Автоматизированная система управления процессом атмосферной перегонки нефти

Федеральное агентство по образованию РФ

Омский государственный технический университет

Кафедра Автоматизация и робототехника

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

на тему: Автоматизированная система управления процессом атмосферной перегонки нефти

Студента Хреновой Юлии Анатольевны

группы А-512

Шифр проекта ДП-2068998-А1-25-00.00.000.ПЗ

Специальность 220301

Автоматизация технологических процессов и производств

Омск 2007

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

1.  Анализ вопроса и постановка задачи

1.1    Состав установки и описание основных технологических узлов

.2      Примеры автоматизации в нефтегазовой промышленности

.2.1   АСУ ТП УПВСН Акташского товарного парка

.2.2   САУ газовоздушного тракта парового котла

.3      Выводы по результатам обзора и составление технического задания

2.  Разработка функциональной схемы АСУ ТП

2.1 Описание объекта автоматизации

.2 Автоматизируемые функции

.2.1 Функции регулирования

.2.2 Противоаварийная защита блока

.2.3 Индикация технологического процесса

.3 Выбор измерительных средств и исполнительных механизмов

. Разработка структурной схемы АСУ ТП

.1 Основные особенности

.2 Нижний уровень системы управления

.3 Верхний уровень

. Разработка схемы электрической принципиальной

. Разработка схемы соединений и подключений

. Расчетная часть

.1 Исследование и настройка контура регулирования

.1.1 Функциональная схема контура регулирования

.1.2 Описание элементов передаточными функциями

.1.3 Структурная схема контура регулирования

.1.4 Исследование контура регулирования

.1.5 Выводы по результатам исследования

. Программно-математическое обеспечение

.1 Разработка алгоритмов управления

.2 Программное обеспечение STEP7Lite

.3 Графический интерфейс оператора

.3.1 Обзор существующих SCADA- систем

.3.2 Анализ и выбор среды разработки интерфейса оператора

.3.3 Описание графического интерфейса оператора

. Расчет экономического эффекта от внедрения АСУ процессом атмосферной перегонки нефти

.1 Затраты на проектирование конструкторской документации

.1.1 Расчет численности разработчиков

.1.2 Расчет заработной платы разработчиков

.2 Затраты на комплекс технических средств АСУ

.3 Затраты на монтаж КТС и пусконаладочные работы

.4 Затраты на программное обеспечение АСУ

.5 Затраты на обучение персонала

.6 Затраты на обслуживание АСУ

.7 Расчет результатов внедрения АСУ

.8 Расчет экономического эффекта

. Безопасность жизнедеятельности

.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов на рабочем месте оператора АСУ атмосферной перегонки нефти

.1.1 Неблагоприятные параметры микроклимата

.1.2 Недостаточная освещенность рабочей зоны

.1.3 Повышенный уровень электромагнитного излучения

.1.4 Опасность поражения электрическим током

.2 Меры по снижению и устранению опасных и вредных факторов

.3 Расчет напряженности трудового процесса

.3.1 Нагрузки интеллектуального характера

.3.2 Сенсорные нагрузки

.3.3 Эмоциональные нагрузки

.3.4 Монотонность нагрузок

.3.5 Режим работы

.4 Определение категории помещения по пожаровзрывобезопасности

Заключение

Библиографический список

Приложения

автоматизированная система управление нефть перегонка

АННОТАЦИЯ

В дипломном проекте разрабатывается автоматизированная система управления технологическим процессом атмосферной перегонки нефти.

В настоящее время системы подобного уровня широко распространены в нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности.

Данная АСУ ТП осуществляет контроль, визуализацию, управление технологическим процессом и выполняет функции противоаварийной защиты. В системе управления используются аппаратные и программные средства Simatic, предлагаемые фирмой Siemens.

Дипломный проект содержит пояснительную записку и графическую часть.

Графическая часть проекта состоит из девяти листов: функциональная схема автоматизации объекта управления (1 лист формата А1), структурная схема (1 лист формата А1), схема электрическая принципиальная (1 лист формата А1), схема соединений и подключений (2 листа формата А1), схема алгоритмов управления (1 лист формата А1), настройка системы регулирования (1 лист формата А1), программно-математическое обеспечение (1 лист формата А1), графический интерфейс оператора (1 лист формата А1).

ANNOTATION

diploma project, a computerized system for management techniques atmospheric distillation of petroleum. Currently, the level of such widespread in the petrochemical and refining industry. The PCS monitors, imaging, management techniques and act as anti-crash protection. The control system uses hardware and software Simatic proposed by Siemens. Diploma project contains an explanatory note and graphic part. Graphics part of the project consists of nine sheets: functional design automation facility management (1 sheet format A1), Outline (1 page A1 format), electric scheme in principle (1 sheet format A1), connections and connections (2 leaf format A1), the design of algorithms (1 sheet format A1) Configuration management systems (1 page A1 format), software (1 sheet format A1), a graphical operator (1 sheet format A1). The explanatory note is 129 pages, 33 figures, 14 tables, 24 bibliography, 4 enclosures;

ВВЕДЕНИЕ

Автоматизация различных видов производства является важным направлением научно-технического развития общества. Автоматизация ведет к повышению производительности труда, устранению человека из производственного процесса, к повышению качества процесса и к более полному удовлетворению потребностей общества.

Актуальность темы дипломного проекта объясняется требованиями по обеспечению безопасности протекания технологических процессов во взрывопожароопасных объектах, к которым относится процесс атмосферной перегонки нефти. Задача обеспечения безопасности может быть решена только с помощью автоматизированной системы контроля, управления и защиты технологического производства с использованием высоконадежных современных средств автоматизации.

АСУ процессом атмосферной перегонки нефти позволит увеличить объемы первичной перегонки нефти, обеспечить совершенствование технологии нефтепереработки, внедрение новых технологических процессов, эффективных катализаторов, прогрессивного оборудования. Внедрение автоматизации позволит сократить брак и отходы производства, уменьшить затраты на сырье и энергию, уменьшить численность основных рабочих, обеспечить глубокую переработку нефти.

Целью данного дипломного проекта является разработка автоматизированной системы управления процессом атмосферной перегонки нефти. Основой разрабатываемой системы управления является набор аппаратных и программных средств управления Simatic фирмы Siemens. Компоненты Simatic отвечают самым высоким современным требованиям к производительности, надежности, безопасности и удобству управления.

1. АНАЛИЗ ВОПРОСА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

.1 Состав установки и описание основных технологических узлов

Установка предназначена для фракционирования нефти, с целью получения светлых нефтепродуктов. Состав установки:

§ колонна отбензиневания

§  емкость орошения

§  4 воздушных конденсатора холодильника

§  теплообменник

§  5 насосов

Рассмотрим технологический процесс атмосферной перегонки нефти:

Потоки нефти нагретой обессоленной и обезвоженной нефти поступаю в ректификационную колонну. Здесь происходит процесс ректификации - это тепло - и - массообменный процесс разделения жидкостей, различающихся по температуре кипения, за счет противоточного, многократного контактирования паров и жидкости. В колонне через каждую тарелку противотоком проходят 2 потока:

1.  жидкость - флегма, стекающая с вышележащей на нижележащую тарелку;

2.      пары, поступающие с нижележащей на вышележащую тарелку;

Пары и жидкость, поступающие на тарелку, не находятся в состоянии равновесия, однако, вступая в равновесие стремятся к этому. Жидкий поток с вышележащей тарелки поступает в зону более высокой температуры, и поэтому из него испаряется некоторое количество низкокипящего компонента, в результате чего концентрация последнего в жидкости уменьшается. С другой стороны, паровой поток, поступающий с нижележащей тарелки, попадая в зону более низкой температуры, конденсируется, и часть высококипящего продукта из этого потока переходит в жидкость. Концентрация компонента в парах таким образом понижается, а низкокипящего - повышается. Фракционный состав паров и жидкости по высоте колонны непрерывно меняется. Часть ректификационной колонный, которая расположена выше ввода сырья, называется концентрационной, а расположенная ниже ввода - отгонной . В обеих частях колонны происходит один и тот же процесс ректификации.

С верха концентрационной части в паровой фазе выводится целевой продукт необходимой чистоты - ректификат, а с нижней тарелки - жидкость, все еще в достаточной степени обогащенная низкокипящим компонентом. В отгонной части происходит отпарка из этой жидкости легкокипящих фракций, а из нижней части колонны выводится высококипящий продукт - кубовый остаток.

Таким образом, с верха колоны смесь углеводородных газов, паров бензина и водяного пара отводится в воздушные конденсаторы холодильники ХВК1-ХВК4. Здесь происходит конденсация паров, за счет воздушного охлаждения до 35oС. Далее конденсат попадает в емкость орошения. Здесь конденсат отстаивается и разделяется на бензин и воду. Вода сбрасывается из емкости и выводится с установки.

Бензин из емкости орошения поступает на прием насосов Н3/1-Н3/2. Часть бензина из емкости этими же насосами подается на верх колонны в качестве острого орошения. Другая часть бензина с балансовой температурой , через клапан, выводится с установки, в качестве готового продукта.

Углеводородный газ с верха емкости направляется в сепаратор топливного газа. В трубопровод на выходе из колонны, для предотвращения хлористоводородной и сероводородной коррозии оборудования, подаются растворы ингибитора коррозии типа «Геркулес 1017», в количестве 10г/т нефти и нейтрализатора.

Для исключения повышения давления в колонне и емкости выше максимально допустимого на них установлены клапаны ручного управления, для открытия сброса в факельный коллектор.

Отбензиненная нефть с низа колонны насосами H2/1-H2/2, после предварительного нагрева в теплообменнике, где смешивается с нефтью из ректификационной колонны получения продукта с более высокой температурой кипения, направляется для дальнейшей переработки.

Предусмотрена возможность аварийной откачки избытка нефти из колонны насосами H2/1-H2/2 обратно в сырьевой парк.

1.2 Примеры автоматизации процессов в нефтегазовой промышленности

.2.1 АСУ ТП установки переработки высокосернистой нефти (УПВСН) Акташского товарного парка.

Создание АСУ ТП УПВСН являлось ключевым этапом на пути достижения удвоенной производительности товарного парка нефти без увеличения численности обслуживающего персонала. Основные цели внедрения АСУ ТП на УПВСН Акташского товарного парка:

получение в режиме реального времени информации о ходе технологических процессов;

внедрение автоматизированных средств диагностирования и предупреждения возникновения аварийных ситуаций;

контроль состояния исполнительных механизмов и вспомогательных агрегатов;

замена ручного ведения документооборота автоматизированным;

замена устаревших средств КИПиА на современные, повышающие надежность и точность измерений, обеспечивающие удобство в обслуживании, снижающие трудоемкость управления ТП.

При выборе технических средств для построения АСУ ТП, разработчиками учитывались следующие факторы: максимальное использование датчиков и приборов, функционирующих в составе аппаратуры установки; обеспечение простоты интеграции системы в ЛВС предприятия стандарта Ethernet. В результате, АСУ ТП УПВСН была построена на базе контроллеров сбора данных и управления ADAM-5000/TSP фирмы Advantech с промышленной шиной Ethernet (рисунок 1.1). Контроллеры укомплектованы модулями ввода серии ADAM-5000 следующих типов:

ADAM-5017 - 8-канальный модуль аналогового ввода (8 шт.);

ADAM-5051 - 16-канальный модуль дискретного ввода (8 шт.);

ADAM-5080 - 4-канальный модуль ввода импульсных сигналов (1 шт.).

Рисунок 1.1 - структурная схема АСУ ТП УПВСН

Общее представление о задействованных в системе датчиках и контрольно-измерительных приборах дает таблица 1.1

Таблица 1.1

АРМ операторов базируются на персональных ЭВМ стандартной комплектации под управлением Microsoft Windows 2000. В качестве SCADA-системы используется InTouch версии 7.1 из пакета Wanderware Factory Suite 2000.

Внедрение системы не только значительно облегчило работу операторов и другого обслуживающего персонала, но также позволило оперативно и качественно получать информацию о технологическом процессе, отслеживать состояние оборудования установки и контролировать значения регулируемых параметров. В системе заложены возможности наращивания и быстрой интеграции в корпоративную АСУ ТП всего предприятия.

Источник информации: [6], стр. 46-51.

1.2.2 САУ газовоздушного тракта парового котла

Система автоматизации газовоздушного тракта парового котла является распределенной системой управления (DCS - Distributed Control System), для которых характерно: один большой технологический объект; распределенная архитектура системы; наличие большого количества аналоговых и дискретных сигналов; тип контроля - регулирование и управление.

Проектируемая система имеет иерархическую 3-х уровневую структуру.

Иерархия системы следующая:

1)   нижний уровень - уровень датчиков и исполнительных механизмов;

2)   средний уровень - уровень микропроцессорного комплекса SLC-500;

3)   верхний уровень - уровень оперативного управления.

К приборам и средствам автоматизации нижнего уровня относятся все первичные и вторичные преобразователи, магнитные пускатели и усилители.

Средний уровень (уровень контроля) представлен промышленным контроллером SLC 5/04.

Приборы нижнего уровня подсоединяются к SLC 5/04 по обычным проводам; электрический сигнал у них унифицированный.

Под верхним (SCADA-уровнем) понимается автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора, реализованное на базе персонального компьютера.

Система контроля и управления газовоздушного тракта парового котла предназначена для оперативного учета, поддержания заданных значений параметров технологического процесса и предотвращения возникновения аварийных ситуаций.

Реализация уровня управления

Для реализации функций управления и сбора данных в системе, разрабатываемой в рамках настоящего проекта, использован один из контроллеров производства компании Allen-Bradley семейства SLC-500.

Основными положительными качествами контроллеров SLC-500 считаются: модульность структуры, понятный пользователю интерфейс и возможность эксплуатации без принудительного охлаждения.

Контроллер SLC в сочетании с модулем непосредственной коммуникации (DCM), модулем сканера (SN) или модулем распределенного сканера (DSN) для реализации распределенного ввода/вывода может быть интегрирован в сеть дистанционного ввода/вывода Allen-Breley 1771 Remote I/O /21/.

Для ввода аналоговых сигналов стандарта 4-20 мА выбраны модули 1746-NI8. Модули обеспечивают преобразование любых сигналов в виде тока от минус 20 до плюс 20 мА и напряжения от минус 10 до плюс 10 В. Модули имеют 8 входов.

Для ввода дискретных сигналов типа "сухой контакт" применены модули 1746-IV32 с внешним источником питания 24В постоянного тока. Модули 1746-IV32 обеспечивают подключение 32 сигналов постоянного напряжения 24 В по схеме с общей землей.

Выходные сигналы 24 В постоянного тока формируются при помощи модуля 1746-OV32 и 1746-OV16. Модули типа OV32 и OV16 обеспечивают, соответственно, 32 и 16 транзисторных выходов по схеме с общей землей .

Модули размещаются в шасси типа 1746-А13, имеющей 13 слотов для установки модулей. Расположение модулей отражено в таблице 1.2.

Таблица1.2

Разработка верхнего уровня АСУ ГВТ

На рисунке 1.2 представлен дисплей АРМ оператора-технолога в виде мнемосхемы, отражающий работу всего газовоздушного тракта.

Рисунок 1. 2 - Мнемосхема-дисплей АРМ оператора-технолога

АРМ операторов базируются на персональных ЭВМ стандартной комплектации под управлением Microsoft Windows 2000. В качестве SCADA-системы используется RSView 32 .

Внедрение АСУ значительно облегчило работу операторов, также позволило повысить качество управления технологическим процессом, сократить количество и время локализации аварийных ситуаций и отказов.

Источник информации: [5].

.3 Выводы по результатам обзора и составление технического задания

Рассмотренные примеры АСУ позволяют говорить, что современные системы управления являются децентрализованными, дающими: гибкость; высокую производительность вследствие разделения функций между управляющими устройствами; возможность значительного, по сравнению с централизованными системами управления, наращивания ресурсов. Можно отметить значительное продвижение промышленного Ethernet в сфере АСУ, вследствие наличия огромного выбора совместимых между собой аппаратных и программных средств построения сетей этого стандарта. Существующие системные решения гарантируют востребованность промышленного Ethernet и в будущем. Прежде всего, это объединение в единую сеть промышленных компьютеров, рабочих станций и терминалов, используемых в качестве рабочих мест операторов.

В ходе дипломного проектирования был осуществлен патентный поиск, в результате которого был проведен обзор всех видов ректификационных колонн, были отобраны патенты и авторские свидетельства на данные разработки, которые различные по своим техническим решениям и являются наиболее перспективными (Справка о патентном поиске, приложение В). Наиболее перспективные работы в этой области произошли в последнее десятилетие в связи с развитием современной техники. В установке используется наиболее подходящая для данного технологического процесса колонна отбензиневания.

Основанием для разработки АСУ процессом атмосферной перегонки нефти является необходимость автоматизации установки атмосферной перегонки нефти с увеличением производительности установки до 2,5 млн. т. в год по сырью на ОАО «Новошахтинский ЗНП»

Применение АСУ позволит автоматизировать процесс, увеличить уровень производительности, увеличить качество производимых продуктов, предотвратить аварийные ситуации, снизить психологическую нагрузку на оператора. В связи с этим было разработано техническое задание на проектирование. (Техническое задание, приложение А)

2 РАЗРБОТКА ФУНКЦИОНАЛЬНОЙ СХЕМЫ АСУ ТП

.1 Описание объекта автоматизации

Функциональная схема автоматизации представлена на листе ДП-2068998-А1-25-00.00.000.А2 графической части проекта и на рисунке 2.1. При разработке использовались рекомендации [8].

На функциональной схеме автоматизации (схема А2) изображены элементы установки атмосферной перегонки нефти: колонна отбензиневания, 4 воздушный конденсатора холодильника ХВК, емкость орошения, теплообменник, 5 насосов. Показаны трубопроводы, соединяющие эти элементы между собой, с различными элементами данной установки и другими установками нефтеперерабатывающего комбината. Все трубопроводы имеют направление, обозначено наименование транспортируемого вещества и указаны диаметр трубопровода. Описание технологического процесса приведено выше. Далее приведены обоснования контролируемых, сигнализируемых, регулируемых параметров и каналов внесения регулирующих воздействий, а также обоснование выбора мероприятий по защите и блокировке.

2.2 Автоматизируемые функции

.2.1 Функции регулирования

На основе анализа выполняемых процессом атмосферной перегонки нефти функций, делаем вывод о необходимости автоматизации регулирования: процесса ректификации; охлаждения и конденсации сырья в воздушных конденсаторах холодильниках; температуры газопродуктовой смеси в верху колонны; уровней жидкой фазы в емкости и колонне; расхода бензина, подаваемого в колонну в качестве острого орошения; давления в емкости и колонне.

Проектом предусматривается регулирование температуры в верху колонны отбензиневания, температура контролируется датчиком 36-1, регулирование происходит в качестве воздействия на запорно-регулирующий клапан RN-2. С верха колонны пары бензина с температурой 150°С поступают в воздушные конденсаторы холодильники (ХВК), где пары конденсируются, охлаждаясь до температуры 45°С. Температура в ХВК контролируется и регулируется по датчикам 31-1, 32-1, 33-1, 34-1 на выходе каждого ХВК с коррекцией по температуре изменением частоты вращения вентиляторов - ЧРП1 - ЧРП8.

Давление в линии подачи бензина в колонну контролируется, регистрируется и регулируется прибором 59-1, с выходным воздействием на клапан RN-2. Давление вверху колонны (0,27МПа) контролируется датчиком 28-1 с сигнализацией максимального значения (0,3 МПа), с коррекцией по показаниям 29-1. Задвижка N-1 установлена на линии сброса газа на факел. При превышении давления происходит открытие задвижки и сброс газа.

Подача сырья в колонну контролируется датчиком 58-1 с выходным воздействием на регулирующий клапан RN-1.

Расход сырья, поступающего вверх колонны в качестве острого орошения, контролируется, регистрируется и регулируется прибором 5-1 с сигнализацией по максимальному и минимальному значениям, регулирующий клапан установлен на линии нагнетания насосов H-3/1, H-3/2.

Давление в емкости орошения контролируется, регистрируется датчиком 30-1 с сигнализацией по максимальному (0,28 МПа) и минимальному (0,22 МПа) давлению, регулирование происходит с выдачей выходного воздействия на регулирующий клапан RN-3, установленного на линии подачи сырья в емкость, на задвижку N-2, установленную на линии сброса газа на факел и на регулирующий клапан RN-5, установленный на линии выхода углеводородного газа с емкости.

Рисунок 2.1 - Функциональная схема автоматизации

Уровень раздела фаз в емкости контролируется, регистрируется и регулируется датчиком 23-1, с сигнализаций по максимальному и минимальному значениям. Выходное воздействие оказывается на задвижку N-3, установленную на линию сброса стоков. Сброс происходит при достижении максимального значения. Уровень бензина в емкости контролируется, регистрируется и регулируется по датчику 27-1, с сигнализацией по максимальному и минимальному значениям. Регулирование происходит воздействием на регулирующий клапан RN-4, установленный на линии вывода бензина с установки.

2.2.2 Противоаварийная защита блока

Для определения критериев возникновения аварийных ситуаций и выбора варианта их устранения, необходимо осуществлять сбор информации о критических параметрах технологического процесса и оборудования:

-    Насосы Н-1, Н-2/1, Н-2/2, Н-3/1, Н-3/2.

Залив насосов контролируется датчиками 6-1, 7-1, 8-1, 9-1, 10-1 с сигнализацией и выдачей блокировки по минимальному значению. Температура подшипников насосов контролируется датчиками 41-1, 42-1, 43-1, 44-1, 45-1 с сигнализацией и выдачей сигнала блокировки по максимальному значению (90 °С).

-    При достижении бензина в емкости минимального значения (500мм) по датчику 25-1 происходит останов насосов Н-3/1, Н-3/2. Также сигнал блокировки выдается по прибору 27-1, происходит останов насосов Н-3/1, Н-3/2 и закрывается запорно-регулирующий клапан RN-4.

-        Уровень в колонне контролируется датчиком 26-1, с сигнализацией по максимальному и минимальному значениям и выдачей сигнала блокировки при достижении предельно минимального значения, происходит останов насосов Н-2/1, Н-2/2,

2.2.3
Индикация технологического процесса атмосферной перегонки нефти.

Для этой цели используем датчики, рассмотренные ранее, а также осуществляем контроль дополнительных параметров технологического процесса и состояния оборудования:

- контроль температуры: на входе и выходе теплообменника датчиками 1-1, 2-1, 3-1, 4-1 ; на входе и выходе насосов Н-1, Н-2/1, Н-2/2, Н-3/1, Н-3/2 датчиками 52-1, 53-1, 54-1, 60-1, 61-1, 62-1, 63-1, 64-1, 65-1, 66-1; подшипников насосов Н-1, Н-2/1, Н-2/2, Н-3/1, Н-3/2 приборами 67-1, 68-1. 69-1, 70-1, 71-1.

контроль давления: на входе и выходе насосов Н-1, Н-2/1, Н-2/2, Н-3/1, Н-3/2 приборами 17-1, 18-1, 19-1, 20-1, 21-1, 22-1, 23-1, 24-1, 25-1; в емкости орошения датчиком 22-1; внизу колонны датчиком 21-1.

.3 Выбор измерительных средств и исполнительных механизмов

Давление:

датчики 12-1, 13-1, 15-1, 17-1, 19-1 - поставляются комплектно с насосами Н-1, Н-2/1, Н-2/2, Н-3/1, Н-3/2.

датчики 11-1, 14-1, 16-1, 18-1, 20-1, 21-1, 22-1 - используем манометр с трубчатой пружиной МЕТЕР ДМ-02-160 предназначен для измерений давления газообразных и жидких, не сильно вязких и не кристаллизирующихся сред, не агрессивных по отношению к медным сплавам (вода, пар, газ, масло, керосин, бензин, дизельное топливо).

Диапазоны измерений: 0...0,6 до 0...1600 кгс/см2 или бар (другие варианты исполнения по заказу)

Допустимые температуры:

Окружающая среда: -40 ... +60 °С

Измеряемая среда: максимум +160 °С

датчики 28-1, 29-1, 30-1, 38-1, 59-1 - используем преобразователь давления с внутренней измерительной ячейкой CERTEC VEGABAR 52.

VEGABAR 52 используется для измерения давления жидкостей, пара и газа в резервуарах предприятий в нефтяной, газовой, химической, фармацевтической и других отраслях промышленности. Диапазон измерения давления -0,005 ... 60,0 МПа. Погрешность, % +0,1; +0,15; +0,2; +0,5. - Предельно высокая стойкость к перегрузкам

Расход:

датчики 5-1, 35-1 - используем вихревой расходомер DY080 . Отличительные черты и преимущества прибора: повышенная устойчивость к вибрации; нечувствительность к неравномерности потока; широкие функциональные возможности, развитая самодиагностика, удобное конфигурирование; не требуется обслуживание; межповерочный интервал 4 года, два способа поверки (проливной/беспроливной). Параметры измеряемой среды: температура: -198…450 °С; давление: -0,1…15 МПа (по заказу < 25 МПа); скорость потока: газ/пар: 6…80 м/с (воздух); жидкость: 0,35…10 м/с (вода); вязкость: < 7 сП.

Входные сигналы: аналоговый: 4…20 мА + BRAIN- или HART- протокол;

Температура:

- датчики 1-1…4-1, 24-1, 31-1…34-1, 36-1, 37-1 - используем интеллектуальный преобразователь температуры (ИПТ) Метран - 286 [3]. Данные преобразователи предназначены для точных измерений температуры нейтральных, а также агрессивных сред, по отношению к которым материал защитной арматуры является коррозионностойким. Сигнал первичного преобразователя температуры преобразуется в унифицированный выходной сигнал постоянного тока 4-20 mA с наложенным на него цифровым сигналом HART. Для передачи сигнала на расстояние используются 2-х проводные токовые линии;

датчики 38-1…57-1 - поставляются комплектно с насосами Н-1, Н-2/1, Н-2/2, Н-3/1, Н-3/2.

Уровень:

- датчики 6-1…10-1 - используем вибрационные выключатели уровня типа VEGASWING 61 для определения граничных значений уровней жидкости. VEGASWING 61 способен определять граничные значения жидкостей с вязкостью 0,2…10,00 mPa и плотностью от 0,5 г/см3. Модульное построение прибора позволяет использовать их в резервуарах, танках и трубопроводах. Работает в тяжелых условиях измерения и независимо от химических и физических свойств жидкости. Имеется возможность исполнения с видом взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка».

датчик 23-1 - используем уровнемер VEGAFLEX 67 с коаксиальным, стержневым или тросовым измерительным зондом предназначен для непрерывного измерения межфазного уровня. Сигнал межфазного уровня формируется непосредственно датчиком. Высота межфазного уровня (h1) в процентах передается через аналоговый выход (4 … 20 mA). Это значение Может быть также пересчитано в другие единицы. Передача измеренных значений осуществляется через выход 4 … 20 mA/HART, разделенный с подачей питания.

датчики 25-1, 27-1 - используем уровнемер VEGAFLEX 61. Уровнемер VEGAFLEX 61 с тросовым или стержневым измерительным зондом предназначен для непрерывного измерения уровня. Передача измеренных значений осуществляется через выход 4 … 20 mA/HART, разделенный с подачей питания.

- датчик 26-1 - используем VEGADIF 55. Преобразователь дифференциального давления с металлической измерительной мембраной. Измерение дифференциального давления для контроля работы фильтров и насосов, а также измерение расхода вместе сдатчиками рабочего давления.

Регулирующие клапаны:

- RN-5 - используется пневматический регулирующий и быстрозакрывающийся клапан для газообразных сред Samson 241-7-газ [18, 19];

RN-1, RN-2, RN-3, RN-4, RN-6 - используются пневматические регулирующие и быстрозакрывающиеся клапаны для жидкого топлива Samson 241-7-нефть;

Отсечные клапаны:

- N-1, N-2, N-3- используются пневматические отсечные клапаны «открыть-закрыть» Samson 3351 с приводом Samson 3277;

Характеристики входных и выходных сигналов - в таблице 2.1

Таблица 2.1

3. РАЗРАБОТКА СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ АСУ ТП

.1 Основные особенности

Структурная схема системы управления представлена на листе ДП-2068998-А1-11-00.00.000.Э1 графической части проекта и на рисунке 3.1.

Система имеет двухуровневую иерархическую структуру. Нижний уровень представлен программируемым контроллером SIMATIC S7 -300, станцией распределенного ввода/вывода ET200M с подключенными к ней датчиками и исполнительными механизмами, верхний уровень включает в себя автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора и инженера КИП.

Структура системы управления разработана в соответствии с выявленными в ходе аналитического обзора основными тенденциями в автоматизации; и с учетом того, что помещение аппаратной, где располагается программируемый контроллер, находится вне зоны размещения установки атмосферной перегонки нефти. Непосредственно в зоне расположения объекта располагается станция распределенного ввода / вывода. Данный факт позволяет все сигналы от датчиков, исполнительных механизмов заводить на модули станции распределенного ввода/вывода, откуда сигналы передаются непосредственно на ПК.

3.2 Нижний уровень системы управления

Нижний уровень системы управления обеспечивает:

сбор информации от датчиков, установленных по месту;

постоянный контроль параметров процесса и поддержание их заданных значений, контроль состояния оборудования;

обработку и передачу информации о состоянии объектов на АРМ, прием информации с АРМ и формирование управляющих воздействий;

Рисунок 3.1 - Структурная схема системы управления

- автоматическое управление техпроцессом, автоматическое включение резервного оборудования при нарушении работы основного;

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

Рисунок 3.2 - Контроллер S7-300

Управление осуществляется из центрального пункта управления (ЦПУ), где размещены АРМ операторов, обслуживающих секции установки.

Учитывая повышенные требования к надежности систем контроля и управления взрывоопасных производств, применены контроллеры типа SIMATIC S7-300 фирмы Siemens.

Контролеры SIMATIC S7-300 фирмы Siemens являются мощным вычислительным средством и способны выполнять задачи любой сложности.

Контроллер обеспечивает непрерывный опрос датчиков, диагностику модулей.

Эксплуатационные характеристики ПЛК:

·   температура окружающей среды 1 - 50 градусов

·   относительна влажность воздуха при температуре 30 градусов не более 90%

·   атмосферное давление 750 мм рт. ст.

·   амплитуда вибрации частотой до 25 Гц, мм, не более 0,1

·   вид обслуживания - периодический

·   режим работы - круглосуточный

Технические характеристики контроллера зависят от выбора установленных модулей. Связь контроллера и устройств нижнего уровня осуществляется через станцию распределенного ввода-вывода ЕТ200М и сеть PROFIBUS-DP.

В состав контроллера входит:

·   Каркас

·   Центральный процессор CPU 315-2DP

·   Блок питания PS -307

·   Коммуникационный процессор CP 343-1

Центральный процессор CPU 315-2DP.PU исполняет программу пользователя; подает питание 5В на расположенную с задней стороны модулей шину S7-300;

CPU 315-2 DP отличаются следующими свойствами:

•может использоваться как Master-устройство DP (DP-Master) или как Slave-устройство DP (DP-Slave)

•48 Кбайт рабочей памяти

•80 Кбайт встроенной загрузочной памяти RAM; может быть расширена с помощью платы памяти емкостью от 16 Кбайт до 512 Кбайт, в CPU программируемы до 256 Кбайт

Рисунок 3.3 - Элементы CPU 315-2DP

Блок питания PS -307

Преобразует напряжение сети (AC 120/230 В ) в рабочее напряжение DC 24 для питания S7-300, а также для электропитания цепей нагрузки DC 24 V.

Источник питания PS 307; 10 A имеет следующие отличительные характеристики:

•выходной ток 10 A

•выходное напряжение 24 в пост. тока; защита от короткого замыкания и обрыва цепи

•подключение к однофазной системе переменного тока (входное напряжение 120/230 В перем. тока, 50/60 Гц)

•надежная электрическая изоляция в соответствии с EN 60 950

•может быть использован как источник питания нагрузки

Технические характеристики приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Коммуникационный процессор CP 343-1.

Коммуникационный процессор CP 343-1 позволяет производить подключение контроллеров SIMATIC S7-300 к сети Industrial Ethernet. Он разгружает центральный процессор контроллера от выполнения коммуникационных задач и обеспечивает поддержку:

• Транспортных протоколов ISO, TCP/IP и UDP.

• PG/OP функций связи (связь с программаторами и устройствами человеко-машинного интерфейса).

• S7 функций связи (клиент, сервер, мультиплексирование).

• S5 функций связи.

Модуль оснащен встроенными интерфейсами AUI/ITP и RJ45. Переключение между интерфейсами AUI и промышленной витой пары (ITP) выполняется автоматически. Передача данных производится в дуплексном или полудуплексном режиме со скоростью 10 или 100 Мбит/с. Операции определения скорости передачи и настройки на эту скорость выполняются автоматически. При использовании протокола UDP поддерживается передача широковещательных сообщений. CP 343-1 позволяет выполнять дистанционное программирование контроллеров через сеть, а также подключать контроллеры к офисной сети Ethernet. Конфигурирование коммуникационного процессора выполняется с помощью пакета NCM S7 для Industrial Ethernet. Этот пакет входит составной частью в STEP 7 V5 и более поздних версий.343-1 поставляется с предварительно установленным уникальным Ethernet адресом. Он осуществляет независимую передачу данных по сети Industrial Ethernet с соблюдением требований международных стандартов. Он снабжен собственным микропроцессором и способен работать в комбинированном режиме, обеспечивая поддержку транспортных протоколов ISO, TCP/IP и UDP. При этом для организации обмена данными могут использоваться PG/OP- и S7- функции связи, а также функции S5-совместимой связи. Для контроля соединений возможна настройка времени отклика для всех TCP-соединений с активными и пассивными партнерами по связи.

Станция распределенного ввода-вывода ЕТ200M.

Так как датчики распределены по объекту и удалены от контроллера на значительное расстояние, необходима система для приемо - передачи сигналов.

Для этого используется станции распределенного ввода-вывода. Станции ЕТ200M предназначены для построения систем распределенного ввода-вывода и поваляют использовать в своем составе все сигнальные и функциональные модули. Станция работает в сети PROFIBUS-DP и выполняет функции ведомого устройства.

Станция включает в свой состав подчиненный интерфейсный модуль IM 153-3 (рисунок 3.4), модули входных или выходных аналоговых/дискретных сигналов. А так же в состав входит источник питания (PS-307). Станция поддерживает выполнение диагностических функций, с помощью которых контролируется техническое состояние модулей ввода - вывода, короткие замыкания в выходных цепях модулей, ошибки в передаче данных, наличие напряжения питания (=24 В), подключение и удаление модулей. Результаты диагностики могут считываться по сети PROFIBUS-DP или контролироваться по светодиодам станции. В каждом интерфейсном модуле может быть до 8 модулей ввода-вывода информации.

Рисунок 3.4 - Интерфейсный модуль IM 153-3

Для режима резервирования с помощью IM 153-3 выполняются следующие предпосылки следующие предпосылки: DP-Master 1 - центральный процессор CPU 315-2DP и DP-Master 2 - центральный процессор CPU 315-2DP.

•обрабатывают одну и ту же программу пользователя

•имеют для IM 153-3 одинаковую параметризацию и конфигурирование.

Рисунок 3.5 - Принцип резервирования PROFIBUS с помощью IM 153-3

153-3 в принципе состоит из 2 подчиненных интерфейсных модулей, модулей PROFIBUS. Оба модуля PROFIBUS взаимно контролируют свои рабочие состояния.

Передача данных пользователя всегда происходит через оба модуля PROFIBUS к соответствующему Master-устройству DP. Один из модулей PROFIBUS всегда активен. Только через этот активный модуль PROFIBUS осуществляется передача данных пользователя непосредственно на выходы или от входов периферийных модулей. Другой модуль пассивен и “находится в состоянии готовности”.

Имеется два способа выполнения переключения между модулями PROFIBUS:

•Если активный модуль PROFIBUS выходит из строя, то IM 153-3 переключается на пассивный модуль PROFIBUS. Тогда передача данных пользователя продолжается с помощью отображения этих данных из памяти.

•DP-Master принудительно переключает с активного на пассивный модуль PROFIBUS (напр., через STOP CPU).

Модули ввода-вывода.

Входные аналоговые модули обеспечивают возможность первичной фильтрации сигналов, а также установку зоны нечувствительности при изменении параметров для сокращения объема пересылаемых данных в систему контроля и управления.

Модули ввода-вывода обеспечивают:

·   Прием сигналов от следующих датчиков:

1. Термопар

2. Датчиков уровня

3. Расходомеров вихревых

4. Сигнализаторов уровня

5. Аналоговых датчиков с сигналом 4 - 20 мА

6. Дискретных датчиков типа «сухой контакт»

7. Устройств, обменивающихся информацией по шине PROFIBUS-DP

·   Формирование управляющих сигналов:

8. 4 - 20 мА для электропневмоклапанов

9. дискретных сигналов постоянного тока = 24 В

Модули позволяют выполнить горячую замену модулей без отключения всей подсистемы. Модули имеют индикаторы состояния, облегчающие диагностику их работоспособности, а так же поиск неисправностей. Указанные модули могут работать в тяжелых заводских условиях, в соответствии со стандартом, при температуре окружающей среды от -40 до +70 градусов. Надежность обеспечивается резервированием питания, лини связи с управляющими контроллерами, а также возможность горячей замены блоков питания.

Для согласования различных уровней сигнала процесса используется следующие модули:

·   Ввода: аналоговые сигналы - SM 331 Ex AIx32 (4-20 mA).. Дискретные сигналы - SM 321 DIx32 (24 В), SM 321 DIx16 (24 В).

·   Вывода: дискретные сигналы - SM 322 DОx32 (24 В).Аналоговые сигналы: SM 332 AOx32(4-20 mA).

·   Ввода/вывода: дискретные сигналы - SM 323 DOx8/DIx8 (24 В)

Модуль ввода аналоговых сигналов SM 331 Ех AIx32 (4-20 mA) оснащен встроенными искробарьерами.

Для согласования дискретных сигналов переменного тока 220 В со входными дискретными сигналами применяется релейная гальваническая развязка.

3.3 Верхний уровень системы управления

Верхний уровень системы управления обеспечивает:

- предоставление информации о ходе технологического процесса в виде числовых значений параметров, цветовой индикации состояния оборудования, технологических сообщений, а также изменения технологических параметров. В качестве форм представления информации используются фрагменты мнемосхем, панели управления, графики, тренды, окна текущих и архивных сообщений и др.;

- диспетчерское и оперативное управление технологическим процессом;

- сбор, хранение и обработку базы данных технологических параметров, архивацию параметров, событий и действий оператора;

- индикацию граничных значений параметров с выдачей сообщений, содержащих полную информацию о параметре;

- индикацию обрыва канала связи с выдачей сообщения, однозначно указывающего канал и др.

В качестве автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора используется рабочая станция - персональный компьютер, выполненный в промышленном исполнении. Основные характеристики: ОС Windows XP Professional, двухъядерный процессор Pentium P-820 (2,8 ГГц), 22'' ЖК-монитор, внешние громкоговорители, 73 Гб SCSI HDD, 1 Гб ОЗУ, 48Х DVD-CDRW Drive, 3 сетевых порта.

На компьютер устанавливаются необходимые драйвера, а также следующее программное обеспечение: Microsoft Office 2007 (обязательная установка MS Access), речевое ядро и речевой синтезатор, для озвучивания событий поступающих в протокол, пакет STEP7 Lite, SCADA систему InTouch.

Компьютер должен иметь 4 USB порта, к ним присоединяются: клавиатура, мышь, лазерный принтер и источник бесперебойного питания. Отметим, что питание всех компонентов системы управления осуществляется от источников бесперебойного питания ИБП.

Для обеспечения обмена между рабочей станцией и контроллером используется локальная вычислительная сеть (ЛВС) Ethernet - сеть управления SIMATIC, являющаяся выделенной для обеспечения надежности и высокой производительности. Для подключения к внешней ЛВС производства, предоставляется отдельный интерфейс Ethernet в составе интеграционной станции.

Итак, на нижнем уровне обе подсистемы программируемых логических контроллеров работают автономно друг от друга и не зависимо от состояния АРМов операторов-технологов, автоматически и циклически выполняют следующие функции:

·   сбор, обработку, архивирование информации поступающей от аналоговых двухпозиционных датчиков о состоянии процесса и оборудования;

·   вычисление и приведение к нормальному виду значений параметров процесса в соответствии с заданным диапазоном измерений и свойств КИПиА;

·   реализацию алгоритмов автоматического управления и блокировок с выдачей управляющих воздействий на исполнительные устройства (клапаны, электрические задвижки, электромагнитные пускатели двигателей насосов);

·   самодиагностику.

В штатном режиме, ПЛК нижнего уровня обменивается информацией с верхним уровнем контроля и управления (АРМами) в объеме:

-   прием от АРМов и отработку команд оператора-технолога на изменения режима работы регулятора (автоматическое, ручное), изменения задания для технологических параметров участвующих в контурах управления и процентного открытия регулирующих затворов, дистанционного управления оборудованием, выбор рабочих емкостей, насосов;

-        прием от АРМов и обработку команд на изменение состояния деблокирующих ключей для параметров участвующих в блокировках ( доступ по паролю начальника установки);

         прием от АРМов и обработку команд по изменению настроек ПИД регуляторов;

         передача информации о состоянии процесса и оборудования на АРМы.

Каждое АРМ состоит из монитора, клавиатуры, мыши или трекбола и предназначено для:

-   представления оперативному персоналу информации поступающей от аналоговых и двухпозиционных датчиков о состоянии процесса и оборудования;

-        возможность оценивать состояние технологического процесса, как по мгновенным показателям режима, так и наблюдать динамику изменения параметров во времени по трендам;

         получать сообщения о предупредительной и аварийной сигнализации отклонений технологического процесса от регламентных норм, нарушение в работе силового оборудования;

         возможности проанализировать качество ведения технологического режима по историческим трендам, архивному журналу сигнализации, журналу действий оператора.

4. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ

Схема электрическая принципиальная представлена на листе ДП-2068998-А1-25-00.00.000.Э1 графической части проекта и на рисунке 4.1.

На схеме электрической принципиальной изображены 3 схемы управления: задвижкой, насосом и воздушным конденсатором холодильником.

Схема управления задвижкой выполнена для электродвигателя с номинальным током Iн =100 А. Схема предусматривает следующие виды управления:

-        местное управление;

         дистанционно-автоматическое управление (дистанционное отключение из операторной, автоматическое отключение при неисправностях).

Предусматривается сигнализация в операторную и по месту.

Данная схема выполнена для задвижки N-1. Для задвижки N-2 схема аналогична.

Схема управления насосом выполнена для электродвигателя с номинальным током Iн =133 А. Схема также предусматривает следующие виды управления:

-        местное управление;

         дистанционно-автоматическое управление (дистанционное отключение из операторной, автоматическое отключение при неисправностях).

Данная схема выполнена для насоса H-1. Для насосов H-2/1, H-2/2, H-3/1, H-3/2 схема аналогична.

Для управления воздушным конденсатором холодильником применяется преобразователь частоты ACS800-01-0020-3 (ABB).

Рисунок 4.1 - Схема электрическая принципиальная

Промышленные приводы ABB рассчитаны на номинальные токи, используемые в производственном оборудовании для решения задач, требующих высокой перегрузочной способности. «Сердцем » привода является алгоритм управления двигателем, называемый DTC (Direct Torque Control) - прямое управление моментом, который обеспечивает высокие эксплуатационные характеристики и дает существенные преимущества: точное статическое и динамическое управление скоростью и крутящим моментом, большой пусковой момент и возможность использования длинных кабелей двигателя. Прочные корпуса и шкафы с широкой номенклатурой классов защиты и силовых клемм рассчитаны на тяжёлые условия эксплуатации.

Мощность ПЧ 15 кВт, встроен тормозной прерыватель. Двигатель с номинальным током Iн =30,3 А. Схема также предусматривает следующие виды управления:

-        местное управление;

         дистанционное управление.

Для преобразователя частоты приняты следующие параметры:

         защита от понижения напряжения;

         защита от замыкания на землю;

         контроль выходных фаз;

         защита от перегрева двигателя;

         остановка двигателя по выбегу;

Воздушный конденсатор холодильник включает в себя два двигателя.

Схема выполнена для подключения одного двигателя, для остальных электродвигателей схема аналогична.

Перечень элементов для электрической принципиальной схемы (Приложение С).

5. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ СОЕДИНЕНИЙ И ПОДКЛЮЧЕНИЙ

Схемы соединений и подключений представлены на листах ДП-2068998-А1-25-00.00.000.Э0 графической части проекта и на рисунках 5.1, 5.2.

На схеме показана реализация соединений между компонентами системы управления (модули ввода/вывода, датчики и исполнительные механизмы). Использованы рекомендации [1].

В местах групповой установки датчиков установлены соединительные коробки, для объединения цепей измерения в один кабель для сокращения индивидуальных кабелей от датчиков до аппаратной, где непосредственно находится станция распределенного ввода/вывода ET200M с сигнальными модулями ввода/вывода. Подключение датчиков к сигнальным модулям показано на схеме. Присоединение с зажимом под винт (клеммы).

Для кабельных проводок от полевых датчиков до щитов торичных преобразователей предусмотрены кабели:

-   для аналоговых сигналов - КВВГЭ;

-        для сигналов питания - КВВГ;

         для цифровых сигналов - МКЭШВ.

Особенности подключения полевых устройств к модулям ввода/вывода: электропевмопозиционеры регулирующих клапанов RN-1…RN-6 подключаются через полевые барьеры, необходимые для согласования искробезопасных цепей с неискробезопасными; аналоговые датчики используют двухпроводную схему подключения. Реле температуры подключается через релейную гальваническую развязку. Все аналоговые датчики имеют двухпроводную схем подключения. При подключений используются 32 и 16 канальные модули ввода и вывода. Каждый модуль предполагает наличие резервных каналов, что дает возможность в дальнейшем подключить новые датчики и исполнительные механизмы.

Рисунок 5.1 - Схема соединений и подключений (начало)

Рисунок 5.2 - Схема соединений и подключений (продолжение)

6 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

В состав системы MATLAB входит пакет моделирования динамических систем Simulink. Данный пакет имеет широкие возможности для реализации методов теории автоматического регулирования при исследовании динамики автоматических систем. Воспользуемся пакетом Simulink для математического моделирования нашей системы.

6.1 Исследование и настройка контура регулирования

Задачей исследуемой системы регулирования является поддержание постоянного давления в линии подачи строго орошения в верх колонны отбензиневания с коррекцией по температуре верха колонны.

Необходимость регулирования объясняется тем, что давление бензина непосредственно определяет степень нагрева верха колонны, а последняя оказывает существенное влияние на процесс отбензиневания нефти. Этим же фактом определяются и основные требования, предъявляемые к быстродействию и точности контура регулирования: пары бензина на выходе колонны должны быть нагреты до температуры 150 °С (температура выпаривания бензина).

Регулирование давления с коррекцией по температуре заключается в том, что заданное значение давления бензина вычисляется в каждом цикле работы программы управления по методике, учитывающей изменение температуры поров (используется линейная зависимость). Поскольку при проведении исследований реальное управляющее воздействие заменяется единичным ступенчатым сигналом, учета факта коррекции не требуется [11], и все результаты, полученные для принятой системы, будут справедливы и для исходной.

6.1.1 Функциональная схема контура регулирования

Функциональная схема контура регулирования представлена на рисунке 6.1.

Объектом управления является регулирующий клапан (RN-2 на функциональной схеме); его выходным параметром является проходное сечение клапана. Участок трубопровода, соединяющий клапан с датчиком давления, осуществляет передачу среды (бензин) и ее давления, преобразуя S(t) в P(t). P(t) является входным сигналом для датчика давления (PE 59-1). Сигнал с датчика - Y(t), поступает в сумматор, где сравнивается с вычисленным задающим воздействием Yзад(kT(t)).

Рисунок 6.1 - Функциональная схема контура регулирования

В результате сравнения формируется ошибка X(t), поступающая в логическую часть ПИД-регулятора. На выходе регулятора формируется управляющий сигнал U(t), определяющий степень открытия клапана.

Особенностью полученной схемы является наличие отрицательной обратной связи выхода системы с ее входом, которая служит для измерения результата действия системы, причем обратная связь не является единичной.

.1.2 Описание элементов передаточными функциями.

Опишем каждый элемент функциональной схемы передаточной функцией. Будем считать, что сумматоры, используемые в схеме, ни на что влияют, то есть имеют единичные передаточные функции.

·        Датчик давления.

На линии подачи бензина установлен интеллектуальный датчик избыточного давления VEGABAR 52. В технической документации на датчик [2] указано, что датчик имеет свойства инерционного звена, со временем отклика сенсорного модуля Tс = 0,043 с. Дополнительно, в датчике установлено время демпфирования Tд = 1 с, необходимое для устранения влияния пульсаций при подаче мазута. Время демпфирования добавляется к времени отклика сенсора, т.е. общее время отклика датчика:

Tдд = Tс + Tд = 0,043 + 1 = 1,043 с. (6.1)

Встроенный процессорный блок датчика позволяет корректировать собственную нелинейность и воздействие внешних влияющих факторов.

Т.о. датчик давления можно представить типовым инерционным звеном:

. (6.2)

Коэффициент kдд определим, исходя из условий: минимальному давлению мазута Рmin = 1 МПа (1·106 Па) соответствует выходной сигнал датчика Ymin = 4 мA (0,004 А), а максимальному - Рmax = 3 МПа (3·106 Па) соответствует выходной сигнал датчика Ymax = 20 мA (0,02 А). Тогда:

. (6.3)

Подставив (6.1) и (6.3) в (6.2), получим передаточную функцию в численном виде:

.

·        Труба.

Принимая во внимание малую длину трубы между регулирующим клапаном и датчиком давления, не учитываем возможное транспортное запаздывание и падение давления в трубе. Исходя из этого, будем рассматривать трубу типовым усилительным звеном с коэффициентом усиления, равным единице:

.

·        Регулирующий клапан.

Для регулирования давления используется пневматический регулирующий клапан для жидкого топлива Samson 241-7-нефть, поставляемый в комплекте с сервоприводом Samson 3277 и интеллектуальным электропневматическим позиционером Samson 3780. Отметим, что все навесное оборудование устанавливается и тестируется на заводе-изготовителе для параметров, указываемых в опросном листе на клапан, поскольку определение свойств клапана является сложной задачей, решаемой для конкретной конфигурации клапана. Для выбранного оборудования и параметров процесса, в соответствии с характеристиками, приведенными в [20], можно рассматривать клапан как типовое колебательное звено с постоянными времени: Т1кл = 0,28 с; Т2кл = 0,45 с.

Т.о. передаточная функция клапана:

. (6.4)

Коэффициент kкл определим, исходя из условий: минимальному сигналу Umin = 4 мA (0,004 А) на входе позиционера соответствует давление среды на выходе клапана Smin = 1 МПа (1·106 Па), а максимальному - Umax = 20 мA (0,02 А), соответствует давление Smax = 3 МПа (3·10-6 Па). Тогда:

. (6.5)

Подставив (5.5) в (5.4) с учетом Т1кл = 0,28 с; Т2кл = 0,45 с, получим передаточную функцию клапана в численном виде:

.

·        ПИД-Регулятор.

Функции регулятора выполняет контроллер. Будем рассматривать упрощенный способ решения задачи регулирования с использованием методов линейных систем, поскольку центральный процессор контроллера обладает высоким быстродействием (не учитываем дискретность управления).

ПИД-регулятор требует при настройке задания 3-х параметров: коэффициента усиления пропорционального канала kп, коэффициента усиления интегрального канала kи и коэффициента усиления дифференциального канала kд. Так как в состав регулятора входит форсирующее звено второго порядка, запишем:

, (6.6)

где: , .

Записать выражение (6.6) в численном виде пока не представляется возможным, так как Т21Р и Т2Р ¾ неизвестные параметры, определяемые через настройки регулятора.

.1.3 Структурная схема контура регулирования

На основе функциональной схемы составим структурную схему контура регулирования давления (рисунок 6.2).

Рисунок 6.2 - структурную схему контура регулирования давления

Для использования методов теории автоматического управления требуется наличие замкнутой структуры, то есть необходимо привести исходную структурную схему к структуре с единичной обратной связью. Преобразование осуществим путем переноса сумматора, а фиктивное звено отбросим, поскольку при описании неважно каким образом получено Pзад(t). Структурная схема после преобразования изображена на рисунке 6.3.

Рисунок 6.3 - Структурная схема после преобразования

Запишем в условных обозначениях звеньев конкретные выражения их передаточных функций в числовом виде (где это возможно). Окончательная структурная схема представлена на рисунке 6.4.

Рисунок 6.4 - Окончательная структурная схема

.1.4 Исследование контура регулирования

Исследование системы будем вести в системе MATLAB, в пакете моделирования динамических систем Simulink, предназначенного для решения задач анализа и синтеза систем автоматического регулирования. Simulink имеет широкие возможности для реализации методов теории автоматического управления при исследовании динамики автоматических систем. Исследуемая система задается в виде структурной схемы, набираемой из типовых звеньев, имеющихся в библиотеке Simulink. При использовании методов анализа Simulink производит для заданной структуры расчет передаточной функции, частотных характеристик и переходного процесса, выдает результаты расчета в виде графиков.

Для исследования системы, вводим полученную структурную схему (рисунок 6.4) системы в окно модели, преобразовывая ее в соответствии с требованиями программы (рисунок 6.5).

Рисунок 6.5 - Структурная схема в MATLAB

Для устранения негативного влияния колебательной характеристики клапана на качество системы наиболее рационально будет выбрать такие параметры регулятора, которые будут аналогичны параметрам двигателя, то есть:

; (6.7)

. (6.8)

При таких настройках выражение в скобках числителя передаточной функции регулятора и выражение в знаменателе передаточной функции клапана сокращаются, чем и обеспечивается компенсация колебательных свойств клапана.

На первом этапе исследования для определенности примем коэффициент усиления интегрального канала регулятора равным Kи = 1, тогда из (6.7) и (6.8):п = 0,45;д = 0,0784.

График переходного процесса для исходных настроек ПИД-регулятора представлен на рисунке 6.6.

Рисунок 6.6 - График переходного процесса для исходных настроек ПИД-регулятора

Видно, что система получилась устойчивой с колебательным переходным процессом. Длительность переходного процесса tпп = 5,15 с (время регулирования tпп определяется как время, протекшее от начала переходного процесса до момента установления на выходе системы значения параметра, отличающегося не более, чем на 5% от установившегося значения). Перерегулирование составляет 18,6 %, статическая ошибка равна нулю (присутствует интегральная составляющая). Анализируя полученные результаты, делаем вывод: хотя полученная система и является устойчивой, качество процесса - неудовлетворительное. При использовании ПИД-регулятора можно получить лучшее качество (обеспечить апериодический переходный процесс, или уменьшить перерегулирование до рекомендуемых значений - σ < 15%) если удастся подобрать соответствующие настройки регулятора.

Будем искать оптимальные настройки регулятора с использованием логарифмических частотных характеристик.

Для построения ЛАХ и ЛФХ системы, задаем точки входа/выхода в структуре модели и разрываем цепь обратной связи.

ЛЧХ исследуемой модели при исходных настройках регулятора показаны на рисунке 6.7 - кривые L1(w) и j1(w) (PressureNew_1 на графиках Magnitude и Phase).

Из рисунка 6.7 видно, что общий вид ЛАХ при начальных настройках регулятора - оптимальный, остается выбрать коэффициент усиления системы, пользуясь правилами: во-первых, в окрестностях частоты среза в пределах не менее 0,6 дек в обе стороны наклон ЛАХ должен составлять -20 дБ/дек ¾ в этом случае переходный процесс будет апериодическим; во-вторых, запас устойчивости системы по фазе должен лежать в пределах от 20° до 50°, или, в крайнем случае, быть выше этих значений; в-третьих, запас устойчивости системы по амплитуде должен быть не менее -15 дБ.

Рисунок 6.7 - ЛЧХ исследуемой модели при исходных настройках регулятора

Примечание:

т. А соответствует частоте сопряжения ωс = 1/Тдд = 0,958;

т. B, C, D - частоты среза при соответствующих настройках регулятора;

т. E, F, G - значения ЛФХ при соответствующих настройках регулятора.

Отметим, что при изменении kи кривая L1(w) будет перемещаться вверх или вниз параллельно самой себе, j1(w) остается неизменной. Варьируя kи, можно из L1(w) получить такую Lопт(w), которая будет иметь наиболее оптимальный вид, то есть соответствовать более высокому качеству переходного процесса.

Для исходных настроек ПИД-регулятора ЛЧХ имеют следующие характеристики: ωс<ωπ - система устойчива; ωс лежит на участке с наклоном -20 дБ/дек; запас устойчивости системы по фазе φз = 51°; дБ, поскольку φ1(ω) не пересекает прямую -180°. Видно, что единственное условие, которое не выполняется - в окрестностях частоты среза в пределах не менее 0,6 дек в обе стороны наклон ЛАХ должен составлять -20 дБ/дек. Для выполнения этого требования нужно уменьшить Ки.

Возьмем Kи = 0,5, тогда из (6.7) и (6.8):

Kп = 0,225;

Kд = 0,0392.

ЛЧХ при данных настройках регулятора показаны на рисунке 6.7 - кривые L2(w) и φ2(w) (PressureNew_2 на графиках Magnitude и Phase). Видно, что для ωс все еще не обеспечивается расстояние 0,6 дек до точки перегиба.

Возьмем Kи = 0,3, тогда:

Kп = 0,135;

Kд = 0,02352.

ЛЧХ для данных настроек представлены на рисунке 6.7 кривыми L3(w) и φ3(w) (PressureNew_3 на графиках Magnitude и Phase). В данном случае выполняются все требования для получения оптимального, с точки зрения качества, переходного процесса.

Переходные процессы для всех принятых настроек регулятора представлены на рисунке 6.8.

Оценку качества настроенной системы производим по графику переходного процесса и по логарифмическим характеристикам (кривые L3(ω) и φ3(ω) на рисунке 6.7).

Время регулирования tпп находим по графику переходного процесса (рисунке 6.8 кривая PressureNew_3): tпп = 7,39 с.

Запас устойчивости системы по фазе: .

Запас устойчивости по амплитуде: дБ.

Рисунок 6.8 - Переходные процессы для всех принятых настроек регулятора

.1.5 Выводы по результатам исследования

В настроенной системе переходный процесс является апериодическим, со временем регулирования tпп = 7,39 с.

Для такого процесса величина перерегулирования равна нулю. Система обладает избыточным запасом устойчивости по амплитуде и по фазе, поскольку для систем удовлетворительного качества запас по фазе лежит в пределах (20…50)°, а запас по амплитуде не должен быть меньше 15 дБ (по модулю). Для полученной системы имеем превышение данных значений, что означает лишь недоиспользование свойств системы. Таким образом, считаем, что система удовлетворяет всем требованиям, предъявляемым к устойчивости и быстродействию.

Настройка контура регулирования представлена на листе ДП-2068998-А1-25-00.00.000.Д (Настройка контура регулирования) графической части и на рисунке 6.9.

Рисунок 6.9 - Настройка контура регулирования

7 ПРОГРАММНО-МАТЕМАТИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

7.1 Разработка алгоритмов управления

Общий алгоритм управления и алгоритм аварийного управления, разработанные в ходе проектирования и предназначенные для облегчения задач написания программ управления, представлены на листе ДП-2068998-А1-25-00.00.000.Д (Алгоритм управления) графической части проекта и на рисунке 7.1.

Общий алгоритм управления дает представление о последовательности реализуемых действий, его особенность - наличие параллельных процессов. В начальном состоянии (блок 01) - программируемый контроллер выключен, АРМ оператора включена и работает под управлением ОС Windows XP. Следующие далее ветви параллельных процессов (учет независимости включения ПК и запуска ПО) описывают этапы инициализации системы. После включения ПК (блок 2),выполняется подпрограмма его инициализации (блок 3) и, в случае неисправности (блок 4) выдается сообщение о сбое (блок 6) с остановкой процесса инициализации системы. При успешной инициализации, ПК переходит в режим готовности (блок 5), ожидая установления связи с верхним уровнем. Блоки 8-12 описывают процесс запуска программного обеспечения АСУ ТП на АРМ. В случае успешного завершения теста и установления связи с ПК, на экран АРМ выводится признак готовности системы к работе (блок 13) - вывод главного экрана интерфейса оператора с основным меню. После этого система переходит в режим ожидания команды оператора (блок 14). Введенную команду система распознает (блок 15) и при ее успешной идентификации (блок 16) выдает команду на загрузку соответствующей программы (блок 18), иначе выводит сообщение оператору (блок 17) и ожидает следующей команды.

Рисунок 7.1 - Алгоритмы управления

В блоке 18 происходит выбор режима работы F. Если F=1, то осуществляется переход в режим наладки. В данном режиме осуществляется комплексная настройка системы управления, ее диагностика, отработка функций управления, проверка полноты и качества срабатывания блокировок аварийной защиты и пр. F=2 соответствует переходу в дистанционный режим атмосферной перегонки. В данном режиме осуществляется запуск атмосферной перегонки, эксплуатация. Отметим, что из этого режима при налаженной работе блока можно перейти в автоматический режим атмосферной перегонки.

Рассмотрим более подробно предопределенный процесс автоматического режима атмосферной перегонки. В начале работы опрашивается датчик температуры вверху ректификационной колонны (блок 24), если температура равна заданному значению (блок 25), то система опрашивает следующий датчик, если же есть отклонения от заданной температуры, происходит ПИД-регулирование и выдача необходимого воздействия (блок 27), после этого опрашивается датчик уровня колонны (блок 28). Если значение удовлетворяет заданным параметрам (блок 29), переход к следующему датчику, если же уровень принимает предельно максимальное или минимальное значение, происходит предаварийное оповещение, сигнализация (блок 30) и останов насосов (блок 31). При нормальном течении процесса, опрашиваются датчики температуры на выходе ХВК (блок 33), если температура не соответствует заданным значениям (блок 34), осуществляется ПИД-регулирование (блок 35) и вывод выходного воздействия на двигатели (блок 36). Далее опрашивается датчик давления в емкости (блок 37), если параметры не соответствуют уставкам (блок 38), осуществляется воздействие на запорно - регулирующие клапаны (блок 40), при достижении максимального или минимального значения, срабатывает предаварийная сигнализация (блок 39). Следующими опрашиваются датчики уровня и перепада уровня в емкости (блок 44), если существуют отклонения от заданного уровня (блок 45), осуществляется ПИД-регулирование (блок 50) и выдача выходного воздействия на соответствующие клапаны (блок 51) и двигатели моторов (блок 47). При минимально допустимом уровне в емкости, срабатывает предаварийная сигнализация (блок 46) и останов насосов. При нормальном ходе процесса программа осуществляет следующий опрос датчиков по той же схеме.

Рассмотрим подпрограмму ПИД-регулирования. В начале подпрограммы происходит обнуление начальных значений интеграла и ошибок (блок 57). Затем считывается значение управляемого параметра (блок 58) и вычисление отклонения (блок 59). Затем вычисляются пропорциональная (блок 61), интегральная (блок 64) и дифференциальная (блок70) составляющие управляющего воздействия (блок 72). После этого осуществляется выходное воздействие (блок 73). Для дальнейшего процесса необходимо переопределение переменных (блок 74) и согласование быстродействия (блок 75).

На схеме алгоритмов изображена программа управления насосными агрегатами с опросом основных датчиков. Рассмотрим этот алгоритм подробнее. В начале программы происходит опрос датчика давления на выкиде насоса (блок 78), если значение удовлетворяет необходимым параметрам (блок 79) происходит опрос следующего датчика, в противном случае выдается сигнализация (блок 80). Следующим опрашивается датчик уровня в бачке затворной жидкости (блок 81), если значение удовлетворяет заданному (блок 82), переход к опросу следующего датчика, если нет, то выдача сигнализации по месту и в операторную (блок 83) и останов насоса при критически минимальном значении (блок 84) . Далее происходит опрос датчика температуры подшипников насоса (блок 85). При достижении максимально значения выдается оповещение (блок 87) и останов насоса (блок 88). При нормальном течении процесса программа осуществляет следующий опрос датчиков по той же схеме.

7.2 Программное обеспечение STEP7Lite

Стандартное программное обеспечение SIMATIC для создания программ,

используемых в программируемых логических контроллерах, на языках программирования контактный план, функциональный план или список операторов для станций SIMATIC S7-300.

ПО выполняет следующие функции:

·   сбор информации о теплотехнических параметрах и состоянии технологического оборудования;

·   обработку информации, поступающей от датчиков технологических параметров, положение и состояние приводов исполнительных механизмов (ИМ);

·   управление ИМ в автоматическом режиме, обеспечение выполнения технологических операций в соответствии с алгоритмом управления;

·   автоматическое управление основными параметрами;

·   дистанционное управление ИМ с пульта оператора;

·   отображение текущих значений теплотехнических параметров, информации о режимах работы и состояния системы;

·   аварийная защита, отключение, блокировка при возникновении аварийной ситуации;

·   аварийную предупредительную сигнализацию (световую и звуковую).

Пакет программного обеспечения STEP 7 Lite используется для конфигурирования и программирования логических контроллеров SIMATIC семейств S7-300 и C7, а также станций ET 200М и ET 200S (отдельно-стоящих). В STEP 7 Lite создание решения автоматизации происходит в несколько этапов . На рисунке, приведенном ниже, показаны шаги , которые необходимо выполнить в большинстве проектов.

Рисунок 7.2 - Структура проекта

Первым шагом является конфигурирование аппаратуры (рисунок 7.2).

Рабочая область конфигурирования программируемого контроллера состоит из следующих областей:

• Графическое изображение, в котором корзины с модулями изображены так как они выглядят в действительности.

• Таблица, представляющая отдельную корзину и содержащая дополнительную информацию о модулях (заказной номер, адреса и т. д .),.

• "Hardware Catalog [ Каталог аппаратуры ]", из которого можно выбирать необходимые аппаратные компоненты.

Рисунок 7.3 - Конфигурация аппаратуры

В программе STEP 7 Lite приходится работать с адресами сигналов ввода / вывода, битов памяти, счетчиков, таймеров, блоков данных и функциональных блоков. Можно обратиться к этим адресам, используя абсолютное значение адреса . Однако программу будет значительно легче читать, если будут пользованы символьные обозначения адресов. Для этого необходимо создать таблицу символов (рисунок 7.4).

Рисунок 7.4 - Таблица символов

Третьим шагом является создание программы управления. Для этого необходимо выбрать язык программирования.

Языки программирования:

Языки программирования SIMATIC, используемые в STEP 7 Lite, соответствуют стандарту DIN EN 6.1131-3.

• LAD (Ladder Logic [ Контактный план ]) - это графический язык программирования . Cинтаксис команд похож на синтаксис коммутационной схемы. LAD позволяет следить за сигналом при его прохождении через различные контакты, составные элементы и выходные катушки.

• STL (Statement List [ Список операторов ]) - это текстовый, машинно-ориентированный язык программирования. Если программа написана на STL, то отдельные команды, в большинстве случаев, соответствуют шагам, которые ЦПУ выполняет при обработке программы. Чтобы облегчить программирование в STL включены некоторые конструкции языков программирования высокого уровня ( такие как доступ к структурированным данным и параметры блоков ).

• FBD (Function Block Diagram [ Функциональный план ]) - это графический язык программирования, использующий для представления логики элементы булевой алгебры. Кроме того, возможно использование сложных функций (такие как, математические функции) вместе с логическими блоками.

Циклическая обработка программы является стандартным режимом для программируемого логического контроллера. Операционная система периодически вызывает OB1, и с этого вызова начинается циклическое исполнение программы пользователя. Чтобы в ЦПУ во время циклической обработки программы находился непротиворечивый образ сигналов процесса, ЦПУ обращается не непосредственно к адресным областям входов (I) и выходов (Q) модулей ввода - вывода, а к внутренней области памяти ЦПУ, которая содержит отображение входов и выходов процесса.

Рисунок 7.5 - Управляющая программа на языке LAD

Рисунок 7.6 - Управляющая программа на языке FBD

В дипломном проекте была разработана часть управляющей программы управления насосными агрегатами. Программа соответствует алгоритму управления, приведенному на листе ДП-2068998-А1-25-00.00.000.Д. Исходный код программы на языке LAD приведен на рисунке 7.7.

Рисунок 7.7 - управляющая программа на языке LAD

Программно-математическое обеспечение STEP7Lite представлено на листе ДП-2068998-А1-25-00.00.000.Д (Программно-математическое обеспечение) графической части проекта и на рисунке 7.8 .

Рисунок 7.8 - Программно-математическое обеспечение

.3 Графический интерфейс оператора

.3.1 Обзор существующих SCADA-программ

В настоящее время большое распространение при создании программно-технических комплексов получили пакеты программ визуализации измерительной информации на дисплейных пультах операторов, называемых конфигураторами пультов оператора, или SCADA-программами. SCADA - это аббревиатура термина Supervisory Control And Data Acquisition - диспетчерское управление и сбор данных. В последнее время эти системы имеют более точное название: MMI/SCADA, где MMI (Man Machine Interface) определяет наличие человеко-машинного интерфейса. Эти пакеты позволяют создавать полное высококачественное программное обеспечение пультов оператора, реализуемых на различных разновидностях персональных компьютеров и рабочих станций компьютерных сетей.

На российском рынке получили распространение несколько десятков SCADA-программ, обзор некоторых приведен в таблице 7.1:

Таблица 7. 1

Основные функции SCADA-программ в части разработки дисплейного пульта (инструментальный комплекс SCADA) и в части работы пульта в реальном масштабе времени (исполнительный комплекс SCADA) следующие [19,23]:

0   сбор текущей информации от контроллеров или других приборов и устройств, связанных непосредственно или через сеть с пультом оператора (в том числе на основе стандартных протоколов DDE, OPC);

1   первичная (вычислительная и логическая) обработка измерительной информации;

2   архивирование и хранение текущей информации и ее дальнейшая необходимая обработка;

• представление текущей и исторической информации на дисплее (реализация анимированных мнемосхем, гистограмм, анимационных изображений, таблиц, графиков, трендов);

• выделение аварийных и предаварийных ситуаций с автоматической генерацией сигналов тревоги;

3   ввод и передача команд и сообщений оператора в контроллеры и другие устройства системы;

4   регистрация всех действий оператора (ручной запуск процесса, аварийный останов, изменение настроечных параметров системы и т.д.);

5   регистрация всех ошибок и событий внутри системы управления (аппаратные тревоги, ошибки работы сети и т.д.);

6   защита от несанкционированного доступа и предоставление различных прав пользователям во время работы с системой;

7   печать отчетов и протоколов произвольной формы в заданные моменты времени, представление и запись аварийных ситуаций в моменты их возникновения;

8   решение прикладных программ пользователя и их взаимосвязь с текущей измеряемой информацией и управленческими решениями;

9   информационные связи с серверами и другими рабочими станциями через разные сетевые структуры.

SCADA - система Genesis32

Для подключения оборудования предусмотрена поддержка интерфейса OPC. Большинство производителей предлагают ОРС-сервера для своих контроллеров. Встроенных драйверов нет. Для подключения собственных устройств предлагается конструктор ОРС-серверов - ПО, облегчающее создание ОРС-сервера.

Специальных средств реализации реального времени нет. Пропускная способность ОРС-сервера сильно зависит от конфигурации системы и может составлять от 1000 до 60000 элементов в секунду. В пакете есть компонент для управления технологическими процессами с операторского компьютера.

Модуль ControlWorx поддерживает все языки стандарта IEC1131

Система состоит из следующих основных модулей:

GraphWorX32 - средство визуализации контролируемых технологических параметров и оперативного диспетчерского управления на верхнем уровне АСУТП.

TrendWorX32 - средство накопления и представления текущих данных в виде графических зависимостей от времени.

AlarmWorX32 - набор программных компонентов для обнаружения аварийных событий, оповещения оперативного персонала, приема подтверждений восприятия информации об аварийных событиях и регистрации информации об авариях в базе данных.

DataWorX32 - OPC - сервер, предназначенный для организации единого моста между множеством клиентских и серверных компонентов системы.

Ограничивается только кол-во точек ввода-вывода (одновременно считываемых из ОРС-сервера в конкретный момент времени). Ограничивается с помощью лицензии. Есть варианты лицензий на 75, 150, 300, 500, 1500 точек и лицензия без ограничений. Все остальные ограничения зависят от производительности компьютера.

InTouch компании Wonderware

Программный комплекс InTouch компании Wonderware предназначен для разработки систем автоматизации промышленных предприятий, охватывающих все уровни производства - от управления технологическими процессами до управления производством.

На сегодняшний день InTouch - это один из широко признанных программных пакетов класса MMI для промышленной автоматизации, общее число его установок по всему миру превышает 30 тысяч. Пакет разрабатывался как инструмент для самой распространенной в мире программно-аппаратной платформы - PC-совместимого компьютера с операционной средой DOS/WINDOWS. Однако сегодня фирма Wonderware, тщательно отслеживая тенденции развития рынка PC-совместимых персональных компьютеров и программного обеспечения для них, предлагает следующее поколение пакета - InTouch для WINDOWS 95 и InTouch для WINDOWS/NT. Таким образом, можно надеяться, что в распоряжении разработчиков, создающих системы промышленной автоматизации на базе InTouch и самой распространенной и дешевой программно-аппаратной платформы, всегда будут самые современные базовые средства.

В InTouch различают несколько типов скриптов:Scripts (скрипты уровня приложения) относятся ко всему приложению и используются для запуска других приложений, имитации технологических процессов, вычисления значений переменных и т.д.Scripts (скрипты уровня окна) связываются с конкретным окном.Scripts (клавишные скрипты) привязываются к какой-либо клавише или комбинации клавиш клавиатуры. Это может быть полезным при создании каких-либо глобальных для всего приложения функций (возврат в главное окно, окончание сеанса работы с приложением и т. д.).Pushbutton Action Scripts (скрипты, запускаемые кнопками) очень похожи на клавишные скрипты и связываются с объектами, которые будут использоваться в качестве исполнительных кнопок. Эти скрипты запускаются при каждом нажатии на объект-кнопку.Scripts (скрипты по изменению логического выражения) связываются с логической переменной или выражением, которое будет принимать значения либо "истина", либо "ложь". Логические скрипты могут содержать в себе и аналоговые переменные.Change Scripts (скрипты по изменению данных) связываются либо с переменной, либо с полем переменной. Эти скрипты исполняются только один раз, когда значение переменной либо поля меняется на величину, превышающую значение допуска, заданного в словаре переменных.Event (скрипты событий ActiveX) предназначены для поддержки механизма реакции на события в ActiveX - объектах. С каждым событием может быть связан один скрипт типа ActiveX Event, запускающийся в WindowViewer во время исполнения приложения.Function - скрипты, которые могут вызываться из других скриптов и использоваться в выражениях при определении динамических свойств объектов.

SCADA - система Trace Mode 5

Поддерживаются 1426 устройств по протоколам OPC, DDE, HART, ProfiBus, ModBus и другим.

Возможность работы в режиме реального времени

Монитор реального времени (МРВ) - это мощный сервер реального времени - основной элемент распределенной АСУ ТРЕЙС МОУД. Предназначен для сбора данных с УСО через встроенные и пользовательские драйверы, OPC и DDE клиенты, математической обработки, осуществления непосредственного цифрового и супервизорного управления, генерирования алармов, ведения отчета тревог, визуализации техпроцесса на мнемосхемах, осуществления сетевого обмена с другими узлами проекта, поддержки обмена с клиентскими модулями ТРЕЙС МОУД через DCOM, обмена данными с независимыми приложениями через OPC и DDE серверы, а также для осуществления информационного обмена с внешними базами данных.

Минимальное время реакции монитора реального времени составляет 0,001 с. Архитектура ТРЕЙС МОУД обеспечивает высочайшую производительность в реальном времени.

МРВ способен принимать данные через 32 последовательных порта. На его базе возможно создавать системы, работающие в режиме горячего резервирования. Для МРВ существуют драйверы к более чем 300 контроллерам и УСО наиболее используемых в АСУТП России. Драйверы к наиболее популярным контроллерам встроены в МРВ.

По числу поддерживаемых протоколов контроллеров и УСО, реально использующихся в АСУТП России и СНГ, ТРЕЙС МОУД значительно опережает другие SCADA-системы.

МРВ имеет модульную структуру на 128/1024/32000х16/64000х16 каналов, теги неограниченны.

Система разработчика включает в себя следующие компоненты:

1.   Редактор базы каналов (РБК) - инструмент разработки распределенной базы данных реального времени. В РБК создаются узлы проекта - операторские станции и контроллеры, производится настройка на платы ввода/вывода и контроллеры (DLL, DDE, OPC), задаются технологические границы и алармы, производится визуальное программирование алгоритмов управления на языках Techno FBD и Techno IL (IEC 1131-3), программируются функции резервирования, настраивается сетевой обмен, связь с базами данных и приложениями, создается система архивирования данных. РБК производит автоматическое генерирование отчетной документации по проекту АСУТП. Поддерживаются технологии автопостроения проекта.

2.   Редактор представления данных (РПД) - инструмент разработки экранных форм операторского интерфейса. В РПД для каждого узла проекта создаются графические экраны, формируется статичные мнемосхемы процесса, осуществляется их динамизация путем векторной и AVI-анимации. Создаются виртуальные органы управления, тренды реального времени и исторические, формируются отчеты тревог. Осуществляется встраивание ActiveX - компонентов.

3.      Редактор шаблонов (РШ) - инструмент разработки шаблонов и сценариев формирования документации о ходе технологического процесса. В РШ можно создать статичную основу отчетного документа, установить ссылки на каналы и тренды в серверах реального времени, написать сценарии автоматического формирования отчетной документации о проекте.

7.3.2 Анализ и выбор среды разработки интерфейса оператора.

В данной главе были рассмотрены наиболее популярные среды разработки графического интерфейса для оператора. Все они имеют схожие функции и характеристики. Различаются они прежде всего ценой и поддерживаемым оборудованием. В связи с этим я выбрала систему Wonderware InTouch, так как она зарекомендовала себя на российском рынке и имеет хорошую характеристику цена/качество.

Основные отличия пакета InTouch по сравнению с другими программными продуктами:

-   Надежность и устойчивость в работе - 9 лет разработки и эксплуатации более чем 150000 установленных систем на промышленных объектах.

-        Простота использования и неограниченные возможности для разработчика (любое число мнемосхем, неограниченная сложность алгоритмов и пр.).

         Использование стандартных протоколов обмена данными (DDE, OPC, TCP/IP и др.).

-   Высокая скорость работы благодаря механизму, динамически регулирующему скорость опроса входных сигналов ( опрос происходит только при изменении значения контролируемого параметра).

-        Архитектура клиент-сервер для эффективной работы в сети. База данных ведется только на сервере, нет необходимости копировать ее на клиентские станции.

-   Открытость - можно добавлять и использовать готовые компоненты других фирм вследствие поддержки технологий ActiveX и OPC.

-        Интеграция с другими программными пакетами фирмы Wonderware и простой обмен данными с популярными программными пакетами для Windows - Microsoft Excel, Microsoft Access, Microsoft Visual Basic и др.

         Самое большое число готовых серверов ввода-вывода - более 600.

         Возможность создания библиотек алгоритмов.

         Истинно многозадачный режим функционирования (многопоточное выполнение пользовательских алгоритмов).

         Возможность работы с более чем 120000 сигналов и параметров (тэгов).

         Автоматический контроль качества сигналов, поступающих с датчиков и контроллеров.

         Работа как сервис Windows NT - функционирование программы не нарушается процессом регистрации пользователя в операционной системе.

         Распределенная система отслеживания и регистрации аварийных ситуаций одновременно поддерживает множество серверов ("провайдеров") аварийных ситуаций, что дает возможность операторам видеть информацию об авариях во многих удаленных местах синхронно.

.3.3 Описание графического интерфейса оператора

Графический интерфейс оператора представлен на листе ДП-2068.998-А1-25-00.00.000.Д (Интерфейс оператора) графической части проекта и на рисунке 7.9.

Главный экран дает оператору представление о состоянии и ходе техпроцесса атмосферной перегонки нефти. На главном экране показаны:

основное технологическое оборудование: колонна отбензинивания, отпарная емкость, теплообменник, воздушные конденсаторы холодильники (ХВК-1-4);

исполнительные механизмы, задействованные при атмосферной перегонке: сырьевые насосы Н-1, Н-2/1, Н-2/2, Н-3/1, Н-3/2, основные регулирующие клапаны и задвижки;

трубопроводы, связывающие технологическое оборудование и исполнительные механизмы;

основные контролируемые и регулируемые параметры техпроцесса: температура жидкости по ходу техпроцесса; подача охлаждающего острого орошения в колонну, сброс газа при превышении давления; уровни в колонне, емкости и пр.;

Рисунок 7.9 - Графический интерфейс оператора

- индикация состояния исполнительных механизмов: для насосов - надписи «вкл.», «выкл; для регулирующих и отсечных клапанов - открытие клапана в процентном соотношении.

Отметим, что каждый объект управления представленный на экране может быть вызван на панель управления для получения более детальной информации, например значений регламентированных и аварийных границ параметра, состояния блокировки, значение уставки и т.д. Для этого оператору достаточно нажать на кнопку, расположенную рядом с интересующим его объектом, либо непосредственно на сам объект.

Взаимодействие оператора с системой отображения организовано с помощью мыши и функциональной клавиатуры.

Поскольку на одном экране невозможно показать все параметры, характеризующие ход техпроцесса, все оборудование и исполнительные механизмы, отразить все нюансы (потеряется наглядность отображения техпроцесса) - наряду с общим, используются и более подробные экраны, отражающие некоторую часть техпроцесса. Переход с общего экрана на частные осуществляется через меню выбора экрана, расположенное в правой части (справедливо для любого экрана). Всего имеется 5 частных экранов:

экран «ХВК»: раскрывает процесс охлаждения газопродуктовой смеси в воздушном конденсаторе холодильнике - отображены входная и выходные температуры (рисунок 7.10);

Рисунок 7.10 - Экран «ХВК»

экран «Емкость»: показывает процесс проходящий в отпарной емкости -отображены все параметры, характеризующие работу с возможностью просмотра значений, установленных для предупредительных и предельных уровней. На рисунке 7.11 изображено окно датчика давления в емкости;

Рисунок 7.11 - Значения давления в емкости

экран «Колонна»: отражает процесс ректификации в колонне, значения уровня, давления, температуры. На рисунке 7.12 мы можем видеть экран датчика уровня в емкости с подробным описанием текущих параметров и уставок;

Рисунок 7.12 - Информация об уровне в колонне

- экран «Насосный агрегат»: дает полную информацию о состоянии используемых насосов, можно вызвать панели управления по каждому насосу для получения детальной информации (эти же панели вызываются из общего экрана по нажатию кнопки Насосный агрегат) (рисунок 7.13);

Рисунок 7.13 - экран «Насосный агрегат»

экраны «Клапаны»: дают сводку по всем используемым в системе клапанам - отображаются состояния клапанов с возможностью вызова панели управления по каждому клапану для получения более детальной информации.

При нажатии на датчик можно также получить более детальную информацию, значение уставки, минимального и максимального значений, текущего значения.

Меню режима и выбора, расположенное в нижней части, позволяет получить сводную информацию по текущему режиму работы блока. В данном меню активным является только один элемент, соответствующий текущему режиму работы блока, остальные заблокированы, с целью предотвращения получения недостоверной информации. При нажатии на активную кнопку режима выводится панель, предоставляющая детальный обзор по рабочему режиму (режим работы, входные параметры, сводка по этапам процесса и запущенным командам, информация о пользователях и пр.), возможность выхода на общий экран установки и ряд других возможностей.

Панель «Тренды» - предоставляет возможность просмотра параметров техпроцесса за требуемый промежуток времени. Построение трендов возможно как для аналоговых, так и для дискретных сигналов за любой промежуток времени, для которого в системе имеются архивные данные. При построении графиков оператор имеет возможность изменять их внешний вид (задавать интервал времени для отображения, изменять число показываемых кривых, выполнять печать).

Рисунок 7.14 - График изменения параметров в реальном времени

Можно сделать вывод, что система отображения информации обеспечивает выполнение следующих функций:

         представление технологической информации на экранах мониторов( по запросу или автоматически) в виде мнемосхем с различной детализацией, но которых воспроизводится информация о текущем состоянии технологического процесса и значения технологических параметров; в виде специальных кадров регуляторов;

         автоматическую сигнализацию и регистрацию достижения параметром аварийной и предупредительной границ;

         управление оператором механизмами в соответствии с технологическим регламентом; система управления обеспечивает защиту от неправильных действий оператора;

         формирование и отображение на дисплее различных групп графиков измерения технологических параметров.

8 РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ВНЕДРЕНИЯ АСУ ПРОЦЕССОМ АТМОСФЕРНОЙ ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ

Экономический эффект рассчитывается по условиям использования продукции за расчетный период. Суммарный по годам периода экономический эффект рассчитывается по формуле:

Эт = Рт - Зт, (8.1)

где Рт - стоимостная оценка результатов внедрения АСУ;

Зт - стоимостная оценка затрат на создание АСУ.

За расчетный период (tрп) примем первый год эксплуатации АСУ.

Уточним (1):

Эт = Рувел.вып.бен - (Зпр+Зкомпл+Змонт+ЗПО+ Зобуч.+Зобсл.), (8.2)

где Рувел.вып.бен - результат увеличения выпуска бензина и тяжелых фракции;

Зпр - затраты на проектирование конструкторской документации;

Зкомпл - затраты на КТС АСУ;

Змонт - затраты монтаж КТС и пусконаладочные работы;

ЗПО - затраты на программное обеспечение АСУ;

Зобуч - затраты на обучение персонала;

Зобсл - затраты на обслуживание АСУ.

.1 Затраты на проектирование конструкторской документации

При определении трудоёмкости разработки каждого документа на каждой стадии выполнения работ могут использоваться нормативные документы конкретных предприятий или типовые нормы времени.

Типовые нормы времени на разработку конструкторской документации имеют следующие особенности:

·   они разработаны для условий единичного производства;

·        при выполнении чертежей в масштабе 1:1;

·        каждая норма установлена для определенного формата чертежа;

·        аппликации не используются.

Трудоемкость разработки конкретного документа определяется по формуле:

, (8.3)

где: Ттабл. - норма времени на разработку соответствующего документа, приведенная в таблице;

К1 - коэффициент, учитывающий тип производства для разрабатываемого устройства;

К2 - коэффициент, учитывающий использование аппликаций;

К3 - поправочный коэффициент;

К4 - коэффициент, приводящий фактический формат документа в соответствии с предусмотренным в таблице.

В соответствии с таблицами, приведенными в [14] коэффициенты равны:

К1 = К2 = К3 = 1

В таблице 8.1приведены нормы времени и коэффициенты, используемые в расчетах.

Таблица 8.1

* - по данным ОАО «ОНХП».

Суммарная трудоемкость проектирования АСУ равна:

.

.1.1 Расчет численности разработчиков

Рассчитаем оптимальное число исполнителей для разработки АСУ сроком реализации 3,5 месяца:

Ч = Тобщ / Ф , (8.4)

где:Ч - число исполнителей;

Ф - действительный фонд времени одного специалиста за 3,5 месяца с учетом 5% потерь по организационно-техническим причинам, час.

Действительный фонд времени определится по формуле:

Ф = Фн ∙ (1 - 0,05). (8.5)

где: Фн - фонд времени работы 1 специалиста за период выполнения проекта, час.

Для периода март - июнь 2007 года при пятидневной восьмичасовой рабочей неделе Фн = 75 ∙ 8 = 600 часов.

Тогда по формуле (8.5), действительный фонд времени составит:

Ф = 600 ∙ 0,95 = 570 часов.

По формуле (8.4) число исполнителей для выполнения всего проекта в указанный срок составит:

Ч = 1538,25 / 570 = 2,69 чел,

следовательно, необходимо задействовать 3 человека.

Для выполнения проекта необходимы следующие специалисты:

·   1 инженер-проектировщика 1 категории;

·        2 инженера - проектировщика 2 категории.

В таблице 8. 2 определено примерное распределение работ между исполнителями.

Таблица 8.2

.1.2 Расчет заработной платы разработчиков.

По таблице 8.2 определяем трудоемкость для каждой категории специалистов.

Инженер - проектировщик 1 категории: 459,21 чел∙час.

Инженер - проектировщик 2 категории: 1079,04 чел∙час.

Зная трудоёмкость выполняемых работ и квалификацию исполнителей на каждом этапе разработки, определим заработную плату.

Тарифный фонд заработной платы специалистов одной категории:

Зтар = Тс ∙ Сч , (8.6)

где: Тс - суммарная трудоемкость работы специалистов одной категории;

Сч - стоимость 1 часа работы специалиста.

Оклад инженера-проектировщика 1 категории по тарифной сетке ОАО «Омскнефтехимпроект» составляет на 01.01.2007 года 8000 руб./мес., а инженера- проектировщика 2 категории - 6200 руб./мес. Стоимость 1 часа работы при количестве рабочих дней в месяц - 21 и 8-часовом рабочем дне составит:

Сч1кат = 8000 / (21 ∙ 8) = 47,62 руб.,

для инженера-проектировщика 1 категории;

Сч2кат = 6200 / (21 ∙ 8) = 36,90 руб.,

для инженера-проектировщика 2 категории.

По формуле (6) тарифный фонд заработной платы составит:

Зтар.1кат = 459,21 ∙ 47,62 = 21867,58 руб.,

Зтар.2кат = 1079,04 ∙ 36,90 = 39816,58 руб.

Премия определяется в долях от тарифной заработной платы и принимается равной 30%.

Основная заработная плата составит:

Зосн.1кат = Зтар.1кат + П1кат = 21867,58 + 0,3 ∙21867,58 = 28430,55 руб.,

Зосн.2кат = Зтар.2кат + П2кат = 39816,58 + 0,3 ∙39816,58 = 51761,55 руб.

С учетом регионального коэффициента, равного 15%, общая заработная плата составит:

Зобщ.1кат = 1,15 ∙Зосн. 1кат = 1,15 ∙ 28430,55 = 32695,14 руб.,

для инженера-проектировщика 1 категории;

Зобщ.2кат = 1,15 ∙Зосн. 2кат = 1,15 ∙ 51761,55 = 59525,78 руб.,

для инженера- проектировщика 2 категории.

Единый социальный налог составляет 26,3 % от всех выплат по заработной плате разработчиков.

ЕСН1кат = 32695,14 ∙ 0,263 = 8598,82 руб.,

ЕСН2кат = 59525,78 ∙ 0,263 = 15655,28 руб.

Общие затраты предприятия на заработную плату инженеров-проектировщиков и на ЕСН:

ЗП = 32695,14 + 59525,78 = 92220,92 руб.,

ЕСН = 8598,82 + 15655,28 = 24254,10 руб.

Т.о. суммарные затраты на проектирование конструкторской документации составляют:

Зпр = ЗП + ЕСН = 92220,92 + 24254,10 = 116475,02 руб. (8.7)

.2 Затраты на комплекс технических средств АСУ

Стоимость КТС АСУ ТП атмосферной перегонки нефти (включая доставку) представлена в таблице 8.3

Таблица 8.3

.3 Затраты на монтаж КТС и пусконаладочные работы

Монтажные и пусконаладочные работы производит инжиниринговая фирма ОАО ВСУ «МонтажХимЗащита» г. Волгоград.

Материалы, необходимые для монтажа системы (кабельная продукция, защитные трубы, несущая арматура и пр.) выбирает и согласовывает с заказчиком исполнитель.

Сводная стоимость монтажных и пусконаладочных работ представлена в таблице 8.4

Таблица 8.4

.4 Затраты на программное обеспечение АСУ

ПО поставляется вместе с КТС SIMATIC фирмы SIMENS. Номенклатура пакетов ПО определяется количеством узлов управления, а размер лицензии - количеством тегов параметров устройств (ТПУ - измеряемая переменная или управляющий выходной сигнал, используемый в стратегиях управления).

В таблице 8.5 приведена стоимость ПО и лицензий для заложенной конфигурации системы.

Таблица 8.5

Разработку программ управления осуществляет фирма ООО «Волгопром автоматика», г. Волгоград, являющаяся официальным представителем компании Siemens и работающая как партнер департамента Automation & Drives компании Siemens. Затраты на создание программ управления определяются количеством ТПУ и дополнительными требованиями, предъявляемыми заказчиком. Ориентировочная стоимость:

Зпрогр = 100000 руб.

Т.о. суммарные затраты на ПО АСУ:

ЗПО = ЗПО+лиц + Зпрог= 240490 руб. + 100000 руб.=340490 руб. (8.8)

.5 Затраты на обучение персонала

Работы по обучению обслуживающего персонала выполнит фирма ООО «Волгопром автоматика», г. Волгоград.

Стоимость обучения, включая выезд специалистов на место проведения обучения, составит:

Зобуч.= 150000руб. (8.9)

8.6 Затраты на обслуживание АСУ

Обслуживанием внедряемой СУ будет заниматься фирма ООО «Сервис-Центр Автоматика». Стоимость обслуживания составит:

Зобсл. = 166100 руб./год.  (8.10)

.7 Расчет результатов внедрения АСУ

Применение современных нефтеперерабатывающих агрегатов позволяет улучшить качественные и количественные показатели процесса переработки нефти, но вместе с тем усложняется процесс управления технологическим процессом и повышаются требования к его качеству. Кроме того, повышаются требования к качеству подготовки нефти.

Эти и другие потребности позволяет удовлетворить внедряемая система автоматизации на основе микропроцессорного контроллера SIMATIC фирмы SIMENS в качестве комплекса управления и регулирования процесса атмосферной перегонки нефти. Экономическая эффективность обуславливается:

сокращением затрат на топливно-энергетические ресурсы за счет оптимизации режимов эксплуатации оборудования;

увеличением выхода бензина за счет оперативного контроля за технологическим процессом, повышение достоверности данных о состоянии технологического оборудования с помощью внедрения системы АСУ ТП;

сократить численность обслуживающего персонала за счет автоматизации ручных операций.

уменьшение времени простоя и увеличение срока службы ТО, за счет оперативного контроля процесса атмосферной перегонки нефти, повышения стабильности работы АСУ в целом.

По новому технологическому регламенту цикл работы блока (таблица 8.6):

Таблица 8.6

* - средние расчетные значения по данным ОАО «ОНХП».

Рассчитаем среднее число дней в году работы блока отбензинивания нефти под управлением новой АСУ:

Р2отбенз = 15*364/18,25 = 299 дней.

Следовательно, в результате внедрения новой АСУ эффективное использование блока отбензинивания должно увеличится на:

ΔРгидр = Р2отбенз - Р1отбенз = 299 - 280 = 19 дней/год (6,97 %).

Где Р1отбенз -среднее число дней в году работы блока в режиме отбензиневания составляет:

Р1отбенз = 280 дней.

Производительность блока:

Q = 1,3 тыс.т/сут.

Прибыль, получаемая предприятием с каждой тонны бензина:

P1т = 658 руб.

Т.о. стоимостная оценка результата увеличения времени использования ТО:

(8.11)

Произведем оценку рентабельности производства:

Рп=( Pреал./Зпр.) 100%(8.12)

Где Pреал.- прибыль от реализации, Зпр.- затраты на производство.

Зпр.= 82156000 руб. ( по данным ОАО «ОНХП»)

Рп = ( 16252600/54175333) 100% = 30%

Уровень рентабельности, характеризующий размер прибыли, приходящейся на 1 рубль затрат, составляет 30%

.8 Расчет экономического эффекта

Рассчитаем экономический эффект от внедрения АСУ для первого года эксплуатации (tрп = 1 год).

Единовременные затраты на создание АСУ и ввод ее в действие:

К = Кп + Кк,

где Кп - предпроизводственные затраты,

Кк - капитальные затраты на создание АСУ.

С учетом (8.8) (8.9) и значений в таблицах 8.3, 8.4:

 (8.13)

Текущие затраты на функционирование АСУ:

Иг = ИКСА + Из ,

где ИКСА - годовые текущие затраты на эксплуатацию КТС (без учета заработной платы обслуживающего персонала),

Из - годовые затраты на заработную плату специалистов и работников группы эксплуатации.

ИКСА = Зобсл = 166100 руб./год.

По данным предприятия, расходы на заработную плату персонала, задействованного при работе АСУ, составляют:

Из = 112800 руб./мес.

Тогда:

Иг = 166100 + 112800 ·12 =1519700руб./год. (8.14)

Суммарные затраты на создание и функционирование АСУ с учетом (8.13), (8.14):

ЗТ =К (kR +EП)+Иг (8.15)

kR= EП /(1 + EП)tсл -1,

Где kR - норма реновации основных фондов при использовании продукции,

EП - норматив проведения разновременных затрат и результатов, EП =0,1

tсл - срок службы средств и орудий труда долговременного применения, tсл=15 лет

kR=0,1/(1+0,1)15-1=0,031,

ЗТ = 11483905,02·(0,031+0,1)+1519700=3024091,55

Стоимостная оценка результатов внедрения АСУ за расчетный период tрп = 1 год:

РТ = 28754600руб./год. (8.16)

Подставляя (8.15), (8.16) в (8.1) определим экономический эффект от внедрения АСУ ТП атмосферной перегонки нефти:

Эт = 16252600 - 11483905,02 = 4768694,98 руб.

9 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

В данном разделе производится анализ опасных и вредных производственных факторов, приводятся меры по их устранению; производится оценка напряженности трудового процесса; определяется категория помещения по пожаровзрывобезопасности.

9.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов на рабочем месте оператора АСУ процессом атмосферной перегонки нефти

Производственные факторы подразделяют на опасные и вредные. Опасным производственным фактором называют фактор, воздействие которого в определенных условиях приводит к травме или к другому внезапному ухудшению здоровья. Воздействие вредного производственного фактора приводит к заболеванию или снижению работоспособности.

Опасные и вредные производственные факторы, воздействующие на оператора, можно разделить (ГОСТ 12.0.003-74) по природе действия на: физические и психофизиологические.

.1.1 Неблагоприятные параметры микроклимата

Источниками тепла в операторной являются: электрические приборы (монитор, системный блок и электрообогреватели в холодное время года), батареи, сам человек.

Повышенная температура в сочетании с высокой влажностью негативно сказываются на работоспособности оператора, увеличивается время реакции, нарушается координация движений, вследствие чего возрастает количество ошибочных действий, что отражается на производительности оператора.

Человек постоянно находится в процессе теплового взаимодействия с окружающей его рабочее место средой. Температура, относительная влажность и скорость движения окружающего воздуха характеризуют процесс теплообмена. Данные параметры оказывают комплексное воздействие на процесс теплообмена на рабочем месте.

В соответствии с СанПиН 2.2.4.548-96 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений» значения температуры, влажности и скорости движения воздуха устанавливаются для рабочей зоны производственных помещений в зависимости от категории тяжести выполняемой работы, величины избытков явного тепла, выделяемого в помещении, и периода года.

В таблице 9.1 приведены оптимальные и допустимые величины показателей микроклимата на рабочих местах производственных помещений для оператора ЭВМ (категория труда Iа: легкая, энергозатраты до 139 Вт).

Таблица 9.1

Оптимальные и допустимые величины показателей микроклимата

.1.2 Недостаточная освещенность рабочей зоны.

Работа оператора ЭВМ является работой зрительного характера, т.е. основное физическое напряжение принимают глаза, поэтому освещению рабочего места оператора следует уделять особое внимание.

Нормирование параметров световой среды для операторов ЭВМ осуществляется в соответствии с СанПиН 2.2.1/2.1.1.1278-03 «Гигиенические требования к естественному, искусственному и совмещенному освещению жилых и общественных зданий».

Помещение с ПЭВМ должно иметь естественное и искусственное освещение. Искусственное освещение в помещениях эксплуатации ПЭВМ должно осуществляться системой общего равномерного освещения.

Освещенность на поверхности стола в зоне размещения рабочего документа должна быть 300-500 лк. Следует ограничивать прямую блесткость от источников освещения, при этом яркость светящихся поверхностей (окна, светильники и др.), находящихся в поле зрения, должна быть не более 200 кд/ кв.м. Следует ограничивать отраженную блесткость на рабочих поверхностях (экран, стол, клавиатура и др.) за счет правильного выбора типов светильников и расположения рабочих мест по отношению к источникам естественного и искусственного освещения, при этом яркость бликов на экране ВДТ и ПЭВМ не должна превышать 40 кд/кв.м и яркость потолка, при применении системы отраженного освещения, не должна превышать 200 кд/кв. м.

В качестве источников света при искусственном освещении должны применяться преимущественно люминесцентные лампы типа ЛБ. При устройстве отраженного освещения в производственных и административно-общественных помещениях допускается применение металлогалогенных ламп мощностью до 250 Вт. Допускается применение ламп накаливания в светильниках местного освещения.

Показатель ослепленности для источников общего искусственного освещения в производственных помещениях должен быть не более 20.

Яркость светильников общего освещения в зоне углов излучения от 50 до 90 градусов с вертикалью в продольной и поперечной плоскостях должна составлять не более 200 кд/кв.м, защитный угол светильников должен быть не менее 40 градусов.

Коэффициент пульсации не должен превышать 5%. Коэффициент запаса (Кз) для осветительных установок общего освещения должен приниматься равным 1,4.

Для работы с вычислительной техникой рекомендуются помещения с односторонним боковым естественным освещением, с северной, северо-западной или северо-восточной ориентацией светопроемов. Площадь светового проема должна составлять 25% площади пола, рабочие столы следует располагать подальше от окон и таким образом, чтобы оконные проемы находились сбоку от работающих, а естественный свет падал с левой или с правой стороны.

Для внутренней отделки помещений должны использоваться диффузно-отражающие материалы с коэффициентом отражения от потолка - 0,7 - 0,8; для стен 0,5 - 0,6; для пола - 0,3 - 0,5. Полимерные материалы для внутренней отделки должны быть разрешены для применения органами и учреждениями Госсанэпиднадзора России.

.1.3 Повышенный уровень электромагнитного излучения.

Электромагнитным излучением называется излучение, вызывающее ионизацию среды. Источниками электромагнитного излучения на рабочем месте оператора ЭВМ является дисплей и периферийное оборудование, поэтому необходимо правильно организовывать защиту работающего от влияния данного фактора. Спектр излучения монитора включает электромагнитное излучение широкого диапазона частот. Низкочастотные электромагнитные поля могут инициировать биологические изменения в тканях организма. Длительное воздействие на человека электромагнитных полей большой интенсивности вызывает повышенную утомляемость, сонливость, нарушение сна, головную боль, гипертонию, боли в области сердца. Воздействие полей сверхвысоких частот может вызвать изменение в составе крови, заболевание глаз, а у отдельных людей - нервно-психические заболевания и трофические явления.

Воздействие статического электричества на человека может проявляться в виде слабого длительно протекающего тока или в форме кратковременного разряда через его тело. Такой разряд вызывает у человека рефлекторное движение, что может привести к травмам. Электростатическое поле повышенной напряженности отрицательно влияет на организм человека, вызывая функциональные изменения со стороны центральной нервной, сердечно-сосудистой и других систем организма.

Согласно СанПиН 2.2.4.1191-03 «Электромагнитные поля в производственных условиях» предельная допустимая напряженность электростатическая поля Ед на рабочих местах не должна превышать 60 кВ/м при воздействии до 1 ч; при воздействии свыше 1 ч до 9 ч величину Ед определяют по формуле , где t - время воздействия, ч. Указанные нормативные величины при напряженности электростатического поля свыше 20 кВ/м применяют при условии, что в остальное время рабочего дня Ед не превышает 20 кВ/м.

Напряженность электромагнитного поля на расстоянии 50 см вокруг ВДТ по электрической составляющей должна быть не более: 25 В/м (для частот 5 Гц - 2 кГц); 2.5 В/м (для частот 2 кГц - 400 кГц). Плотность магнитного потока должна быть не более: 250 нТл (для частот 5 Гц - 2 кГц); 25 нТл (для частот 2 кГц - 400 кГц). Поверхностный электростатический потенциал не должен превышать 500 В.

.1.4 Опасность поражения электрическим током.

Опасное и вредное воздействие на людей электрического тока, электрической дуги проявляется в виде электротравм и профессиональных заболеваний.

Действие электрического тока на живую ткань в отличие от других материальных факторов носит своеобразный и разносторонний характер. Проходя через организм, электрический ток производит следующие действия: термическое (проявляется в нагреве тканей, вплоть до ожогов отдельных участков тела, перегрева кровеносных сосудов и крови, что вызывает в них серьезные функциональные нарушения); электролитическое (вызывает разложение крови и плазмы, значительные нарушения их физико-химических составов и тканей в целом); биологическое (выражается в раздражении и возбуждении живых тканей организма, что может сопровождаться непроизвольными судорожными сокращениями мышц, в том числе мышц сердца и легких).

Любое из этих действий тока может привести к электротравмам, которые условно можно свести к двум видам: местным электротравмам и общим электротравмам (электрическим ударам).

Степень опасного и вредного воздействий на человека электрического тока, электрической дуги зависит от рода и величины напряжения и тока, частоты электрического тока, пути прохождения тока через тело человека, продолжительности воздействия на организм человека, условий внешней среды.

Электрическое сопротивление тела человека и приложенное к нему напряжение также влияют на исход поражения, но лишь постольку, поскольку они определяют значение тока, проходящего через тело человека.

Длительность протекания тока через тело человека влияет на исход поражения вследствие того, что со временем резко повышается ток, за счет уменьшения сопротивления тела, и накапливаются отрицательные последствия воздействия тока на организм.

Род и частота тока в значительной степени определяют исход поражения. Наиболее опасным является переменный ток с частотой 20-100 Гц.

При постоянном токе пороговый ощутимый ток повышается до 6-7 мА, пороговый неотпускающкй ток - до 50-70 мА, а фибрилляционный при длительности воздействия более 0,5 с - до 300 мА.

Нормативным документом, устанавливающим допустимый уровень напряжения, является ГОСТ 12.1.038-82 «Электробезопасность. Предельно-допустимые значения напряжений прикосновения и токов». При нормальном (неаварийном) режиме напряжение прикосновения и токи, протекающие через тело человека, не должны превышать: напряжение - не более 2,0 В; сила тока - не более 0,3 мА.

Предельно допустимое время прикосновения к источнику напряжения при аварийном режиме (для тока частотой 50 Гц) не должно превышать значений, указанных в таблице 9.2.

Таблица 9.2

Предельно допустимое время прикосновения к источнику напряжения

.2 Меры по снижению и устранению опасных и вредных факторов

o Обеспечение установленных норм микроклиматических параметров. Для обеспечения установленных норм микроклиматических параметров и чистоты воздуха в операторной и других помещениях применяют вентиляцию. Общеобменная вентиляция используется для обеспечения соответствующего микроклимата; местные вентиляторы - для охлаждения ЭВМ и вспомогательных устройств.

В холодное время года предусматривается система отопления. Для отопления помещений используются водяные, воздушные и панельно-лучевые системы центрального отопления.

Для повышения влажности воздуха в помещении следует применять увлажнители воздуха, заправляемые ежедневно дистиллированной или прокипяченной питьевой водой.

Каждые два часа в течение 15 минут необходимо проветривать помещение. В помещениях с ЭВМ ежедневно должна проводиться влажная уборка.

Работа на компьютере связана с различением мелких деталей, поэтому помещение должно быть оборудовано люминесцентными лампами белого цвета. Освещение должно быть рационально распределено в поле зрения оператора. Все светильники в помещении с компьютерами должны иметь рассеиватели для того, чтобы не допускать появления бликов на экране.

Избавиться от бликов можно с помощью оконных штор, занавесок или жалюзи, которые позволяют ограничивать световой поток, проходящий через окна. Чтобы избежать отражений, которые могут снизить четкость восприятия, нельзя располагать рабочее место прямо под источником верхнего света. Одним из средств борьбы с бликами является использование поляризационных защитных экранов, а так же мониторов со специальным антибликовым покрытием.

Клавиатура и другие блоки и устройства ЭВМ должны иметь матовую поверхность одного цвета с коэффициентом 0,4-0,6 и не иметь блестящих деталей.

o Мероприятия по устранению или снижению повышенного уровня электромагнитных излучений. Для снижения уровня электромагнитных излучений на рабочем месте необходима организация работы согласно СанПиН /2.2.4.1191-03. Для защиты от электромагнитных и электростатических полей допускается применение приэкранных фильтров, специальных экранов и других средств индивидуальной защиты, прошедших испытания в аккредитованных лабораториях и имеющих соответствующий гигиенический сертификат.

Операторы не должны находиться к своему дисплею ближе 30-50 см, а к дисплеям других сотрудников 1,5 м.

В обязательном порядке необходимо заземление монитора, чтобы обеспечить правильную работу защитного экрана, который практически полностью снимает статическое напряжение. Достаточная влажность воздуха снижает уровень напряженности электростатического поля.

o Мероприятия по снижению опасности поражения электрическим током. Основными мероприятиями по защите от электротравматизма являются:

1. Расположение кабелей и проводов в недоступных для работающего местах, удаленных от нагретых деталей и острых кромок оборудования;

. Применение средств коллективной защиты от поражения электрическим током (защитного заземления, защитного зануления, защитного отключения);

. Использовать сигнальные знаки и надписи;

. Стремиться использовать пониженное напряжение (например, 36В, вместо 220В)

. Использование устройств бесперебойного питания.

Технические способы и средства применяют раздельно или в сочетании друг с другом так, чтобы обеспечивалась оптимальная защита.

.3 Оценка напряженности трудового процесса

Напряженность труда - это характеристика трудового процесса, отражающая преимущественную нагрузку на ЦНС, т.е. определяется нервным, психоэмоциональным напряжением, длительностью и интенсивностью интеллектуальной нагрузки. Напряженность трудового процесса оценивают в соответствии с Р 2.2.2006-05 «Руководство по гигиенической оценке факторов рабочей среды и трудового процесса. Критерии и классификация условий труда».

Оценка напряженности трудового процесса производят по показателям напряженности, которые сгруппированы по видам нагрузок: интеллектуальные, сенсорные, эмоциональные, монотонные и режимные [].

.3.1 Нагрузки интеллектуального характера

·        Содержание работы. Работа оператора требует решения сложных задач с выбором по известным алгоритмам (в случае возникновения нештатной ситуации) и выполняется в условиях дефицита времени (высокая динамика процессов) - относим показатель к классу 3.1;

·        Восприятие сигналов (информации) и их оценка. Оператор должен следить за параметрами, характеризующими тех. процесс и осуществлять их комплексную оценку; вводить необходимые корректировки - относим показатель к классу 3.2;

·        Распределение функций по степени сложности задания. В обязанности оператора входят: обработка, проверка и контроль выполнения норм технологического режима - относим показатель к классу 3.1;

·        Характер выполняемой работы. Оператор работает в условиях с дефицитом времени (в случае возникновения нештатной ситуации) - относим показатель к классу 3.1.

.3.2 Сенсорные нагрузки

·        Длительность сосредоточенного наблюдения (в процентах от времени смены). В соответствии с листом наблюдений, длительность сосредоточенного наблюдения за ходом ТП у оператора составляет 6 часов при 12 рабочей смене или 50% - относим показатель ко 2 классу;

·        Плотность сигналов (световых, звуковых) и сообщений в среднем за один час работы. В соответствии с листом наблюдений, оператор в среднем за час получает 43 сообщения (в среднем 40 сообщений/час в нормальном режиме (99% времени работы установки) и 250 в случае нештатной ситуации (1% времени работы установки)) - относим показатель к 1 классу;

·        Число производственных объектов одновременного наблюдения. Для оператора объектами одновременного наблюдения служат различные индикаторы, органы управления на дисплее, клавиатура. Число одновременно наблюдаемых объектов не превышает 9 - относим показатель ко 2 классу;

·        Размер объекта различения при длительности сосредоточенного внимания (в процентах от времени смены). Размеры всех объектов различения более 5 мм (при расстоянии от глаз оператора до объектов различения не более 0,5 м) - относим показатель к 1 классу;

·        Работа с оптическими приборами: отсутствует - относим к 1 классу;

·        Наблюдение за экраном видеотерминала (часов в смену). В соответствии с листом наблюдений оператор взаимодействует с экраном дисплея 5 часов 40 минут, при этом в основном присутствует графический тип отображения информации - относим показатель к классу 3.1;

·        Нагрузка на слуховой анализатор. Рабочее место - операторная, в которой созданы необходимые условия для комфортной работы - относим параметр к 1 классу;

·        Нагрузка на голосовой аппарат (суммарное количество часов, наговариваемых в неделю). В соответствии с листом наблюдений оператор в среднем наговаривает 4,5 часов в неделю - относим показатель к 1 классу.

.3.3 Эмоциональные нагрузки

·        Степень ответственности за результат собственной деятельности и значимость ошибки. Оператор несет ответственность за качество получаемого продукта, а его ошибочные действия могут привести к остановке технологического процесса и к возникновению опасности для жизни - относим показатель к классу 3.2;

·        Степень риска для собственной жизни. Помещение операторной находится вне взрывоопасной зоны технологического процесса на безопасном расстоянии, т.о. риск для жизни оператора исключен - относим показатель к 1 классу.

·        Степень ответственности за безопасность других лиц. На объекте управления возможно присутствие обслуживающего персонала во время работы установки - относим показатель к классу 3.2.

.3.4 Монотонность нагрузок

·        Число элементов (приемов), необходимых для реализации простого задания или многократно повторяющихся операций. В среднем простое задание реализуется оператором в 8 приемов - относим показатель ко 2 классу;

·        Продолжительность (в секундах) выполнения простых производственных заданий или повторяющихся операций. На простое производственное задание (пуск насосов) оператор затрачивает 1 минуту - относим показатель ко 2 классу;

·        Время активных действий (в процентах от продолжительности смены). В соответствии с листом наблюдений, среднее время активных действий оператора составляет 25 минут при 12 часовой рабочей смене (3,5%) - относим показатель к классу 3.2;

·        Монотонность производственной обстановки (время пассивного наблюдения за ходом техпроцесса в процентах от времени смены). В соответствии с листом наблюдений, оператор наблюдает за ходом техпроцесса в среднем 5,5 часов при 12 часовой смене (45%) - относим показатель к 1 классу.

9.3.5 Режим работы

·        Фактическая продолжительность рабочего дня. Рабочая смена оператора длится 12 часов - относим показатель к классу 3.1;

·        Сменность работы. Регламент распорядка труда операторов: смена в день - сутки отдых - смена в ночь - сутки отдых - относим показатель к классу 3.2;

·        Наличие регламентированных перерывов. Перерывы регламентированы: 10 минут на 1,5 часа работы - относим показатель к 1 классу.

Результаты оценки напряженности приведены в табл. 9.3

Таблица 9.3

Примечание: 5 показателей отнесены к классу 3.1 и 5 показателей - к классу 3.2, поэтому общая оценка напряженности труда оператора соответствует классу 3.2.

.5 Определение категории помещения по пожаровзрывобезопасности

Пожаро- и взрывоопасность производственных помещений, зданий, в которых размещаются производства, оцениваются с учетом пожаровзрывоопасных свойств и количества, находящихся в помещении веществ и материалов.

Согласно НПБ 105-03 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности» помещения и здания подразделяются на категории А, Б, В1 - В4, Г и Д. Рабочее помещение оператора, в соответствии с НПБ 105-03, по пожарной, взрывной, взрывопожарной опасности относится к категории В4 - в помещении находятся твердые горючие и трудногорючие вещества и материалы (в том числе пыли и волокна), вещества и материалы, способные при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или друг с другом только гореть; помещение не относится к категориям А или Б; суммарная площадь помещений категорий А, Б и В превышает 10% суммарной площади всех помещений.

Пожарная безопасность производственных объектов и взрывоопасности технологических процессов обеспечивается за счет систем предотвращения пожаров, взрывов и систем пожаро- и взрывозащиты, определяемых ГОСТ P 12.3.047 "Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования и методы" и ПБ 09-540-03 "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств".

Пожарная безопасность установки атмосферной перегонки нефти обеспечивается комплексом мероприятий предупреждения, оповещения, защиты, предотвращения распространения и снижения последствий пожара или загорания.

Комплекс мероприятий противопожарной безопасности включает использование:

o   систем автоматической и ручной пожарной сигнализации;

o   систем противопожарных водопроводов с узлами подключения подачи воды;

o   первичных средств пожаротушения;

o   системы оповещения людей о пожаре.

К системам предотвращения пожара и взрыва относятся: предотвращение образования горючей и взрывоопасной среды и образования в горючей среде (или внесение в нее) источников зажигания и инициирования взрыва; поддержки температуры горючей среды ниже температуры самовоспламенения и воспламенения; уменьшение объема горючей среды ниже предельно допустимой взрывобезопасной концентрации, т.е. обеспечение пожаро-взрывобезопасности технологического процесса, систем отопления и вентиляции. В качестве средств огнетушения для данных процессов рекомендуется использовать следующие: распыленная вода, все виды пен, составы на основе галоидалкинов, порошки. Для обеспечения охлаждения технологической рекомендуется предусмотреть установку лафетных стволов с обеих сторон установки, которые должны обеспечивать орошение любой точки технологического оборудования как минимум одной струей воды.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения дипломного проекта была разработана автоматизированная система управления процессом атмосферной перегонки нефти.

Аппаратная часть АСУ ТП реализована в виде двухуровневой системы с использованием аппаратных и программных средств управления Simatic фирмы Siemens. Нижний уровень - станция распределенного ввода/вывода ET200M, управляющая исполнительными механизмами блока (насосы, регулирующие и отсечные клапаны) на основе сигналов дискретных и аналоговых датчиков, расположенных на технологическом оборудовании и трубопроводах; команд, поступающих с АРМ. Верхний уровень - АРМ оператора блока атмосферной перегонки нефти, реализует взаимодействие оператора с системой управления и связь с нижним уровнем управления.

Были разработаны алгоритмы управления процессом атмосферной перегонки нефти, часть управляющей программы в среде программирования STEP7Lite, интерфейс оператора для АРМ во внешней ЛВС на базе InTouch 8.1.

В расчетной части дипломного проекта была произведена настройка контура регулирования температуры в верху колонны отбензиневания, с результатами: вид переходного процесса - апериодический; время переходного процесса 7,39 с; запас устойчивости по фазе 64,7°.

В дипломном проекте приведен расчет экономического эффекта от внедрения АСУ процессом атмосферной перегонки нефти - 4,77 млн. руб. в первый год эксплуатации, рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности.

Внедрение АСУ процессом атмосферной перегонки нефти позволило:

-        расширить функции автоматического и автоматизированного контроля и управления;

         повысить надежность функционирования системы противоаварийной защиты;

         повысить качество управления технологическим процессом;

         сократить количество и время локализации аварийных ситуаций и отказов оборудования.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.   Александров К.К., Кузьмина Е.Г. Электротехнические чертежи и схемы. - 2-е изд., испр. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2004. - 300[4] с., ил.

2.      Датчики давления и расхода. «VEGA». Каталог 2005.

.        Датчики температуры. ОАО «Метран». Каталог 2004.

.        Датчики уровня. «VEGA». Каталог 2005.

.        Журнал «СТА», №3, 2000 г.

.        Журнал «СТА», №2, 2004 г.

.        Кудрявцев Е.М. Оформление дипломных проектов на компьютере. - М.: ДМК Пресс, 2004. - 224 с.: ил. (Серия «Проектирование»)

.        Проектирование систем автоматизации технологических процессов: Справочное пособие / А.С. Клюев, Б.В. Глазов, А.Х. Дубровский, А.А. Клюев; Под ред. А.С. Клюева. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 464 с.: ил.

.        Контроллеры SIMATIC S7-300. Каталог 2003.

.        Программирование STEP7Lite. 2005.

.        Ротач В.Я., Теория автоматического управления: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2004. - 400 с., ил.

.        Сердюк В.С., Цорина Е.Н. Оценка напряженности трудового процесса: Методические указания к практической работе по курсу «Экспертиза условий труда». - Омск: ОмГТУ, 2001. - 23 с.

.        Расходомеры фирмы «Yokogawa». Каталог 2004.

.        Скабкин Н.Г., Глотов В.А., Опарин Ю.А. Затраты на проектирование конструкторской и технологической документации на изделия машиностроения и приборостроения: Методические указания. - Омск: ОмГТУ, 2006. - 43 с.

.        Технико-экономическое обоснование дипломных проектов: Учеб. пособие для втузов/ Л.А. Астреина, В.В. Балдесов, В.К. Беклешов и др.; Под ред. В.К. Беклешова. - М.: Высш. шк., 1991. - 176 с.: ил.

.        Федотов А.В. Автоматизация управления в производственных системах: Учебное пособие. - Омск: ОмГТУ, 2001. - 368 с.

.        Федотов А.В. Составление технического задания: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию. - Омск: ОмГТУ, 1999. - 24 с.

.        «Samson»: Регулирующие клапаны для технологических процессов. Клапаны серии 230, 240. Том 1, 2004.

.        «Samson»: Регулирующие клапаны для технологических процессов. Клапаны серии 250. Сервоприводы. Том 2, 2004.

.        «Samson»: Регулирующие клапаны для технологических процессов. Приборы и принадлежности для регулирующих клапанов. Том 3, 2004.

.        Решения: нефть и газ. SIMATIC TIA, 2004.

22. Щелкунов В.А., Скобло А.И., Владимиров А.И. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии.-С.П.:Недра, 2004

23. ГОСТ 21.404-85. Автоматизация технологических процессов. Обозначения условные приборов и средств автоматизации в схемах.

. ГОСТ 15.001-88. Составление технического задания.

Приложение А

Техническое задание

Наименование и область применения

Автоматизированная система управления процессом атмосферной перегонки нефти. Область применения - установка АВТ в ОАО «Новошахтинский НПЗ».

Основание для разработки

Задание на дипломное проектирование, утвержденное приказом по факультету автоматизации, приказ № ________ от "___" __________ 2007 г.

Цель и назначение разработки

Целью данной разработки является создание новой автоматизированной системы управления процессом атмосферной перегонки нефти.

Источники для разработки

Источниками для разработки являются:

технологическая схема процесса атмосферной перегонки;

описание технологического процесса.

Технические требования

.1 Состав продукции и требования к конструктивному устройству

Система управления состоит из:

узла управления на базе программируемого контроллера;

автоматизированного рабочего места АРМ;

программного обеспечения, поставляемого на CD-ROM.

.2 Показатели назначения

АСУ ТП атмосферной перегонки должна обеспечивать:

ведение технологического процесса на основе автоматического контроля технологических параметров;

снижение трудоемкости при измерении и управлении технологическими операциями;

визуализацию и хронометрирование параметров технологических процессов и аварийных событий;

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

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

автоматическое управление исполнительными механизмами;

безаварийный пуск/останов и переключение технологического оборудования;

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

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

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

вычисление и анализ расчетных параметров, косвенно характеризующих технологический процесс.

.3 Требования к надежности

Показатели надежности Системы должны отвечать требованиям ГОСТ 24.701-86 ЕСС АСУ "Автоматизированные Системы Управления Технологическими Процессами. Надежность. Основные положения" и п.6.3.10 ПБ09-540-03.

Программное обеспечение функциональной подсистемы должно предотвращать возникновение отказов в выполнении функций АСУТП при отказах технических средств функциональной подсистемы и при ошибках персонала, участвующего в выполнении этой функции, либо должно обеспечить перевод отказов, ведущих к большим потерям, в отказы, сопряженные с меньшими потерями.

Система должна быть многофункциональной, восстанавливаемой и должна отвечать следующим требованиям к надежности:

коэффициент готовности, должен быть не менее 0.995;

средняя наработка на отказ комплекса средств вычислительной техники системы должна быть не менее 30000 часов.

В системе должны быть дублированы: процессорные модули; источники питания; линии связи.

Кроме аппаратурного резерва, система должна обладать временной и функциональной избыточностью (степень загруженности контроллеров, запас емкости памяти и свободных функциональных блоков и т.д.).

.4 Требования к технологичности и метрологическому обеспечению разработки, производства и эксплуатации

Система должна отвечать требованиям открытости (т. е. должна использовать стандартные международные входные и выходные сигналы, интерфейсы и конструктивы), что позволит, при необходимости расширения, производить подключение новых модулей и блоков без нарушения общей конфигурации системы и значительных затрат.

Метрологическое обеспечение АСУ ТП должно отвечать требованиям:

ГОСТ 24.104-85 ЕСС АСУ "Автоматизированные системы управления. Общие требования";

МИ 1669-87 ЕСС АСУ "Метрологическое обеспечение АСУ. Основные положения";

ПБ 09-540-03 "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств" (раздел 5.6), а также требованиям стандартов Государственной системы обеспечения единства измерений (ГСИ), Единой системы стандартов автоматизированных систем управления (ЕСС АСУ).

.5 Требования к уровню унификации и стандартизации

Разрабатываемая система должна быть универсальной, обеспечивать возможность ее использования на широком классе объектов управления.

При разработке системы управления необходимо обеспечить максимальную унификацию применяемых узлов и деталей; использование стандартных крепежных изделий.

Использование серийно выпускаемых комплектующих изделий не менее 95%.

Все приобретаемые изделия и узлы, входящие в комплект должны быть общего назначения и не подлежать согласованию.

.6 Требования к безопасности и влияния на окружающую среду

Технические средства АСУТП должны соответствовать требованиям:

ПБ 09-563-03 «Правила промышленной безопасности для нефтеперерабатывающих производств». ПБ 03-576-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»;

ПБ09-540-03 «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных, химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств»;

ПУЭ-2002 гл.7.3 "Правил устройства электроустановок";

ГОСТ 12.2.070-81 "Правила техники безопасности электрических цепей";

ПБЭ НП-2001 «Правила безопасной эксплуатации и охраны труда для нефтеперерабатывающих производств».

СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03. «Гигиенические требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы».

ГОСТ 25861-83 "Машины вычислительные и системы обработки данных. Требования электрической и механической безопасности и методы испытаний".

Все внешние элементы технических средств системы, находящиеся под напряжением, должны иметь защиту от случайного прикосновения человека, а сами технические средства - заземлены в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.030-2001 ССБТ "Защитное заземление, зануление" и "Правил устройства электроустановок" ПУЭ-2002, глава 7.3.

Установка технических средств должна соответствовать требованиям действующих «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей» (ПТЭ 2003г.)

Требования безопасности при монтаже, наладке, эксплуатации, обслуживании и ремонте технических средств АСУТП должны быть приведены в документации на технические средства.

.7 Эстетические и эргономические требования

Удобство обслуживания обеспечить по ГОСТ 12.2.049.-80. Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие эргономические требования.

Эстетику обеспечить по ГОСТ 20.39.108-85. Комплексная система общих технических требований. Требования по эргономике, обитаемости и технической эстетике. Номенклатура и порядок выбора.

Общие эргономические требования к залу операторов и расположению рабочих мест должны соответствовать ГОСТ 21958-76 "Общие эргономические требования к расположению рабочих мест".

Общие эргономические требования, регламентирующие организацию рабочего места, взаимное расположение средств связи в пределах одного рабочего места - по ГОСТ 22269-76 "Система Человек - машина. Рабочее место оператора. Взаимное расположение элементов рабочего места. Общие эргономические требования".

.8 Требования к составным частям продукции, сырью, исходным и эксплуатационным материалам

В разработке могут использоваться комплектующие как отечественного, так и импортного производства.

.9 Условия эксплуатации. Требования к техническому обслуживанию и ремонту

АСУТП должна быть рассчитана на непрерывный круглосуточный режим работы.

Виды, периодичность и регламент обслуживания технических средств должны быть указаны в соответствующих инструкциях по эксплуатации.

Поставщик должен предоставить Заказчику перечень узлов, компонентов, разъемов и блоков, подлежащих профилактическому осмотру, калибровке и поверке, с указанием периодичности последних, а также инструкции по выполнению этих работ.

Для нормального функционирования вычислительной и микропроцессорной техники в помещениях аппаратных и операторных должны быть обеспечены соответствующие условия:

температура окружающего воздуха: (22…24) оС;

относительная влажность окружающего воздуха: (40...60) % без конденсации;

запыленность воздуха в помещении (операторной и аппаратной) - не более 0,3 мг/м3 при размере частиц не более 3 мкм;

частота вибрации должна быть не более 14 Гц при амплитуде смещений не более 0,5 мм;

Расположение технических средств АСУТП должно быть рациональным как с точки зрения монтажных связей между ними, так и удобства и безопасности их эксплуатации и обслуживания.

.10 Требования к транспортированию и хранению

Хранение блоков системы производить в таре в закрытом помещении при температуре от +5 ºС до +35 ºС и относительной влажности не более 85%.

Составные части СУ должны транспортироваться в упаковке предприятия-изготовителя в закрытом транспорте (автомобильном, железнодорожном, воздушном в отапливаемых отсеках) в условиях хранения 5 по ГОСТ 15150-80.

Порядок контроля и приемки

Контроль выполнения работы осуществлять:

Первая проверка (45%) “___”______2007

Вторая проверка (75%) “___”______2007

Представление готовой работы “___”______2007

По завершении выполнения проекта его необходимо защитить на государственной аттестационной комиссии кафедры АРТ “___”______2007