ФЭА / АИТ / КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине: «Проектирование автоматизированных систем» на тему: «Проектирование системы автоматики ГЗУ «Альметьевнефть»
(автор - student, добавлено - 7-04-2014, 11:09)
СКАЧАТЬ:
ЗАДАНИЕ На курсовую работу по дисциплине_________________________________________________________ Студент_______________________________________________________________ Тема__________________________________________________________________ Исходные данные_______________________________________________________ Предоставить следующий материал: 1.Теоретическая часть ______________________________________________________________________________________________________________________________________________ 2.Расчетная часть ______________________________________________________________________________________________________________________________________________ 3.Графическая часть ______________________________________________________________________________________________________________________________________________ Рекомендуемая литература _____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ Дата выдачи задания_____________________________________________________ Дата защиты____________________________________________________________ Преподаватель__________________________________________________________ Оценка ________________________________________________________________
Аббревиатура и сокращения
Оглавление: Введение…………………………………………………………………………………5 1. Этапы проектирования АС ………………………………………………………….6 2. Предпроектное исследование…………………………………………………..…...8 2.1. Формирование требований к АСУ ТП……………………………………....8 2.1.1. Назначение и цели создания системы автоматизации …………….8 2.1.2. Функции системы автоматизации…………………........................9 2.2. Разработка концепции АСУ ТП…………………………………………….11 2.2.1. Изучение объекта автоматизации…………………………………...11 2.2.2. Основные технические решения……………………………………15 2.2.3.Требования к системе автоматизации………………………..............17 2.2.4. Требования к контроллеру…………………………………………19 3. Техническое задание ……………………………………………………………….20 4. Эскизный проект……………………………………………………………………21 4.1 Разработка предварительных проектных решений по системе иее частям………………………………………………………………………..21 5. Технический проект………………………………………………………………..22 5.1. Разработка проектных решений по системе и ее частям…………………22 5.1.1. Нижний уровень……………………………………………………...22 5.1.2. Средний уровень……………………………………………………..27 5.1.3. Верхний уровень……………………………………………………..30 5.2. Разработка документации на АСУ ТП и ее части…………………………36 5.3. Разработка и оформление документации на поставку изделий для комплектования АСУ ТП и технических требований (технических заданий) на их разработку……………………………………………………………..36
5.4. Разработка заданий на проектирование в смежных частях проекта……36 6. Рабочий проект……………………………………………………………………...36 6.1. Разработка рабочей документации на АСУ ТП и ее части………….…..36 6.2. Разработка и конфигурация программного обеспечения…………...37 Заключение…………………………………………………………………………….38 Список используемой литературы…………………………………………………...39 Приложение 1. Функциональная схема автоматизации системы телемеханики НГДУ "Альметьевнефть"……………………………………………………………...40 Приложение 2. Функциональная схема автоматизации ГЗУ ……………………….41
Введение Проектирование - комплекс работ по исследованию, расчетам и конструированию нового изделия или нового процесса. Система, реализующая такой вид проектирования, при котором все проектные решения или их часть получают путём взаимодействия человека и ЭВМ, представляет собой систему автоматизированного проектирования (САПР). Целью автоматизации технологических процессов является более полное использование потенциальных возможностей, заложенных в технологии и управление. Внедрение АСУ ТП позволяет перевести производственный процесс на качественно новую ступень развития, характеризуемую более высокой организацией производства. Для технологических процессов добычи нефти и газа характерна значительная рассредоточенность объектов по площадям (добывающие и нагнетательные скважины, групповые замерные установки и т. д.). В таком случае применяют системы, построенные на базе PLC и программного обеспечения SCADA. Задачей таких систем является обеспечение автоматического дистанционно го наблюдения и дискретного управления функциями большого количества распределенных устройств (часто находящихся на большом расстоянии друг от друга и от диспетчерского пункта). Количество возможных устройств, работающих под управлением систем диспетчерского контроля и управления, велико и может достигать нескольких сотен. Для этих систем наиболее характерной задачей является сбор и передача данных.[3] Целью данной курсовой работы является разработка системы автоматики ГЗУ «Альметьевнефть», которая включает в себя выбор необходимых контролируемых, регулируемых и управляющих величин;приборов и средств автоматизации; описание состава, функций и признаков системы управления, а также экономическую обоснованность спроектированной АС.
Стадии и этапы создания АСУТП (рис.1) выделяются как части процесса создания по соображениям рационального планирования и организации работ, заканчивающихся заданным результатом.
Рис. 1. Стадии и этапы проектирования В соответствии с ГОСТ 34.601-90 проектирование автоматизированных систем предполагает выполнение ряда стадий. Стадия "Формирование требований к АСУ ТП" включает в себя выполнение следующих этапов: - обследование объекта и обоснование необходимости создания АСУ ТП; - формирование требований Заказчика к АСУ ТП; - оформление отчета о выполненной работе и заявки на разработку АСУ ТП. Стадия "Разработка концепции АСУ ТП" заключается в выполнении следующих этапов:
- изучение объекта автоматизации; - проведение необходимых научно-исследовательских работ; - разработка вариантов концепции АСУ ТП и выбор варианта концепции АСУ ТП в соответствии с требованиями заказчика. Стадия "Техническое задание" заключается в единственном, но чрезвычайно ответственном этапе: - разработка и утверждение Технического задания на создание АСУ ТП. Стадия "Эскизный проект" состоит из следующих этапов: - разработка предварительных проектных решений по системе и ее частям; - разработка документации на АСУ ТП и ее части. Стадия "Технический проект" состоит из следующих этапов: - разработка проектных решений по системе и ее частям; - разработка документации на АСУ ТП и ее части; - разработка и оформление документации на поставку изделий для комплектования АСУ ТП и технических требований (технических заданий) на их разработку; - разработка заданий на проектирование в смежных частях проекта. Стадия "Рабочий проект (Рабочая документация)" включает в себя следующие этапы: - разработка рабочей документации на АСУ ТП и ее части; - разработка и конфигурация программного обеспечения. Стадия "Ввод в действие" состоит из следующих этапов: - подготовка объекта автоматизации к вводу АСУ ТП в действие; - подготовка персонала; - комплектация АСУ ТП поставляемыми изделиями (программными и техническими средствами, программно-техническими комплексами, информационными изделиями); - строительно-монтажные работы;
- пусконаладочные работы; - проведение Предварительных испытаний; - проведение Опытной эксплуатации; - проведение Приемочных испытаний. Стадия "Сопровождение АСУ ТП" включает в себя: - выполнение работ в соответствии с гарантийными обязательствами; - послегарантийное обслуживание. Допускается исключить стадию “Эскизный проект” и отдельные этапы работ на всех стадиях, объединять стадии “Технический проект” и “Рабочая документация” в одну стадию “Технорабочий проект”. В зависимости от специфики создаваемых АС и условий их создания допускается выполнять отдельные этапы работ до завершения предшествующих стадий, параллельное во времени выполнение этапов работ, включение новых этапов работ.[1]
2. Предпроектное исследование 2.1. Формирование требований к АСУ ТП 2.1.1. Назначение и цели создания системы автоматизации Система автоматизации предназначена для: - обеспечения высокоэффективных процессов сбора, первичной обработки и передачи на диспетчерский пункт (ДП) технологической информации с объекта; - дистанционного управления с ДП ЦДНГ оборудованием на объектепо заданному алгоритму работы; - противоаварийной защиты технологического оборудования, контроля срабатывания защит и блокировок. Целью создания системы является: - снижение эксплуатационных затрат; - - повышение эффективности работы технологического оборудования; - снижение вероятности возникновения аварийных ситуаций; - уменьшение влияния человеческого фактора на технологический процесс в целом и работу оборудования в частности; - повышение оперативности в работе технологических служб нефтепромысла.
2.1.2.Функции системы автоматизации Система автоматизации, прежде всего, должна обеспечивать надежную эффективную работу объекта в режиме локального автоматического управления (автоматическое поддержание работы оборудования в заданных режимах, защиту при аварийных ситуациях, обеспечение самозапуска и повторных включений). Должен обеспечиваться оперативный централизованный контроль и управление объектами, возможность проведения комплексных исследований на объектах и получение необходимой информации для решения задач управления на верхнем уровне управления (диагностика, прогнозирование, технико-экономический анализ, планирование). Профилирующими требованиями к средствам автоматизации являются: - работоспособность в тяжелых нефтепромысловых условиях; - высокий уровень унификации и надежности, малогабаритность, простота монтажа (демонтажа), обслуживания и ремонта; - применяемость в условиях взрывоопасности и пожароопасности окружающей среды; - широкий диапазон охвата средств измерений (средства измерения одного типоразмера должны перекрывать измеряемый параметр в широком диапазоне его измерения), наличие унифицированного выхода с целью многофункционального использования средств (для цепей управления и защиты, возможности телеизмерения или съема информации с помощью портативной исследовательской
- аппаратуры). Автоматизация должна опираться на объективную оценку значимости отдельных параметров и функций применительно к скважине. Функции системы автоматизации ГЗУ на основе контроллеров «Стандарт 1КП1.1РМ1»: - сбор и первичная обработка технологической информации; - опрос датчиков аналоговых сигналов и первичное преобразование полученных значений; - опрос датчиков дискретных сигналов; - опрос датчиков импульсных сигналов и пересчет количества импульсов в физические величины (как правило, значение расхода, массы или объема); - формирование дискретного сигнала управления по команде, принятой с ДП ЦДНГ; - автоматическое формирование дискретного сигнала управления в зависимости от изменения отдельных дискретных переменных или выхода значений аналоговых переменных за установленные границы (аварийная защита); - передача оперативной технологической информации по запросу сервера связи; - передача аварийного сигнала от ТОУ в АРМ диспетчера ЦДНГ; - выдача сигналов управления на исполнительные механизмы по команде с ДП ЦДНГ; - выдача сигналов управления на исполнительные механизмы по заданному алгоритму работы в автономном режиме; - архивирование значений аналоговых переменных с периодом 2 часа и глубиной до 5-и дней; - архивирование всех изменений значений дискретных переменных с глубиной до 5-и дней;
- передача накопленных архивов на сервер связи по его запросу; - автоматическое восстановление работоспособности контроллера при включении электропитания после его исчезновения; - автоматическое восстановление работоспособности при "зависании" (сторожевой таймер); - передача на верхний уровень системы всей технологической информации; - сохранение заданных уставок, контролируемых параметров технологического процесса при отключениях электроэнергии на объекте; - сохранение архивов технологической информации в случае отсутствия связи с верхним уровнем АСУ ТП ЦДНГ не менее суток; - выполнение функций, определенных для каждого технологического объекта. Время выполнения функций не должно превышать 1сек с момента поступления команды.
2.2. Разработка концепции АСУ ТП 2.2.1. Изучение объекта автоматизации ГЗУ состоит из: - рамы ГЗУ; - счетчиков СКЖ; - смесителя потока (при необходимости); - влагомера (при необходимости); - зонда (при необходимости); - датчиков давления и манометров; - приборов КИП и А; - подводящих технологических трубопроводов; - сборного выходного коллектора; - системы дренажных и продувочных трубопроводов;
- запорной арматуры; - аппаратурного блока (блок управления, блок индикации, блок питания). В состав ГЗУ входят следующие функциональные узлы: 1) блок переключения (ПСМ), который по заданной программе подключает каждую скважину к измерительному блоку; 2) измерительный блок (состоит из сепаратора и измерительного устройства); 3) блок автоматики и управления (БМА), осуществляющий управление переключателем скважины на измерении, учет работы измерительного устройства и автоматическую защиту при аварийных режимах. Функциональная схема автоматизации ГЗУ представлена в Приложении 2. Рассмотрим схему измерения дебита скважины на групповой установке. Продукция скважин по сборным коллекторам, через обратные клапана (34-37) и линии задвижек (38-41) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (17) в сепаратор (6), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (13) через задвижку (24). В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (4), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу. С помощью регулятора расхода (7) и заслонки (4), соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (4). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (6) через счетчик в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (6) на нем установлен предохранительный клапан (5). Клапан срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (6) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год. Счетчик выдает на блок управления и индикации (БУИ) 14 или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения. Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина. Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла. Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели. Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами[4].
2.2.1. Основные технические решения В качестве технической базы для создания АСУ ТП принята система контроля за работой ГЗУ «Стандарт» ООО «Смарт+». Среда передачи информации - радиоканал в FM – диапазоне. Частота от 140 до 170 МГц. Комплекс технических средств, используемых для измерения параметров ГЗУ: - в качестве приборов для измерения давления на выкидной линии использованы преобразователи давления для взрывоопасных зон JUMOdTRANS p33 404753/000-463-405-583-20-61-1/000; - в качестве приборов для измерения уровняв емкости БР-2,5 использованы преобразователи гидростатического давления Метран-55; - дляпитания стабилизированным напряжением и искрозащиты датчиков давления JUMOdTRANS используется блок питания Метран-602-Ex; -в качестве приборов для измерения дебита скважин использованысуществующие турбинные счетчики количества жидкости ТОР, счётчики количества жидкости СКЖ, счётчики количества жидкости кольцевой РИНГ; -в качестве приборов для определения наличия углеводорода и сероводорода использованы датчики загазованности Sensepoint XCD; -в качестве приборов для сигнализации о несанкционированном открытии дверей будки КИПиА, технологического помещения и помещения БР-2,5 использованы выключатели путевые взрывозащищенные ВПВ-1А-21-ХЛ1; -в качестве датчиков пожарной сигнализации используются малогабаритные взрывозащищенные тепловые извещателиИП-101-18 A2R1 (МАК-ДМ исп.01 ИБ). Предлагаемые аппаратно-программные решения являются открытыми и могут быть легко интегрированы в корпоративную информационную среду предприятия. Все проектные решения, технические разработки, а также комплексы технических средств, использованные в рабочей документации, соответствуют требованиям норм и правил промышленной безопасности, пожаро- и взрывобезопасности. Проектные решения приняты на уровне передовых технологий отечественных и зарубежных разработчиков и производителей технических средств, а также перспектив развития технологий автоматизации технологических процессов. Внедрение и применение технических решений и комплексов технических средств при соблюдении требований и условий проектного решения не должны привести к появлению аварийных ситуаций и порче оборудования, а также служить причиной заболеваний работников предприятия и обслуживающего персонала. Проектируемый комплекс технических средств ГЗУ должен обеспечивать следующий перечень сигналов измерения, управления и сигнализации: - измерение дебита скважины по жидкости; - измерение давления в выкидном коллекторе с сигнализацией отклонения давления за заданные пределы; - контроль № скважины, стоящей на замере; - контроль режима замера (местный, телемеханический); - контроль загазованности в технологическом помещении ГЗУ; - контроль положения автомата питания гидропривода (включен/отключен); - дистанционную установку скважины на замер; - ручное и программное управление ГЗУ; - передачу на ДП информации от ГЗУ, аварийных сообщений; - сигнализацию состояния дозировочного насоса (включен/отключен); - сигнализацию аварийного состояния оборудования; - сигнализацию о несанкционированном открытии двери шкафа контрол-
лера и дверей в технологическом помещении ГЗУ, будки КИПиА; - сигнализацию о превышении предела загазованности в технологическом помещении ГЗУ; - сохранение информации при исчезновении напряжения питания; - пожарно-охранную сигнализацию в технологическом помещении; Размещение оборудования и монтаж: - кабели от первичных преобразователей прокладываются в металлорукавах, трубах согласно раздела "Прокладка проводов и кабелей в стальных трубах" СНиП 3.05.06-85 "Электротехнические устройства", и в коробах россыпью или пучком, согласно п.3.19 СНиП 3.05.06-85 "Электротехнические устройства". Охранная сигнализация: Контролируемый пункт ГЗУ представляет собой шкаф антивандального исполнения с расположенными внутри контроллером «Стандарт 1КП1.1РМ1», выключателем автоматическим, розеткой и блоками зажимов. Двери шкафа КП, будки КИПиА, технологического помещения и помещения БР-2,5оснащены электроконтактными устройствами, обеспечивающими передачу аварийного сигнала о несанкционированном открытии двери шкафа КП, двери будки КИПиА,технологического помещения и помещения БР-2,5. Электротехническая часть: - питание шкафа КП ГЗУосуществляется напряжением ~220В переменного тока от силового шкафа, расположенного в будке КИПиА. Заземление, зануление: Защитные меры от поражения электрическим током решены согласно гл.1.7 ПУЭ 7-е издание, следующим образом: - система TN-С - система TN, в которой нулевой защитный и нулевой рабочий проводники совмещены в одном проводнике на всем его протяжении; - в качестве защитной меры предусматривается защитное зануление, согласно п. 1.7.31 ПУЭ 7-е издание, для электроустановок до 1кВ с глухозаземленной нейтралью. Оно осуществляется соединением корпусов электроустановок с нулевой шиной, питающей сети отдельным проводом или жилой кабеля; - соединение корпуса контроллера «Стандарт 1КП1.1РМ1»с контуром рабочего заземления выполняется стальным проводом сечением 10мм2.
2.2.2. Требования к системе автоматизации Требования к системе в целом: Требования к структуре и функционированию системы автоматизации: Структурно система автоматизации состоит из трех уровней. Нижний уровень системы автоматизации – это уровень датчиков и исполнительных механизмов, расположенных непосредственно на объекте – ГЗУ. Средний уровень - уровень контроллеров и средств обмена информацией с аппаратурой ДП ЦДНГ, расположенных на ГЗУ и осуществляющих: - выполнение функций, определенных для объекта в разделе 7; - сбор и обработку технологической информации; - выдачу сигналов управления на исполнительные механизмы по заданному алгоритму работы в автономном режиме; - выдачу сигналов управления на исполнительные механизмы по команде с ДП ЦДНГ; - отработку алгоритмов защиты технологического оборудования в аварийных ситуациях; Верхний уровень - уровень сбора и анализа информации, находится на АРМ технолога и АРМ диспетчера.
5. Контроллер конструктивно должен быть обеспечен эффективной защитой от молний. 6. Информационные входы и выходы контроллера должны иметь гальваническую развязку. Требования к средствам автоматизации:
Минимальный объем средств автоматизации должен обеспечивать выполнение требований правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03, Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" № 116-ФЗ от 21.07.97., и экологических требований Федерального закона ФЗ № 52 от 30.03.99 г. "О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения", в соответствии с которыми средства автоматизации должны обеспечивать безаварийную работу оборудования и выполнять следующие функции: - определение величины давления в выкидном коллекторе; - отключение оборудования при возникновении аварийных ситуаций.[5]
2.2.3.Требования к контроллеру Контроллер должен содержать основные элементы управления и контроля. Контроллер обеспечивает удаленный контроль и управление технологическим оборудованием, устанавливаемым непосредственно на объектах с функцией охраны и контроля доступа на объект. Контроллер можно использовать как самостоятельное устройство ввода/вывода, так и в составе АСУ ТП. Контроллер предназначен для использования в непрерывном, круглосуточном режиме. Контроллер должен иметь 2 порта: - RS232 для связи с радиомодемом; - RS232 для связи с портативным устройством (Ноутбук и т.п.). Все каналы гальванически развязаны. Контроллер должен поддерживать один из 4-х каналов связи: -для интерфейса RS 485; -для физической кабельной линии; -для радиомодема FM-диапазона (f = 140-170 МГц); -для радиомодема GSM/GPRS. Основные функции контроллера: а) выдача дискретных сигналов (сигналов управления); б) прием аналоговых и дискретных сигналов (в том числе импульсных); в) выполнение функций местной автоматики, которые могут быть
запрограммированы пользователем; г) ретрансляция информационных пакетов в сети контроллеров по проводным и радиоканалам телемеханики; д) ведение журнала событий; е) контроль доступа на объект с идентификацией работающего персонала. Технические характеристики контроллера «Стандарт 1КП1.1РМ1» должны удовлетворять следующему минимальному набору характеристик: - возможность подключения переносного компьютера, выносного пульта с LCD индикатором и пленочной клавиатурой для просмотра и изменения установочных параметров, интеллектуальных датчиков и вспомогательных контроллеров по дополнительным интерфейсам RS485 и RS232; - количество дискретных/счетных входов -16; - количество аналоговых входов -8; - количество дискретных выходов - 4; - температура эксплуатации от -40 до +45°С; - относительная влажность воздуха без конденсации влаги при температуре 25°С; от 20 до 98%;
3.Техническое задание Целью создания АСУ ТП является повышение стабильности технологического процесса, получение достоверной информации о ходе технологического процесса,защита технологического оборудования от аварий, улучшение условий труда и безопасности ведения процесса, в том числе условий охраны окружающей среды и повышение экономической эффективности производства. Основные задачи и функции, решаемые с помощью технических средств автоматизации: - Сбор и первичная обработка информации о технологических параметрах и состоянии объектов; - Передача информации на уровень АРМ диспетчера цеха; - Сигнализация об отклонении значений технологических параметров за установленные пределы; - Сигнализация о несанкционированном открытии дверей технологиче- ского помещения, будки КИПиА и шкафа контроллера; -Автоматическая установка пожарной сигнализации.
4. Эскизный проект 4.1 Разработка предварительных проектных решений по системе и ее частям Система автоматизированного контроля позволяет производить анализ и оперативный контроль над работой скважины, информация с которой по радиоканалу поступает на ДП в виде данных с датчиков динамографа, тока, счетчика ко- личества жидкости, а также идет постоянный контроль над динамическим уровнем, затрубным и буферным давлением, движением потока жидкости на устье скважины. Система обеспечивает автоматический контроль рабочих параметров групповых замерных установок, хранение этих параметров с последующей передачей информации о состоянии скважин с нижнего уровня по радиоканалу на контроллер ГЗУ и далее на ДП. АСК также обеспечивает как автоматическое (в случае аварийных ситуаций), так и по команде оператора с ДП, управление электроприводами, входящими в уровень скважины и ГЗУ.
5. Технический проект 5.1. Разработка проектных решений по системе и ее частям 5.1.1. Нижний уровень Опишем проектные решения по структуре технических средств на скважине. Применяется: 1.Преобразователи давления для взрывоопасных зон JUMO dTRANS p33 404753/000-463-405-583-20-61-1/000 JUMO dTRANS p33 - Измерительный преобразователь давления для использования во взрывоопасных зонах Измерительный преобразователь давления тип 404753 предназначен для измерения давления неагрессивных и агрессивных газов, паров, жидкостей и пыли. Прибор работает по пьезорезистивному принципу измерений. Выходной сигнал представляет собой сигнал постоянного тока, прямопропорциональный входному давлению.[12] Проектное решение: 1.а. Датчик давления Сапфир-22 МПС- микропроцессорные преобразователи давления Преобразователи измерительные Сапфир-22 МПС предназначены для непрерывного преобразования значения измеряемого параметра - давления, абсолютного, избыточного, разрежения, гидростатического, и разности давлений нейтральных и агрессивных сред, а так же преобразования уровня в унифицированный токовый выходной сигнал и цифровой сигнал на основе HART-протокола.[8]
Датчики давления Метран предназначены для работы в различных отраслях промышленности, системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование измеряемых величин:избыточного (ДИ), абсолютного (ДА) давления, разреже-
ния (ДВ), давления-разрежения (ДИВ), нейтральных и агрессивных сред в унифицированный аналоговый или цифровой выходной сигнал. Преимуществами датчиков Метран55 является выбор аналогового или микропроцессорного преобразователя, погрешность измерений в пределах ±0,15%, ±0,25%, ±0,5% или 1,0% функция самодиагностики, диапазон перенастройки 10:1, быстрая и простая настройка выходного сигнала и значений измеряемого давления кнопочными переключателями на датчике, микропроцессорная электроника, наличие фильтра радиопомех. Основным элементом датчика Метран55 является пластина монокристаллического сапфира с тензорезисторами кремниевыми пленочными, соединенная с металлической мембраной тензодатчика.Тензорезисторы соединены в мостовую схему. Малогабаритные датчики давления Метран-55 отличаются простотой конструкции, надежностью, малыми габаритами, невысокой стоимостью, повышенным спросом потребителей. 2.а. Датчик давления HPM 331, компания BD Sensors RUS.Это интеллектуальный датчик давления во взрывозащитной оболочке, применяемы для контроля технологических процессов. Данный датчик сочетает в себе новейшие достижения микропроцессорной электроники и технологии аналого вых сенсоров. В датчике применен чувствительный элемент типа DSP401/404, а также приварная разделительная мембрана. В качестве наполнителя используется инертное масло. Цифровой усилитель выполнен на базе 16 разрядного аналого-цифрового преобразователя. Благодаря АЦП возможна активная компенсация характеристик датчика, таких как нелинейность и температурная погрешность. Поскольку датчик обладает особой конструкцией и выполнен в соответствии с требованиями по классу защиты IP67, гарантируется его устойчивая работа в сложных условиях.HMP331 пригоден для работы в средах неагрессивных к нержавеющей стали.Обоснованность моего выбора заключается в преимуществах данного датчика по сравнению с датчиком Метран 55. К ним можно отнести: - индивидуальная настройка диапазона по требованию заказчика и локальное конфигурирование обеспечивают удобство в работе; - прочная и надёжная конструкция (штампованный алюминиевый корпус по классу защиты IP67) позволяет применять его в тяжелых условиях эксплуатации; - выдерживает высокую перегрузку по давлению, что позволяет применять его в широком диапазоне; - благодаря продолжительному сроку службы датчика снижаются затраты на его ремонт и замену; - высокая точность показаний; - имеется исполнение с низким энергопотреблением и выходным сигналом 0,8 – 3,2 В, что особенно важно в системах с автономным питанием; - долговременная стабильность калибровочных характеристик (0.1% / год) обеспечивает эффективную работу, что благоприятно сказывается на стоимости проекта; - искробезопасное исполнение и взрывонепроницаемая оболочка обеспечивают безопасную работу.
Блоки питания Метран предназначены преобразования сетевого напряжения 220В для питания датчиков Метран различных серий, первичных и вторичных измерительных преобразователей, контроллеров, датчиков с унифицированным выходным сигналом, а также другой электронной аппаратуры. Блоки питания Метран бывают нескольких видов: Блоки питания Метран-602предназначены для преобразования сетевого напряжения 220 В в стабилизированное напряжение 24 или 36 В и питания датчиков с унифицированным выходным сигналом.Блоки питания Метран-602-Ex предназначены для питания стабилизированным напряжением и искрозащиты датчиков давления серии Метран-Ех. Защита от перегрузок и коротких замыканий.Блоки не создают индустриальных помех. 3.а. БП и БПМ Блоки питания для датчиков Блоки питания для датчиков имеют защиту от перегрузки и короткого замыкания.Блоки питания БП и БПМ являются восстанавливаемыми изделиями.Блоки питания БП не создают индустриальных помех. При эксплуатации блоков питания БП и БПМ допускаются воздействия: - синусоидальной вибрации частотой от 5 до 25 Гц и амплитудой до 0,1 мм; - магнитных полей постоянного и переменного тока с частотой (50+1) Гц и напряженностью до 400 В/м; - относительной влажности от 30 до 80% во всем диапазоне рабочих температур.
Счетчики ТОР имеют вводное устройство для подключения магнитоиндукционного датчика. Магнитоиндукционный датчик преобразовывает количество оборотов турбинки в пропорциональное количество оборотов электрических импульсов и используется при проведении поверки счетчиков.
Счетчики жидкости «СКЖ»для измерения дебита (производительности) нефтяных скважин. Назначение
В основу принципа работы заложено прямое измерение массы жидкости в составе газожидкостной смеси. При работе счетчика происходит периодическое взвешивание жидкой составляющей в продукции скважины.Для работы счетчика необходимо присутствие в его корпусе свободного газа. Поэтому счетчик наибо- лее подходит для измерения веществ, содержащих в своем составе попутный газ.
Счетчик кольцевой РИНГ предназначен для измерения объема жидкости или газожидкостной смеси, поступающей из скважин. Счетчик также может быть использован для измерения объема других жидкостей или смесей жидкостей, особенно высоковязких.: 9.а. Расходомер жидкости НОРД-О Ролико-лопастные гидромашины бывают в варианте: счетчик-расходомер; и гидромотор насоса собственной оригинальной конструкции, обеспечивающей технико-экономические параметры значительно более высокие, чем у гидромашин зарубежных изготовителей. Ролико-лопастной расходомер жидкости и газа представляет собой объемный универсальный высокоточный (образцовый) широкодиапазонный ролико-лопастной счетчик жидкости и газа, который может работать при давлениях измеряемой среды до 32 МПа и выполнять функции дозатора. Для ролико-лопастных расходомеров характерны высокие удельные показатели по габаритам и металлоемкости, бесшумность в работе, высокая чувствительность на малых расходах рабочей среды, малая инерционность вращающихся частей, долговечность и надежность.[10] Конструкция расходомера позволяет измерять расход рабочей среды с вязкостью от 0,1 мм2/с (сСт) до 5000 мм2/с (сСт) с точностью до 0,1% .Рабочей средой могут быть: нефть и нефтепродукты (минеральные масла, мазут, бензин, керосин, дизельное топливо и др.), вода, жидкие химические вещества, сжиженный газ, кислород, азот, природный газ, фреон и многие другие однофазные жидкости и газы.
Sensepoint XCD - детекторы во взрывобезопасном корпусе из алюминиевого сплава или нержавеющей стали c термокаталитическими, инфракрасными или электрохимическими датчиками; со встроенным преобразователем (трансмитте- ром), терминальным модулем с тремя программируемыми реле для управления внешним оборудованием, модулем индикации (дисплеем) с трехцветной подсветкой. Определяемые газы: взрывоопасные газы, O2, H2S, CO, H2, CO2.
Используемые датчики и обнаруживаемые газы: каталитические – горючие газы до 100 %НКПР; инфракрасные - углеводороды до 100 %НКПР или до 100 % об.д.; углекислый газ; электрохимические - токсичные газы (угарный газ, сероводород, водород), кислород.[9] 5.1.2. Средний уровень 11. Контроллер "Стандарт" Назначение Контроллер "Стандарт" предназначен для удаленного контроля и управления технологическим оборудованием с функцией охраны и контроля доступа на объект. Контроллер может использоваться как самостоятельное устройство ввода/вывода, так и в составе распределённой системы контроля и управления. Функции
Устройство
Рис.5.1. Структурная схема контроллера "Стандарт"
Программное обеспечение Программное обеспечение контроллера логически разделено на операционную систему (ОС) и прикладные задачи (ПЗ). ОС является необходимой составляющей контроллера, которая выполняет основные функции:
Прикладные задачи, выполняя функции местной автоматики, могут использовать функции ОС контролера. Для более широкой области применения контроллера пользователь может воспользоваться готовыми ПЗ (предоставляются в виде исходных или объектных кодов) или написать ПЗ самостоятельно. 10.а. Контроллер «Мега09» Контроллер «Мега09» имеет модульную структуру, что позволяет наращивать конфигурацию в соответствии с потребностями технологического объекта. Контроллер обеспечивает дистанционный контроль состояния и выполняет функции управления технологическим оборудованием по каналам УКВ и/или сотовой связи GSM/GPRS/SMS, устанавливается непосредственно на технологическом объекте. Контроллер можно использовать как элемент распределенной сети в составе контролируемого пункта, так и как самостоятельное устройство ввода/вывода. Контроллер предназначен для использования в непрерывном, круглосуточном режиме. Корпоративная распределенная система управления производством в реальном времени «МЕГА» предназначена для автоматического управления распределенными технологическими процессами предприятия и информационного обеспечения специалистов в реальном масштабе времени.
Система позволяет решить следующие задачи: 1. Локальное управление технологическим оборудованием, таким, как станки-качалки нефтедобывающих скважин, замерные установки, насосные станции, пункты учета тепловой и электрической энергии и т.п. 2. Автоматическое управление оборудованием в рамках сети телемеханики цеха добычи нефти. 3. Автоматические расчеты и вычисления. 4. Представление всей информации в стандартном виде, обеспечивающем обмен текущими данными в рамках корпоративной компьютерной сети с помощью встроенных системных средств. 5. Объединение программных комплексов уровня цехов в единую систему управления предприятием с единой базой данных. 6. Постоянное обновление текущей информации о состоянии технологических объектов в центральной базе данных для дальнейшей обработки на АРМах спе- циалистов.[11] Функции контроллера Meгa-09 В зависимости от комплектации, первоначальной настройки и подключенных датчиков, контроллер выполняет следующие функции:
5.1.3. Верхний уровень Верхний уровень состоит из АРМ диспетчера и сервера базы данных с установленным программным обеспечением, на который поступает и архивируется информация о технологических параметрах (давление, температура, расход), охранной сигнализации и наличии сетевого напряжения. При отключении объекта, диспетчеру поступает сигнал об отключении с расшифровкой причины отключения. В качестве SCADA-системы выберем SCADA-систему Zenоn от австрийской компании Copa-Data. Zenоn является совершенной, технологичной и самой востребованной SCADA-системой в Европе и России. Zenon предлагает простое объектно-ориентированное проектирование, полную совместимость и объединение в единую систему устройств начиная от единичных терминалов и заканчивая дис- петчерскими пунктами управления, уровень безопасности соответствующий международным стандартам. Его открытость позволяет реализовать быстрое и эффективное соединение с любыми аппаратными и программными средствами (напр. ERP программы). Идеально работает на промышленных ПК и устройствах с Windows. К услугам разработчика самые современные программные интерфейсы, такие как VSTA и VBA. Одной из отличительных особенностей данной системы является ее безграничная универсальность. Zenon - единственная HMI/SCADA программа, поддерживающая все операционные системы Microsoft. Проекты для Windows CE и Windows ME/NT/2000/XP/Vista/7 могут быть созданы с использованием единственного технического инструмента - Редактора (Editor), что открывает целый ряд преимуществ. Универсальность Zenon проявляется благодаря эффективной работе как на 32-битных операционных системах, так и на 64-битных. Основные преимущества Zenon: - высокая надежность; - большая гибкость; - возможность децентрализованной разработки; - высокое быстродействие; - эффективность и масштабируемость. Определяющие особенности Zenon: 1) Интуитивно понятный интерфейс. Даже без предварительной подготовки разработчик может эффективно создавать проекты. 2) Открытая архитектура. Возможность использования при разработке независимых внешних программ, создание VBA-макросов, сохранение онлайн и архивных данных в базе MS SQL Server, применение технологии ActiveX. 3) Многопользовательская разработка. Система позволяет осуществлять распределенную разработку, благодаря чему не существует жесткой привязки к одному рабочему месту. Проектировщики, создающие проект, могут распределить между собой объем работ и заниматься конкретно своей частью проекта. Это позволяет значительно ускорить время разработки. 4) Автоматическое проектирование. Благодаря наличию большого количества преопределенных шаблонов стандартных изображений (тревоги, события, тренды, и т. д.) и пользовательских форм - мастеров, проектирование может осуществляться в автоматическом режиме. 5) Широкие коммуникационные возможности. Благодаря наличию более 300 разработанных драйверов Zenon без проблем может подключаться к наиболее распространенному оборудованию. Редактор системы поддерживает большое количество интерфейсов и коммуникационных протоколов. С помощью специальной технологии существует возможность по сети передавать файлы на отдаленную целевую станцию. 6) Гибкость системы. Технология XML позволяет импортировать/экспортировать в систему управления как отдельные части проекта, так и весь проект. Расширение системы осуществляется без необходимости изменять или переделывать существующий проект. Архитектура «клиент/сервер». Сложная клиент-серверная система основана на стандартном протоколе TCP/IP. Проектный сервер управляет всеми данными. Это относится к таким сетевым данным, как значения измерений, состояния или тревоги, исторические данные (архивы значений переменных, хронология тревог и список событий) и также проектировочные данные (изображения, графика, определения переменных). Сервер также осуществляет коммуникацию с внешними системами, такими как PLC, базы данных, системы пожарной безопасности, клиенты сети. Клиент всегда получает все данные через сеть от сервера. Сервер и клиент автоматически безударно присоединяются к проекту. Благодаря непосредственной передаче данных между сервером и клиентом сохранятся сетевые ресурсы. Все изменения (например, в рецепте) всегда сохраняются на сервере и незамедлительно доступны для Похожие статьи:
|
|