Разработка системы автоматизации технологического процесса установки подготовки нефти

 

Введение

логический контроллер автоматизация программируемый

Нефтедобывающее предприятие представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осуществляющих добычу, транспортировку, первичную подготовку, хранение и внешнюю перекачку нефти и газа.

Отличительными особенностями нефтедобывающего предприятия являются:

большая рассредоточенность объектов на площадях, достигающих тысяч и десятков тысяч гектаров;

непрерывность технологических процессов;

однотипность технологических процессов на объектах (скважины, групповые установки, сепараторы и т.д.);

связь всех технологических объектов через единый пласт, на который проведены все эксплуатационные и нагнетательные скважины, через поток продукции (нефть, газ) и через энергетические потоки (пар, газ, вода);

непостоянство объема добычи нефти на месторождении.

Некоторые из отмеченных особенностей способствуют ускорению развития автоматизации нефтедобывающих предприятий. Так, непрерывность и однотипность технологических процессов, связь их через единый продукт и энергетические потоки позволяют решать задачи автоматического управления, используя существующие методы теории автоматического управления.

Рассредоточенность технологических объектов на больших площадях приводит к необходимости и экономической целесообразности разработки и внедрения телемеханических систем и организационных структур дистанционного контроля и управления технологическими объектами и процессами [5].

В данной курсовой работе производится разработка проекта автоматизации установки подготовки нефти, предназначенного для контроля, управления, регулирования и сигнализации событий, происходящих на данном объекте.

1. Описание технологического процесса

Установки подготовки нефти УПН предназначены для предварительного разделения добываемой продукции нефтяных скважин на нефть, газ и пластовую воду с последующей очисткой, замером, откачкой продукции по трубопроводу, а также для окончательной подготовки нефти до товарного качества. Установки УПН могут эксплуатироваться в районах со средней температурой самой холодной пятидневки до минус 60°С.

Сырая нефть с давлением 1,47 МПа и температурой 33…45° С поступает во входной сепаратор СВ. Сепаратор СВ предназначен для предварительной сепарации нефти от газа м представляет собой горизонтальный аппарат диаметром 1200 мм, с отбойником грубого разделения нефтегазового потока, вертикальной перегородкой из просечно-вытяжных листов для выравнивания скоростей потоков по сечению аппарата, струнным каплеотбойником для очистки газа, штуцерами для входа и выхода продуктов разделения.

После входного сепаратора СВ газожидкостная смесь с температурой 33…45° С поступает в сепаратор первой ступени С1.1, где производится сепарация ее от газа и предварительное отделение пластовой воды.

Нефтегазовый сепаратор со сбросом воды С1.1 предназначен для разделения продукции нефтяных скважин на нефть, газ и пластовую воду. Сепаратор С1.1 представляет собой горизонтальный аппарат диаметром 2000 мм, снабженный технологическими штуцерами, перегородками из просечно-вытяжных листов, секций Л-образных пластин, переливной перегородкой, струнным каплеотбойником для очистки газа.

Нефть от С1.1 направляется в сепаратор второй ступени С2.1 через регулирующий клапан уровня жидкости, автоматически поддерживающий уровень нефти в С1.1 не ниже рабочего.

Нефтяной газ, выделившийся при сепарации в СВ и С1.1, поступает в газосепаратор СГ, где производится его очистка от капельной жидкости. Давление в аппаратах СВ, С 1.1 и СГ поддерживается автоматически на уровне 1,47 МПа регулирующим клапаном, установленным в обвязке СГ по газу.

В сепараторе второй ступени С2.1 нефть освобождается от растворенного газа и от остаточной пластовой воды при давлении 0,49 МПа и температуре 33…44°С.

Нефть от С2.1 направляется на установку сепарации СЗ через регулирующий клапан уровня жидкости, автоматически поддерживающий уровень нефти в С2.1 не ниже рабочего.

Пластовая вода, выделившаяся в сепараторе С2.1, через электрозадвижку направляется на сантехнические сооружения с последующим сжиганием на ГФУ.

Нефтяной газ от С2.1 замеряется и с давлением 0,49 МПа также подается на УПГ, где направляется в отдельный сепаратор газа С4 для очистки от капельной жидкости.

Конструктивно сепараторы СВ и СГ располагаются выше сепаратора С 1.1, что обеспечивает самотечный слив жидкости от них в С1.1 [1].

2. Автоматизация технологического процесса

.1 Структура и функции АСУ ТП

Автоматизированная система управления установки подготовки нефти состоит из трёх уровней. Нижний уровень состоит из приборов и датчиков, преобразующих температуру, уровень, давление в электрические сигналы. Электрические сигналы поступают в операторную, где находится микропроцессорный контролер.

Второй уровень представляет собой микропроцессорный контроллер, который выполняет следующие функции:

-сбор и обработка сигналов с аналоговых датчиков;

-сбор и обработка цифровых сигналов аварий, предупредительной и исполнительной сигнализации, состояния технологического процесса и оборудования;

-автоматическое регулирование технологических параметров системы: давления в сепараторах СГ и С2.1, уровня жидкости в сепараторах С1.1, С2.1;

-автоматическое управление факельными кранами;

-выявление и регистрацию причин аварийных ситуаций;

-обмен данными с верхним уровнем.

В микропроцессорном контроллере происходит обработка сигналов и выработка управляющих воздействий. Далее информация по каналам связи передаётся на верхний уровень.

Третий уровень представляет собой операторский интерфейс. Его основная задача это отображение процессов протекающих на площадке ОТП, сигнализация об авариях и регистрация данных[1].

2.2 Описание схемы автоматизации установки подготовки нефти

Во входном сепараторе СВ осуществляется:

-автоматическое регулирование давления;

-сигнализация по верхнему уровню;

-снятие показаний с датчиков температуры, уровня, перепада давления;

В газовом сепараторе СГ осуществляется:

-автоматическое поддержание давления с помощью клапана на трубопроводе газа на площадку факельных сепараторов;

-сигнализация по нижнему уровню;

-снятие показаний с датчиков температуры, уровня, перепада давления;

В нефтегазовом сепараторе со сбросом воды С1.1 осуществляется:

-снятие показаний с датчиков уровня воды, уровня нефти, температуры, перепада давления, давления;

-автоматическое управление задвижкой на сброс пластовой воды;

-автоматическое регулирование уровня нефти с помощью клапана на трубопроводе нефти к сепаратору С2.1;

В сепараторе второй ступени С2.1 осуществляется:

-снятие показаний с датчиков уровня воды, уровня нефти, температуры, перепада давления, давления;

-автоматическое управление задвижкой на сброс пластовой воды;

-аварийная сигнализация по верхнему значению уровня нефти;

-автоматическое поддержание давления с помощью клапана на трубопроводе газа на площадку факельных сепараторов;

Кроме того осуществляется учет газа сырого в блок подготовки газа.

2.3 Выбор технических средств автоматизации

Средства измерения обеспечивают измерение значений технологических параметров и преобразование их в форму, удобную для передачи и дальнейшей обработки в микропроцессорном контроллере.

Преобразователь для измерения температуры нейтральных и агрессивных сред применяется ТСМУ Метран-274, по отношению к которым материал защитной арматуры является коррозионостойким.

Чувствительный элемент первичного преобразователя и встроенный в головку датчика измерительный преобразователь преобразуют измеряемую температуру в унифицированный выходной сигнал постоянного тока, что дает возможность построения АСУТП без применения дополнительных нормирующих преобразователей.

Основные технические характеристики, условия эксплуатации и степень защиты датчиков:

¾Измеряемые среды: горючие жидкость с воздухом, взрывоопасные пары, взрывоопасных смесей газ;

¾Диапазон измеряемых температур: 0-100 С (274), 0-800 С (271).

¾Выходной сигнал: 4-20, 0-5 мА;

¾Предел допускаемой основной погрешности: ± 0,25%, ± 0,5% (для 274), ± 0,5%, ± 1,0% (для 271);

¾Зависимость выходного сигнала от температуры: линейная [12].

Малогабаритный датчик давления Метран-55 предназначен для работы в различных отраслях промышленности, системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование давления. Метран-55 - ДМП 331 - универсальный датчик давления для различных отраслей промышленности, пропорционально преобразующий абсолютное или избыточное давление рабочей среды в электрический сигнал.

Основные технические характеристики, условия эксплуатации и степень защиты датчиков:

¾Измеряемые среды: жидкость, пар, газ;

¾Диапазон измеряемых давлений: минимальный (0…4 кПа, 0…10 кПа); максимальный (0…4 Мпа);

¾Предел допускаемой основной погрешности: ± 0,25%, ± 0,35%, ± 0,5%.

¾Выходной сигнал: 4-20, 0-20 мА, 0-10, 0-5, 0-1, 1-6 В;

¾Температура измеряемой среды: от -40 до 125 С;

¾Температура окружающей среды: от 0 до 50 С; от 0 до 70 С; дополнительно: от -20 до 50 С; от -40 до 70 С [12].

Преобразователи давления Альбатрос p20 предназначены для измерения избыточного и абсолютного давлений газообразных продуктов, жидких продуктов и паров.

Преобразователи давления Альбатрос p20 DELTA предназначены для измерения разности давления газообразных продуктов, жидких продуктов и паров.

Преобразователи давления Альбатрос p20 и Альбатрос р20 DELTA (далее «приборы» или «преобразователи давления») применяются в системах автоматизации производственных объектов нефтегазовой, нефтехимической, химической, энергетической, металлургической отраслей промышленности, на предприятиях МО, МЧС, Роскосмос и ВПК (боеприпасы и спецхимия), а также на объектах ЖКХ.

Диапазоны измеряемых давлений (разность давлений):

¾от минус 10 до +10 мбар;

¾от минус 1 до +1 бар;

¾от 0 до +1 бар;

¾от минус 1 до +6 бар;

¾от минус 1 до +100 бар.

Выходные сигналы приборов: от 4 до 20 мA или от 4 до 20 мA с HART-протоколом;

Основная приведенная погрешность 0,1%

Отображаемые параметры:

¾измеренные значения;

¾единицы измерения;

¾выход за верхний предел измерения;

¾выходной ток (4…20 мА);

¾выход за нижний предел измерения[13].

Расходомер Метран-350 предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами в различных отраслях промышленности, а также в системах коммерческого учета жидкостей, пара и газов.

Принцип работы - метод переменного перепада давления с использованием осредняющих напорных трубок.

-Основные преимущества:

-простая установка в трубопровод через одно отверстие;

-установка в трубопровод без остановки процесса (социальная конструкция);

-минимальная вероятность утечек измеряемой среды;

-более низкие потери давления и меньшие длины прямолинейных участков по сравнению с расходомерами на базе сужающих устройств;

-существенное снижение стоимости монтажа и обслуживания благодаря интегральной конструкции;

-легкость взаимодействия с существующими контрольными системами или вычислителями расхода по средствам интеллектуального протокола HART и Modbus;

-простота перенастройки динамического диапазона, высокая надежность, отсутствие движущихся частей.

-Основные технические характеристики, условия эксплуатации и степень защиты датчиков:

-Измеряемые среды: газ, пар, жидкость;

-Параметры измеряемой среды:

-температура:

--40…400 С - интегральный монтаж;

--40…677 С - удаленный монтаж;

-- избыточное давление в трубопроводе 25 МПа;

-Пределы измеряемого расхода рассчитываются для конкретного применения;

-Пределы основной допускаемой относительной погрешности измерений массового (объемного) расхода до ± 1%;

-Самодиагностика;

-Взрывозащищенное исполнение;

-Средний срок службы - 10 лет;

-Межпроверочный интервал - 2 года

Волноводный уровнемер Метран 3302 - это новый интеллектуальный пробор, построенный на основе волноводной технологии и обеспечивающий надежные измерения уровня жидкостей и взвесей в сложных условиях эксплуатации.

Принцип работы - технология рефлектометрии с временным разрешением.

Основные технические характеристики, условия эксплуатации и степень защиты датчиков:

¾Давление процесса: от -0,1 до 4,0 МПа;

¾Температура процесса: от -40 до 150 С;

¾Температура окружающей среды: от -40 до 85 С, от -20 до 85 С (для датчиков с ЖКИ);

¾Относительная влажность: до 100%;

¾Диапазон измерений: от 0,1 м. до 23,5 м. (зависит от типа зонда);

¾Погрешность измерений уровня: ± 5 мм. для зондов ? 5 м.; ± 0,1% от измеряемого расстояния для зондов > 5 м.;

¾Обновление показаний: 1 раз в секунду;

¾Влияние температуры окружающей среды: мене 0,01% от измеряемого расстояния на 1 С;

¾Степень защиты от воздействия пыли и воды: IP66;

¾Маркировка взрывозащиты: 0ExiallCT4, 1Exd[ia] IICT6 [12].

Ультразвуковой сигнализатор уровня СУР-7, выпускаемыq ЗАО «Альбатрос», применяtтся для сигнализации уровня / уровня раздела сред в одной (двух) точках емкостей и управления технологическими агрегатами и установками на объектах нефтедобывающей, химической, энергетической, металлургической и других отраслей промышленности. Контролируемая среда: агрессивные и неагрессивные жидкости: нефть, нефтепродукты, сжиженные газы, кислоты и щелочи (в том числе сильнопенящиеся, кипящие и высокоадгезионные);

Состав сигнализатора:

¾датчик ДПУ 7 (один или два);

¾вторичный преобразователь ПВС7 или ПВС7-d;

Основные характеристики:

¾Температура контролируемой среды: -40…+100°С;

¾Давление контролируемой среды до 10Мпа;

¾Способ установки датчика: вертикальный / горизонтальный;

¾Маркировка взрывозащиты 0Exia;

¾максимальная длина чувствительного элемента равна 4 м [13].

Блок управления AUMA MATIC осуществляет непрерывный контроль состояния привода и обеспечивает его работоспособность посредством следующих функций:

¾автоматической коррекции фаз (в случае неправильного подсоединения питания);

¾сохранения работоспособности привода в случае обрыва одной из фаз (3-фазное питание);

¾отключения электродвигателя в случае превышения допустимой температуры обмоток и автоматическое восстановление питания электродвигателя после необходимого охлаждения;

¾отключения электродвигателя в случае превышения допустимого крутящего момента до достижения конечных положений.

Блок управления может быть смонтирован непосредственно на привод, а также существует вариант разнесенного исполнения: блок управления оборудуется кронштейном настенного крепления и устанавливается на расстоянии до 100 метров от привода

Блок AUMA MATIC делает возможным уменьшение затрат и облегчает проектирование, установку, настройку и использование привода.

Свойства:

¾полное управление мотором;

¾отслеживание фазы для предотвращения неправильного направления вращения (для неполноповоротных приводов с 3-фазным мотором переменного тока);

¾отсутствие недопустимого времени задержки (<50 мс);

¾возможно прямое управление через PLC;

¾соединение field bus: PROFIBUS-DP, PROFIBUS-FMS, INTERBUS-S или MODBUS-RTU (опции);

¾электрическое соединение через штепсельный разъем AUMA;

¾простота установки на арматуру посредством штепсельного разъема (возможна переустановка под углами 4 х 90°);

¾встроенные средства местного управления (возможна переустановка под углами 4 х 90°);

¾запираемый ключ-селектор МЕСТНОЕ / ВЫКЛ / ДИСТАНЦИОННОЕ;

¾может быть закреплен на стене легко устанавливается на уже действующую арматуру) [13].

.4 Тип используемого кабеля для связи компонентов системы автоматизации

Для связи компонентов системы автоматизации был использован кабель марки КВИП (Кабель высокоскоростной передачи данных).

Кабель высокоскоростной передачи данных КВИП предназначен для передачи данных в диапазоне частот до 1 МГц и служит для формирования цифровых информационных шин, подключения датчиков с цифровым частотно-модулированным сигналом, по интерфейсу RS-485, RS-482, RS-422, в системах Foundation Fieldbus, PROFIBUS, HART, Ethernet и других, требующих использование «витой пары» в качестве канала приема / передачи данных.

Кабели предназначены для стационарной и подвижной прокладки внутри и снаружи помещений при условии защиты от прямого воздействия солнечной радиации, на полках, в лотках, коробах, каналах, туннелях, земле (траншеях), в местах подверженных воздействию блуждающих токов.

Основные характеристики кабеля:

-широкая область применения, включая все взрывоопасные зоны;

-удовлетворяет требованиям стандартов «RS» ассоциации EIA/TIA;

-изоляция жил из сшитого полиолефина - значительно лучшие частотные характеристики по сравнению с ПВХ;

-кабель с индексом «нг-FR» и «нг-FRHF» - огнестойкий, «нг» - не распространяющий горение;

-применяются новые материалы - «нг-LS», «нг-HF»;

-кабель с индексом «УФ» устойчив к солнечному излучению;

-применена технология защиты кабеля от проникновения влаги;

-широкий температурный диапазон применения от -60° до +200°С;

-медная многопроволочная жила 4-го класса; цифровая или цветовая маркировка жил;

-каждая «витая» пара может быть в отдельном или в общем экране;

-сечение жил от 0,12 мм² до 1,5 мм², число «витых» пар от 1 до 61 [10].

3. Программируемый логический контроллер

3.1Назначение контроллера в системе автоматизации

Контроллером в системах автоматизации называют устройство, выполняющее управление физическими процессами по записанному в него алгоритму, с использованием информации, получаемой от датчиков и выводимой в исполнительные устройства.

ПЛК используются практически во всех сферах человеческой деятельности для автоматизации технологических процессов, в системах противоаварийной защиты и сигнализации, в станках с ЧПУ, для управления дорожным движением, в системах жизнеобеспечения зданий, для сбора и архивирования данных, в системах охраны, в медицинском оборудовании, для управления роботами, в системах связи, при постановке физического эксперимента, для управления космическими кораблями, для автоматизации испытаний продукции и т.д.

Контроллеры используются не только как автономные средства локального управления технологическим установками, но и в составе широкомасштабных систем автоматизированного управления целыми предприятиями.

.2 Выбор программируемого логического контроллера

В настоящее время на Российском рынке преобладают контроллеры иностранных фирм: Siemens [4], Direct LOGIC, OMRON[6], ABB, Schneider Electric, GE Fanuc, Allen Bradley [6]. Однако с течением времени увеличивается доля рынка, занятая отечественной продукцией российских фирм: НИЛ АП, Текон, Фаствел, ДЭП, Овен, Элемер, Эмикон и др.

Для данного курсового проекта производится сравнительный анализ зарубежных контроллеров - SLC-500 фирмы Rockwell Automation (Allen Bradley), Simatic S7 и OMRON CQM1H. Критериями выбора являются такие показатели, как характеристики процессоров и модулей, надежность, стоимость, условия эксплуатации.

Выше перечисленные контроллеры были выбраны для анализа как наиболее подходящие по классу, характеристикам и ценовой категории. Результаты анализа характеристик ПЛК приведены в таблице 2.2.

Таблица 1 - Результаты анализа характеристик ПЛК

ПоказательПроизводительRockwell Automation«Siemens», ГерманияOMRON SYSMACМаркаSLC - 500Simatic S7CQM1HТип процессораSLC-5/04S-314IFCPU21Выбор модулейБолее 48 модулей. Весь спектр + спец. модулиБолее 30 модулей. Отсутствуют 8-канальные AO. Есть спец. модулиМодули с сигналами постоянного и переменного тока, принимают от 8 до 32 точек. 8,16,32 модулей выхода с релейными, транзисторными и симисторными цепямиИсточник питания4 типа: 2¸10А/5В 0,46¸2,88/24В3 типа: 2А, 5А, 10А.От сети переменного тока 110/220 В или от 24 В постоянного токаВстроенные портыRS-232, DH-485, DH+MPIRS-232Средства программиро-ванияRSLogix500, A.I. SeriesSIEMENS SIMATIC STEP-Память программная/ данных20Кслов/4Кслов16Кслов3,2 КСлов/ 1 КСлов

В результате сравнительного анализа был выбран контроллер SC-500 на базе микропроцессора SLC 5/04 фирмы AllenBradley [6].

Преимуществами контроллеров данной фирмы являются:

мощные, но при этом доступные по цене - программируемые контроллеры SLC-500 применимы для широкого спектра приложений, включая автоматические линии, управление отоплением, вентиляцией и кондиционированием воздуха, высокоскоростные сборочные операции, управление небольшими процессами, управление простым перемещением и системы SCADA (диспетчерского управления и сбора данных);

модульность - модульные процессоры, источники питания, устройства ввода / вывода, различные варианты запоминающих устройств и коммуникационные интерфейсы обеспечивают возможность конфигурирования и наращивания системы. Есть возможность сконфигурировать свою систему на необходимое число модулей ввода / вывода, объем памяти и коммуникационные сети. Впоследствии систему можно наращивать, добавляя модули ввода / вывода, память или коммуникационные интерфейсы:

расширенный набор инструкций - включает косвенную адресацию, широкие математические возможности и инструкцию вычисления;

гибкость коммуникационной сети - богатый выбор интегрированных Ethernet, DH+ или DH-485, а также вариантов коммуникаций посредством ControlNet, DeviceNet или Remote I/O;

широкий выбор устройств ввода / вывода - выбор из более, чем 60 модулей для работы с цифровыми, аналоговыми и температурными сигналами. Также от партнеров по программе Encompass можно получить специализированные модули третьих фирм для различных решений по управлению в соответствии с требованиями вашего приложения;

пакет программирования на платформе Windows - пакет программирования RSLogix 500 максимизирует производительность, упрощая разработку и отладку программ;

-высокая надёжность и быстродействие.

3.3 Выбор конфигурации контроллера

Конфигурация контроллера и выбор модулей производится в соответствии количеством входных и выходных сигналов. Перечень сигналов приведен в приложении Б.

Для выбранного контроллера SLC-500 производится выбор модулей ввода / вывода из семейства 1746. Модули имеют достаточно большой перечень модификаций как по количеству вводов и выводов, так и по качеству - постоянного тока, переменного тока.

В данном курсовом проекте были использованы модули следующих видов:

?1746-NI16I - входной аналоговый модуль (для получения информации с датчиков);

?1746-NI8 - Аналоговый модуль ввода высокого разрешения

(8 каналов, для получении информации о состоянии клапанов) [7];

?1746-IB16 - модуль дискретных входов (для чтения состояния задвижек, включения сигнализации, опроса сигнализаторов) [8];

?1746-OB8 - модуль дискретных выходов (для открытия / закрытия задвижек);

-17486-NO4I - Аналоговый модуль с выходом по току (4 канала) [7].

Выбор модулей производится с учетом пятнадцатипроцентного запаса. Для установки модулей выбрано шасси с 10 слотами [7].

Для выбора источника питания проведен расчет энергопотребления контроллера и установленных модулей. Данные расчета приведены в таблице 2.4.

Таблица 2 - Расчет энергопотребления сконфигурированного контроллера

№ шасси№ слотаКаталожный номерИсточник питания 5VИсточник питания 24VОписание1746 - А1001747 - L53110ЦП SCL 5/0411746-NI16I0,1250,075Входные аналоговые модули21746-NI80,2000,10031746-IB160,0850,0Входной дискретный модуль41746-OB80,1350,0Выходной дискретный модуль51746-NO4I0,0550,115Выходной аналоговый модуль6789Итого:I, A0,6000,29Блок питания 1746-Р1БПI, A20,46ЗапасI, A1,4000,17

Для сконфигурированного контроллера был выбран блок питания 1746-Р1 в соответствии с потребляемым напряжением и током.

3.4Описание разработанных алгоритмов управления

Программирование контроллера семейства SLC-500 осуществляется на языке лестничной логики Ladder Logic (RSLogix 500) с использованием программного продукта APS (Advanced Programming Software фирмы Rockwell Software Incorporated). Пакет программирования APS совместим с другими системами программирования, и позволяет работать в режимах ON- и OFF-Line, отлаживать программу в динамике, редактировать базы данных, распечатывать программную документацию.

Программу на языке Ladder Logic принято называть «цикловой», что полностью отвечает принципу её исполнения контроллером. Цикловая логическая программа состоит из набора цепей, в которые помещаются инструкции. Каждая инструкция имеет соответствующий адрес данных, и действие цепи основывается на состоянии составляющих её инструкций.

В основной программе происходит инициализация аналоговых модулей, т.е. сканирование и анализ состояния аналоговых входов. Далее происходит переход в подпрограмму опроса датчиков, их масштабирования и проверки на выполнение условий, для управления задвижкой. В соответствии с выполненным условием происходит переход в подпрограммы открытия и закрытия задвижки. Задвижка управляется показанием уровня воды в сепараторе С1.1. Далее осуществляется переход в подпрограмму ПИД-регулирования давления в сепараторе СГ. ПИД-инструкция управляет процессом, посылая сигналы на исполнительный механизм. Полученное значение давления сравнивается с уставками регулятора. Если масштабированное значение показаний датчика положения регулирующего органа больше допустимого, то на клапан поступает сигнал на закрытие. Если же масштабированное значение показаний датчика меньше уставки, то поступает сигнал на открытие клапана. Блок-схема алгоритма программы управления представлена в приложении Г.

3.5Описание схемы внешних электрических соединений контроллера

На основании функциональной схемы автоматизации установки подготовки нефти и функциональной структуры микропроцессорного контроллера Allen-Bradley составлена схема внешних электрических соединений (приложение Д). На схеме показаны следующие элементы, входящие в систему автоматизации УПН:

микропроцессорный контроллер SLC 500;

датчик давления Метран-55;

электропривод AUMA.

Датчик давления Метран-55, предназначенный для измерения давления, подключается к модулю аналоговых входов 1746-NI16.

Для регулирования контролируемых параметров на установке предназначен исполнительный механизм - клапан, для управления которого в схеме автоматизации предусмотрен электрический электропривод AUMA.

3.6Описание протоколов обмена информацией

Эффективность протоколов передачи данных не является определяющим фактором при выборе системы управления. Однако знание эффективности протокола позволяет оценить быстродействие и эффективность системы в целом.

В данном проекте связь контроллера SLC 500 с персональным компьютером, выполняющим функции АРМ, осуществляется через сеть DH+ (Data Highway Plus). Для этого персональный компьютер должен быть доукомплектован специальной сетевой картой сопряжения 1784 - KTX (устанавливается в шину ISA), производимой компанией Allen - Bradley.Highway Plus (DH+) обеспечивает связь от точки-к-точке (peer-to-peer) по схеме передачи маркера плавающему мастеру в линии связи, содержащей максимум до 64 узлов. Поскольку этот метод не требует упорядоченного опроса, он помогает обеспечить эффективную по времени и надежности транспортировку данных. В случае потери маркера из-за неисправности узла в DH+ специальными таймерами используется множество тайм-аутов для возобновления связи методом посылки маркера.

3.7 Описание разработанного интерфейса оператора

Для отображения технологического процесса пользователю используются мнемосхемы. Мнемосхема - совокупность сигнальных устройств, изображений оборудования и внутренних связей контролируемого объекта, размещаемых на диспетчерских пультах, специальных панелях или выполненных на персональном компьютере.

Отображение качественной и количественной информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования происходит на мнемосхемах в виде численных значений параметров.

При запуске проекта отображается экран приветствия (рисунок 3.1).

Рисунок 3.1 - Основной экран и вход, защищенный паролем.

На нем присутствуют кнопка входа и кнопка выхода из проекта. При нажатии кнопки «Отмена» осуществляется завершение проекта. При нажатии кнопки «Войти» запрашивается имя пользователя и пароль. Таким образом, обеспечивается защита от несанкционированного доступа к системе.

При введении имени пользователя и пароля, происходит авторизация в системе и переход к экрану, на котором изображен главный экран (рисунок 3.2).

Рисунок 3.2 - Главный экран

На главном экране происходит отображение всех основных технологических установок, участвующих в процессе. Транспортировка нефти изображается коричневым цветом, пластовая вода - синим.

При нажатии на блок сепаратора газового СГ, открывается окно с подробной схемой (рисунок 3.3).

Рисунок 3.3 - Экран входного сепаратора

Окна сепараторов созданы при помощи файлов параметров. При выходе за нормальные пределы хода технологического процесса программа выдает сигнализацию аварии с помощью цветовой индикации.

Аларм (сигнал тревоги) - сообщение, предупреждающее оператора о возникновении ситуации, которая может привести к серьёзным последствиям и потому требующем его внимания, а часто и вмешательства. На экране аварий (рисунок 3.4) отображаются аварийные ситуации, при превышении заданных пределов процесса, табло окрашивается в красный цвет. Строка с авариями выведена и на главный экран, и на вспомогательный экраны для постоянного мониторинга ситуации. Так же с этих экранов можно квитировать сигналы, включить или выключить алармы.

Рисунок 3.4 - Экран аварий

Тренд - массив точек переменных, каждая из которых записывается в реальной системе в память ПК через определённый интервал времени. Предназначен для предоставления графиков измеряемых величин. Тренды бывают двух типов:

-Реального времени: источник данных - оперативная БД;

-Исторические: источник данных - файлы архивации на твёрдом носителе.

При нажатии кнопок «Тренд реального времени» и «Архивный тренд» (рисунок 3.5а, 3.5б) можно увидеть тренды переменных процесса (реального времени и архивный соответственно), на который выведены параметры технологического процесса, изображенные в графическом виде, отображающие графики изменения уровня и состояния клапана от времени.

Рисунок 3.5а - Тренд реального времени

Рисунок 3.5а - Тренд исторический

Для создания системы управления необходим дополнительный пакет RSLinx, который обеспечивает связь с контроллерами, а так же с другими приложениями среды Windows. Интерфейс позволяет оператору в режиме реального времени контролировать протекание процесса и управлять, при необходимости, технологическим оборудованием. Для связи RSView32-V6.3 с программным обеспечением RSLogic500 в системе предусмотрена связь посредством базы тегов.

Заключение

В данном курсовом проекте была разработана система автоматического контроля и управления процессом регенерации ДЭГа на базе микроконтроллера SLC - 500 фирмы ROCKWELL AUTOMATION. Также был программно реализован алгоритм контроля и управления технологических процессом.

Комплекс подобранных технических средств представлен надежным, точным и недорогостоящим оборудованием.

В программном пакете RSView32 разработан удобный интерфейс оператора, с помощью которого осуществляется контроль основных технологических параметров, сигнализация выхода их за допустимые пределы и управление исполнительными механизмами.

Список использованных источников

1.Технологический регламент автоматизированной УПН.

.Парр Э. Программируемые контроллеры: руководство для инженера / Э. Парр; пер. 3-го англ. изд. - М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, 2007. - 516 с.

.Андреев Е.Б., Попадько В.Е. Технические средства систем управления технологическими процессами в нефтяной и газовой промышленности: Учеб. пособие. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 272 с.

.Средства автоматизации SIEMENS #"justify">.Современные технологии автоматизации СТА #"justify">.Характеристики контроллера OMRON CQM1H #"justify">.Аналоговые модули ввода-вывода (серия 1746) SLC-500. Руководство пользователя / Allen-Bradley A Rockwell International Company. 2006 - 66 с.

.Дискретные модули ввода-вывода (серия 1746) SLC-500. Руководство пользователя / Allen-Bradley A Rockwell International Company. 2006 - 48 с.

.RSView 32. Руководство пользователя.-Milwaukee: Rockwell Software Inc. 2006. - 557 с.

. Кабель КВИП #"justify">. Приборы измерения #"justify">. Приборы измерения #"justify">. Электроприводы http://www.auma.com/

Введение логический контроллер автоматизация программируемый Нефтедобывающее предприятие представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осу

Больше работ по теме: