисленной коммутационной и сигнальной аппаратурой. Это оборудование, в настоящее время, заменяется системами визуализации нового поколения, так называемыми SCADА – системами (Supervisory Control and Data Acquisition – централизованный контроль и сбор данных). SCADA относятся к системам человеко-машинного интерфейса (HMI). На сегодня все передовые фирмы, производящие оборудование для автоматизации технологического процесса, предлагают ту или иную SCADАсистему. Большинство их выполнены на базе персональных компьютеров под управлением операционных систем Windows 95/ 98/ NT 4.0/ 2000, ХР и предоставляют широкие функциональные возможности для построения систем управления различного назначения. Преимущество современных систем визуализации состоит в том, что они не только отображают статическое состояние объекта, но также 16 позволяют: - наблюдать технологический процесс в динамике; - архивировать переменные процесса, с последующим выводом их на печать в форме отчета; - управлять процессом с экрана персонального компьютера РС или операторской панели посредством мышки и клавиатуры; - выводить на печать бланки отчётов и заданий; - изменять параметры процесса через РС или операторской панели; - вносить изменения в задания на производство продукции; - сохранять в памяти РС режимы и рецепты производства; - выдавать сообщения по заданным событиям; - контролировать ошибочные действия оператора, исключая субъективные факторы, приводящие к выпуску некачественной продукции или аварийным ситуациям; - автоматически формировать и выдавать на печать отчёты, взамен ручного заполнение бланков и оперативных журналов, исключая ошибки и приписки оператора. Все SCADА- системы имеют примерно одинаковую конфигурацию. Рассмотрим архитектуру построения SCADА- системы фирмы Siemens (см. рисунок 1.1) Simatic WinCC, которая, как и ряд других, состоит из: - персонального компьютера, с программным пакетом визуализации Simatic WinCC; - программируемого логического контроллера фирмы Siemens или контроллера любого другого производителя. Связь между PC и PLС может осуществляться по протоколу MPI, PROFIBUS-DP, Industrial Ethernet. Рисунок 1.1 – Архитектура построения SCADА- системы Программный пакет визуализации WinCC позволяет управлять технологическим процессом с несколькими контролерами. 17 Достоинства и преимущества SCADА- систем перед морально устаревшими мнемосхемами в том, что при их использовании экономится не только площадь операторских залов, но и значительно облегчается управление производством. При использовании децентрализованной архитектуры управления процессом заметно меньше затраты на: - коммутационную аппаратуру; - арматуру сигнализации и контроля; - кабельную продукцию. Использовать SCADА- системы одинаково выгодно как на малых, так и на больших объектах автоматизации. Прокатные станы, доменное производство, ТЭЦ, насосные станции, линии дозировки и фасовки, складские помещения, птицефабрики, обогатительные фабрики, управление грузопотоками - вот далеко не полный перечень возможного приложения этих систем. На рынке Казахстана используются системы визуализации разных производителей: Siemens, Allen Bradley, GE Fanuc, Mitsubishi, ABB, Omron и ряд других. Безусловный лидер SCADА- систем на рынке Казахстана это фирма Siemens с программными пакетами WinCC Flexible и WinCC. SCADА- система WinCC Flexible - это современный инструмент визуализации, отвечающей всем требованиям, предъявляемым к системам данного уровня. Она работает под Windows ХР и состоит из программного обеспечения Runtime и пакета конфигурирования, необходимого для разработки проектов. WinCC Flexible позволяет программировать панели оператора, имеет малое время реакции по сравнению с традиционными SCADА- системами. Она используется для визуализации установок и небольших производств в любой отрасли промышленности в качестве одноместной системы и может также быть связанным с системой верхнего уровня (например, с WinCC). Открытая SCADa-система Simatic WinCC позволяет легко и просто интегрировать операторский интерфейс во вновь создаваемые или уже существующие проекты автоматизации. Это мощный программный продукт фирмы Siemens позволяет избежать непомерных затрат на проектирование и отладку программного обеспечения. Немаловажно, что WinCC поддерживает русский язык. Эта система имеет всё, что необходимо для передовых систем визуализации. 1.5 Система технологического программирования Control Builder F Пакет программного обеспечения Control Builder F предназначен для конфигурирования, определения коммуникаций, программирования, тестирования и обслуживания, документирования и архивирования созданных проектов для программируемых логических контроллеров АВВ АС 800 FR. Данный пакет является частью стандартных инструментальных средств, он может быть дополнен инжиниринговыми пакетами, 18 облегчающими пользователю работу над сложными проектами. Control Builder F - пакет базового программного обеспечения для программируемых контроллеров АВВ АС 800 FR. Control Builder F имеет дружественный интерфейс для всех фаз проектирования системы автоматизации. Control Builder F решает множество задач, которые до этого выполнялись «вручную». Он также доступен как пакет программ для ПК (Windows 95 / NT/2000/XP). Базовый пакет Control Builder F предоставляет пользователю различные инструменты для воплощения его проекта: - Control Builder F Manager – для коллективного управления с возможностью обзора всех инструментальных средств и данных для АС 800 FR. Все инструменты автоматически вызываются из Control Builder F Manager; - Symbol Editor – для определения символических обозначений, типов данных, и микропроцессов для глобальных переменных. Символьные обозначения доступны во всех приложениях; - Hardware Configuration – для программного конфигурирования аппаратного обеспечения системы автоматизации и для параметризации всех модулей. Все вводимые параметры проверяются на допустимость; - Communication – для задания управляемой по времени циклической передачей данных между компонентами автоматизации через MPI или для управляемой событиями передачи данных через MPI, PROFIBUS или Industrial Ethernet; - System diagnosis – предоставляет пользователю возможность обзора состояния контроллера; - Information functions – используется для быстрого обзора данных CPU и поведения написанной пользователем программы; - документирование – предоставляет пользователю функции документирования всего проекта; - редактор программ – для создания программы пользователя, Control Builder F предлагает редактор программ, содержащий следующие языки программирования, отвечающие стандарту EN 61131-3: Statement List (STL); Ladder Diagram (LAD); Function Block Diagram (FBD). Более того, для специальных задач могут использоваться дополнительные языки программирования высокого уровня или ориентируемые на технологию. Control Builder F содержит все пользовательские программы и все данные в блоках. Возможность вызова внутри одного блока других блоков, как если бы они были подпрограммами, делает возможным структурирование программы пользователя. Это значительно увеличивает организационную ясность, наглядность и удобство сопровождения программ ПЛК. Control Builder F имеет основной набор команд. Это позволяет легко и быстро запрограммировать сложные функции: - двоичная логика, сдвиги, операции со словами; - таймеры / счётчики; 19 - операции сравнения, преобразования; - математические функции (включая тригонометрические, экспоненциальные, логарифмические); - управление программой (скобки, переходы, вызовы); - установка точек прерывания, Установка входов/ выходов, поддержка многопроцессорной работы. Современные концепции автоматизации предъявляют серьёзные требования к визуализации процессов. Данные процесса должны представляться быстро, в ясной и понятной форме. Кроме того, увеличиваются требования к архивированию данных. Поэтому необходимо архивировать данные процесса еще на машинном уровне. Новая, PC-ориентированная система Control Builder F, базирующаяся на человеко-машинном интерфейсе, отвечает этим требованиям. Она работает в среде операционных систем Microsoft Windows 95/98 и Windows NT 4.0. Pro Tool / Pro состоит из развитого программного обеспечения Runtime (реального времени) и пакета конфигурирования Control Builder F. Control Builder F Runtime обеспечивает наличие: - дружественного процесса визуализации с широким выбором стандартных полей ввода-вывода, областей, графиков, векторных, графических, а также динамических атрибутов; - интегрированной системой обмена сообщениями; - архивирования сообщений и данных процесса; - Visual Basic для функций пользователя; - стандартных интерфейсов к АС 800 FR и контроллерам других производителей, включая оптический интерфейс. При помощи Control Builder F Configuration могут быть сконфигурированы: текстовые дисплеи, панели диспетчера, сенсорные панели и Pro Tool / Pro Runtime для PC, функции человеко-машинного интерфейса системы управления. Основные характеристики: - Windows-совместимый интерфейс диспетчера; - управление при помощи мыши и функциональных клавиш; - 256 цветов, векторная графика, использование шрифтов Windows; - библиотека элементов; - динамическое позиционирование объектов; - различные виды архивирования сообщений и данных процесса; - интерактивное отображение архивированных значений процесса посредством диаграмм с функциями увеличения и просмотра; - внешнее отображение значений посредством стандартных средств; - реализация необходимых дополнительных функций посредством Visual Basic; - моделирование обработки данных без реального подключения к контроллеру или процессу. 20 2 Основная часть На сегодняшний день около 80% всей добытой в стране сырой нефти транспортируется по нефтепроводам компаний АО «КазТрансОйл». АО «КазТрансОйл» назначен постановлением правительства Республики Казахстан единым оператором по организации транзита и транспортировки казахстанской нефти в страны СНГ, Китая и Европы. В состав АО «КазТрансОйл» входят 3 филиала по магистральным нефтепроводам: Западный, Восточный и Актюбинский. Рассматриваемая станция НПС «Барсенгир» относится к Восточному филиалу, Жезказганского нефтепроводного управления. 2.1 Краткая характеристика НПС «Барсенгир» Нефтеперекачивающая станция «Барсенгир»: – является промежуточной станцией нефтепровода ПавлодарШымкент; – предназначена для повышения давления нефти в магистральном нефтепроводе; – расположена в 68 километрах восточнее г. Жезказган, южнее 18 км. станции Теректи. Станция типовая и представляет собой технологический комплекс с административными и бытовыми помещениями для рабочих и служащих, работающих вахтовым методом; – построена в 1984 г.; – введена в эксплуатацию в 1991 г; – охраняется вневедомственным подразделением АО «Семсер» Проект станции разработан Туркмен НИПИ нефть, земельная площадь занимаемая НПС составляет 3,5 га. Ограждение территории НПС бетонное. Электроснабжение станции – централизованное. Теплоснабжение производится от индивидуальной котельной установки. Водоснабжение обеспечивается от 2 артезианских скважин. 2.2 Задачи и функции НПС «Барсенгир» Главная задача станции «Барсенгир» – обеспечение транспортировки нефти по участку магистрального нефтепровода «Павлодар-Шымкент» при минимальных затратах. Оперативный персонал НПС «Барсенгир» осуществляет: – бесперебойную перекачку нефти по магистральному нефтепроводу в соответствии с установленными планами; – прием нефти по нефтепроводу «Павлодар-Шымкент» и «ШымкентПавлодар»; – контроль транзитной перекачки нефти, минуя станцию; – первичный учет количества и качества принимаемой, перекачиваемой, сдаваемой и находящейся на хранении нефти; 21 – предусматривает защиту трубопроводов нефти от повышенного давления, дренаж из трубопроводов и оборудования в подземные дренажные емкости; – безаварийную эксплуатацию оборудования станции, линейной части магистрального нефтепровода в установленных границах, техническому обслуживанию и ремонту оборудования; – надежную работу основного и вспомогательного оборудования, технических средств телемеханики и автоматики; принятию мер по предупреждению и ликвидации аварийных ситуации; – разработку перспективных и текущих планов (графиков) различных видов ремонта оборудования объектов магистрального нефтепровода, систем водоснабжения, канализации, воздуховодов и др.; – выполнение мероприятий по повышению эффективности использования производственных площадей и технологического оборудования, экономии топлива, электроэнергии, материалов, инструмента; – непосредственное управление технологическим оборудованием, вспомогательными системами, сооружениями; – правильную эксплуатацию вентиляционных систем и установок, содержанию их в исправном состоянии, поддержание нормального состояния воздушной среды, освещенности, температурного и питьевого режима, снижению уровня шума и вибрации; – контроль и регистрацию не менее чем каждые два часа технологических параметров и технического состояния основного и вспомогательного оборудования, систем, сооружений на вверенных объектах. 2.3 Технологический процесс НПС «Барсенгир» На принципиальной технологической схеме представлен процесс транспортировки нефти нефтеперекачивающей станции «Барсенгир». Технологический процесс перекачки нефти осуществляется согласно утвержденным технологическим картам нефтепровода и технологическим режимам перекачки «из насоса в насос». Принимаемая нефть по нефтепроводу «Павлодар-Шымкент» поступает на нефтеперекачивающую станцию, пройдя приемную задвижку №3 и №87, расположенную на площадке приёма и пуска очистного устройства, далее подается к параллельно работающим фильтрам – грязеуловителям (ФГУ). Но в зависимости от технологии и давления в магистральном трубопроводе могут работать фильтр №1, №2 или все 3 фильтра с входными задвижками №11, №12, 13 и выходными задвижками №21, №22, №23 соответственно. Далее нефть поступает в систему гашения ударной волны, которая обеспечивает ограничение скорости нарастания давления на приёме промежуточной НПС при отключении её магистральных агрегатов, путём автоматического временного отвода потока нефти в безнапорную ёмкость ЕП-100. После чего, нефть поступает в магистральную насосную станцию (МНС) на всас 22 магистральных насосных агрегатов (МНА). МНА работают по последовательной схеме перекачки нефти, где каждый МНА оборудован входными и выходными управляемыми задвижками: - для насоса №1 входная – №31, выходная – №41; - для насоса №2 входная – №32, выходная – №42; - для насоса №3 входная – №33, выходная – №43; - для насоса №4 входная – №34, выходная – №44. - для насоса №5 входная – №35, выходная – №45. В процессе работы МНА, работают вспомогательные системы, к ним относятся: - маслосистема; - оборотное водоснабжение; - подпорная вентиляция; - приточно-вытяжная вентиляция. После магистральной насосной станции, нефть под высоким давлением проходит задвижки №51, №52, узел регулирования давления типа GULDE DN350, открытые задвижки №61, №62 после чего через общестанционные задвижки №10а, №4, находящихся на площадке пуска-приёма очистного устройства транспортируется по магистральному нефтепроводу в направлении ГНПС «Шымкент». Рассматриваемым в диссертационной работе объектом автоматизации является магистральная насосная станция НПС «Барсенгир». 2.4 Состав основного и вспомогательного магистральной насосной станций НПС «Барсенгир» оборудования Магистральная насосная станция представляет собой блочное здание производства Венгрии, в котором находятся 5 МНА. Электродвигатели насосов выполнены во взрывозащищенном исполнении. Общий вид машинного зала показан на рисунке 2.1. Технологическая схема магистральной насосной станции приведена на рисунке 2.2. Рисунок 2.1- Общий вид МНС 23 НМ 3600х230 СТДП2500-2УХЛ4 НМ 3600х230 СТДП2500-2УХЛ4 №1 137 31 №2 139 138 41 32 530 №3 141 140 42 НМ 3600х230 СТДП2500-2УХЛ4 НМ 3600х230 СТДП2500-2УХЛ4 33 530 43 34 №5 №4 146 145 НМ 3600х230 СТДП2500-2УХЛ4 148 147 44 35 149 108 45 уклон Рисунок 2.2- Технологическая схема МНС Объектами автоматизации является основное и вспомогательное технологическое оборудование и системы. Основное оборудование и системы: – магистральные насосные агрегаты (МНА) с насосом НМ-3600х230, производительностью 3000м. куб/час с электроприводом типа СТДП-2500, расположение: МНС, количество 5 шт.; – задвижки МНС, количество 11шт.; Вспомогательное оборудование и системы: – системы вентиляции общего укрытия МНС (приточно – вытяжная вентиляция). Среда работы МНА является газоопасной, и для уменьшения концентрации вызрывоопасных газов, в укрытие магистральной насосной используется система приточно – вытяжной вентиляции; – система оборотного водоснабжения (МНА), осуществляет охлаждение обмоток электродвигателя через радиатор, расположенный под кожухом; – система подпорной вентиляции МНА, предназначена для продувки кожуха электродвигателя от опасных перед запуском МНА газообразований, которые могут спровоцировать взрыв; – система маслосмазки магистральных насосных агрегатов предназначена для принудительной смазки и охлаждения подшипников МНА. 2.5 Достоинства и недостатки существующей системы автоматики По системе автоматики магистральной насосной станции можно сделать следующие выводы: 1. Существующая система автоматики МНС не выполняет следующие функции: регулирование технологических параметров; контроль и анализ заданных режимов работы; отображение и регистрации информации; составление отчетов и сводок (выполняется вручную операторами); ведение архива (выполняется вручную операторами); 24 связь с другими системами (связь с системой автоматического пожаротушения односторонняя и выполняется только «сухими» контактами). 2. Существующая система управления, основанная на релейной логике, выполненная более 20 лет назад, физически и морально устарела. Полностью отсутствуют запасные части к приборам КИПиА, вследствие перехода их производителя на другую номенклатуру. 3. Имеющиеся в системе контроля и измерения датчики, в большей степени – электроконтактные, не позволяют получать непрерывную и достоверную информацию, осуществлять контроль динамики изменения состояния технологических объектов и контроль исправности приборов КИПиА. 4. Датчики в основном устаревших моделей и имеют ряд существенных недостатков: недостаточная точность измерения особо важных параметров, таких как давление на входе и выходе магистральной насосной станции, вибрация агрегата, загазованность и др.; высокая вероятность ложных срабатываний и низкая надежность приборов; отсутствие резерва и запасных частей в результате снятия с производства этих приборов. 5. Регистрирующие приборы выработали свой ресурс (ресурс работы 8 лет). Из-за морального и физического старения усложняется проведение технического обслуживания и устранение неисправностей. 6. Средний срок службы импульсных и кабельных линий – 20 лет, поэтому для безопасной и безаварийной организации эксплуатации объектов МН необходима их замена, включая монтажные изделия и узлы. 2.6 Постановка задачи В настоящей дипломной работе на основании выше приведенной информации поставлена следующая задача: разработать систему автоматизации управления и контроля магистральной насосной станций НПС «Барсенгир», на базе современных программно-технических средств. Для достижения данной задачи нам необходимо: 1) разработать макро- и микро структуру производственного процесса МНС; 2) разработать организационную структуру системы автоматизации МНС; 3) разработать функциональную схему автоматизации; 4) выбрать технические средства измерения; 5) выбрать программируемый логический контроллер; 6) разработать программное обеспечение МНС. 25 3 Разработка автоматизированной система управления и контроля магистральной насосной станции 3.1 Анализ макро- и микро структуры ТП НПС «Барсенгир» 3.1.1 Разработка макроструктуры производственного процесса и ее анализ Анализ производственного процесса (ПП) начинается с состовления его макроструктуры. При этом ПП представляется, как элемент некоторой неизолированной системы, с остальными элементами которой, он соединен внешними по отношению к нему технологическими связями (ТС). Внешние технологические связи ПП подразделяются на: - входные ТС; - выходные ТС. Рассмотрение макроструктуры ПП начинается с макроанализа. Целью макроанализа является: - установление входных и выходных внешних ТС, наименование исходных рабочих сред, готовой и побочной продукции и их измеренные основные технологические параметры; - формулирование главной цели ПП; При проектировании макроанализа НПС «Барсенгир» применялось методология функционального моделирования IDEF0. На рисунке 3.1 представлена контекстная функциональная модель НПС «Барсенгир». Из рисунка видно, что входными/выходными данными являются: - нефть, поступающая с давлением от предыдущей станций ГНПС «Каракойн»; - плановые показатели, поступающие с регионального диспетчерского пункта (РДП); - нефть, с выходным давлением на ГНПС «Атасу». Рисунок 3.1- НПС «Барсенгир» 26 На рисунке 3.2, применена декомпозиция функциональной модели НПС «Барсенгир», которая применяется при разбиении процесса на составляющие его функции. Основные функции НПС: - диспетчеризация, представляет оперативный персонал, который контролирует технологически процесс; - контроль параметров, производит сбор и обработку данных, а также предоставляет информацию оперативному персоналу в удобной форме; - контроль приема-пуска очистных сооружений (КППОУ) и система управления потоком сырья (СУПС); - транспортировка нефти, производится очистка, перекачка и регулирование давления нефти. - хранение и подогрев нефти. Рисунок 3.2- Основные функции НПС В данной работе рассматривается функция транспортировки нефти. На рисунке 3.3 показана декомпозиция функциональной модели «Транспортировка нефти», ее функций: - контролирование и управление технологическим оборудованием; - фильтрация, для очистки нефти от крупных частиц; - гашения ударной волны; - регулирование давления на выходе станции; - перекачка нефти; - функции вспомогательных систем: система охлаждения, система смазки и система вентиляции. 27 Рисунок 3.3- Узел транспортировки нефти На рисунке 3.3 выделены внешние технологические связи данного процесса: Входные ТС: - трубопровод подачи нефти, классифицируем как входную системную ТС и обозначим – ТС-1; - трубопровод подпорной вентиляции, классифицируем как входную системную ТС и обозначим – ТС-2; - трубопровод подачи масла, классифицируем как входную системную ТС и обозначим – ТС-3; - трубопровод охлаждающей воды, классифицируем как входную системную ТС и обозначим – ТС-4. Выходные ТС: - трубопровод нефти на выходе, классифицируем как выходную системную ТС и обозначим – ТС-5; - трубопровод воды на выходе, классифицируем как выходную системную ТС и обозначим – ТС-6; - трубопровод масла на выходе, классифицируем как выходную системную ТС и обозначим – ТС-7. Результаты анализа системных ТС представлены в таблице 3.1. 28 Таблица 3.1- Перечень системных ТС Обозначение Наименование ТС ТС ТС-1 трубопровод подачи нефти трубопровод подпорной вентиляции трубопровод подачи масла трубопровод охлаждающей воды трубопровод нефти на выходе трубопровод воды на выходе трубопровод масла на выходе ТС-2 ТС-3 ТС-4 ТС-5 ТС-6 ТС-7 Характер изменения Главные измеряемые параметры ПП непрерывный P1=160-1600 кПа дискретный непрерывный T1=0-100°C, P2=0-100 кПа дискретный непрерывный P3=160-1600 кПа непрерывный T2=0-100°C По результатам таблицы 3.1 составлена макроструктура ТП магистральной насосной НПС «Барсенгир» (см.рисунок 3.4). ТС-1 нефть ТС-2 вода ТС-3 воздух ТС-4 масло ТС-5 нефть на выходе Технологический процесс МНС ТС-6 вода на выходе ТС-7 масло на выходе Рисунок 3.4- Макроструктура ТП перекачки нефти Рассмотренная макроструктура позволяет: - проанализировать достаточность объема информационного обеспечения для управления автоматизируемым процессом на уровне его макроструктуры; - классифицировать процесс как непрерывный по характеру измерения потоков во входных и выходных внешних ТС (в системных и промежуточных ПП). 29 3.1.2 Разработка микроструктуры и ее анализ Для разработки микроструктуры и ее анализа ПП, ТП необходимо осуществить: - разбиение ПП на составляющие его технологические элементы с выделением внутренних ТС между этими элементами; - установить наименование и параметры промежуточных рабочих сред, перемещающихся по внутренним ТС, а также параметры и показатели функционирования каждого технологического элемента; - построение математической модели каждого составного элемента и затем детальной математической модели ПП; - формулирование задач управления каждым составным элементом ПП с использованием информации по их промежуточным параметрам для обеспечения главной цели ПП. В соответствии с понятием о системе ТП можно рассматривать как совокупность простейших технологических элементов. Таким элементом можно считать технологическую операцию (ТО). Технологический процесс- это совокупность соответствующих ТО, связанных материальными потоками рабочих сред с помощью внутренних ТС для получения полуфабриката или рабочей среды с определенными параметрами (главная цель ТП). На рисунке 3.5 показана декомпозиция функции перекачки нефти. На рисунке показаны следующие технологические аппараты: - МНА №1, МНА №2, МНА №3, МНА №4, МНА №5 - магистральные насосные агрегаты, предназначенные для перекачки нефти в соответствии с выбранным режимом работы НПС; - устройство обработки данных, в котором производится сбор и обработка входных и выходных сигналов; - впускной коллектор предназначен для распределения потока (воздуха, масла, воды) между магистральными агрегатами; - выпускной коллектор предназначен для сбора потока (воздуха, масла, воды) после магистральных агрегатов. 30 Рисунок 3.5- Перекачка нефти На основании перечисленных выше функций составлена таблица 3.2, в которой приведен перечень технологических операций (ТО) магистральной насосной станции. Таблица 3.2- Перечень ТО магистральной насосной станции Обозначение Наименование аппарата, Операций Наименование ТО ТО выполняющего ТО управлений МНА №1, перекачка нефти МНА В31, В41, ТО-1 входная задвижка № 31, №1 на МНА №2 Д1 выходная задвижка № 41 МНА №2, перекачка нефти МНА В32, В42, ТО-2 входная задвижка № 32, №2 на МНА №3 Д2 выходная задвижка № 42 МНА №3, перекачка нефти МНА В33, В43, ТО-3 входная задвижка № 33, №3 на МНА №4 Д3 выходная задвижка № 43 МНА №4, перекачка нефти МНА В34, В44, ТО-4 входная задвижка № 34, №4 на МНА №5 Д4 выходная задвижка № 44 МНА №5, перекачка нефти МНА В35, В45, ТО-5 входная задвижка № 35, №5 на РД Д5 выходная задвижка № 45 охлаждение обмоток ТО-6 система охлаждения W1 эл.двигателя МНА №1 охлаждение обмоток ТО-7 система охлаждения W2 эл.двигателя МНА №2 31 Окончание таблицы 3.2 Обозначение Наименование ТО ТО охлаждение обмоток ТО-8 эл.двигателя МНА №3 охлаждение обмоток ТО-9 эл.двигателя МНА №4 охлаждение обмоток ТО-10 эл.двигателя МНА №5 смазка подшипников ТО-11 МНА №1 смазка подшипников ТО-12 МНА №2 смазка подшипников ТО-13 МНА №3 смазка подшипников ТО-14 МНА №4 смазка подшипников ТО-15 МНА №5 продув кожуха ТО-16 эл.двигателя МНА №1 продув кожуха ТО-17 эл.двигателя МНА №2 продув кожуха ТО-18 эл.двигателя МНА №3 продув кожуха ТО-19 эл.двигателя МНА №4 продув кожуха ТО-20 эл.двигателя МНА №5 Наименование аппарата, Операций выполняющего ТО управлений система охлаждения W3 система охлаждения W4 система охлаждения W5 маслосистема M1 маслосистема M2 маслосистема M3 маслосистема M4 маслосистема M5 подпорная вентиляция МНА №1 подпорная вентиляция МНА №2 подпорная вентиляция МНА №3 подпорная вентиляция МНА №4 подпорная вентиляция МНА №5 V1 V2 V3 V4 V5 В соответствии с вышеперечисленными данными, представим перечень измеряемых параметров в табличной форме (см. таблица 3.3). Таблица 3.3- Перечень измеряемых параметров Тип Тип входа / сигнала выход а Магистральная насосная станция терморез 100...+400 °C AI истор °C Диапазон Наименование измерени я температура нефти на входе температура помещения 1я точка -30...+70 °C Принцип измерени я терморез истор °C 32 AI Сигна л Среда 4...20 mA нефть 4...20 mA воздух Продолжение таблицы 3.3 Тип сигнала Принцип измерени я Тип входа / выход а Сигна л -30...+70 °C °C терморез истор AI 4...20 mA воздух 500...1000 0 кПа бар давление AI 4...20 mA нефть 500...1000 0 кПа бар давление AI 4...20 mA нефть Диапазон измерени Наименование я температура помещения 2я точка давление нефти на входе давление нефти на выходе Среда Магистральный насосный агрегат №1 наличие протока воды точка 1 наличие протока воды точка 2 кнопка стоп по месту давление на входе давление на выходе давления воздуха в возбудителе электродвигате ля давления воздуха под кожухом электродвигате ля давления воздуха под клапаном кожуха электродвигате ля давление масла на входе МНА 0…3 m/s m/s терморезис тор DI 24 VDC вода 0…3 m/s m/s терморезис тор DI 24 VDC вода сухой контакт реле DI 24 VDC 500...10000 кПа 500...10000 кПа кПа давление AI кПа давление AI 0,1...1 кПа кПа давление DI 24 VDC воздух 0,1...1 кПа кПа давление DI 24 VDC воздух 0,3…6 кПа кПа давление AI 4...20 mA воздух 150...3000 кПа кПа давление AI 4...20 mA масло 33 4...20 mA 4...20 mA нефть нефть Продолжение таблицы 3 температура -100...+400 обмотки фазы °C А температура -100...+400 обмотки фазы °C В температура -100...+400 обмотки фазы °C С температура корпуса -100...+400 двигателя °C фазы А температура корпуса -100...+400 двигателя °C фазы В температура корпуса -100...+400 двигателя °C фазы С °C датчик AI 4...20 mA медь °C датчик AI 4...20 mA медь °C датчик AI 4...20 mA медь °C датчик AI 4...20 mA железо °C датчик AI 4...20 mA железо °C датчик AI 4...20 mA железо Тип сигнала Принцип измерени я Тип входа / выход а Сигна л -100...+400 °C °C терморезис тор AI 4...20 mA железо -100...+400 °C °C терморезис тор AI 4...20 mA железо -100...+400 °C °C терморезис тор AI 4...20 mA железо -100...+400 °C °C терморезис тор AI 4...20 mA железо -100...+400 °C °C терморезис тор AI 4...20 mA железо -100...+400 °C °C терморезис тор AI 4...20 mA вода Диапазон измерени Наименование я температура подшпника №1 насоса температура подшпника №2 насоса температура подшипника №1 двигателя температура подшипника №2 двигателя температура корпуса насоса температура охлаждающей воды на входе МНА №1 34 Среда Продолжение таблицы 3.3 температура охлаждающей воды на выходе МНА №1 вибрация подшипника №1 насоса вибрация подшипника №2 насоса вибрация подшипника №1 двигателя вибрация подшипника №2 двигателя контроль фазы А термореле -100...+400 °C °C терморезис тор AI 4...20 mA вода 0...20 mm/s mm/s ультразвук овой AI 4...20 mA подшип ник 0...20 mm/s mm/s ультразвук овой AI 4...20 mA подшип ник 0...20 mm/s mm/s ультразвук овой AI 4...20 mA подшип ник 0...20 mm/s mm/s ультразвук овой AI 4...20 mA подшип ник Подпорный вентилятор №1 МНА №1 сухой реле DI контакт сухой реле DI контакт выбор режима управления (М/Д) неисправность цепей управления включен/отклю чен Диапазон измерени Наименование я включить отключить контроль фазы А термореле 24 VDC воздух 24 VDC воздух сухой контакт реле DI 24 VDC воздух сухой контакт реле DI 24 VDC воздух сухой контакт реле DI 24 VDC воздух Тип сигнала Принцип измерени я Тип входа / выход а сухой реле DO контакт сухой реле DO контакт Подпорный вентилятор №2 МНА №1 сухой реле DI контакт сухой реле DI контакт 35 Сигна л Среда 24 VDC воздух 24 VDC воздух 24 VDC воздух 24 VDC воздух Окончание таблицы 3.3 выбор режима управления (М/Д) неисправность цепей управления включен/отклю чен включить отключить моментный выключатель контроль фазы А термореле открыта закрыта выбор режима управления (М/Д) сухой контакт реле DI 24 VDC воздух сухой контакт реле DI 24 VDC воздух сухой реле DI контакт сухой реле DO контакт сухой реле DO контакт Входная задвижка №31 МНА №1 сухой реле DI контакт сухой реле DI контакт сухой реле DI контакт сухой реле DI контакт сухой реле DI контакт сухой контакт реле DI сухой реле DI контакт движение / сухой реле DI стоп контакт сухой стоп реле DO контакт сухой открыть реле DO контакт сухой закрыть реле DO контакт Выходная задвижка №41 МНА №1 моментный сухой реле DI выключатель контакт Тип Диапазон Принцип Тип входа / измерени измерени сигнала выход Наименование я я а неисправность 36 24 VDC воздух 24 VDC воздух 24 VDC воздух 24 VDC нефть 24 VDC нефть 24 VDC нефть 24 VDC нефть 24 VDC нефть 24 VDC нефть 24 VDC нефть 24 VDC нефть 24 VDC нефть 24 VDC нефть 24 VDC нефть 24 VDC нефть Сигна л Среда Окончание таблицы 3.3 контроль фазы А термореле открыта закрыта выбор режима управления (М/Д) неисправность движение / стоп стоп открыть закрыть сухой контакт сухой контакт сухой контакт сухой контакт сухой контакт сухой контакт сухой контакт сухой контакт сухой контакт сухой контакт реле DI 24 VDC нефть реле DI 24 VDC нефть реле DI 24 VDC нефть реле DI 24 VDC нефть реле DI 24 VDC нефть реле DI 24 VDC нефть реле DI 24 VDC нефть реле DO 24 VDC нефть реле DO 24 VDC нефть реле DO 24 VDC нефть Микроструктура ТП МНС приведена в приложении Б, в приложении В приведена микроструктура ТП одного МНА №1, так как остальные МНА аналогичны первому. 3.2 Организационная структура системы автоматизации МНС В соответствии с рассмотренными макро- и микро структурами, организационная структура система автоматизаций магистральной насосной станций будет иметь вид, как показано на рисунке 3.6. Организационная структура данного ТП отражает трех уровневую иерархию его рабочих операции и операции управления, в соответствии с которой выделяют: - верхний уровень - управление системой автоматизацией МНС. Верхний уровень - можно представить виде автоматизированного рабочего места (АРМ), оперативного персонала, и серверы SCADA на базе IBMсовместимых компьютеров, работающих под управлением операционной системы Windows ХР. На всех АРМ и серверах будет установлено базовое программное обеспечение WinCC, для визуализаций технологического процесса, архивирования данных и управления доступом пользователей и их полномочий; - средний уровень - управления технологическими операциями. Средний уровень будут представлять резервируемые программируемые 37 логические контроллеры (ПЛК). ПЛК обеспечивают сбор сигналов с датчиков и их обработке по прикладной программе пользователя (алгоритм) с выдачей управляющего сигнала на исполнительные устройства; Взаимодействия системы визуализации WinCC и контроллеров реализуются на основе стандарта ОРС, который является международнопризнанным и проверенным в полевых условиях. - нижний уровень управления отдельными СВП. Нижний уровень состоит из: датчиков, измерительных преобразователей, местных систем управления исполнительными механизмами, автономными системами контроля и блока ручного управления. ТП перекачки нефти МНС Верхний уровень Средний уровень Нижний уровень ТО-1, ТО-6, ТО11, ТО-16 B31,B4 1, D1, W1, V1, M1 ТО-2, ТО-7, ТО12, ТО-17 B32,B4 2,D2, W2, V2, M2 ТО-3, ТО-8, ТО13, ТО-18 B33,B4 3, D3, W3, V3, M3 ТО-4, ТО-9, ТО14, ТО-19 B34,B4 4, D4, W4, V4, M4 ТО-5, ТО10, ТО15, ТО-20 B35,B45, D5, W5, V5, M5 Рисунок 3.6- Организационная структура системы автоматизации МНС 3.3 Выбор технических средств измерения Совокупность технических средств, прибор и средств автоматизации, включающих в себя средства измерения и средства автоматизации, предназначенные для восприятия, преобразования и использования информации для контроля, регулирования и управления. Единая государственная система промышленных приборов и средств автоматизации содержит три ветви: гидравлическую, пневматическую и электрическую. Блочно-модульный принцип характеризуется наличием отдельных модулей или блоков, выполняющих достаточно простую функцию. Этот принцип позволяет уменьшить номенклатуру средств автоматизации, упрощает ремонт и замену, уменьшает стоимость, позволяет реализовать принцип взаимозаменяемости. Основные критериями при выборе технических средств — является, обеспечение высокой надежности в промышленных условиях (вибрация, пыль, влага, температура) и разработка интеллектуального программного обеспечения, реализующего функции человеко-машинного интерфейса. Все эти показатели зачастую зависят от 38 стоимости технических средств. Поэтому, все средства автоматизации, используемые для управления технологическим процессом, должны быть выбраны технически грамотно и экономически обоснованно. Проведя анализ функциональных схем автоматизации выделяем следующие основные параметры для измерения: 1) давления; 2) температуры; 3) вибрации. 3.3.1 Выбор ТСИ давление Согласно функциональной схеме автоматизации, давления нефти необходимо измерять на входе-выходе МНС, на входе-выходе каждого магистрального агрегата, и давление воздуха под кожухом электродвигателя. Для измерения давления нефти необходимо выбрать преобразователь давления. Сейчас на рынке КИПиА огромная конкуренция, так как существует множество фирм изготовителей преобразователей давлении. Например, фирмы: «ABB», «SIEMENS», «YAKOGAVA» и т.д. Мною был выбран преобразователь давления фирмы АВВ серии 261 GS (см. рисунок 3.7). Рисунок 3.7- Преобразователь давления АВВ 261 GS Данный преобразователь предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивает непрерывное преобразование измеряемых величин, применяют непосредственно в нефте-газовой промышленности. Преобразователь имеет унифицированный токовый выходной сигнал 4-20 мА с цифровым сигналом на базе HART-протокола или сигнал 0-5 мА. Дополнительные функциональные и эксплуатационные возможности: 39 - HART-протокол обмена для любого датчика с выходным сигналом 420 мА; - температура окружающей среды -40 до +85°С; - непрерывная самодиагностика; - диапазон измерения 0,3-60000 кПа; - восстановление заводских настроек; - работа при 100% влажности; - интегрированный жидкокристаллический дисплей; - меню на двух языках; - NACE- защита. NACE – это международная ассоциация инженеров – коррозионистов. NACE является законодателем и основным разработчиком стандартов и другой нормативной документации в области испытаний и аттестации материалов для нефтегазодобывающей и перерабатывающей отраслей промышленности. Для измерения давления воздуха под кожухом электродвигателя, был выбран реле давления фирмы DUNGS серии GGW A4 (см. рисунок 3.8). Рисунок 3.8- Реле давления DUNGS GGW A4 Реле давления контролирует разряжение, разницу давления и избыточного давления воздуха под кожухом электродвигателя. При увеличении или уменьшении величины разницы давления за границу допустимого значения, контакт замыкается и подается дискретный сигнал на управляющее устройство. 40 3.3.2 Выбор ТСИ температуры Следующим параметром для отслеживания является температура. Необходимо контролировать температуру: подшипников, охлаждающей воды, корпуса насоса, обмоток фаз электродвигателя, корпуса электродвигателя и т.д. Для измерения данного параметра нам необходим термопреобразователь сопротивления. Преобразователь температуры состоит из двух элементов, это термочувствительный зонд и термометр сопротивления, элементы подбираются в зависимости от рабочей среды. Выбор пал на термосопративление фирмы АВВ (см. рисунок 3.9) с преобразователем ТН02 (см. рисунок 3.10). Рисунок 3.9 - Термопреобразователь сопротивления АВВ Термочувствительные зонды могут применяться во взрывоопасных зонах 0, 1 и 2 категории, в качестве компонентов искробезопасных токовых цепей. Также термочувствительные зонды могут использоваться с защитной трубой. В стандартном исполнении термочувствительные зонды имеют класс нагревостойкости T6. Если имеющаяся взрывоопасная атмосфера относится к классам нагревостойкости T5, T4, T3, T2 или T1, термочувствительные зонды можно применять при соответственно большей температуре процесса. Термометры сопротивления могут использоваться в 2-, 3- или 4проводном исполнении. Температура окружающей среды от -40 до +80 °C. Рисунок 3.10 - Преобразователь ТН02 41 3.3.3 Выбор ТСИ вибрации Одним из немаловажных параметров является вибрация, измеряется данный параметр на подшипниках насосов и электродвигателях МНА. Для измерения данного параметра нам необходим вибропреобразователь. Возьмем вибропреобразователь фирмы DVA 333 (см. рисунок 3.10), так как данный вибропреобразователь проводит измерения по трем координатам в одной точке. Рисунок 3.10- Вибропреобразователь DVA 333 Особенности вибропреобразователя DVA 333: - измерение проводится по трем координатам в одной точке; - отдельные выводы по трем координатам; - позволяет проводить векторные измерения; - отсутствие генерации высоковольтных взрывоопасных выбросов напряжения при ударной нагрузке; - широкий диапазон частот, начиная с нулевого значения; - реализованы на базе технологии iMEMs (integrated Micro Electro Mechanical System – интегральные микромеханические системы); - малые габаритные размеры. Технические характеристики вибропреобразователя DVA 333: - HART-протокол с выходным сигналом 4-20 мА; - температура окружающей среды -50 до +75°С; - не менее 10 000 часов средней наработки на отказ (ресурс) вибропреобразователя; - 18 месяцев гарантийный срок эксплуатации; - работа при 100% влажности; - диапазон измерения амплитудного значения виброускорения, 0,1 – 40 м/с2; - три измерительных осей 3; - диапазон рабочих частот 0-1000 Гц; - 4% относительной приведенной погрешности измеряемой величины. 42 3.4 Выбор программируемого логического контроллера Программируемый логический контроллер (ПЛК) это специализированный цифровой компьютер, используемый для автоматизации технологических процессов. ПЛК имеют развитые устройства ввода-вывода для сбора информации с датчиков и исполнительных механизмов, приспособлены для длительной работы без серьёзного обслуживания, а также для работы в неблагоприятных условиях окружающей среды. ПЛК являются устройствами реального времени. Программировать ПЛК, как правило, можно на пяти языках стандарта IEC-61131.3. Для тех, кто привык к релейно-контактным схемам, будет удобно работать с языком, созданным на их основе (Ladder Diagram), тем, кому понятней электронные схемы, могут воспользоваться языком функциональных блоковых диаграмм (Functional Block Diagram). Опытные программисты могут использовать возможности всех языков. Современный ПЛК может обрабатывать дискретные и аналоговые сигналы, управлять клапанами, шаговыми двигателями, сервоприводами, преобразователями частоты, осуществлять регулирование. Высокие эксплуатационные характеристики делают целесообразным применение ПЛК везде, где требуется логическая обработка сигналов от датчиков. Применение ПЛК обеспечивает высокую надежность, простое тиражирование и обслуживание устройств управления, ускоряет монтаж и наладку оборудования, обеспечивает быстрое обновление алгоритмов управления (в том числе и на работающем оборудовании). В системах управления технологическими процессами ПЛК взаимодействуют с системами человеко-машинного интерфейса: операторскими панелями или рабочими местами операторов на базе PC. Датчики и исполнительные устройства подключаются к ПЛК или централизованно: в стойку ПЛК устанавливаются модули ввода-вывода, подключенные к датчикам и исполнительным устройствам отдельными проводами, или по методу распределённой периферии, когда удалённые от ПЛК датчики и исполнительные устройства связаны с ПЛК через промышленную сеть. Применение ПЛК на нефтеперекачивающих станциях обусловлено низкой ценой и высокой надежностью. Появляется возможность реализовать дополнительные функции, не усложняя и не увеличивая время процесса транспортировки нефти, которые помогут полнее реализовать возможности оборудования. Быстрое развитие микроэлектроники позволяет ожидать дальнейшего снижения цен и улучшения характеристик ПЛК, что является дополнительным стимулом к их применению. Современный рынок предлагает большой ассортимент ПЛК, выпускаемых различными фирмами, например: Siemens, Schneider Electric, Omron, TREI GmbH, ABB, Advantech и другие, что позволяет найти оптимальное решение как для несложных задач, так и для комплексной автоматизации производства. Современные контроллеры часто объединяются в сеть (RS-485, Ethernet, различные типы полевых шин), а 43 программные средства, разрабатываемые для них, позволяют в удобной для оператора форме программировать и управлять ими через компьютер, находящийся на верхнем уровне SCADA-систем. Для того чтобы функционирование автоматизированной системы управления магистральной насосной станции была надежной нам необходимо было выбрать резервируемый программируемый логически контроллер. Зарекомендовавшим себя на территории Казахстана официальным поставщиками резервируемых программируемых логических контроллеров являются компании: Siemens и АВВ. Компания Siemens предлагает программируемые контроллеры SIMATIC S7-315 2DP и S7-414-2. Данные контролеры являются базовыми компонентами для построения резервируемых систем автоматического управления различной степени сложности. Широкий спектр центральных процессоров, сигнальных, функциональных, коммуникационных и интерфейсных модулей позволяет получать оптимальные решения для каждой конкретной задачи. Компания АВВ предлагает разработанный по технологии INDUSTRIAL IT контроллер AC 800F, с распределенной системой управления Freelance 800F. Контроллер АВВ АС800F представляет собой техническое средство, состоящее из набора компонентов, объединенных в одном корпусе, из которых можно формировать различные системные конфигурации и реализовывать программные функции для решения широкого спектра задач контроля и управления. В таблице 3.4 представлены основные технические данные контроллеров Siemens и АВВ. Таблица 3.4 – Основные технические характеристики ПЛК Наименование ПЛК S7-315 S7-414-2 AC 800F 2DP Рабочая память 128 КБ 0,5 МБ 4 МБ Время выполнения 3 мс 0,06 мс 1,5 мс операции Количество каналов 16384/1024 65536/2048 2048/1024 ввода-вывода дискретных/аналоговых Поддерживаемые MPI,DP, MPI,DP, Modbus, интерфейсы Ethernet Ethernet, Profibus, Modbus, CAN, Profibus Foundation Fieldbus, Ethernet Температура -10 +60 °C 0 +65 °C -10 +60 °C окружающей среды 44 С точки зрения технико-экономического показателя и количеству параметров согласно функциональным схемам необходимых для контроля, мною был выбран контроллер фирмы АВВ AC800F (см. рисунок 3.11). Рисунок 3.11- Контроллер АВВ AC800F Контроллер AC 800F обладает высокой производительностью и большим объемом оперативной памяти, одновременно поддерживает до четырёх различные полевых шин, поддерживает 100% резервирование контроллеров, сети операторских станций и полевых сетей, повышая надежность работы, например для систем защит и блокировок. Имеет высокую электромагнитную защищенность, работает в широком диапазоне температур окружающей среды, что позволяет устанавливать его рядом с технологическим оборудованием. Имеет следующие характеристики: - 32 бит RISC процессор INTEL 80960HT25/75; - 4 Мбайт RAM; - 4 Мбайт FLASH; - 16KEEPROM; - 4 слота полевых сетей; - слота модулей Ethernet; - 32 bit внутренняя информационная шина 100 Мбайт/с; - максимальная потребляемая мощность 7,8 Вт; - размеры: 239(ширина)х202(высота)х164(глубина); -максимальный вес-5 кг. Неубедителен выбор данного контроллера. Добавить: требования заказчика к типу контроллера. 3.5 Разработка программного обеспечения МНС Для управления магистральной насосной станции были разработаны алгоритмические модули в виде блок-схем, а именно: 1) модуль обработки дискретного сигнала; 2) модуль обработки аналогового сигнала; 3) модуль управления и контроля состояния задвижки; 45 4) модуль контроля состояния и управление агрегатом вспомогательных систем; 5) модуль контроля состояния и управление электродвигателем насосного агрегата; 6) контроль состояния и управление МНА. 3.5.1 Модуль обработки дискретного сигнала Алгоритмический модуль предназначен для обработки и контроля дискретного сигнала, который является технологическим параметром. Модуль выполняет следующие функции: - установка режимов обработки и замены значения параметра; - контроль достоверности параметра; - обработка сигнала в различных режимах; - обработка сигнала при недостоверности; -сохранение действующего (аварийного) значения сигнала до деблокировки командой оператора (для аварийных защит). Объектом контроля является сигнал, поступающий на вход ПЛК от датчика сигнализации предельного или аварийного значения технологического параметра (температуры, давления, уровня и т.п.). 3.5.1.1 Алгоритм работы блока обработки дискретного сигнала Данный программный модуль работает по определенному режиму, в зависимости от того какой был выбран режим работы. Существует несколько видов режима: 1) режим замены на базовое значение; 2) режим замены на последнее достоверное значение; 3) режим замены на аварийное значение; 4) режим без замены. Режимы замены являются взаимоисключающими и устанавливаются по командам оператора или инженера КИПиА. Также программный модуль позволяет работать в двух режимах обработки и замены параметра, это режим маскирования и режим имитации. Режимы могут быть совмещены, однако режим имитации имеет более высокий приоритет относительно режима маскирования. Блок-схема установки режима обработки дискретного сигнала приведена в приложении Е. Для исключения ложного срабатывания аварийного сигнализатора введен параметр «дребезг контактов». Данный параметр задает количество циклов на задержку обработки дискретного сигнала с поля. Контроль достоверности значения параметра заключается в отслеживании следующих событий: - отсутствие связи с узлом S800; - отказ S800; - отказ модуля дискретного ввода S800; 46 - недостоверность данных в канале модуля дискретного ввода S800; - неисправность датчика. Первые четыре ситуации учитываются при формировании входного сигнала о неисправности. По любой из этих причин формируется признак «Неисправность S800». 3.5.2 Модуль обработки аналогового сигнала Алгоритмический модуль предназначен для обработки аналогового сигнала, который является технологическим параметром контроля. Модуль выполняет следующие функции: - установка режимов обработки и замены значения параметра; - контроль достоверности параметра; - обработка значения в различных режимах; - обработка значения при недостоверности; - контроль предельных и аварийных значений параметра. Объектом контроля модуля является сигнал, поступающий на вход ПЛК от датчика измерения значения технологического параметра (температуры, давления, уровня и т.п.). Аналоговые сигналы могут быть следующих видов: - 4-20 мА; - 0-100 В от трансформаторов напряжения; - 0-20 мA от трансформаторов тока; - 0-5 мA. 3.5.2.1 Алгоритм работы блока аналогового сигнала Данный программный модуль, как и модуль обработки дискретного параметра, имеет несколько режимов работы, к этим режимам относятся: 1) режим замены на базовое значение; 5) режим замены на последнее достоверное значение; 6) режим замены на аварийное значение; 7) режим без замены. Режимы замены являются взаимоисключающими и устанавливаются по командам оператора или инженера КИПиА. Также программный модуль позволяет работать в двух режимах обработки и замены параметра, это режим маскирования и режим имитации. Режимы могут быть совмещены, однако режим имитации имеет более высокий приоритет относительно режима маскирования. Блок-схема установки режима обработки аналогового сигнала приведена в приложении Ж. Контроль достоверности значения параметра заключается в отслеживании следующих событий: - отсутствие связи с узлом S800; - отказ S800; - отказ модуля аналогового ввода S800; - недостоверность данных в канале модуля аналогового ввода S800; 47 - неисправность датчика. Первые четыре ситуации учитываются при формировании входного сигнала о неисправности. По любой из этих причин формируется признак «неисправность S800». Кроме этого, в данном алгоритме производится контроль выхода значения параметра за пределы измерения на основе заданных пределов. Алгоритм формирует признак недостоверности «значение за пределами измерении». В приложении Ж представлена блоксхема обработки параметра аналогового сигнала. 3.5.3 Модуль контроля состояния и управления задвижкой Алгоритмический модуль предназначен для решения задачи контроля и управления задвижкой. Модуль реализует следующие функции: - контроль состояния; - установка режимов управления; - формирование команд управления; - проверка выполнения команд управления; - имитация работы электропривода. Предусмотрено три режима управления задвижкой: - местный (МЕСТ), в местном режиме задвижка может быть открыта, закрыта либо остановлена кнопками по месту; - дистанционный (ДИСТ), управление задвижкой осуществляется по командам оператора; - режим имитации состояния (ИМИТ). В режиме имитации управление приводом блокировано. В процессе выполнения команд управления алгоритм имитирует изменение состояния задвижки на основе заданных временных параметров. Алгоритм принимает решения на открытие и закрытие задвижки при поступлении следующих команд: - команда оператора «открыть/закрыть задвижку»; - команда управляющего алгоритма «задвижку автоматически открыть/закрыть»; - флаг реверса на открытие/закрытие. При отсутствии флага "Задвижка в движении" алгоритм формирует команду контроллера на открытие/закрытие задвижки. В том случае, если при поступлении команды на открытие задвижка закрывается, алгоритм производит реверс пускателя в следующем порядке: автоматически останавливает задвижку, по истечении 1сек после останова открывает задвижку. Проверкой на выполнение команд «открыть/закрыть» заключается в контроле состояния задвижки после формирования команды через определенные промежутки времени. Причиной невыполнения команд может быть одно из следующих событий: 1) не включился пускатель открытия/закрытия задвижки после подачи команды в течение определенного времени (время задается для каждой 48 задвижки индивидуально); 2) несанкционированное отключение пускателя в случае пропадания фазы; 3) не приход в положение "открыта/закрыта" в течение определенного времени. В любом из этих случаев, кроме пропадания фазы, команда на открытие/закрытие снимается, устанавливается флаг невыполнения команды и формируется оперативное сообщение о причине отказа. Останов задвижки алгоритм принимает решение при поступлении следующих команд: - команда оператора «остановить задвижку»; - команда автоматического останова задвижки; - команда при несанкционированном движении задвижки. Блок-схемы контроля состояния и управления задвижкой представлено в приложении И. 3.5.4 Модуль контроля состояния и управление агрегатом вспомогательных систем Алгоритмический модуль предназначен для контроля и управления агрегатом вспомогательных систем НПС (вентиляторы, маслоохладители, маслонасосы, подпорная вытяжная вентиляция и т. п.) Модуль реализует следующие функции: - контроль состояния агрегата в различных режимах; - установка режимов управления агрегатом; - выполнение команд управления двигателем; - проверка выполнения команд управления. Предусмотрено четыре режима управления агрегата вспомогательных систем: - автоматический; - кнопочный; - местный; - ремонт. Все режимы – взаимоисключающие, при установке какого-либо режима все остальные режимы сбрасываются. В автоматическом режиме управление агрегатом осуществляется по команде внешнего управляющего алгоритма. Решение на пуск или останов может быть принято по одной из следующих причин: - предельные значения технологических параметров; - команды пуска или останова данной подсистемы, вспомогательных систем НПС; - резервирование при отказе дублирующего агрегата или принудительно по команде оператора. В кнопочном режиме управление агрегатом осуществляется по командам оператора "Включить", "Отключить". 49 В режиме ремонт пуск агрегата по команде ПЛК блокирован. В местном режиме пуск агрегата по команде ПЛК блокирован, возможен пуск кнопкой по месту. Блок-схемы контроля состояния и управление агрегатом вспомогательных систем представлено в приложении К. 3.5.5 Модуль контроля состояния и управление двигателем насосного агрегата Алгоритмический модуль предназначен для контроля и управления электродвигателем магистральных насосных агрегатов НПС «Барсенгир». Модуль реализует следующие функции: -контроль состояния электродвигателя, формирование массива флагов состояния; - формирование команд управления; - проверка выполнения команд управления. Объектом управления является электродвигатель магистрального агрегата. Состояние двигателя определяется состоянием высоковольтного выключателя, а также величиной силы тока. Обработка параметра «Ток двигателя» производится алгоритмическим модулем оброботки аналогового сигнала. Алгоритм анализирует входные дискретные сигналы контроллера и на основе этой информации формирует флаги состояния ВВ: - ВВ включен; - ВВ отключен; - неопределенное состояние ВВ; - ВВ в процессе переключения; - неисправность цепи включения ВВ; - неисправность цепи отключения ВВ; - кнопка СТОП по месту; - электрозащита ВВ. Изменение состояния сигнализируется оперативным сообщением. Двигатель может быть включен по команде «Пуск двигателя» от алгоритмического модуля контроля и управления насосным агрегатом. Проверка условий запрета пуска в данном модуле не производится. Длительность команды "Включить" определяется уставкой определенного времени, в течение данного времени команда «Стоп двигателя» не может быть исполнена. Двигатель может быть отключен по команде "Стоп двигателя" от алгоритмического модуля контроля и управления насосным агрегатом или по сигналу «Отказ в процессе пуска/работы». Проверка условий запрета останова в данном модуле не производится. 50 Также данный программный модуль осуществляет проверку на выполнение команды пуск/стоп двигателя, причиной невыполнения команд может быть одно из следующих событий: - не включение ВВ в течение определенного времени с момента подачи команды; - сила тока не достигла нормального значения за определенное время с момента включения ВВ. В любом из этих случаев устанавливается флаг «Отказ в процессе пуска/работы» и формируется оперативное сообщение о причине отказа. Алгоритм отслеживает частоту пусков двигателя. Если более двух пусков за определенное время, формируется флаг "Двигатель был включен из горячего состояния". Флаг сбрасывается после остывания двигателя – нахождение в отключенном состоянии в течение времени, которое устанавливается инженер АСУТП. Блок-схемы контроля состояния и управление двигателем насосного агрегата представлено в приложении. 3.5.6 Модуль контроля состояния и управление МНА Алгоритмический модуль предназначен для контроля состояния и управления магистральным насосным агрегатом. Основные функции модуля: - установка режимов управления и программ пуска агрегата; - контроль готовности к пуску; - пуск агрегата в различных режимах, в том числе автоматический программный пуск; - останов агрегата по команде оператора, аварийный останов; - контроль и диагностика состояния агрегата; - автоматическое управление агрегатными задвижками. Существует три взаимоисключающие программы автоматического пуска МНА, т.е. при установке одной из программ остальные сбрасываются: - программа пуска №1 (пуск на открытую выходную задвижку); - программа пуска №2 (пуск на закрытую выходную задвижку); - программа пуска №3 (пуск на открывающуюся выходную задвижку). Программы пуска устанавливаются по командам оператора. При установке программы пуска №2 или №3 автоматически закрывается выходная задвижка агрегата. Существует четыре основных взаимоисключающих режимов управления МНА: - автоматический (АВТ) – управление МНА (двигатель, задвижки) по команде оператора в соответствии с выбранной программой пуска; - автоматический резервный (АВТ РЕЗ) – пуск производится автоматически при отключении одного из работающих агрегатов собственной защитой; 51 - кнопочный (КНОП) – управление двигателем и задвижками индивидуальными командами; - ремонтный (РЕМОНТ) – запрет на управление двигателем и задвижками. Режимы управления устанавливаются по командам оператора. При установке режима АВТ РЕЗ формируется команда на открытие входной задвижки. В том случае, если установлена программа пуска №1, автоматически открывается выходная задвижка. При установке режимов АВТ или АВТ РЕЗ автоматически включается основной подпорный вентилятор МНА. Блок-схемы контроля состояния и управление МНА представлено в приложении. 3.6 Структура программного обеспечения Программное обеспечение автоматизированной системы управления магистральной насосной станции НПС «Барсенгир» предназначено для решения функциональных задач обработки информации и управления объектами, входящими в зону ответственности магистральной насосной. В основу архитектуры программного комплекса заложен модульный принцип построения с использованием базового программного обеспечения (WinCC с опциональными пакетами Server и Web Navigator, MS SQL Server под управлением операционной системы Windows) и прикладного программного обеспечения. Для обеспечения взаимодействия компонент в едином комплексе используется иерархическая структура с несколькими уровнями группирования и подчиненности модулей, каждый из которых имеет свою целевую задачу и специфический критерий качества, обеспечивающий эффективное функционирование программного комплекса в целом. Программное обеспечение (ПО) автоматизированной системы управления и контроля магистральной насосной станции НПС «Барсенгир» состоит из базового, инструментального и прикладного программного обеспечения. 3.6.1 Базовое программное обеспечение Базовое программное обеспечение, разработанное вне связи с конкретной системой, представляет собой среду для исполнения инструментального и разработки прикладного ПО, является стандартным программным продуктом. К базовым программным обеспечениям относятся: - ОС Windows 2003 Professional; - ОС Windows 2003 Server; - СУБД SQL Server 2000 Standard Edition. Операционная система Windows 2003 Professional используется на 52 автоматизированных рабочих местах и обеспечивает среду для нормального функционирования системы SCADA пакета WinCC с опцией Client. Основными критериями по которым проводился выбор в качестве ОС Windows 2003 Professional, явились следующие факторы: - реализация ОС Windows 2003 Professional на Intel-платформе; - поддержка множества протоколов передачи данных по сети; - наличие элементов интерфейса OPC - COM, DCOM и OLE; - наличие трансляторов с языков VBA, С и С++; - поддержка драйверов DDE и OLE и др. Операционная система Windows 2003 Server используется на серверах, так как есть необходимость подключения более 4 клиентов и обеспечивает среду для нормального функционирования систем SCADA WinCC и продукта Control Builder F. Критериями выбора в качестве ОС Windows 2003 Server, явились следующие факторы: - интерфейс API (Application Programming Interface – интерфейс прикладного программирования) ODBC, OLE DB, DB-LIB; - реализация ОС Windows 2003 Professional на Intel-платформе; - поддержка множества протоколов передачи данных по сети; - наличие трансляторов с языков VBA, С и С++; - поддержка драйверов DDE и OLE и др. Операционная система Windows 2003 Server, основанная на базе Windows NT 4, спроектирована как серверная платформа, поддерживающая совместный доступ к ресурсам данного компьютера и обеспечивающая, функционирование WinCC с опцией Server и СУБД SQL Server 2000 Standard Edition сервера архива данных. 3.6.2 Инструментальное программное обеспечение Инструментальное программное обеспечение представляет собой среду разработки прикладного программного обеспечения. Инструментальное программное обеспечение состоит из: - SCADA пакета WinCC; - системы технологического программирования Control Builder F. Инструментальным ПО средств сети логически можно разделить на два уровня, т.е. верхнего и нижнего уровня. Инструментальным ПО верхнего уровня является WinCC, предназначенная для систем обработки данных, управления и разработки интерфейсов рабочих мест пользователей. Инструментальным ПО нижнего уровня является среда программирования технологических алгоритмов управления Control Builder F, предназначен для конфигурирования программируемых логических контроллеров АВВ АС 800 FR. 53 3.6.3 Программирование Control Builder F После разработки алгоритмических модулей, их необходимо было реализовать на программном обеспечении в среде Control Builder F. Разработка программного обеспечения состоит из нескольких этапов. Первым этапом разработки программного обеспечения является конфигурирование оборудования. Конфигурирование проводится с помощью инструмента Hardware Configuration (см. рисунок 3.12), в котором проводится программное конфигурирование аппаратного обеспечения системы автоматизации. Рисунок 3.12 – Конфигурирование оборудование Вторым этапом является описание входных - выходных переменных, а также переменных, которые используются непосредственно в программных блоках (подпрограмм). Описание переменных проводится в инструменте «Variable list» (см. рисунок 3.13). 54 Рисунок 3.13 – Таблица переменных Следующим этапом была реализация алгоритмического блока обработки дискретного сигнала. Данный блок написан на языке Ladder Diagram (LAD) (см. рисунок 3.14). Рисунок 3.14 – Блок обработки дискретного сигнала 55 Далее был реализован алгоритмический блок обработки аналогового сигнала. Блок был написан на языке Statement List (STL) (см.рисунок 3.15). Рисунок 3.15 – Блок обработки аналогового сигнала На рисунке 3.16 представлен программный код, алгоритмического модуля управления и контроля задвижкой. 56 Рисунок 3.16 – Программный код управления задвижкой Далее на рисунке 3.17 представлен программный код контроля состояния и управление агрегатом вспомогательных систем. Рисунок 3.17 – Программный код контроля состояния и управление агрегатом вспомогательных систем Далее на рисунке 3.18 представлен программный код контроля состояния и управление электродвигателем насосного агрегата. Рисунок 3.18 – Программный код контроля состояния и управление 57 электродвигателем насосного агрегата На рисунке 3.19 представлен программный код контроля состояния и управления МНА. Рисунок 3.19 – Программный код контроля состояния и управления МНА Для того чтобы разгрузить контроллер и увеличить пропускную способность передачи данных на верхний уровень, программа была поделена по задачам (см. рисунок 3.20). Технологические процессы делятся на инерционные и неинерционные процессы, например переходной процесс температуры является инерционным, что позволяет нам опрашивать датчик температуры с интервалом 500 мс. 58 Рисунок 3.20 – Структура ПО МНС Из рисунка 3.20 видно, что ПО было поделено на 4 части по задачам (TASK) . В первой части программы проводится обработка дискретных датчиков с интервалом времени 200 мс. Во второй части проводится операция по обработке аналоговых параметров (давление, вибрация) с интервалом времени 500 мс. В третьей части ПО проводится операция по обработке аналоговых сигналов с интервалом времени в 1секунду. Четвертая часть ПО выполняет операции по задвижкам, агрегатам и т.д. 59 Обмен данных нижнего уровня (Control Builder F) с верхним уровнем (WinCC) происходит по ОРС протоколу. Для этого перемененные были описаны в встроенной базе данных (Tag list) (см.рисунок 3.21). Рисунок 3.21 – Tag list 3.6.4 Разработка управления МНС интерфейса автоматизированной системы Проектирование интерфейса проводилось на WinCC, которая предназначена для разработки системы визуализации и относится к системам верхнего уровня. Данная система в дальнейшем обеспечит возможность модернизации системы для расширения ее функций. Разработку интерфейсов осуществляли через основное навигационное окно WinCC Explorer (Проводник), где отображается структура всего проекта (см. рисунок 3.23). Отсюда запускаются отдельные редакторы системы и конфигурируются опции. Набор редакторов включает в себя: - графический редактор; - редактор регистрации аварийных сообщений; - редактор архивирования значений процесса; - редактор формирования отчетов; - редактор управления пользователями. 60 Рисунок 3.22 - Навигационное окно WinCC Для разработки мнемосхем использовали «графически редактор». Графический редактор (Graphics Designer) - является инструментальным средством, предназначенным для визуализации контролируемых технологических параметров и оперативного диспетчерского управления, поддерживает технологии ActiveX и OLE. Graphics Designer объединяет средства разработки и просмотра графических мнемосхем автоматизированных рабочих мест диспетчеров. Объектная модель WinCC позволяет обращаться ко всем объектам графического редактора, а также к тегам, сообщениям и текстам, с использованием объектной модели COM. В то же время, можно легко обращаться к объектной модели приложений других производителей (например, продуктов Office). Мнемосхемы магистральной насосной станции и магистрального насосного агрегата показаны на рисунках 3.23 и 3.24. 61 Рисунок 3.23 – Мнемосхема МНС Рисунок 3.24 – Мнемосхема МНА 62 4 Безопасность жизнедеятельности 4.1 понятие Общее вентиляции Слово «вентиляция» корнями уходит в латинский язык, от «ventilatio» проветривание, и обозначает организацию воздухообмена в помещении, благоприятного для нормальных условий жизнедеятельности человека, а так же совокупность обеспечивающих этот воздухообмен технических средств. Системы вентиляции устанавливаются в помещениях самого различного назначения и поддерживают в них необходимые параметры для работы и жизни людей. В производственных помещениях чистота, влажность и температура воздуха зачастую строго регламентируются документально, например, в музеях необходимо всегда поддерживать определенные влажность и температуру воздуха для сохранности всех экспонатов, а в производственном сталелитейном цехе эти параметры будут совершенно другими. Системы вентиляций несложно классифицировать, несмотря на их огромное количество, по определенным и присущим им признакам: 1) Способ перемещения воздуха – механический и естественный. 2) Назначение - приточные и вытяжные вентиляционные системы. 3) Конструкция - канальные и бесканальные. Вентиляцией называется организованный и регулируемый воздухобмен, обеспечивающий удаление из пощения загрязненного воздуха и подачу на его место свежего. Система вентиляции, перемещение воздушных масс в которой осуществляется благодаря возникающей разности давлений снаружи и внутри здания, называется естественной вентиляцией. Вентиляция, с помощью которой воздух подается в производственые помещения или удаляется из них по системам вентиляционных каналов с использованием для этого специальных механических побудителей, называется механической вентиляцией. Общеобменная вентиляция предназначена для ассимбиляции ибыточной теплоты, влаги и вредных веществ во всем объеме рабочей зоны помещений. Она применяется в том случае, если вредные выделения поступают непосредственно в воздух помещения, рабочие места не фиксированы, а распологаются по всему помещению. По способу подачи и удаления воздуха различают четыре схемы общеобменной вентиляции приточная, вытяжная, приточно-вытяжная и системы с рекуперацией. По приточной системе воздух подается в помещение после подготовки его в приточной камере. В помещении при этом создается избыточное давление, за счет которого воздух уходит наружу через окна, двери или в другие помещения. Приточную систему применяют для ветиляции помещении, которые нежелательно попадание загрязненного воздуха из соседних помещений или хлодного воздуха извне. Вытяжная система предназначена для удаления воздуха из помещения. При этом в нем создается пониженное давление и воздух соседних помещений 63 или наружный воздух поступает в данное помещение. Вытяжную систему целесообразно применить в том случае, если вредные выделения данного помещения не должны распространяться на соседние. Приточно-вытяжная вентиляция – наиболее распространенная система, при которой подается в помещение приточной системой а удаляется вытяжкой; системы работают одновременно. В отдельных случаях для сокращения эксплуатационных расходов на нагревание воздуха применяют системы вентиляции с частичной рециркуляцией. В них к поступающему снаружи воздуху подмешивают воздух, отсасываемый из помещения вытяжной системой. Из четырех вышеуказанных видов общеобменной вентиляции далее будут рассмотрены расчеты для приточно-вытяжной вентиляции и по параметрам помещения подобрана приточно-вытяжная установка. 4.2 Анализ опасных и вредных факторов Производство и переработка пластмасс относится к тем отраслям промышленности, которые представляют опасность профессиональных отравлений и заболеваний работающих, а также загрязнение окружающей среды. Серьезные загрязнения воздушной среды наблюдаются при переработке полиэтилена. Полиэтилен и изделия на его основе при комнатной температуре не выделяют в окружающую среду токсичных веществ и не оказывают при непосредственном контакте влияния на организм человека. Работа с ними не требует особых мер предосторожности. Однако при температурах, превышающих температуру плавления полиэтилена возможно выделение в воздух вредных паров и газов летучих продуктов термоокислительной деструкции, содержащих формальдегид, ацетальдегид, окись углерода, аэрозоль полиэтилена, органические кислоты. Эти вещества оказывают негативное действие на организм человека. При разгрузке полиэтилена в бункер и при резке труб воздух засоряется пылью. От охлаждающей ванны выделяются пары воды. Кроме того, выделяется большое количество тепла от нагретых поверхностей цилиндра экструзионной машины, от электродвигателя и электронагревателей. Поэтому цех производства труб рекомендуется располагать в отдельных одноэтажных корпусах. Отделения с технологическим оборудование, в котором выделяется избыточное тепло, располагаются около наружных продольных стен с оконными проемами для обеспечения естественной вентиляции в теплый период года. Можно выделить физические опасные и вредные факторы, которыми сопровождается технологический процесс: - взрывоопасность и пожароопасность, которые обусловлены наличием легковоспламеняющихся и горючих жидкостей; - опасность получения механических травм обусловлена применением подвижных частей технологического оборудования; 64 - повышенная загазованность воздуха рабочей зоны в результате разгерметизации оборудования, трубопроводов; - электроопасность – обусловлена применением электрического тока для приведения в действие электрооборудования, возникновением зарядов статического электричества при движении продуктов в трубопроводах и аппаратах; - повышенный уровень шума от действующего оборудования. Таким образом, при разработке проекта, прежде всего, следует знать имеющееся опасные зоны, вредные и опасные факторы, уметь правильно оценить их уровень воздействия разработать мероприятия, позволяющие создать для персонала безвредные и опасные условия для работы. 4.3 Опасные производственные факторы и мероприятия по технике безопасности Опасные производственные факторы – это факторы, которые могут оказать на работника мгновенное физическое воздействие и вызвать травму. Для данного технологического процесса характерны следующие факторы: - травмирование движущими частями механизмов; - ушибы и порезы острыми частями оборудования и инструмента; - поражение электрическим током; - ожоги о нагретые поверхности оборудования. Полимерные материалы перерабатываются методом экструзии в диапазоне температур от 120 до 300°С. В результате цилиндр и формующая головка значительно нагреваются и при соприкосновении с ними возможны тяжелые ожоги. Поэтому нагретые части машины изолированы, корпуса машин должны быть заземлены в соответствии с действующими правилами. Поверхности электронагревательных элементов должны иметь наружную термоизоляцию и быть укрыты кожухом для исключения избыточного тепловыделения и предотвращения ожогов. Разборку и чистку машины следует проводить в перчатках, незакаленные детали чистить деревянным или латунным инструментом, следует избегать ударов, особенно при очистке червяка. Во избежание возникновения травматизма на рабочем месте предусмотрены блокировки, устраняющие возможность захвата рук и одежды машиниста выдувного агрегата. При загрузке гранул полиэтилена могут возникать значительные заряды статического электричества, поэтому экструдеры, а также тянущие, режущие и приемные устройства экструзионных установок должны быть заземлены. При разборке, замене частей, ремонте электрооборудования необходимо обесточить. Электрооборудование выбирают с учетом класса взрывоопасности зоны. Участок получения полиэтиленовых изделий в соответствии с ПУЭ относится к помещениям класса П – IIа, то есть при нормальных условиях горючие пыли взрывоопасной концентрации не образуются, их образование возможно только при авариях или 65 неисправностях. При возгорании электрооборудования необходимо отключить его от сети и применить для тушения углекислотный огнетушитель. Для исключения ожогов горячим расплавом в момент заправки первой заготовки в приемное устройство применяют индивидуальные средства защиты – хлопчатобумажные перчатки. Линии для производства труб оснащены оборудованием для механизированной укладки для устранения физического труда. Таким образом, строгое соблюдение всех инструкций и техники безопасности, предусмотренных данным производством, дает гарантии для безопасного труда рабочего персонала, а также работы технологического оборудования. 4.4 Вредные производственные факторы и мероприятия по гигиене труда и производственной санитарии К вредным относятся факторы физиологического, гигиенического, химического и психологического характера, длительное действие которых, постепенно накапливаясь, разрушает организм и может вызвать профессиональное заболевание. Вредные факторы: неблагоприятные метеорологические условия (температура, влажность, подвижность воздуха), наличие в воздухе газов или пыли, наличие тепловых и других невидимых излучений, шум и вибрация, неудобное или требующее физического перенапряжения положение тела человека при работе и т.д. Перечисленные факторы формально относятся к вредным, если их уровни превышают действующие санитарные нормы. При нагревании полиэтилена свыше 140°С может начаться процесс термоокислительной деструкции, и выделение в воздух летучих продуктов, содержащих органические кислоты, карбоновые соединения, в том числе формальдегид, ацетальдегид и окись углерода. При концентрации этих веществ в рабочей зоне выше допустимых возможны острые и химические отравления. Вторым по значимости вредности производственным фактором является органическая пыль, образующаяся в процессе загрузки гранул полиэтилена в экструдер и резке труб. Соблюдение ПДК вредных веществ, приведенных в таблице достигается путем соответствующей организации технологических процессов. Характеристика вредных веществ, выделяющихся при производстве труб из ПЭ приведена в таблице 4.1. 66 Таблица 4.1 - Токсическая характеристика вредных веществ Наименование Характеристика Класс ПДК, мг/м3 вещества воздействия на опасности человека ПДК в атмосферном в воздухе возд населенного ухе пункта ПДК рабо ПДК м.р. с.с чей зоны Формальдегид Поражение II 0,5 0,035 0,003 (СН20) центральной нервной системы, органов зрения, почек, оказывает мутагенное, канцерогенное действие Ацетальдегид (С2Н40) Оказывает наркотическое, раздражающее, обще токсическое действие III 5 0,01 0,1 Оксид углерода (СО) Действует на ц.н.с., органы дыхания, вызывает нарушение обмена веществ Поражение бронхов и легких IV 20 5 3 IV 6 Пыль ПЭ - - Для защиты рабочих от воздействия вредных веществ, их обеспечивают индивидуальными средствами защиты: спец. одеждой, спец. обувью, перчатками х/б, защитными очками ЗП1 – 80, респираторами типа «лепесток», противогазами 5КФ, кремом для защиты рук. В производственном цехе предусмотрена общеообменная приточновытяжная вентиляция с удалением воздуха из верхней зоны помещения. Воздух, подаваемый в рабочую зону, должен быть предварительно очищен от пыли до концентрации не менее 0,5 мг/м. Для предотвращения попадания вредностей в помещение используют вытяжные вентиляционные системы, которые максимально сокращают выделения. Метеорологические условия Одним из необходимых условий здорового и высокопроизводительного труда на химических предприятиях является обеспечение нормальных метеорологических условий в производственных помещениях, являющихся 67 важнейшей характеристикой санитарно–гигиенических условий труда. Работы, связанные с производством изделий из пластмасс, относят к категории IIа – средней тяжести. Это работы, связанные с постоянной ходьбой, выполняемые стоя или сидя, но не требующие переноса тяжести. Нормы микроклимата представлены в таблице 4.2. Таблица 4.2 – Нормы температуры, влажности, скорости движения воздуха Категория Температура Относительная Скорость движения работ воздуха, °С влажность, % воздуха, с оптим. допуст. оптим. допуст. оптим. допуст. Средней тяжести (IIа) 18–20 21–23 17–23 18–27 40–60 40–60 75 75 0,2 0,3 не более 0,3 0,2–0,4 Во избежание профессиональных заболеваний рабочих в цехе экструзии предусмотрены мероприятия, обеспечивающие поддержание необходимых метеорологических условий воздушной среды. Важным техническим средством обеспечения метеорологических условий в цехе является вентиляция, которая обеспечивает необходимую чистоту воздуха в производственном помещении. На данном производстве предусмотрена приточно-вытяжная вентиляция. 4.5 Пожаро и взрывобезопасность Пожарная безопасность технологического процесса определяется свойствами используемых веществ и материалов. Пожароопасные свойства веществ, используемых при производстве изделий из ПЭ, приведены в таблице 4.3. Таблица 4.3 – Пожароопасные свойства горючих газов и кристаллических веществ, выделяющихся на производстве Наименование Физ-ое Tем-ра Тем-ра Темп-ра Концентрацион вещества состояние вспышки воспламе самовос- ные пределы паров, °С нения, °С пламене воспламенения ния, °С % нижн Формальдегид горючий газ Ацетальдегид газ верх - - 430 7 73 - - 172 4,1 57 68 Оксид углерода ПЭНД горючий газ аморфное - - 605 12,5 74 - 306 440 12* - * конц. г/м3. На основании анализа свойств, используемых веществ и НПБ-105–95 цех по производству полиэтиленовых труб относится к пожароопасной категории В - это помещение, где используются горючие, трудногорючие жидкости, твердые трудногорючие и вещества и материалы, кислородом воздуха только гореть. Все вспомогательные и складские помещения в цехе обеспечиваются первичными средствами пожаротушения и пожарного инвентаря, которые имеют отличительную красную окраску. Наряду с этим помещения снабжены автоматической пожарной сигнализацией. Для обеспечения пожаро-взрыво-безопасности проводятся следующие мероприятия: – Ведется контроль исправности и герметичности оборудования. – Контроль воздушной среды. – Рабочий персонал проходит противопожарный инструктаж. Соблюдаются порядок и нормы хранения сырья и готовой продукции. Пожаро- и взрывозащита технологического процесса получения полиэтиленовых труб в значительной степени обеспечивается правильным выбором промышленных площадок, строительных конструкций производственных зданий и пожаро-взрывозащитой оборудования. К первичным средствам пожаротушения относятся внутренние пожарные краны различного типа, огнетушители, песок, вода, огнегасительные пены, инертные газы, асбестовые одеяла. Противопожарный инвентарь размещен в специально отведенных для этого местах, согласованных с органами пожарного надзора, в установленном количестве и с соблюдением их хранения. К средствам пожаротушения обеспечивается свободный доступ. Для ликвидации пожара имеются пожарные гидранты, рукава и огнетушители типа ОХП–10, ОУ–10. Внутренний пожарный кран – элемент внутреннего пожарного водопровода располагается на высоте 1,35 м. от пола на лестничных клетках и входов в коридорах. Пожарный кран снабжается рукавом диаметром 50 мм, длинной 10–20 м. В одном помещении должно быть не менее двух пожарных кранов. К стационарным системам относится установки, в которых все элементы смонтированы и находятся постоянно в готовности. Стационарные установки имеют как правило местное или дистанционное включение и одновременно выполняют функцию автоматической пожарной сигнализации. При расположении производственного оборудования необходимо учитывать обязательные требования противопожарной безопасности. Размещение оборудования должно обеспечивать поточность производственного процесса, удобное и безопасное обслуживание, ремонт и чистку оборудования. Проходы для обслуживания оборудования, между 69 выступающими частями машин должны быть не менее 8 м. Ширина проходов по которым осуществляет движение внутрицеховой транспорт, определяется габаритами транспорта, и увеличивается на 0,8 м с каждой стороны до выступающих деталей оборудования. Запрещено загораживать оборудованием, коммуникациями, щитами выходы из помещений, а так – же проходы к окнам, открывающимся от пола. Кроме того, в производственных цехах между машинами и аппаратами предусмотрены проходы, связанные с эвакуационными выходами. 4.6 Расчет тепловых показателей для установки приточно-вытяжной Задание для расчета: - рассчитать тепловые нагрузки в помещении внутренние и наружные; - сделать выводы. Таблица 4.4– Исходные данные Параметры помещения, м Длина 30 Ширина 20 Высота 5 Данные по оборудовнию Количество, шт 6 Мощ. Роб., КВт/ч 0,6 КПД ,ƞ 0,9 Данные по источнику света Мощ. N ос. уст. Вт/м2 60 Вид источника света ПВЛМ Число сотрудников Муж 10 Жен 2 Окна Количество, шт 12 2 Площадь 1окна, м 1,5 Расположение Ю-З Расчетное время суток 13-14ч Температура в помещении Летом 22 Зимой 18 Вид положения работы стоя 70 4.6.1 Расчетная часть Необходимо найти требуемую кратность воздухообмена, которая вычисляется по формуле L n в , Vn (4.1) где Lв – количество воздуха поступающего в помещение, м3/час; Vn – объем помещения, м3. Определим объем помещения по исходным данным из таблицы 3.5 Vn 30 * 20 * 5 3000 м 3 . Lв рассчитывается из следующей формулы Lв Q изб , с в t в (4.2) св – теплоемкость воздуха, равная 0,24 ккал/кг·оС; γв – удельная масса приточного воздуха, равна 1,206 кг/м3; Δt – разность температур выходящего и входящего воздуха: о Δt=tвых-tвх, С. Δt берется из следующих значений, если Qнапр<20 ккал, то Δt=6оС, иначе Δt=8 оС. Qнапр находится по формуле где Q напр Q изб , Vn (4.3) где Qизб – избыточное тепло, определяемое как сумма теплопоступления от различного вида источников Qизб Q рад Q ля Qоб Qосв Qорг Qотд , где Qрад – теплопоступления от солнечной радиации (излучения); – теплопоступления от людей; Qоб – теплопоступления от оборудования; Q осв– теплопоступления от осветительных установок; Qорг - теплопритоки, возникающие за счет находящейся оргтехники; Qотд – тепловая отдача (потери тепла). Определим все слагаемые из формулы ( 3.4) . Qоб – теплопоступления от оборудования, вычисляется по 71 (4.4) формуле Qоб Pоб nоб 0,6 * 0,9 6 2,16 кВт , (4.5) где Роб – мощность оборудования, кВт/ч; η – коэффициент перехода тепла в помещение; nоб – количество оборудования в помещении. – теплопоступления от людей, рассчитывается по формуле Q ял (Qол ) q явн (qобщ ) n муж 0,85 q явн (qобщ ) nженщ , (4.6) где qявн – тепловыделения человека во внешнюю среду, Вт. Находим по таблице 8 из методического указания для расчетов вентиляционной системы: летом при температуре в помещении 25оС: qявн = 76 Вт; qобщ=102 Вт; зимой при температуре в помещении 18 оС: qявн=89 Вт; qобщ=104 Вт. nмуж, nжен – количество мужчин и женщин работающих в помещении. Принято считать, что женщина выделяет 85% от нормы тепловыделений взрослого мужчины. Таким образом, тепловыделения от людей равно летом Q ял 76 10 0,85 76 2 889,2 Вт 0,8892 кВт , Q ол 102 10 0,85 102 2 1193,4 Вт 1,1934 кВт . зимой Q 89 10 0,85 89 2 1041,3 Вт 1,0413 кВт , я л Q ол 104 10 0,85 104 2 1216,8 Вт 1,2168 кВт . Qосв – теплопоступление от осветительных устройств (ламп), рассчитывается по формуле Qосв N осв Fпол n , (4.7) где Nосв – мощность ламп (Nосв=60 Вт/м2); Fпол - площадь пола. (Fпол= 30*20=600м2) n – коэффициент перехода электрической энергии в тепловую (для ПВЛМ 0,72-0,75) Qосв N осв Fпол n 60 600 0,74 26640 Вт 26,64 кВт , Qрад - теплопоступления от солнечной радиации (излучения), рассчитывается по формуле 72 Q рад (q вп q вр ) K1 K 2 n F0 , (4.8) где qвп, qвр – тепловые потоки от прямой и рассеянной радиации, Вт/м2. Для ориентации Ю-З: qвп=352 Вт/м2, qвр=94 Вт/м2. [2]; К1 – коэффициент затемнения остекления металлическими переплетами по таблице 6 из методического указания для расчетов вентиляционной системы К1=0,8; К2 – коэффициент загрязнения остекления по таблице 7[1] из методического указания для расчетов вентиляционной системы К2=0,85; β – коэффициент теплопропускания солнцезащитных устройств по таблице 4[1] из методического указания для расчетов вентиляционной системы β=0,15; n – количество окон, всего 12 окна; F0 – площадь окон, 1,5 м2. Подставим все значения в формулу (4.8), получим Q рад (352 94) 0,8 0,85 0,15 12 1,5 818,9 Вт 0,8189 кВт Qотд - тепловая отдача (потери тепла). Летом Qотд=0 кВт. Зимой определяется по формуле Qотд Vn X 0 (t внут t наруж ) 3000 0,42 (20 (10)) 12600Вт 12,6 кВт , (4.9) где Х0 – удельная тепловая характеристика равная 0,42 Вт/м3·оС. Vn – объем помещения 3000 м3. tнаруж, tвнут – внешняя и внутренняя расчетные температуры, о tнаруж=-10 С для Атырау, tвнут=20 оС. Теплопритоки, возникающие за счет находящейся оргтехники - это 30% мощности установки Qорг=0,3* Роб, где (4.10) Роб – мощность оборудования, кВт/ч; Qорг=0,3*0,6=0,18кВт. Подставим все полученные значения в уравнение (4.4) и определим суммарное теплопоступление от различных видов источников летом Qизб 0,8189 0,8892 2,16 26,64 0,18 0 30,7 кВт , 73 зимой Qизб 0,8189 1,0413 2,16 26,64 0,18 12,6 18,2 кВт . Для нахождения Qнапр по формуле (4.3) выбираем максимальное значение Qизб=30,7 кВт. 30,7 * 860 Qнапр 8,8 ккал 20 ккал , значит Δt=6оС. 3000 Теперь по формуле поступающего в помещение Lв рассчитаем (4.2) количество воздуха 30,7 * 860 15531 м 3 / час . 0,24 6 1,206 Требуемая кратность воздухообмена по формуле 1 равна n 15531 5,1 . 3000 Вывод: В ходе выполнения расчетной части БЖД были рассчитаны суммарное теплопоступление от различных видов источников для двух сезонов, в помещение объемом 30х20х5 м3. Также были рассчитаны количество воздуха, поступающего в помещение Lв=15531 м3/ч и кратность воздухообмена, равная 5,1. 74 5 системы Технико-экономическое обоснование приточно-вытяжной Для удаления отработанного воздуха и обеспечения нового цеха свежим воздухом необходимо разработать автоматизированную приточновытяжную систему. Для работы системы вентиляции необходима система автоматизации, которая выполняет следующие функции: - автоматическое регулирование параметров, определяющих технологический режим работы отдельных сооружений и их экономичность; автоматическое управление основными технологическими процессами в соответствии с заданным режимом, или по заданной программе; автоматический контроль основных параметров, характеризующих режим работы технологического оборудования и его состояние. Контроллер системы поддерживает температуру приточного воздуха равной заданной. Так же контроллер обеспечивает экономию теплоносителя возвращаемого в теплосеть. Для автоматизации сооружений с большим количеством объектов управления или технологических процессов с количеством логических операций свыше 20 целесообразно использовать микропроцессорные контроллеры вместо релейно-контактной аппаратуры. Применение контроллеров является прогрессивным направлением развития автоматики. Программное изделие представляет собой особый товар, имеющий ряд характерных черт и особенностей, в числе которых специфика труда по созданию программы и определение цены. Контроллер SIMATIC S7-300С обеспечивает управление объектом или группой объектов, работающих независимо друг от друга или взаимосвязанных одной технологической системой, позволяет осуществлять логические зависимости программным путем без вмешательства в его устройство, а также менять программу в случае необходимости в процессе работы. Все работы по автоматизации приточно-вытяжной системы выполняются в одном подразделении без привлечения сторонних специалистов. Систему автоматизации приточно-вытяжной системы планируется разрабатывать группой разработчиков. 5.2 Описание приточно-вытяжной системы Вентиляционные системы в наше время являются жизненно важным оборудованием для эксплуатации в помещениях различного типа. Приточно-вытяжные системы вентиляции – это профессиональное оборудование, которое зачастую является необходимым для обеспечения благоприятного микроклимата в помещении, где установлены герметичные пластиковые окна. Приточно-вытяжные системы вентиляции устроены таким 75 образом, что они обеспечивают как отток, так и приток воздуха. Использование приточно-вытяжных вентиляционных систем в помещении позволяет регулировать степень влажности воздуха. Приточно-вытяжная вентиляция производит нагрев воздуха благодаря встроенному нагревательному оборудованию (водяному или электрическому) или посредством так называемой рекуперации тепла. При использовании приточно-вытяжной вентиляции, работающей по принципу рекуперации, температура повышается за счет тепла встречного потока вытягиваемого воздуха. В состав приточно-вытяжной системы входят следующие оборудование: 1) Входной и выходной воздушный клапан. 2) Фильтр для очистки воздуха. 3) Калорифер. 4) Рекуператор. 5) Приточный и вытяжной вентилятор. 6) Шумоглушитель. Приточная вентиляция нужна для подачи чистого воздуха в помещение. Воздух при этом нагревается при помощи рекуперации или калорифера и очищается от пыли. Плюс такой системы - возможность проведения более тщательной очистки подаваемого воздуха, а также регулирование его температуры и влажности. Вытяжная вентиляция нужна для удаления из помещения загрязненного или нагретого отработанного воздуха. В помещении должны предусматриваться как приточные, так и вытяжные устройства. Их производительность должна быть сбалансирована. Иногда в здании может быть только вытяжной или только приточный агрегат, но это не очень удобно. Цена приточно-вытяжной системы зависит от объема помещения и назначения. 5.3 Маркетинговое исследование В настоящее время на рынке автоматики для приточно-вытяжной вентиляции широко представлены все ведущие мировые производители вентиляционного оборудования, причем каждый из них специализируется на производстве оборудования в определенном сегменте. Весь рынок вентиляционного оборудования можно условно разделить по следующим областям применения: - бытового и полупромышленного назначения; - промышленного назначения; - вентиляционное оборудование "специального" назначения. Так как в дипломном проекте рассматривается проектирование автоматики для приточно-вытяжных систем производственных помещений, то для сравнения предлагаемой разработки с имеющимися на рынке 76 необходимо выбрать подобные существующие пакеты автоматики известных производителей. Результаты маркетингового исследования существующих пакетов САУ ПВВ представлены в таблице 5.1. Таким образом, в результате маркетингового исследования были рассмотрены несколько наиболее часто применяемых САУ ПВВ разных производителей, путем изучения их технической документации были получены сведения: - состав соответствующего пакета САУ ПВВ; - реестр параметров контроля (давление в воздуховодах, температура, чистота, влажность воздуха); - марка программируемого логического контроллера и его комплектация (программное обеспечение, система команд, принципы программирования); - наличие связей с другими системами (предусмотрена ли связь с пожарной автоматикой, имеется ли поддержка протоколов локальных сетей); - защитное исполнение (электробезопасность, пожаробезопасность, пылезащищенность, помехозащищенность, влагозащищенность). Таблица 5.1 - Маркетинговое исследование существующих шкафов САУ ПВВ Критерий Название Ostberg SAU (SWE) Ostberg TLP (SWE) Volter ZGK (GER) Ventrex (POL) Арктос Компакт (RUS) Конвир (RUS) САУ ПВВ (RUS) Convent (JAP) Lennox (USA) WAGO Stream (GER) Цена, руб. Кол-во каналов Защита >100000 64 +П +В +P >135000 128 95500 128 55500 96 +П +В >83500 192 >79500 Параметры регулирования/контроля Состав Реализация Контроллер комплекта через ЛВС Температура Давление Чистота Влажность + С +К + С +К ___ + С +К +ПДУ +ПО ___ NewLog! +П +Э +В + И + С +К +P + С +К ___ + И + С +К +ПДУ +ПО +Пр + NewLog! +П +Э +P + И + С +К + С +К + С +К ___ +ПО + Zalman Fobit + С +К ___ + С +К ___ +ПО + Siemens LOGO! +П +Э + И + С +К + С +К ___ ___ +ПДУ +ПО + AMTEL или LOGO! 64 +П +P + С +К ___ ___ ___ +ПДУ, +Пр ___ ИРН «Конвир» 60000 96 +П +В +P + С +К +С +К + С +К ___ ___ WAGO I/O 105000 256 +П +Э +В + И + С +К + С +К + С +К + И + С +К +ПДУ +ПО ___ Yamaha >105000 256 +П +Э +В + И + С +К + С +К ___ + И + С +К +ПО + Optimus 9 >75000 128 +П +Э +В + И + С +К +P ___ + С +К + И + С +К +ПДУ +ПО + WAGO I/O П – пожарозащитное исполнение Э – электрозащитное исполнение В – влагозащитное исполнение P – пылезащитное исполнение И – возможность изменения С – сигнализация К – контроль (измерение) 77 +ПО ПДУ – пульт дистанционного управления ПО – программное обеспечение Пр – программатор 5.4 Экономический расчет 5.4.1 Расчет инвестиционных затрат Для определение инвестиционных затрат на автоматизацию приточновытяжной системы необходимо вычислить следующие пункты: 1) Расчет зарплаты работающих. 2) Затраты на покупку оборудования. 3) Затраты на монтаж оборудования. 1) Заработная плата работающих представлена в таблице 5.2. Таблица 5.2 - Основная ЗП персонала, занимающегося разработкой АСУ приточно-вытяжной системы Срок Месячная Количество, Всего Специальность внедрение, зарплата, человек тенге месяц Тенге Инженер - проектировщик 1 1 60 000 120 000 Инженер – АСУ ТП 1 2 80 000 160 000 Помощник инженера 1 2 50 000 100 000 Монтажник оборудования 1 1 50 000 50 000 Всего (Свсего.) : 430 000 Всего зарплата составляет Сраз. = (Свсего.-Свсего. Нn Hc ) C всего., 100 100 (5.1) где Свсего – зарплата проектировщиков, тенге; Нп – отчисление на пенсионный фонд, %; Нс – отчисление на социальные нужды, %. Отчисление на пенсионный фонд – 10%, отчисление на социальные нужды – 11%. Сзар.проект= (430 000 – 43 000)*0,11+430 000= 472 570 тг. 2) Затраты на покупку оборудования представлена в таблице 5.3. Таблица 5.3– Затраты на приобретение оборудования АСУ Назначение Единица Цена за Колизмерения ед. (тг) во 78 Сумма (тг) окончание таблицы 5.3 Автоматический выключатель 5SX23207 шт. 2 000 1 2 000 Автоматический выключатель 5SX21066 Автоматический выключатель 3RV10 11-DA1 SIMATIC S7 тип 312С Модуль ввода дискретных сигналов SM321 Модуль выходных дискретных сигналов SM 322 Модуль ввода аналоговых сигналов SM 331 Модуль аналогового вывода SM 332 Интерфейсный модуль IM361 Коммуникационный процессор CP 343-1 Lean Блок питания PS 307, 5 A Шина расширения Панель оператора Simatic OP 27 Панель клавиатуры Simatic PP 17-1 Датчик температуры QAM2120.040 Датчик температуры QAC22 Датчик давления QBM81-5 Датчик температуры QAD22 Термостат защиты от замерзания QAF81.3 Приточно-вытяжная установка Climaster ZCF Кабель КВВГ5x2.5 Кабель КВВГ5x1.5 Кабель КВВГ5x0.75 Итого: шт. 900 3 2 700 шт. 3 200 2 6 400 шт. шт. 90 000 40 600 1 1 90 000 40 600 шт. 50 800 1 50 800 шт. 37 800 1 37 800 шт 38 500 1 38 500 шт. шт. 42 600 60 000 1 1 42 600 60 000 шт. м шт шт шт. 20 000 2 000 283 000 139 048 13 700 1 0,53 1 1 1 20 000 2 000 283 000 139 048 13 700 шт. шт. шт. шт. 6 300 12 900 7 300 21 000 1 1 1 1 6 300 12 900 7 300 21 000 шт. 6 000 000 1 6 000 000 м. м. м. 54 33 35 25 150 200 1 350 4 950 7 000 6 889 948 79 Затраты на неучетные оборудование, 5% от общий суммы Снеуч.об. = Сб 0,05, Снеуч.об. = 6 889 948·0,05 = 344 497 тг. (5.2) Общая сумма затрат на преобретение оборудование и установки автоматики Соб. = Снеуч.об. + Сб, Соб. = 344 497 + 6 889 948 = 7 234 445 тг. (5.3) 3) Затрат на монтаж оборудование, 25% от суммы расхода Смонт. = Соб. · 0,25 , Смонт. = 7 234 445 * 0,25 = 1 808 611 тг. (4.4) Всего затрат на внедрение и сборку системы автоматики Kдоп. = Соб. + Смонт. + Сз/п. , (5.5) Kдоп. = 430 000 + 7 234 445 + 1 808 611 = 9 473 056 тг. 5.4.2 Эксплуатационные расходы Эксплуатационные расходы определяется по формуле Эр=ФОТ+ А+Сн+Э+Н+Соб+Смонт , (5.6) где ФОТ – фонд оплаты (оснавная и дополнительная зароботная плата); А – амортизационные отчисления 8%; Сн – социальный налог 11%; Э – электроэнергия для производственных нужд; Н – накладные расходы 20%;. Затраты на электроэнергию определяются по формуле Э = W · Т · S, (5.7) где W – потребляемая мощность, которая изпользует оборудование автоматизации и вычеслительная техника, кВт; Т – количество, ч/год; S – стоимость киловатт-час электроэнергии, кВт/час. 80 В 2013-году норма рабочего времени составляет: 1972 ч/год. 1кВт/час= 10,59тг. Э = 0,9·10,59*600 = 6 000 тг. Эр=472 570+480 000+51 983+6 000+94 514+7 234 445+1 808 611= = 10 148 123 тг. 5.4.3 Стоимость проекта Стоимость всего проекта определяется по формуле Цп=Эр+Пр+НДС, где (4.8) Пр – прибыль от проекта 40-50%; НДС – налог на дбавленную стоимость. Цп=10 148 123+5 074 061+1 217 775=16 439 959 тг. 5.4.4 Чистая прибыль Чистая прибыль определяется по формуле Чп=Цп*0,3, (4.9) Чп=5 074 061*0,8=4 059 249 тг. Срок окупаемости определяется по формуле Сок=Чп/ Цп, (4.10) Сок=16 439 959/4 059 249=4,05. Вывод: В экономической части данной работы были рассмотрены следующие вопросы: - резюме проекта; - описание приточно-вытяжной системы; - маркетинговое исследование; - экономический расчет. Расчеты произведенные в экономической части дипломной работы показывают окупаемость проекта. Цена проекта составляет 16 439 959 тг. Чистая прибыль от разработки автоматизации приточно-вытяжной системы составляет 4 059 249 тг. Это дает основание для вывода о том, что внедрение приточно-вытяжной с экономической точки зрения целесообразно. Срок окупаемости проекта составляет 4 год 81 Заключение Стабильный рост нефтедобычи в Казахстане в последние годы естественным образом увеличивает нагрузку и стимулирует развитие автоматизированных систем управления транспортировкой нефти. Для качественной и бесперебойной доставки углеводородного сырья своим потребителям, компаниям по транспортировки нефти не остается другого пути, кроме как внедрять современные автоматизированные системы управления на базе программно- технических средств. В данной дипломном проекте разработана автоматизированная система управления и контроля магистральной насосной станции НПС «Барсенгир». В первом разделе рассмотрены общие сведения по построению автоматизированных систем управления технологических процессов. Более подробно рассмотрены современные SCADA-системы в технологических процессах. Также описана система технологического программирования Control Builder F, предназначенная для конфигурирования, программирования, тестирования и обслуживания, программируемых логических контроллеров АВВ АС 800 FR. Во втором разделе работы описана нефтеперекачивающая станция «Барсенгир». Представлена краткая характеристика станции, предназначение, цели и задачи станции, также описан технологически процесс. Далее описан технологический процесс объекта исследования МНС и сделана постановка задачи. Третий раздел представляет разработку автоматизированной системы управления и контроля магистральной насосной станции. В этом разделе проведен макро- и микро-анализ технологического процесса, разработанного с помощью методологии функционального моделирования IDEF0. Также разработаны организационная и функциональная схемы автоматизации. Далее приведен выбор технических средств измерения и программируемого логического контроллера. В этом же разделе разработаны алгоритмы: обработки дискретного сигнала, обработки аналогового сигнала, разработаны модуля управления и контроля состояния задвижкой и электродвигателем магистрального насосного агрегата. Далее алгоритмы были реализованы на программном обеспечении Control Builder F и разработан интерфейс магистральной насосной станции на системе визуализации WinCC. Основные результаты работы заключается в следующем: - разработана автоматизированная система управления и контроля магистральной насосной станцией; - проведен макро- и микро-анализ технологического процесса МНС; - разработаны организационная и функциональная схемы автоматизации МНС; - проведен выбор технических средств измерения и программируемого логического контроллера; - разработаны алгоритмы: обработки дискретного сигнала, обработки аналогового сигнала, разработаны модуля управления и контроля состояния 82 задвижкой и электродвигателем МНА; - разработаны алгоритмические программные модуля системы управления и контроля магистральной насосной станции, реализованные на базе контроллера АВВ АС800FR, в среде Control Builder F; - разработан интерфейс магистральной насосной станции в среде визуализации WinCC; Разработаная автоматизированная система управления и контроля магистральной насосной станцией система обеспечивает: - повышение оперативности и обоснованности принимаемых решений посредством получения достаточного объема достоверной информации, представляемой в кратчайшие сроки в удобной для пользователя форме; - своевременного оповещения о выходе контролируемых параметров за пределы установленных значений; - непрерывный контроль работы основного технологического оборудования, своевременно оповещает о выходе контролируемых параметров за пределы уставок; - повышение надежности системы управления магистральной насосной станции путем использования самодиагностики аппаратных и программных средств; - сокращены эксплуатационные затраты за счет уменьшения времени аварийного простоя и своевременного выявления неисправностей. В заключении можно отметить, что данная автоматизированная система управления и контроля магистральной насосной станции обеспечивают круглосуточное функционирование, как в автономном режиме, так и под наблюдением оператора НПС. 83 Перечень сокращений АРМ – автоматизированное рабочее место АСУТП - автоматизированная система управления технологическим процессом ГНПС - головная нефтеперекачивающая станция КИПиА - контрольно-измерительные приборы и автоматика КП – контролируемый пункт КППОУ – контроль пуска приема очистных устройств МНА - магистральный насосный агрегат МНС - магистральная насосная станция НПС - нефтеперекачивающая станция ПЛК – программируемый логический контроллер ПО – программное обеспечение ПП – производственный процесс ПУ – пункт управления СУПС – система управления потоком сырья ТО – технологические операции ТП – технологический процесс ТС – технологические связи ЭВМ - электронная вычислительная машина FBD (Function Block Diagram) - язык программирования функциональных блочных диаграмм HMI (Human Machine Interface) — человеко-машинный интерфейс LAD (Leader Diagram) – язык программирования релейной – контактной логики стандарта IEC61131-3 OPC (OLE for Process Control) — технология связывания и внедрения объектов для систем промышленной автоматизации. STL (Statement list) - язык программирования списка инструкций SCADА (Supervisory Control And Data Acquisition) - система диспетчерского управления и сбора данных 84 Список литературы 1. Андреев Е.Б., Куцевич Н.А. SCADA-системы: взгляд изнутри http://www.scada.ru. 2. Гагарина Л. Г. Разработка и эксплуатация автоматизированных информационных систем.- М., 2007г. 3. Документация ABB, Process-Station AC 800F, Engineering Manual V6.2, http://www.freelance800fsales.com/engineering.htm. 4. Романчик А.Л., Рудакова Л.Н. Автоматизация технологических процессов: Методические указания к выполнению курсового проекта (для студентов специальности 360300).- Алматы: АИЭС, 1997. - 38c. 5. Автоматизация технологических процессов: Учебное пособие/ А.Л. Романчик, Л.Н. Рудакова – Алматы: АИЭС, 1995. – 89с. 6. Автоматизация теплоэнергетических процессов: Учебное пособие/ А.Л. Романчик, Л.Н. Рудакова – Алматы: АИЭС, 1994. – 72с. 7. Макгер Г., Дозорцев В. Повышение эксплуатационной готовности производства. Рациональное Управление Предприятием. 2009г, №5. 8. Кафаров В.В., Ветохин В.Н. Основы автоматизированного проектирования.- М.: Наука, 1987. 9. Сайт http://www.info-system.ru Методы теории управления, используемые в АСУП. 10. Гагарина Л. Г., Киселев Д.В., Федотова Е.Л. Разработка и эксплуатация автоматизированных информационных систем.: М., 2007г. 11. Сайт http://www.freelance800fsales.com/engineering.htm. 12. Динков В.А. Нефтяная промышленность вчера, сегодня, завтра.М.:ВНИИОЭНГ.- 2006. 13. Василенко А., Разуваев В. Нефть и международные отношения. МЭМО.-1996. 85
