Разработка системы автоматизации технологического процесса УПН-21 на базе микропроцессорного контроллера SLC-500 американской фирмы Allen-Bradley

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Другое
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    25,06 Кб
  • Опубликовано:
    2012-04-10
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Разработка системы автоматизации технологического процесса УПН-21 на базе микропроцессорного контроллера SLC-500 американской фирмы Allen-Bradley

ВВЕДЕНИЕ

Одно из главных направлений работы по ускорению научно- технического прогресса - широкая автоматизация на основе использования автоматизированных систем управления технологических процессов (АСУ ТП ) и современных средств вычислительной техники. В этих целях ускоряется создание гибких автоматизированных производств, систем автоматизированного контроля и управления, обеспечивающих существенный рост производительности труда, резкое снижение доли ручного труда, повышение технического уровня выпускаемой продукции, сокращение сроков и улучшение качества выпускаемой продукции.

В данном дипломном проекте рассматривается автоматизированная система контроля и управления установки подготовки нефти ( УПН ), предназначенная для поддержания оптимального технологического режима, визуального контроля за ходом технологического процесса, формирование и выдачу отчетной и архивной документации (включая предварительную и аварийную сигнализацию).

Поддержание оптимального режима функционирования производится путем автоматического контроля и регулирования параметров технологического процесса УПН с использованием программируемого логического контроллера SLC 500 фирмы ALLEN BRADLY, являющейся одним из лидеров на рынке программно- технических комплексов.

Контроллеры SLC 500 имеют широкие функциональные возможности, мощную систему команд, большое количество подключаемых входов/выходов, разнообразные сетевые средства и обладают высокой надежностью.

1.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

1.1 Описание технологического процесса

Установка (УПН) предназначена для разгазирования и частичного обезвоживания нефти. Обводненная нефть с цехов добычи (ЦДНГ Южно-Сургутского, Восточно-Сургутского, Асомкинского месторождений) по самостоятельным коллекторам поступает на узел переключения. С узла переключения нефть по двум трубопроводам Ду 500 мм направляется на установку предварительного сброса воды. Установка состоит из блока, который включает две блочных сепарационных установки УБС-16000/16М: УБС-1 ¸УБС-2 (позиция на схеме С-1¸2).

Нефти Восточно-Сургутского, Асомкинского, Средне-Асомкинского, Южно-Асомкинского и Западно-Асомкинского месторождений с температурой 5-100С, содержанием воды 48-56 % и давлением до 6 кгс/см2 (0,6 МПа) поступают по отдельному трубопроводу на УБС-1.

Нефть Южно-Сургутского месторождения с температурой 18-240С, содержанием воды 80-86 % и давлением до 6 кгс/см2 (0,6 МПа) подается по второму трубопроводу на УБС-2.

Для подогрева сырой нефти до температуры 25-350С, необходимой для эффективного осуществления процесса предварительного обезвоживания нефти, на узле переключения газожидкостная эмульсия смешивается с теплоносителем, в качестве которого используется нагретая до 50-600С частично обезвоженная нефть (содержание воды 10-25%).

Для этого часть нефти с отстойников позиция по схеме О-1¸2 поступает в буферную емкость поз. Б. Нефть с буферной емкости поз. Б направляется на прием печных насосов поз. ПН-1,2 и подается в печь поз. П. Нефть после печи с температурой 50-600С по трубопроводу Ду 500 мм подается на узел переключения, где через гребенку распределяется в каждый поток обводненной нефти, поступающей на УБС поз. С-1¸2.

Разгазированная эмульсия с УБС поступает по двум трубопроводам в отстойники: с УБС-1 в О-1, с УБС-2 в О-2.

Частично обезвоженная нефть с содержанием воды 10-25% с отстойников поз. О-1¸О-2 по двум трубопроводам, проходит через фильтры очистки от мех. примесей и направляется в буферные емкости поз. БЕ-1¸2. С буферных емкостей частично обезвоженная нефть поступает на прием технологических насосов поз. ТН-1¸ТН-3, которые подают ее через узел учета нефти поз УУН-1, на Усть-Балыкский ЦППН-1.

Пластовая вода из отстойников поз. О-1¸О-2 по двум трубопроводам Ду 700 мм проходит через фильтр очистки от мех. примесей и поступает на очистку от нефти и шлама на очистные сооружения с последующей откачкой очищенной воды на кустовую насосную станцию (КНС) Южно-Сургутского месторождения системы ППД.

Нефть, уловленная, в резервуарах очистных сооружений самотеком поступает в аварийный резервуар поз. АРВС. С аварийного резервуара периодически по мере накопления уловленная нефть насосом поз. ТН-3 откачивается в выкидной коллектор технологических насосов поз. ТН-1,2.

1.1.1Описание потока попутного газа

При проведении технологического процесса попутный нефтяной газ выделяется в депульсаторе (Установка предварительного отбора газа), нефтяном сепараторе поз. С-1¸С-2 и буферных емкостях поз. БЕ-1¸БЕ-2, буферной емкости Б. Нефтяной газ, выделившийся в расширителе и нефтяном сепараторе, проходит через каплеуловитель, в котором унесенные капли нефти отделяются и сливаются в сепаратор, а попутный газ с сепараторов и ёмкостей направляется в газовый сепаратор поз. ГС. и затем проходя через узел учета газа (УУГ) подается на Сургутский ГПЗ и собственные нужды (топливо печей, в котельную, на дежурные горелки, на молекулярный затвор).

При аварийной ситуации газ подается на факел для сжигания.

Газ из концевого сепаратора КС по факельному трубопроводу Ду 700 поступает на факел и сжигается.

1.1.2 Описание потока топливного газа

В качестве топлива в печи поз. П применяется попутный нефтяной газ. Топливный газ поступает с узла учёта газа на газораспределительное устройство (ГРУ) печи. В ГРУ топливный газ проходит через фильтр очистки от мех. примесей, после чего по линии основного газа и по линии запального газа поступает к горелке печи.

Воздух к горелке подается воздуходувками.

Конденсат, собирающийся в ГС, через клапан, регулирующий уровень, направляется на КСУ, а затем в аварийный резервуар АРВС.

1.1.3Описание сброса с предохранительных клапанов

Аварийный сброс со всех предохранительных клапанов предусмотрен в емкость поз. Е. Газ с емкости поз. Е по факельному трубопроводу Ду700 поступает на факел.

На аппаратах УБС 1¸2 поз. С-1¸2 установлены предохранительные клапаны (ППК), которые сбрасывают газ на факел при достижении давления 6,6 кгс/см2 (0,66 МПа).

Отстойники горизонтальные поз. О-1¸О-2 защищены ППК, которые срабатывают со сбросом на факел при достижении давления в аппаратах 5,5 кгс/см2 (0,55 МПа).

На буферных емкостях поз БЕ-1¸2, поз. Б и газовом сепараторе поз. ГС установлены ППК, которые сбрасывают газ на факел при достижении давления 5,5 кгс/см2 (0,55 МПа).

На сепараторах концевой ступени поз. КС установлены предохранительные клапаны, которые сбрасывают газ на факел при достижении давления 0,5 кгс/см2 (0,05 МПа).

На линии топливного газа к горелкам печи поз. П (в ГРУ) установлены ППК, сбрасывающие газ на свечу рассеивания (в атмосферу) при достижении давления 0,11 МПа.

1.1.4Описание потока деэмульгатора

На ЦППН-2 используется технология дозирования деэмульгаторов в виде тонкодисперсных нефтяных растворов низкой концентрации (0,2-0,5%), разработаная СибНИИНП (РД 39-0148070-335-88Р). Эта технология обеспечивает эффективный массобмен деэмульгатора с водонефтяной эмульсией, сокращая тем самым время наиболее продолжительной стадии доведения деэмульгатора до капель пластовой воды и создавая необходимые условия для проявления реагентом предельной деэмульгирующей способности.

Для приготовления рабочих растворов деэмульгатора используется частично-обезвоженная нефть с содержанием воды до 30%.

Используемые деэмульгаторы (сепарол WF 41, Сепарол ES 3344, Диссольван V 3408) обладают ограниченной растворимостью в нефти, в результате чего при разбавлении деэмульгатора сырой нефтью часть деэмульгатора (20-60%) растворяется в нефти, а остальной реагент (40-80%) адсорбируется на каплях воды в виде мономолекулярного слоя. При введении нефтяного раствора реагента в эмульсию растворимая в нефти часть реагента будет доведена до глобул воды в эмульсии за счет диффузии, а адсорбированная часть деэмульгатора будет действовать за счет непосредственного контакта с каплей пластовой воды.

Бочки деэмульгатора разгружаются на приподнятой площадке. Реагент из бочек сливается в емкость. Из этой емкости деэмульгатор шестеренчатым насосом закачивается в реагентную емкость БРХ, откуда он поступает на прием дозировочного насоса (поз. НД). Деэмульгатор подается дозировочным насосом по реагентопроводу диаметром 0,5 дюйма в каждый поток обводненной нефти, поступающий с узла учета переключения на УБС.

На БРХ в реагентопровод для разбавления подается частично обезвоженная нефть, отбираемая с выкида технологических насосов поз. Н-1,2 по трубопроводу Ду 100 мм с давлением 1,0-1,5 МПа (10-15 кгс/см2).

Рабочий раствор реагента, образуемый при совместном движении в реагентопроводе товарного деэмульгатора и нефти в турбулентном режиме (скорость более 1,5-2,0 м/сек), вводится в гребенку теплоносителя за 0,5 м до точки врезки его в трубопровод обводненной нефти.

Расход деэмульгатора контролируется каждые два часа уровнемерной линейкой в реагентной емкости [1].

2АВТОМАТИЗАЦИЯ технологического ПРОЦЕССА установки подготовки нефти

.1 Задачи АСУ ТП УПН

Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) УПН предназначена для оперативного контроля за технологическими параметрами процесса подготовки нефти перед подачей ее в магистральный нефтепровод.

АСУ ТП выполняет следующие функции:

Визуализация:

  1. измерение и отображение в цифровой форме технологических параметров (в виде отдельных величин или в виде группы взаимосвязанных величин) по вызову оператора;
  2. вывод основных параметров и состояния оборудования на мнемосхемы;
  3. обнаружение и оперативное отображение отклонений технологических параметров за установленные пределы;
  4. реализация диалога с оператором-технологом.

Регистрация

  1. формирование графиков тенденции изменения основных технологических параметров;
  2. обнаружение, регистрация и сигнализация отклонений технологических параметров за установленные пределы;
  3. обнаружение и регистрация аварийных ситуаций.

Автоматическое управление

  1. основываясь на полученных данных о технологическом процессе, осуществляется управление исполнительными механизмами по заданному алгоритму;
  2. регулирование заданных технологических параметров.

Информационные функции включают в себя:

1)сбор и первичную обработку (аналого-цифровое преобразование, измерение, масштабирование и др.) информации о технологическом процессе и технологическом оборудовании;

2)сбор информации о состоянии и работе исполнительных механизмов, схем автоматического управления, регулирования и технологической защиты;

)распознавание предаварийных и аварийных ситуаций;

)отображение информации на экране монитора;

)регистрацию контролируемых параметров и событий.

2.2Описание схемы автоматизации

Система автоматизации обеспечивает

Автоматическое регулирование:

  1. уровней нефти (воды) в отстойниках О-1, О-2 , сепараторах С-1, С-2, БЕ-1, БЕ-2;
  2. давление газа на факел и на ГПЗ.

Дистанционный контроль:

  1. всех регулируемых параметров;
  2. уровня нефти в резервуаре АРВС;
  3. температуры до и после печи П-1, резервуаре АРВС, на выходе с УПН;
  4. давление газа на факел и на ГПЗ;
  5. влажность нефти;
  6. температуры подшипников насосов;
  7. перепада давления на фильтре насосов;
  8. расхода на очистные сооружения, после отстойников О-1, О-2;

Аварийную сигнализацию:

  1. предельные значения регулируемых параметров;
  2. всех контролируемых параметров;
  3. уровня в сепараторах С-1, С-2, отстойниках О-1, О-2, емкости Е-1, , в резервуарах , уровня масла утечек с насосов;
  4. загазованности в насосной;
  5. давление на входе и выходе насосов.

Технологические защиты:

1)автоматический останов насосов при превышении (понижении) заданных предельных значений давления на приеме (выкиде) насосов;

2)автоматический останов насосов при высокой температуре подшипников;

)автоматический останов насосов при загазованности в насосной выше 50% от нижнего предела взрываемости;

)автоматический останов насосов при низком уровне маслоутечек.

Дискретное управление:

1)управление отсечными клапанами в резервуарах при низком уровне нефти.

2.3Комплекс технических средств нижнего уровня

2.3.1Общая характеристика комплекса технических средств

Программно-технический комплекс включает в себя комплекс технических и программных средств, выполняющих функции системы и обеспечивающий интерфейс с оператором. Комплекс технических средств (КТС) получает электропитание от источника гарантированного питания ~220В.

КТС имеет верхний и нижний уровни, связанные каналом передачи данных.

Верхний уровень - рабочее место оператора УПН - выполнен на персональном компьютере. Его основная функция - визуализация информации и предоставление возможности управления оператором УПН.

Нижний уровень КТС представлен программируемым логическим контроллером (ПЛК), который несет функцию взаимодействия с технологическим оборудованием, и полевым оборудованием (датчики, измерительные преобразователи).

Применяемый комплекс технических средств соответствует сегодняшнему состоянию рынка средств автоматизации.

В КТС используются унифицированные, серийно выпускаемые технические средства отечественного и зарубежного производства, удовлетворяющие условиям требуемой надежности, точности и безопасной эксплуатации.

2.3.2Комплекс технических средств нижнего уровня

Для измерения температуры использован термопреобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом Метран-276 [2].

Термопреобразователи сопротивления ТСПУ Метран-276 предназначены для измерения температуры жидких и газообразных химически неагрессивных сред, а также агрессивных, не разрушающих материал защитной арматуры.

Таблица 2.1-Технические характеристики ТСПУ Метран-276

ХарактеристикаЗначениеДиапазон измеряемых температур-50...500°С -200...500°С -50...200°СМатериал головкиполиамид стеклонаполненный ПА-66Степень защиты от воздействия пыли и воды1Р65 по ГОСТ 14254Климатическое исполнениеУ1.1, ТЗ (по ГОСТ 15150)Средний срок службыне менее 5 летГарантийный срок эксплуатации18 месяцевПоверкане реже одного раза в год

Для измерения и непрерывного преобразования в унифицированный аналоговый токовый сигнал входных величин: избыточного давления, разрежения, разности давлений, гидростатического давления использованы датчики давления серии Метран-100 [3]. Технические характеристики датчиков приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2-Технические характеристики датчиков Метран-100

ХарактеристикаЗначениеИзмеряемые средыжидкости, пар, газ, в т.ч. газообразный кислород и кислородосодержащие газовые смеси, пищевые продуктыДиапазоны измеряемых давленийминимальный0-0,04 кПамаксимальный0-100 МПаОсновная погрешность измеренийдо 0,1% от диапазонаДиапазон перенастроек пределов измеренийдо 25:1Исполненияобыкновенное, взрывозащищённое, для эксплуатации на АЭСУправление параметрами датчикакнопочное со встроенной панели, с помощью компьютераВстроенный фильтр радиопомехВнешняя кнопка установки нуляНепрерывная самодиагностикаПоверкане реже одного раза в 3 года

Для сигнализации отклонения давления в технологических аппаратах от заданных пределов использованы сигнализаторы давления ДМ-2005 Сr/Ex [3].

Таблица 2.3-Технические характеристики ДМ-2005 Сr/Ex

ХарактеристикаЗначениеПределы измерений0-160 МПаКласс точности1,5Форма представления информациистрелочная индикацияРазрывная мощность контактовсо скользящими контактамине более 10Вт (20ВА)с магнитным поджатием контактовне более 30Вт (50ВА)Контролируемые средыразличныеПитаниенапряжение переменного токане более 380Внапряжение постоянного токане более 380Всила токане более 0,5АТемпература эксплуатации-50..+60 °СПоверка1 раз в годСрок службы10 лет

В качестве первичного датчика, входящего в состав контуров регулирования уровня в технологических аппаратах использован Сапфир-22-Ду-Ех-2615 с токовым сигналом 4-20 мА. Датчик имеет регулятор изменения нижнего предельного значения измеряемого уровня и настроен на измерение в диапазоне 0 - 3 м. Уровень воды поддерживается на отметке 2,5 м и при отклонении от заданного значения срабатывает сигнализация.

Датчик состоит из измерительного блока и электронного преобразователя. При изменении измеряемого уровня происходит изменение гидростатической силы, воздействующей на чувствительный элемент - буек. Это изменение через рычаг передается на тензопреобразователь, размещенный в измерительном блоке, где линейно преобразуется в изменение электрического сопротивления тензорезисторов. Электронный преобразователь преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал [5].

Технические характеристики датчика Сапфир-22-ДУ-Ех-2615 указаны в таблице 2.4.

Таблица 2.4-Технические характеристики датчика Сапфир-22-ДУ-Ех-2615

№ п/пПоказательЕдиницы измеренияЗначение1.Выходной сигналмА4-202.Диапазон измерения приборамм0 ¸16003.Диапазон изменения температуры контролируемой жидкости0С-50 ¸ +1204.Пределы допускаемой основной погрешности gд% от верхнего предела измерений± 0,5; ± 1,05.Рабочее давлениеМПа0-2,56.Потребляемое постоянное напряжениеВ367.Потребляемая мощностьВтНе более 1,28.Средний срок службылет109.Наработка на отказч1000010.Плотность контролируемой жидкостикг/м3400-2000

Сигнализация аварийных уровней в сепараторах осуществляется датчиками УЗС-107, которые состоят из датчика (одного и двух) и вторичного преобразователя [5].

Сигнализаторы уровня УЗС-107 предназначены для контроля одного или двух предельных значений уровня жидких сред в различных технологических ёмкостях. Сигнализаторы обеспечивают два вида сигнализации - наличие (Н) и отсутствии (О) контролируемой среды.

Техническая характеристика сигнализаторов:

) напряжение питания 220 В, частота 50 Гц;

) погрешность срабатывания относительно номинального уровня срабатывания не более ± 2 мм при вертикальной установке и ± 5 мм при горизонтальной установке датчика;

) сигнализаторы устойчивы к воздействию температур окружающего воздуха.

Датчик состоит из чувствительного элемента, корпуса и электронного наружный винт заземления.

Для контроля загазованности в топочной применяется сигнализатор горючих газов СТМ-30 [6].

Сигнализатор горючих газов СТМ-30 предназначен для непрерывного автоматического контроля довзрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей и паров.

Таблица 2.5-Технические характеристики СТМ-30

ХарактеристикаЗначениеВзрывобезопасное исполнение+Световая сигнализация+Наличие сухих контактов реле+Наличие выходного унифицированного сигнала 4-20 мА+Питание220ВОсновная абсолютная погрешность0.1%Время срабатывания сигнализациине более 7 секундВремя работы без калибровкине менее 6 месяцевТемпература анализируемой среды-60 - +50 °С

Счетчик нефти турбинный «Норд-М» предназначен для измерения объемного количества нефти, нефтепродуктов и других нейтральных к сталям 20X13 и 12X18Н10Т жидкостей [4].

В зависимости от диаметра условного прохода и условного давления имеет 18 исполнений.

Состав изделия:

турбинный преобразователь расхода ТПР;

магнитоиндукционный датчик «НОРД-И2У-02», «НОРД-И2У-04»;

блок обработки данных «VEGA-03» или блок электронный «НОРД-ЭЗМ»-1П, V исполнения.

Исполнение составных частей в зависимости от воздействия окружающей среды:

преобразователя расхода - защищенное от агрессивной среды;

блока обработки данных «VEGA-03» и блока электронного «НОРД-Э3М» - обыкновенное;

магнитоиндукционного датчика - взрывозащищенное, маркировка по взрывозащите IExdIIBT4.

При эксплуатации температура окружающего воздуха для:

преобразователя расхода и датчика, °С - 50...+ 50;

блока обработки данных «VEGA-03» и блока электронного «НОРД-Э3М», °С + 5...+ 40.

Таблица 2.6-Преобразователь расхода турбинный ТПР

Исполнение счетчика Диаметр условного прохода, мм Условное давление, МПа Пропускная способность, м3/чНаружный диаметр фланцев, мм Строительная длина, мм Масса с комплектом монтажных частей, кг Коэффициент преобразования, имп/м3, не менее НОРД-М-200-2,5 150 2,5 250 230 280 26,0 4000

Для измерения влажности товарной нефти в автоматическом режиме использован влагомер товарной нефти «УДВН-1П». Влагомер используется в составе блока контроля качества нефти, а также для контроля влажности нефти в процессе ее подготовки [6].

Измеряемая среда- товарная нефть, сдаваемая нефтегазодобывающим предприятиям, транспортируемая потребителям и поставляемая нефтеперерабатывающим предприятиям организациями нефтепроводного транспорта.

Влагомер состоит из первичного измерительного СВЧ преобразователя и блока электронного.

Принцип действия влагомера основан на поглощении микроволнового излучения водонефтяной эмульсией.

Блок электронный осуществляет подачу искробезопасных питающих напряжений и токов на первичный преобразователь, а также обработку поступающих с преобразователя сигналов в сигнал, пропорциональный содержанию нефти. Значение влажности высвечивается в цифровом виде на жидкокристаллическом индикаторе и преобразуется в выходной сигнал 4-20 мА.

Первичный преобразователь состоит из СВЧ переключателя и платы управления и выдает аналоговые сигналы пропорциональные СВЧ мощности в опорном и измерительных каналах. Величина сигнала в измерительном канале зависит от влагосодержания нефти.

Технические характеристики:

1) диапазон измерения влажности нефти, объемная доля 0-2 %

) пределы допускаемого значения основной абсолютной погрешности, объемная доля, не более ±0,05 %

) температура нефти на каждые 10°С от номинальной температуры 20°С не должно превышать объемной доли воды ±0,02%

) дополнительная погрешность влагомера при изменении плотности нефти на каждые 50 кг/м не должно превышать объемной доли воды ±0,01%

) изоляция электрических цепей влагомера должна выдерживать в течение 1 мин. при температуре окружающего воздуха 25±10°С и относительной влажности до 80 % воздействие испытательного напряжения частотой 50 Гц не менее 1500 В

6) напряжение электропитания 220 В

) сопротивление изоляции, не менее 20 МОм

) потребляемая мощность, не более 20 ВА

) температура окружающей среды +5...+40°С

) температура измеряемой среды +5...+50°С

влагомер устойчив к вибрации при эксплуатации, частотой до 25 Гц с амплитудой, не более 0,1 мм

12) диапазон плотности измеряемой среды 750...890 кг/м3

давление измеряемой среды в контролируемом трубопроводе, не более 2,5 МПа.

Для отбора пробы использован пробоотборник «ПРОБА-1М».Эксплуатационное назначение пробоотборника - оперативный контроль качества товарной нефти. Функциональное назначение пробоотборника - дистанционный и дозированный отбор пробы из контура отбора (зонда) и перевод ее в накопитель (баллон).Область применения пробоотборника - трубопроводы товарной нефти. Пробоотборник имеет взрывобезопасный уровень с видом защиты «взрывонепроницаемая оболочка» может применяться во взрывоопасных зонах. Оболочка пробоотборника обеспечивает степень защиты от пыли и влаги.

Автоматический пробоотборник «ПРОБА 1 - М» позволяет по определенной программе через каждые 2 часа отбирать пробу и определять состав подготовленной для дальнейшей транспортировки нефти [6].

Технические характеристики:

1) Характеристики отбираемых продуктов:

- температура от +2°С до+б5°С ;

- давление в трубопроводе до б,3МПа ;

- объемная доля воды до 2,0 % ;

- содержание солей до 5000 мг/л ;

- массовая доля механических примесей до 0,05 % ;

- массовая доля сернистых соединений до 3,5 % ;

- массовая доля содержания парафина до 70 % ;

- максимальная упругость паров от 29кПа при температуре 10°С до 67 кПа при температуре +40 °С .

) Объем отбираемой пробы пробоотборникам за один цикл от 1 до 20 см (устанавливается потребителем).

3) Минимальное давление в трубопроводе, при котором пробоотборник может отбирать пробы -0,01 МПа.

4) Параметры электрического питания пробоотборника:

-род тока постоянный :

-напряжение 140 - 220В ;

-длительность импульса питания (5 +0,5 )с с интервалом между импульсами не менее 20c.

) Потребляемая мощность не более 460 ВА.

Для питания датчиков использованы блоки питания БПД-40-2k-Ех концерна МЕТРАН (г. Челябинск). Блок БПД-40-2k-Ех осуществляет функциональные преобразования выходного сигнала датчика в выходные сигналы блока по двум каналам: пропорциональный канал - с линейной зависимостью между входным и выходным током (пропорционально измеряемому перепаду давления) и корнеизвлекающий канал - с линеаризацией зависимости между входным и выходным током пропорционально измеряемому расходу [3].

Технические характеристики блока питания БПД-40-2k-Ех указаны в таблице 2.7.

Таблица 2.7-Технические характеристики блока питания БПД-40-2k-Ех

№ п/пПоказательЕденицы измеренияЗначение1.Вид взрывозащитыискробезопасная цепь уровня ia2.Напряжение холостого хода на искробезопасном входеВне более 24/363.Входной сигналмА4-204.Выходной сигналмА0-5 4-205.Количество гальванически развязанных каналовшт.2

В качестве регулирующих органов используются клапаны с взрывозащищённым электроприводом типа УЭРВ 1М.

Устройство электроиспытательное регулирующее взрывозащищенное УЭРВ 1М предназначено для поддержания на заданном уровне параметров (давления, температуры, расхода, уровня раздела фаз и др.) различных технологических процессов на установках подготовки нефти, сборных пунктов, товарных парков, объектах внутрипромыслового транспорта нефти и газа, насосных станциях.

Регулирование параметров осуществляется путем автоматического открытия и закрытия регулирующих органов по сигналам управляющих устройств.

Технические данные:

) устройство может устанавливаться на трубопроводе с условным рабочим давлением, регулируемой среды не более 6,4мПа ( 64 кгс/см) и температуры не более 20 С ;

) предел основной допускаемой погрешности хода штока не более 4%;

) температура окружающего воздуха от - 50 до 50 С;

) относительная влажность воздуха 95 + 3%;

) атмосферное давление от 84 до 106,7 кПа ( от 630 до 800 мм.рт.ст.);

Устройство состоит из следующих частей : регулирующего клапана, электрического исполнительного механизма прямоходного, кронштейна, муфты, гайки, стрелки и шкалы указателя положения штока регулирующего клапана [7].

Принцип действия устройства основан на изменении пропускной способности регулирующего клапана в соответствии с входным электрическим сигналом. Поступающий на элетродвигатель электрический командный сигнал посредством редуктора и прямоходной приставки исполнительного механизма преобразуется в возвратно-поступательное движение штока клапана. Изменения положения штока влечет за собой изменение расхода жидкости или газа через регулирующий клапан.

Также в системе применяются ПБР, предназначенные для бесконтактного управления исполнительными электрическими механизмами, в приводе которых используется трехфазные электродвигатели.

Приборы предназначены для работы в условиях:

) температура окружающей среды от 5 до 50 С;

) относительная влажность от 30 до 80 %;

) вибрация с частотой до 25 Гц и амплитудой до 0.1 мм;

) магнитные поля до 50 Гц с напряженностью до 400 А/м.

Технические данные:

) Питание 380(+38/-57) V, (50±1) Гц;

) Входное сопротивление (750±100)Ом;

) Максимальный коммутируемый ток 3А;

) Потребляемая мощность не более 5Вт;

) Напряжение источника питания цепей управления 24-28В [7].

Пускатель бесконтактный реверсивный типа ПБР-3А предназначен для бесконтактного управления электрическими исполнительными механизмами, в приводе которых использованы трехфазные электродвигатели мощностью до 1,1 кВт.

Прибор применяется в системах автоматического регулирования технологическими процессами в различных отраслях промышленности.

Конструктивно все элементы пускателя размещены в металлическом литом кожухе на печатной плате, на которой расположена клемная колодка, трансформаторы, симисторы и другие элементы электрической схемы пускателя [7].

Таблица 2.8-Технические характеристики ПБР-3А

ХарактеристикаЗначениеВходной сигнал управления24± 6 Внапряжение380 Вчастота50 Гцмаксимальный коммутируемый ток3АДля управления исполнительным механизмом используется блок управления типа БРУ-32. Блок управления выполняет следующие функции:

) ручное переключение с автоматического режима на ручной и обратно;

) дистанционное переключение с автоматического режима на ручной и обратно;

) кнопочное управление больше, меньше исполнительными устройствами;

) световая индикация выходного сигнала регулирующего устройства больше, меньше с импульсным входным сигналом;

Блок БРУ-32 содержит реле с магнитной блокировкой, которое выполняет функции переключения на два положения. Выключение питания блока не изменяет состояние контактов реле. Коммутационная способность групп переключающих контактов реле и кнопок управления всех блоков при активной нагрузке для постоянного тока при напряжении 6-34 В составляет 0,08-0,25 А, а для переменного тока при напряжении 12-220 В - 0,1 - 0,25 А.

Питание блока БРУ-32 осуществляется переменным током напряжением 24 В частотой 50 Гц от бесконтактного пускателя ПБР-3А, имеющего источник двухполупериодного выпрямленного напряжения.

Блок представляет собой литой корпус, защищенной кожухом и монтируемой на вертикальной, горизонтальной или наклонной плоскости панели, пульта или щита в нормальном помещении [7].

2.4Общее количество и типы сигналов на установке подготовки нефти

Количество сигналов на УПН с учетом сигналов от исполнительных механизмов представлено в таблице 2.9:

Таблица 2.9. - Перечень сигналов АСУ ТП УПН.

№ п/пДатчик /механизмЭлектрический параметрAIFIDIDO1Задвижка24 В++++2Задвижка24 В++++3Сапфир 22 ДУ4-20 мА+4УЭРВ - 1м4-20 мА/24 В+++5Сапфир 22 ДУ4-20 мА+6УЭРВ - 1м4-20 мА/24 В+++7Метран 100 ДИ4-20 мА+8УЭРВ - 1м4-20 мА/24 В+++9Метран 100 ДИ4-20 мА+10УЭРВ - 1м4-20 мА/24 В+++11УЗС-107220 В+12УЗС-107220 В+13Метран 100 ДИ4-20 мА+14Метран 100 ДИ4-20 мА+15Сапфир 22 ДУ4-20 мА+16УЭРВ - 1м4-20 мА/24 В+++17Сапфир 22 ДУ4-20 мА+18УЭРВ - 1м4-20 мА/24 В+++19Сапфир 22 ДУ4-20 мА+20УЭРВ - 1м4-20 мА/24 В+++21Сапфир 22 ДУ4-20 мА+22УЭРВ - 1м4-20 мА/24 В+++23Метран 220 Т4-20 мА+24Метран 220 Т4-20 мА+25Метран 100 ДД4-20 мА+26Метран 100 ДД4-20 мА+27Метран 100 ДД4-20 мА+28Метран 100 ДД4-20 мА+29Норд 20024 В+30СВУ24 В+31Норд 20024 В+32СВУ24 В+33Метран 100 ДИ4-20 мА+34УЭРВ - 1м4-20 мА/24 В+++35Метран 100 ДИ4-20 мА+36УЭРВ - 1м4-20 мА/24 В+++37Метран 100 ДИ4-20 мА+38УЭРВ - 1м4-20 мА/24 В+++39Сапфир 22 ДУ4-20 мА+40УЭРВ - 1м4-20 мА/24 В+++41Сапфир 22 ДУ4-20 мА+42УЭРВ - 1м4-20 мА/24 В+++43Сапфир 22 ДУ4-20 мА+44УЭРВ - 1м4-20 мА/24 В+++4550 М + Ш 93214-20 мА++++46ДМ 200524 В+47ДМ 200524 В+48Механизм насоса24 В++4950 М + Ш 93214-20 мА++++50ДМ 200524 В+51ДМ 200524 В+52Механизм насоса24 В++53СТМ-304-20 мА+54Вентилятор220 В++55Метран 2764-20 мА+56Метран 100 ДИ4-20 мА+57Метран 2764-20 мА+58Метран 2764-20 мА+59УЭРВ - 1м4-20 мА/24 В+++60Метран 100 ДИ4-20 мА+61Метран 100 ДИ4-20 мА+62УЭРВ - 1м4-20 мА/24 В+++63Метран 100 ДИ4-20 мА+64Норд 20024 В+65Датчик налич.план.(4шт)24 В++++66ДМ 200524 В+67ДМ 200524 В+68Метран 100 ДИ4-20 мА+69УЭРВ-1м4-20 мА/24 В+++70УЭРВ-1м4-20 мА/24 В+++71ГОР-А-ТП (4шт)++++72СТМ-304-20 мА+73Вентилятор220 В++74СТМ-304-20 мА+7550 М + Ш9321 (4шт)4-20 мА++++76ДМ 200524 В+77ДМ 200524 В+78Механизм насоса24 В++7950 М + Ш9321 (4шт)4-20 мА++++80ДМ 200524 В+81ДМ 200524 В+82Механизм насоса24 В++8350 М + Ш9321 (4шт)4-20 мА++++84ДМ 200524 В+85ДМ 200524 В+86Механизм насоса24 В++87Метран 100 ДД4-20 мА+88Метран 100 ДД4-20 мА+89Метран 100 ДД4-20 мА+90Метран 2764-20 мА+91СТМ-304-20 мА+92Вентилятор220 В++93Метран 100 ДД4-20 мА+94Метран 100 ДД4-20 мА+95Метран 100 ДД4-20 мА+96Метран 100 ДД4-20 мА+97Норд 20024 В+98Норд 20024 В+99Норд 20024 В+100Норд 20024 В+101НФС4-20 мА+102Плотномер4-20 мА+103Проба 1м24 В+104УДВН4-20 мА+105Метран 2764-20 мА+106Метран 100 ДИ4-20 мА+107Сапфир 22 ДУ4-20 мА+108УЭРВ-1м4-20 мА/24 В+++109СТМ-304-20 мА+110Метран 100 ДИ4-20 мА+111УЭРВ-1м4-20 мА/24 В+++112УЗС-107220 В+113Задвижка24 В++++114Метран 43 ДГ4-20 мА+115Задвижка24 В++++116Метран 2764-20 мА+117Сапфир 22ДУ4-20 мА+118УЭРВ-1м4-20 мА/24 В+++119Метран 100 ДИ4-20 мА+120УЭРВ-1м4-20 мА/24 В+++121Метран 100 ДИ4-20 мА+122УЭРВ-1м4-20 мА/24 В+++123Метран 100 ДИ4-20 мА+124УЭРВ-1м4-20 мА/24 В+++125Метран 100 ДД с ДКС4-20 мА+126Метран 100 ДД с ДКС4-20 мА+127Метран 100 ДД с ДКС4-20 мА+128Метран 2764-20 мА+129Метран 2764-20 мА+130Метран 2764-20 мА+Итого11092737

1)аналоговые входы - 110;

2)дискретные входы - 36;

)дискретные выходы - 37.

2.5Схема внешних электрических соединений

На основании функциональной схемы автоматизации УПН и функциональной структуры микропроцессорного контроллера Allen-Bradley составлена схема внешних электрических соединений (приложение Б). На схеме показаны электрические связи между датчиками, установленными на сепараторе, контроллером SLC 5/04, приводами и блоками питаний.

3ПРОГРАММИРУЕМЫЙ ЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЛЕР SLC5/04

3.1 Выбор контроллера

Выбор микропроцессорного контроллера является важный этапом в проектировании системы автоматизации любого уровня сложности. Одно из самых распространенных и давно используемых решений, используемых для автоматизации различных технологических объектов - применение программируемых логических контроллеров (PLC).

Среди отечественных контроллеров самые распространенные микропроцессорные регулирующие контроллеры (Ремиконт) Р-330 (НИИтеплоприбор г.Москва), Протар-130 (Московский завод тепловой автоматики), контроллеры ЭЛСИ фирмы Элеси г.Томск, контроллеры «Текон» и др.

Зарубежный рынок ПЛК широко представлен следующими фирмами Modicon, Siemens, Allen-Bradley, General Electric, Hewlett-Packard, Octagon Systems, контроллер VIPA System 200V и др.

Рассмотрим основные характеристики вышеперечисленных контроллеров, используемых нефтегазодобывающими предприятиями.

Микропроцессорные контроллеры Текон и Ремиконт являются многоцелевыми контроллерами общепромышленного назначения. Они предназначены для решения задач управления технологическими процессами в энергетической, металлургической, химической, нефте- и газоперерабатывающей, стекольной, цементной, пищевой и других отраслях промышленности.

Контроллеры могут работать как на нижнем уровне распределенной АСУ ТП, связываясь со средствами верхнего уровня через канал цифровой последовательной связи, так и в качестве автономного изделия. Они имеют выход на печатающее устройство, на стандартный алфавитно-цифровой дисплей, на ЭВМ верхнего уровня [9].

Фирма Octagon Systems (США) является одним из мировых лидеров в производстве промышленных и встраиваемых IBM PC совместимых компьютеров для тяжелых условий эксплуатации. Благодаря своим высоким эксплуатационным характеристикам, открытой архитектуре, высокой надежности и полной IBM PC совместимости, они достигают беспрецедентного уровня по критерию «цена-производительность» и обеспечивают решение практически любых задач автоматизации в различных отраслях.

Фирма Octagon Systems выпускает широкую номенклатуру процессорных плат, одноплатных компьютеров, микроконтроллеров, модулей аналогового и цифрового ввода/вывода, плат расширения, монтажных каркасов и источников питания.

В номенклатуре процессорных модулей, выпускаемых фирмой Octagon Systems, присутствуют процессорные модули 4000, 4010А и 4020, которые являются высокопроизводительными микрокомпьютерами с микропроцессорами i386SX и i486SLC. Процессорный модуль 4010А использует в качестве микропроцессора микропроцессор i486SLC, что в данном случае является избыточным (процессы являются достаточно медленными). Из процессорных модулей 4000 и 4020, имеющими одинаковый тип процессора, стоимостью в $675,00 обладает модуль 4000. Все модули 4000, 4010А и 4020 имеют встроенную операционную систему MS-DOS 6.22, находящуюся в ПЗУ [11].

Контроллеры VIPA хорошо зарекомендовали себя в различных отраслях промышленности Германии. В частности, одними из основных областей применения для них являются автомобильная промышленность, управление конвейерами и автоматизированными складами, а также производство продуктов питания и напитков, в том числе знаменитого немецкого пива. Теперь эта техника стала доступна и российским предприятиям. В выпускаемую фирмой VIPA продукцию входит несколько линеек контроллеров, отличающихся своими возможностями и предназначенных для решения задач различной сложности.

Остановимся более подробно на контроллерах серии System 200V. Большинство из них программно совместимы с популярными контроллерами серии S7-300, благодаря чему модули System 200V можно применять для расширения систем автоматизации, выполненных на базе данных контроллеров фирмы Siemens и промышленной шины PROFIBUS, пользуясь при этом единым инструментом разработки. С помощью System 200V можно также создавать новые высокопроизводительные системы управления, удовлетворяющие самым строгим требованиям. При этом функциональные возможности модулей VIPA не уступают «оригиналу», а конструктивно они гораздо компактнее. Программное обеспечение для контроллеров серии System 200V может создаваться как с помощью стандартной среды разработки STEP 7, так и посредством применения недорогих пакетов с ограниченной функциональностью WinPLC7 и WinNCS.

Одной из главных особенностей контроллеров этой серии является универсальность. Хорошо известно, использование распределенной архитектуры АСУ ТП на базе цифровых интерфейсов передачи данных имеет целый ряд преимуществ перед решениями на основе классической централизованной архитектуры. Среди них можно упомянуть снижение затрат на развертывание и обслуживание кабельной сети, повышение надежности за счет уменьшения количества соединений, улучшение помехоустойчивости, преимущества при расширении системы и т.д. Однако централизованная архитектура сейчас находит свое применение там, где количество каналов не очень велико и всю систему управления можно сосредоточить на небольшой площади. С помощью модулей System 200V можно создавать системы сбора данных и управления как с централизованной, так и с распределенной архитектурой.

Другой их важной особенностью является поддержка скрытых интерфейсов, широко применяемых в промышленности. Наличие коммуникационных модулей для Ethernet создает возможность для подключения дополнительных аппаратных средств, например панельных компьютеров для построения человеко-машинного интерфейса, и облегчает интеграцию отдельных производственных участков в информационную сеть предприятия. С помощью стандартных промышленных интерфейсов, таких как PROFIBUS, DeviceNet и CANOpen, становится возможным использовать устройства этой серии System 200V совместно с оборудованием других производителей [10, 11].

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

Контроллеры компании Allen-Bradley являются одними из самых надежных контроллеров в своем классе.

В качестве центрального процессора выбираем SLC5/04. Основные характеристики процессора приведены в таблице 3.1 [13].

Таблица 3.1. - Основные характеристики процессора SLC - 5/04

ХарактеристикаSLC - 5/04 1747-L543Память программы60К словДополнительная память данныхДо 4К словМаксимальное количество локальных вводов/выводов960 дискретныеМаксимальное количество удаленных вводов/выводов4096Вх и 4096Вых макс.Максимальное количество локальных шасси/мест3/30Лампы индикацииRUN,FAULT,FORSEDI/O, BATTERY LOW, DH+, RS232Набор инструкций99Типовое время сканирования0,9мс/КВремя выполнения битовой инструкции (XIC)0,37мксСтандарт ОЗУЛит. батарея - 2 годаДополнительное резервное ОЗУFLASHПрограммирование APS PLC 500 AL Ser

Для того, чтобы определить необходимую конфигурацию контроллера, необходимо подсчитать количество сигналов в системе.

Система автоматизации содержит следующее количество сигналов:

4)аналоговые входы - 110;

5)дискретные входы - 36;

)дискретные выходы - 37.

Список сигналов и их параметры представлены в таблица 2.9.

Теперь для каждого типа сигнала надо подобрать соответствующий модуль. Процессоры серии SLC - 500 работают с модулями серии 1746. В состав гаммы модулей входов/выходов входят модули для подключения дискретных, аналоговых и импульсных сигналов.

В соответствии с количеством сигналов выбираем следующие модули:

1)для аналоговых входов - 14 модулей 1746-NI8;

2)для дискретных входов - 2 модуля 1746-IB32 и - 1 модуль 1746-IB16;

)для дискретных выходов - 3 модуля 1746-OW16;

Основные характеристики модулей приведены в таблицах 3.2 - 3.4.

В качестве модулей аналогового ввода использованы модули 1746-NI8. Модуль NI8 имеет 8 входных канала (ток или напряжение для каждого канала по выбору) и к нему подключены датчики, задействованные в контурах регулирования в данной системе [14].

Таблица 3.2. - Модули аналогового ввода 1746

Рабочий диапазонВходные каналыВыходные каналыПотребляемая мощностьФормат передачи данных1746-NI8±10B пост. или ±20А(вход)8 дифф. ток или напряжен. для каждого канала по выборунет25мА для 5В пост. 85мА для 24В пост.16 - битный двоично - десятичный

Для приема дискретных сигналов с напряжением 24 В постоянного тока используются 3 дискретных входных модуля 1746-IB32.

Модуль 1746-IB32 имеет оптронную развязку для предупреждения повреждения модуля в случае внештатной ситуации и снабжен выносным клеммником для подключения датчиков, что позволяет сэкономить место на панели контроллера [15].

Таблица 3.3. - Модули дискретного ввода 1746

Каталоговый номерНапряжениеРаб. диапаз. напр.Кол. вх-ов. Кан. общ. Потреб. мощность (А)Задержка сигнала (мСек)Ток состояния выкл.5V24V1746 - IB3224VDC15-30 при 50 0С 15-26,4 при 600С3280,1060on=3 off=31.6mA1746 - IB1624VDC10-30 VDC (с общей землей)160,0850on=8 off=81mA

Для управления исполнительными механизмами предназначен дискретный выходной модуль 1746-OW16. Модуль построен по принципу сухой контакт и может работать с переменным и постоянным напряжением.

Таблица 3.4. - Модули дискретного вывода 1746

Катало говый номерНапря жениеКоличество выходовКаналов общихПотребляемая мощностьТок утечки в состоянии выкл.1746 OW-165-265 VAC и 5-125 VDC1680,17А для 5В и 0,18А для 24В0 мА

Общее количество модулей вместе с процессором - 21. Выбираем два шасси:

1)шасси 1-на 13 слотов;

2)шасси 2-на 10 слотов.

Похожие работы на - Разработка системы автоматизации технологического процесса УПН-21 на базе микропроцессорного контроллера SLC-500 американской фирмы Allen-Bradley

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!