1 РЕФЕРАТ Работа выполнена на 77 страницах и содержит 48 рисунков, 7 таблиц. Цель работы: разработка автоматизированной системы головной нефтеперекачивающей станции. Ключевые СТАНЦИЯ, слова: ГОЛОВНАЯ АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ, АЛГОРИТМЫ УПРАВЛЕНИЯ, ЭЛЕКТРОРЕГУЛИРУЕМЫЙ ПРИВОД, SCADA СИСТЕМЫ. Работа состоит из задания, реферата, введения, основной части, заключения, списка литературы. Во введении рассмотрена роль автоматизированных систем управления на нефтяном промысле , поставлена цель, и сформирован список задач, необходимых для ее достижения. В основной части проведен анализ технологического процесса. В дальнейшем составлена таблица сигналов. Выбрано оборудование полевого уровня автоматизации. Подобрана конфигурация ПЛК, удовлетворяющая поставленным целям. Для реализации контроллером задач по управлению технологическим процессом разработана программа в среде Codesys. Разработан интерфейс окна оператора и настроена SCADA–система. Произведен расчет себестоимости оборудования и исследована безопасность труда рабочих. В заключении приведены основные выводы по проделанной работе. 2 ABSTRACT The work is written on 77 pages and contains 48 figures, 7 tables. Purpose of work: development of the automated system of the head oil pumping station. Key words: HEAD OIL PUMPING STATION, AUTOMATED CONTROL SYSTEM, CONTROL ALGORITHMS, ELECTROGULATED DRIVE, SCADA SYSTEM. The work consists of an assignment, an abstract, an introduction, the main part, a conclusion, a list of references. In the introduction, the role of automated control systems in the oil field is considered, the goal is set, and a list of tasks required to achieve it is formed. In the main part of the analysis of the technological process. Subsequently, a table of signals is made. Equipment of field level of automation was selected. PLC configuration, which meets the objectives was selected. A program in Codesys environment was developed for realization of process control tasks by the controller. The interface of the operator's window was developed and SCADA-system was configured. The calculation of the equipment cost was made and the labor safety of the workers was investigated. In the conclusion the main conclusions about the work done are given. 3 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ .............................................................................................................. 7 1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ................................................................ 9 1.1 Описание технологического процесса ..................................................... 9 1.2 Таблица сигналов ......................................................................................... 10 1.3 Назначение и цели создания АСУ .............................................................. 19 1.4 Требования к техническому обеспечению ................................................ 19 1.5 Требования предъявляемые к ПО .............................................................. 20 1.6 Вывод по главе 1 .......................................................................................... 20 2 ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА АВТОМАТИЗАЦИИ .................................. 22 2.1 Описание структуры АСУ ТП .................................................................... 22 2.2 Выбор оборудования нижнего уровня АСУ ТП ....................................... 25 2.2.1 Выбор газоанализатора ......................................................................... 25 2.2.2 Выбор частотного преобразователя ..................................................... 26 2.2.3 Выбор датчика давления ....................................................................... 28 2.2.4 Выбор датчика температуры ................................................................ 29 2.2.5 Выбор расходомера ............................................................................... 31 2.2.6 Выбор датчика уровня ........................................................................... 32 2.2.7 Выбор запорной арматуры .................................................................... 33 2.2.8 Выбор дросселя для регулирования давления .................................... 34 2.2.9 Выбор насоса .......................................................................................... 35 2.2.10 Выбор промежуточного реле .............................................................. 36 2.3 Выбор оборудования среднего уровня АСУ ТП ...................................... 37 2.3.1 Выбор промышленного контроллера .................................................. 37 2.3.2 Выбор преобразователя интерфейсов (шлюза) .................................. 39 4 2.4 Схема соединения устройств с ПЛК .......................................................... 40 2.5 Вывод по главе 2 .......................................................................................... 41 3 РАЗРАБОТКА ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ................................ 42 3.1 Конфигурирование ПЛК ............................................................................. 42 3.2 Алгоритм работы программы ..................................................................... 43 3.3 Разработка кода программы ........................................................................ 45 3.4 Вывод по главе 3 .......................................................................................... 46 4 РАЗРАБОТКА АРМ ОПЕРАТОРА............................................................... 47 4.1 Выбор среды разработки ............................................................................. 47 4.2 Создание дерева окон и описание функционала ...................................... 48 4.3 Настройка анимации элементов ................................................................. 51 4.4 Связь с ПЛК .................................................................................................. 54 4.5 Отчет тревог.................................................................................................. 56 4.6 Архивация ..................................................................................................... 60 4.7 Вывод по главе 4 .......................................................................................... 61 5 ОХРАНА ТРУДА ............................................................................................ 63 5.1. Общая характеристика ............................................................................... 63 5.2 Анализ опасных производственных факторов ......................................... 64 5.3 Электробезопасность ................................................................................... 65 5.4. Расчет освещенности помещения оператора ........................................... 66 5.5 Вывод по главе 5 .......................................................................................... 68 6 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА .............................. 69 6.1. Оценка эффективности ............................................................................... 69 6.2. Затраты на этапе проектирования ............................................................. 69 6.3. Затраты на реализацию проекта ................................................................ 70 5 6.4. Общие затраты на проект ........................................................................... 71 6.5 Вывод по главе 6 .......................................................................................... 72 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ..................................................................................................... 73 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ..................................................................................... 74 6 ВВЕДЕНИЕ В современном мире важную роль в системе энергообеспечения играет нефтегазовый комплекс, а Россия занимает ведущие позиции в рейтинге стран экспортёров нефтепродуктов. Добыча и переработка нефти вносят весомый вклад в формирование Российской экономики. Однако высокая продуктивность технологических процессов невозможна без использования современных средств автоматизации. Автоматизация – сфера научно-технического прогресса, в которой активно применяются системы регулирования, экономико-математические методы и системы управления, которые способны освободить человека от участия в процессах получения, преобразования, передачи и использования энергии, материалов или информации, существенно уменьшающих степень этого участия или трудоёмкость выполняемых операций. Современные системы автоматизации строятся на базе микропроцессорной техники и программируемых логических контроллеров (ПЛК). В данной работе рассматривается технологический процесс головной нефтеперекачивающей станции (ГНПС). Такие станции являются крупными промышленными и стратегическими объектами. Основной задачей ГНПС является накопление и перекачка нефти по магистральному трубопроводу путем нагнетания нефтеперекачивающие давления станции насосными как агрегатами. правило Головные располагаются в непосредственной близости от месторождений и находятся в начале магистральных трубопроводов. К основным технологическим участкам ГНПС относятся: Насосные станции с центробежными насосами; Резервуарный парк; Сеть трубопроводов; Узлы учета; Фильтры грязеуловители. 7 Автоматизация головной нефтеперекачивающей станции позволяет добиться высоких показателей эффективности технологического процесса, за счет точного контроля и поддержания уровня таких параметров как давление, температура и расход. Применение качество ЭВМ и микропроцессорных автоматизации за счет контролеров повышает гибкого программирования, возможности изменения параметров настройки регуляторов в зависимости от требований технологического процесса. Целью выпускной квалификационной работы является разработка автоматизированной системы управления технологическими процессами головной нефтеперекачивающей станции. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи: Проанализировать технологический процесс; Привести основные требования к разрабатываемой системе; На основе анализа составить таблицу сигналов от контрольноизмерительных приборов и технических средств автоматизации; Выбрать оборудование, соответствующее технологическому процессу; Выбрать программируемый логический контроллер в соответствии с таблицей сигналов; Разработать программное обеспечение для ПЛК; Разработать SCADA систему; Привести требования по охране труда и безопасности жизнедеятельности; Проанализировать расходы на реализацию проекта и дать оценку экономической эффективности разрабатываемого проекта. 8 1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС 1.1 Описание технологического процесса ГНПС предназначена главным образом для приёма нефти с промыслов и подачи её в нефтепровод. Они имеют резервуарный парк, играющий роль буферной ёмкости между промыслами и магистралью и роль аварийной ёмкости при аварии на магистрали или промыслах. ГНПС эксплуатационных предназначены для участков гидродинамического нефтепровода разобщения в основном магистралей на относительно небольшие участки (400¸600 км) с целью облегчения управлением перекачкой и локализации гидродинамических возмущений потока (гидроударов) в пределах данных участков. Эта функция подобных НПС выполняется за счёт размещения на них резервуарных парков. Последние являются средством гидродинамического разобщения магистралей на эксплуатационные участки. Технологические схемы ГНПС нефтепровода и ГНПС эксплуатационных участков практически аналогичны. На рисунке 1.1 изображена технологическая схема автоматизации. Рисунок 1.1 – Технологическая схема автоматизации 9 На схеме изображены основные участки технологического процесса, устройства и агрегаты, а также какие параметры процесса необходимо измерять. PE – датчики давления TE – датчики температуры LE – датчики уровня FE – расходомеры VD – задвижки Так же для обеспечения безопасности в помещениях и в хранилище устанавливаются газоанализаторы. Эти данные позволяют составить таблицу сигналов от устройств КИПиА. 1.2 Таблица контролируемых параметров Таблица включает в себя все сигналы, используемые в системе. Таблица 1.1 – Список контролируемых параметров № Название сигнала Ед. Диапазон Диапазон Тип сигнала измере измерения сигнала DI DO AI AO 3 4 5 6 7 8 9 Включить. - - 0-24В 2 Насос 1. Состояние - - 0-24В 3 Контактор насоса 2. Включить. - - 0-24В 4 Насос 2. Состояние - - 0-24В 5 Контактор насоса 3. Включить. - - 0-24В Насос 3. Состояние - - 0-24В ния 1 2 1 Контактор насоса 1. 6 10 + + + + + + Таблица 1.1 – Продолжение таблицы 1 2 7 Контактор насоса 4. Включить. 8 Насос 4. Состояние 9 Контактор насоса 5. Включить. 10 Насос 5. Состояние 11 Давление на входе. PE1 12 Давление после узла учета. PE2 13 Давление в хранилище. PE3 14 3 4 5 - - 0-24В - - 0-24В - - 0-24В - - 0-24В 6 7 8 + + + + МПа 4-20 мА + МПа 4-20 мА + МПа 4-20 мА + МПа 4-20 мА + МПа 4-20 мА + МПа 4-20 мА + МПа 4-20 мА + С° 4-20 мА + С° 4-20 мА + С° 4-20 мА + С° 4-20 мА + Давление после подпорных насосов. PE4 15 Давление после основных насосов. PE5 16 Давление после дросселя. PE6 17 Давление на выходе. PE7 18 Температура на входе. TE1 19 Температура после узла учета. TE2 20 Температура в хранилище. TE3 21 Температура после подпорных насосов. TE4 11 9 Таблица 1.1 – Продолжение таблицы 1 2 22 Температура на выходе. TE5 23 3 4 5 6 7 8 С° 4-20 мА + л/ч 4-20 мА + л/ч 4-20 мА + мм 4-20 мА + л/ч 4-20 мА + л/ч 4-20 мА + 9 Расход нефти, поступающей в хранилище. FE1 24 Расход нефти, поступающей в хранилище. FE2 25 Уровень наполнения хранилища. LE1 26 Расход нефти, откачиваемой из хранилища. FE3 27 Расход нефти, откачиваемой из хранилища. FE4 28 Дроссель. Задание % 0-100 4-20 мА 29 Фильтр 1. Засор - - 0-24В + 30 Фильтр 2. Засор - - 0-24В + 31 Операторская. % 0-100 4-20 мА + % 0-100 4-20 мА + % 0-100 4-20 мА + % 0-100 4-20 мА + - - 0-24В Газоанализатор 1 32 Хранилище. Газоанализатор 2 33 + Насосная основные насосы. Газоанализатор 3 34 Насосная подпорные насосы. Газоанализатор 4 35 Задвижка 1. Открыть 12 + Таблица 1.1 – Продолжение таблицы 1 2 36 Задвижка 1. Закрыть 37 Задвижка 1. Состояние 38 Задвижка 2. Открыть 39 Задвижка 2. Закрыть 40 Задвижка 2. Состояние 41 Задвижка 3. Открыть 42 Задвижка 3. Закрыть 43 Задвижка 3. Состояние 44 Задвижка 4. Открыть 45 Задвижка 4. Закрыть 46 Задвижка 4. Состояние 47 Задвижка 5. Открыть 48 Задвижка 5. Закрыть 49 Задвижка 5. Состояние 50 Задвижка 6. Открыть 51 Задвижка 6. Закрыть 3 4 5 - - 0-24В - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + 13 6 7 + + + + + + 8 9 Таблица 1.1 – Продолжение таблицы 1 2 52 Задвижка 6. Состояние 53 Задвижка 7. Открыть 54 Задвижка 7. Закрыть 55 Задвижка 7. Состояние 56 Задвижка 8. Открыть 57 Задвижка 8. Закрыть 58 Задвижка 8. Состояние 59 Задвижка 9. Открыть 60 Задвижка 9. Закрыть 61 Задвижка 9. Состояние 62 Задвижка 10. Открыть 63 Задвижка 10. Закрыть 64 Задвижка 10. Состояние 65 Задвижка 11. Открыть 66 Задвижка 11. Закрыть 67 Задвижка 11. Состояние 3 4 5 6 - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В 14 7 + + + + + 8 9 Таблица 1.1 – Продолжение таблицы 1 2 68 Задвижка 12. Открыть 69 Задвижка 12. Закрыть 70 Задвижка 12. Состояние 71 Задвижка 13. Открыть 72 Задвижка 13. Закрыть 73 Задвижка 13. Состояние 74 Задвижка 14. Открыть 75 Задвижка 14. Закрыть 76 Задвижка 14. Состояние 77 Задвижка 15. Открыть 78 Задвижка 15. Закрыть 79 Задвижка 15. Состояние 80 Задвижка 16. Открыть 81 Задвижка 16. Закрыть 82 Задвижка 16. Состояние 83 Задвижка 17. Открыть 3 4 5 - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В 15 6 7 + + + + + + 8 9 Таблица 1.1 – Продолжение таблицы 1 2 84 Задвижка 17. Закрыть 85 Задвижка 17. Состояние 86 Задвижка 18. Открыть 87 Задвижка 18. Закрыть 88 Задвижка 18. Состояние 89 Задвижка 19. Открыть 90 Задвижка 19. Закрыть 91 Задвижка 19. Состояние 92 Задвижка 20. Открыть 93 Задвижка 20. Закрыть 94 Задвижка 20. Состояние 95 Задвижка 21. Открыть 96 Задвижка 21. Закрыть 97 Задвижка 21. Состояние 98 Задвижка 22. Открыть 99 Задвижка 22. Закрыть 3 4 5 - - 0-24В - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + 16 6 7 + + + + + + 8 9 Таблица 1.1 – Продолжение таблицы 1 2 100 Задвижка 22. Состояние 101 Задвижка 23. Открыть 102 Задвижка 23. Закрыть 103 Задвижка 23. Состояние 104 Задвижка 24. Открыть 105 Задвижка 24. Закрыть 106 Задвижка 24. Состояние 107 Задвижка 25. Открыть 108 Задвижка 25. Закрыть 109 Задвижка 25. Состояние 110 Задвижка 26. Открыть 111 Задвижка 26. Закрыть 112 Задвижка 26. Состояние 113 Задвижка 27. Открыть 114 Задвижка 27. Закрыть 115 Задвижка 27. Состояние 3 4 5 6 - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В 17 7 + + + + + 8 9 Таблица 1.1 – Продолжение таблицы 1 2 116 Задвижка 28. Открыть 117 Задвижка 28. Закрыть 118 Задвижка 28. Состояние 119 Задвижка 29. Открыть 120 Задвижка 29. Закрыть 121 Задвижка 29. Состояние 122 3 4 5 6 7 - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В + - - 0-24В + 8 9 + Кнопка включения аварийной светозвуковой сигнализации 124 Кнопка запуска системы 125 Кнопка останова системы 126 Кнопка аварийного останова системы Таблица сигналов включает в себя 126 сигналов из которых 40 сигналов являются дискретными входными, данные сигналы используются для контроля состояния различных устройств, 63 сигнала дискретные выходные используются для управления включением или отключением исполнительных механизмов, 22 сигнала аналоговые входные используются измерения и контроля технологических параметров, 1 сигнал аналоговый выходной служит для управления дросселем давления в трубопроводе. 18 1.3 Назначение и цели создания АСУ Автоматизированная система управления головной нефтеперекачивающей станции предназначена для: контроля состояния основного и вспомогательного технологического оборудования; управления исполнительными механизмами, как в автоматическом, так и в автоматизированном режиме; определения аварийных ситуаций и защиты исполнительных механизмов и вспомогательного оборудования; поддержания технологических уставок; визуального представление информации о состоянии технологического процесса. Цели создания автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП): увеличение производительности системы; обеспечение контроля технологических параметров процесса; обеспечение безопасности работы основного и вспомогательного оборудования; сокращение числа аварий технологического оборудования. 1.4 Требования к техническому обеспечению Используемое оборудование которое устанавливается на открытых участках должно быть устойчиво к перепадам температур от -45 до + 45 С°, а так же быть устойчивым к воздействию влажности до 70 % при температуре +30 С°. Аппаратный комплекс используемый в проекте должен иметь возможность резервирования для исключения случаев остановки технологического процесса в связи с ошибками оборудования, резервирование должно осуществляться при срабатывании программных и аппаратных 19 сторожевых таймеров, так же разрабатываемая система должна иметь возможность масштабирования и наращивания и иметь резерв по входным и выходным каналам не менее 10%. Технические средства автоматизации должны иметь степень защиты от влаги и пыли не менее IP54, а так же иметь искробезопасные цепи и выполнены в взрывозащищенном исполнении. Программируемый логический контроллер должен иметь модульную компоновку каналов ввода и вывода для обеспечения возможности увеличения системы. 1.5 Требования предъявляемые к ПО Средства по созданию специального прикладного ПО должны включать в себя технологические и универсальные языки программирования, соответствующие средства разработки (компиляторы, отладчики). Технологические программируемые языки должны соответствовать стандарту IEC 61131–3. Базовое прикладное ПО должно обеспечивать выполнение стандартных функций соответствующего уровня АС (фильтрация, визуализация, сигнализация, регистрация, опрос, измерение и др.). Выполнение нестандартных функций соответствующего уровня АС (специальные алгоритмы управления, расчеты и др.), должно обеспечивать специальное прикладное ПО. 1.6 Вывод по главе 1 В данной главе дипломного проекта описан технологический процесс головной нефтеперекачивающей станции. Представлена принципиальная схема технологического процесса, описано как она функционирует. На схеме указаны места установки технических исполнительных механизмов. 20 средств автоматизации и Предъявлены требования к ожидаемому функционалу разрабатываемой системы АСУ. Все эти данные позволяеют на основе анализа описания процесса разработать таблицу используемых сигналов для создания АСУ ТП. В результате разработана таблица сигналов КИПиА. Таблица включает в себя наименования, единицы измерения, диапазоны, типы сигналов используемых датчиков. Подсчитано общее количество сигналов и количество сигналов каждого типа. 21 2 ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА АВТОМАТИЗАЦИИ 2.1 Описание структуры АСУ ТП Автоматизированной системой управления технологическим процессом — называют разнообразные технические средства и электронные устройства, которые способны управлять различными процессами, происходящими на производстве. Классические АСУ ТП изначально производились и использовались на производстве, однако с активным развитием данных систем стало возможным их применение и в других сферах жизнедеятельности человека – в управлении транспортом, инженерными системами зданий, медицине, летательными аппаратами, оборонными сооружениями, и многими другими системами. Принцип работы программно-аппаратных комплексов всегда неизменен: данные средства собирают данные при помощи установленных датчиков о происходящих процессах и своевременно управляют деятельностью объекта при помощи специально разработанных алгоритмов Классической является трехуровневая система автоматизации, типичная для всех АСУ ТП. В соответствии с этой структурой, программно-аппаратный комплекс включает в свой состав нижний, средний и верхний уровни. На нижнем уровне применяют контрольно–измерительные приборы, которые собирают данные о технологических параметрах процесса в режиме реального времени, а также исполнительные механизмы, которые исполняют управляющие сигналы тем самым манипулируя процессом. Средний уровень – уровень промышленных контроллеров. Он состоит из программируемых логических контроллеров, которые получают и обрабатывают данные, получаемые от устройств нижнего уровня и на основе написанных программ генерируют управляющие сигналы. Верхний уровень – уровень, на котором в работу включается оператор. Он работает с системой с помощью визуализации информации о процессе и отображение ее на мониторах АРМ – тут используется специально 22 разработанный человеко-машинный интерфейс или SCADA система. Верхний уровень АСУ ТП обеспечивает сбор и архивацию данных, а также хранение информации, полученной от контроллеров, и её визуализацию. Современные технические средства автоматизации активно применяют интеллектуальные технологии, сегодня помимо измерения и преобразования сигналов датчики способны производить самодиагностику своей работы, при помощи специальных протоколов производить удаленную настройку измеряемых диапазонов, а также использовать классические алгоритмы контроля и управления. Современные датчики используют типовые протоколы и интерфейсы что дает возможность совместимости с любыми устройствами автоматизации и позволяет организовывать коммуникационные сети между устройствами. Средний уровень — это уровень управления технологическим процессом, назначение данного уровня состоит в непосредственном автоматическом управлении технологическим процессом, для реализации этой задачи используют современные промышленные контроллеры, к основным характеристикам среднего уровня относят: 1. Высокая скорость реакции в режиме реального времени; 2. Высокими показателями надежности соответствующими показателями основного оборудования; 3. Полной совместимостью с основным оборудованием; 4. Полнотой функционала; 5. Возможностью работы в автономном режиме в случаях отказа оборудования верхних уровней. Верхний уровень обеспечивает диспетчерское управление технологическим процессом, на этом уровне активно применяются SCADA и HMI системы, которые обеспечивают визуализацию протекающих процессов, а также хранение данных и ведение технологических отчётов. Верхний уровень управления обеспечивает: 23 операторское наблюдение за технологическим процессом по его визуализации в режиме реального времени; расчет и выбор законов управления, настроек и установок, соответствующих заданным показателям качества управления и текущим (или прогнозным) параметрам объекта управления; оперативное сопровождение моделей объектов управления типа «агрегат», «технологический процесс», корректировку моделей по результатам обработки информации от второго уровня; синхронизацию и устойчивую работу систем типа «агрегат» для групп ведение технологических отчетов и хранение архивов На основе классической трехуровневой системы АСУ ТП была разработана структурная схема автоматизации головной нефтеперекачивающей станции, включающая в себя все три уровня. На схеме изображены используемые устройства и указаны применяемые протоколы связи, а также типы сигналов. Структурная схема АСУ ТП изображена на рисунке 2.1. Рисунок 2.1 – Структурная схема АСУ ТП 24 2.2 Выбор оборудования нижнего уровня АСУ ТП 2.3 2.2.1 Выбор газоанализатора Датчики-газоанализаторы предназначены для непрерывного автоматического измерения до взрывоопасных концентраций метана, ацетона, топлива дизельного, толуола, этилена, бензола, метанола, пентана, этана, бутана, гексана, этанола, бензинов, пропана, октана, топлива для реактивных двигателей, керосина, нефти, объемной доли диоксида углерода (СО2) в воздухе рабочей зоны помещений и открытых пространств, в том числе во взрывоопасных зонах производственных помещений и наружных установок. Область применения: контроль воздуха рабочей зоны помещений и открытых площадок взрывоопасных и пожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств, на объектах добычи и транспортировки природного газа, других отраслей промышленности, а также работа в составе систем контроля атмосферы опасных производственных объектов. Был выбран датчик серии ДАК (рисунок 2.2) Рисунок 2.2 – Газоанализатор серии ДАК 25 Датчик имеет непрерывный режим работы, выходные сигналы 4-20 мА, RS845, USB, принцип измерения оптический. 2.4 2.2.2 Выбор частотного преобразователя Преобразователи частоты – электротехническое оборудование для регулирования частоты переменного напряжения. Основная сфера применения этих устройств – изменение частоты вращения и крутящего момента электрических машин асинхронного типа. Принцип действия управления и регулирования основан на зависимости скорости вращения магнитного поля от частоты питающего напряжения. Асинхронные электродвигатели широко используются в качестве приводов промышленного оборудования, насосных агрегатов, регулирующей арматуры и других устройств. Основным недостатком этих электрических машин являются постоянная скорость вращения, большие пусковые токи. При помощи частотных преобразователей возможно устранить эти недостатки и существенно расширить сферу применения электродвигателей переменного тока. Был выбран частотный преобразователь RI20-P (рисунок 2.3). RI20-P предназначен для оптимизации управления потоком в системах с насосами и вентиляторами. Насосные преобразователи частоты серии RI20-P обладают векторным и скалярным алгоритмом управления. Имеются встроенный тормозной модуль и EMC фильтр класса С3 (высокая степень защиты от помех). Программное обеспечение преобразователя снабжено инновационными специализированными функциями, рассчитанными на управление расходом для повышения КПД насосов и вентиляторов, защиты труб и оборудования, а также для обеспечения надежной эксплуатации. По сравнению с другими сериями преобразователей, RI20-P имеет минимальные габариты, которые могут быть решающими в таких факторах, как общая себестоимость систем управления. 26 Универсальный преобразователь общепромышленной нагрузки. частоты RI20-P для выгодно насосной и отличают многофункциональность, малые габариты, скалярное и векторное управление. Технические характеристики частотного преобразователя представлены в таблице 2.1 Таблица 2.1– Характеристики ПЧ Бренд Русэлком Мощность (кВт) 132 Ток, Iном. (А) 260 Напряжение 380 В Тип нагрузки Насос вентилятор Рисунок 2.3 – Преобразователь частоты 27 2.5 2.2.3 Выбор датчика давления Датчики давления предназначены для измерения уровня давления жидкости или газовых сред. Датчик измеряет давление среды и формирует рабочий выходной сигнал. Датчик включает в себя устройство первичного преобразования, снабженное чувствительным элементом, и схему для вторичной обработки сигнала. Для подключения к рабочему оборудованию и защиты от вредных воздействий внешней среды датчики давления имеют различную конструкцию и дополнительные детали. Датчик серии TPS20 (рисунок 2.4) Высокостабильный преобразователь давления серии TPS20 в корпусе из нержавеющей стали позволяет с точностью измерить давление жидких и газообразных сред. Различные конфигурации дают возможность использовать датчик давления серии TPS20 в любой отрасли промышленности. Точность измерения датчика обусловлена низким показателем погрешности, которая составляет ±0,3% полного диапазона. Измерительный преобразователь давления серии TPS20 имеет аналоговый выход, с передачей данных по токовой петле 4-20 мА. Варианты исполнения разъемов представлены клеммным присоединением, кабельным и разъемом DIN. На устройствах с клеммным соединением имеется функция сброса, задания нуля и диапазонов измерения. 28 Рисунок 2.4 – Датчик давления TPS20 2.6 2.2.4 Выбор датчика температуры Выбор датчиков температуры основывался на оценке следующих характеристик: Температура окружающей среды; Температура измеряемой среды; Основная погрешность измерений; Выходные сигналы; Степень защиты; Чувствительный элемент; Цена; В таблице 2.2 представлено сравнение двух датчиков температуры 29 Таблица 2.2 – Таблица сравнения датчиков температуры Модель ДТПN0.15E-0718.015 ДТС045E-PT100 Выходной сигнал измерительного преобразователя 4-20мА (HART) 4-20мА (HART) Температура рабочей среды -40…+600⁰С -50…+500⁰С Температура окружающей среды -40...+80⁰С -40...+80⁰С Класс защиты IP65 IP65 Первичный преобразователь Термометр сопротивления Термометр сопротивления Основная погрешность ИП 1,0% ±0,25% Чувствительный элемент Платина Платина Цена 18210 р 19561 р Параметры Исходя их таблицы 2.2, был выбран датчик температуры (рисунок 2.5) ДТС045E-PT100. Датчик отличается высокой точностью измерения, высоким классом защиты и допустимым диапазоном измерения, что позволяет установить его в разрабатываемую систему. Цена у данного датчика выше, чем у его конкурента, но она обусловлена высокой точностью измерения. Рисунок 2.5 –Датчик температуры ДТС045Е-Pt100 30 2.7 2.2.5 Выбор расходомера Prosonic Flow 92F (Рисунок 2.6) - Ультразвуковой расходомер с фланцевым присоединением к процессу и 2х-проводной схемой подключения с питанием по сигнальной цепи. Врезной расходомер Prosonic Flow 92F предназначен для измерения проводящих и непроводящих жидких продуктов (растворители, углеводороды и т.п.) Концепция преобразователей Proline: Модульность конструкции прибора и унифицированная схема управления повышают эффективность измерительного процесса Предусмотрены функции регистрации и хранения данных измерения Непрерывная самодиагностика преобразователя и сенсора Сенсоры Prosonic Flow имеют следующие преимущества: Инновационное решение с питанием по сигнальной цепи расходомера в 4х-сенсорном исполнении позволяет значительно снизить требования по необходимому прямому входному участку трубопровода Поверка соответствует многим международным стандартам Отсутствие потерь давления Не требует техобслуживания за счет отсутствия подвижных частей Рисунок 2.6 – Расходомер 31 2.8 2.2.6 Выбор датчика уровня Поплавковые датчики уровня ОВЕН ПДУ-И (рисунок 2.7) предназначены для непрерывного преобразования уровня жидкости в унифицированный аналоговый выходной сигнал 4…20 мА. Датчики используются в составе систем контроля уровня жидкости в различных резервуарах (а также в чистых естественных водоемах), в том числе, под давлением. Арматура датчика изготавливается из нержавеющей стали 12Х18Н10Т и AISI 316L. Особенности поплавковых датчиков уровня ОВЕН ПДУ-И Диапазон преобразования уровня в токовый сигнал: от 250 до 4 000 мм. Дискретность преобразования: 5 или 10 мм. Температура измеряемой среды: – 60…+ 125 °C. Давление: от вакуума до 1 MПa (для датчиков с присоединением CLAMP) и до 2 МПа (для датчиков с резьбовым и фланцевым присоединением) Плотность рабочей среды: ≥ 0,65 г/см3. Поплавок с постоянным магнитом перемещается вместе с уровнем жидкости по штоку, в котором находится матрица герконов и сопротивлений. Под воздействием магнитного поля происходит срабатывание герконов, цепь работает по схеме трёхпроводного потенциометра. При изменении уровня жидкости изменяется выходное сопротивление датчика, преобразуемое в выходной сигнал 4…20 мА, что прямо пропорционально уровню жидкости. Рисунок 2.7 – Датчик уровня ОВЕН ПДУ 32 2.9 2.2.7 Выбор запорной арматуры На основе требований по регулированию расхода нефти в трубопроводах ГНПС были выбраны следующие исполнительные механизмы: МЭОФ-250/25-0,63У-92КБ (рисунок 2.8); Однооборотные (или неполноповоротные) электроприводы, МЭОФ предназначены для приведения в действие запорно-регулирующей арматуры в системах автоматического регулирования технологическими процессами, в соответствии с командными сигналами регулирующих и управляющих устройств. Электроприводы во взрывозащищенном исполнении модификаций соответствуют требованиям технологического процесса. Они предназначены для передачи крутящего момента на своем выходном валу (порядка 250 Н·м) запорно-регулирующей арматуре при ее повороте на полный ход выходного вала (0-0,25 или 0,63 оборота (от 360°)), в течение 25, 63 или 160 секунд. Климатическое исполнение У2(-30° +50°C) имеет широкий допустимый температурный диапазон от минус 30° C до плюс 50° C, но ограничение по влажности до 95% (без конденсации). Электрическое питание ИМ МЭО250, МЭОФ осуществляется однофазным напряжением: 220В, 230В, 240В частотой 50Гц и 220В частотой 60Гц. Потребляемая мощность 480 Вт. Рисунок 2.8 – МЭОФ-250/25-0,63У-92КБ 33 2.10 2.2.8 Выбор дросселя для регулирования давления Для реализации регулирования давления, необходим электропривод. Был выбран электропривод компании Rotork серии CVQ данный привод разработан специально для запорной и регулирующей арматуры. Характеристики привода приведены в таблице 2.3 Таблица 2.3 – Характеристики электропривода Взрывозащита II 2GD EEx de IIC T4 Режим работы Повторно-кратковременный Электродвигатель Трехфазный электродвигатель Внешнее питание блока 24В управления Аналоговый выход(сигнал 4-20мА фактического значения) Температурный диапозон -40…+60°С Рисунок 2.9 –Регулируемая электроприводом задвижка 34 2.11 2.2.9 Выбор насоса Был выбран центробежный насос KM-E который показан на рисунке 2.10. Рисунок 2.10 – Центробежный насос КМ-Е Электронасосы центробежные, консольные, моноблочные типа КМ предназначены для перекачивания нефтепродуктов вязкостью до 10-4 м2/с (100 сСт), температурой от 253К до 358К (от минус 20°С до плюс 85°С), с содержанием твердых включений не более 0,2% по массе и размером не более 0,2 мм. Электронасосы КМ относятся к изделиям общего назначения вид I (восстанавливаемые) по ГОСТ 27.003-90 и выпускаются в климатическом исполнении У3.1 (от минус 100С до плюс 40 0С) по ГОСТ 15150-69. Электронасосы соответствуют требованиям ТР ТС 010/2011, ТР ТС012/2011 и предназначены для установки во взрывоопасных и пожароопасных помещениях. Взрывозащищенное оборудование - группа II, уровень взрывозащиты Gb- «высокий», температурный класс – Т4 (135 °С) по ГОСТ 30852.0-2002 и ГОСТ 30852.5-2002, вид взрывозащиты «с» - защита конструкционной безопасностью по ГОСТ 31441.1-2011, ГОСТ 31441.52011, ГОСТ 31438.1-2011. 35 2.12 2.2.10 Выбор промежуточного реле Для управления задвижкой необходимо напряжение 220 В, так как клапан не является резистивной нагрузкой, неправильно будет коммутировать напрямую через дискретные выходы контроллера, поэтому было принято решение использовать промежуточное реле. Так же это позволит использовать контроллеры с дискретным выходом в виде открытого коллектора, а так же промежуточное реле используется для контроля состояния устройств. Было выбрано реле от компании Schneider модель RXM4AB1BD (рисунок 2.11). Рисунок 2.11 – Промежуточное реле Основные характеристики снесены в таблицу 2.4 Таблица 2.4 – Технические характеристики реле Наименование Значение Напряжение цепи управления 24 В пост. ток Тип управления блокируемая тестовая кнопка Номинальный ток 6А Тип контактов 4 переключающ. 36 2.3 Выбор оборудования среднего уровня АСУ ТП 2.13 2.14 2.3.1 Выбор промышленного контроллера Выбранный промышленный контроллера ПЛК210-05-CS рисунок 2.12. Рисунок 2.12 – ПЛК 210 ОВЕН ПЛК210-05-CS – новая линейка моноблочных контроллеров с расширенными коммуникационными возможностями и дополнительными функциями надежности. Поддерживает промышленных протоколов Modbus RTU/ASCII/TCP, OPC UA (Server), MQTT (client/broker), SNMP (Manager/Agent). Двойной ввод питания для резервирования по питанию. Есть встроенный Firewall. Напряжение питания промышленного контроллера 10…48 Вольт. Центральный процессор RISC-процессор TexasInstrumentsSitara AM3358, 800 МГц. Таблица 2.5 – Количество входов/выходов Контроллер ПЛК210-05-CS Дискретные входы 12 Дискретные выходы 8 Аналоговые входы 8 Аналоговые выходы 4 37 На рисунке 2.13 изображена функциональная схема выбранного ПЛК. Рисунок 2.13 – Функциональная схема ПЛК Так как количество встроенных каналов входов/выходов не совпадает с необходимым необходимо выбрать дополнительные модули входов выходов. Контроллер программируется в среде CODESYS V3.5 SP14 Patch 3. В рамках единого ПО пользователь разрабатывает управляющую логику, человеко-машинный интерфейс и настраивает обмен с другими устройствами. В качестве модулей расширения входных и выходных сигналов рекомендуется к использованию линейка модулей Мх210 с интерфейсом Ethernet. Основным коммуникационным интерфейсом ПЛК210 является Ethernet. Контроллер имеет 4 порта Ethernet, 3 из которых объединены в управляемый коммутатор. Это позволяет использовать различные сетевые топологии, а также применять контроллер в качестве шлюза между промышленной сетью и сетью предприятия. 38 ОВЕН ПЛК 210 обладает следующими преимуществами: Скоростные входы для обработки энкодеров Ведение архива работы оборудования или работа по заранее оговоренным сценариям при подключении к контроллеру USBнакопителей Простое и удобное программирование в системе CODESYS через порты USB Device, Ethernet, RS-232 Debug Передача данных на верхний уровень через Ethernet или GSM-сети (GPRS) 3 последовательных порта (RS-232, RS-485) Возможность увеличения количества входов-выходов 2.15 2.3.2 Выбор преобразователя интерфейсов (шлюза) Был выбран преобразователь интерфейсов MOXA MGate MB3660 (рисунок 2.14) (MB3660-8 и MB3660-16) – это 8- и 16-портовые Modbusшлюзы, предназначенные для преобразования протоколов Modbus TCP и Modbus RTU/ASCII. Они имеют два встроенных входа питания AC (переменный ток) или DC (постоянный) для обеспечения резервирования питания и два Ethernet-порта (с разными IP-адресами) для обеспечения резервирования сети. Шлюзы MGate MB3660 обеспечивают не только связь последовательной линии с Ethernet, но и последовательной (Master) с последовательной (Slave). С помощью шлюза можно одновременно получить доступ к 256 устройствам TCP master/client или подключить до 128 устройств TCP slave/server. Каждый последовательный порт может быть настроен индивидуально для работы с Modbus RTU или Modbus ASCII и для разных скоростей, что позволяет объединить оба типа сетей с сетью Modbus TCP с помощью одного шлюза Modbus. 39 Рисунок 2.14 –Moxa MGate MB3660 Для настройки MGate MB3660 подключите Ethernet-порт коммутатор к Ethernet-порту компьютера и войдите в систему шлюза с помощью webбраузера. IP-адрес портов LAN1 и LAN2 по умолчанию – 192.168.127.254 и 192.168.126.254 соответственно. MGate поддерживает два типа учетных записей: admin и user. Admin может изменять настройки, user – только читать. Пользователь и пароль по умолчанию – admin и moxa соответственно. Если вы забыли измененный IP-адрес шлюза или по какой-либо причине не можете войти в настройки шлюза через web-браузер, вы можете получить доступ к нему через прямое соединение с помощью Ethernet-кабеля и утилиты поиска устройств Device search utility. 2.16 2.4 Схема соединения устройств с ПЛК На рисунке 2.15 изображена схема-инструкция по подключению различных устройств. Блок питания, модули входов-выходов, а также коммуникационный модуль подключены через внутреннюю шину ПЛК. 40 Рисунок 2.15 – Схема подключения устройств к ПЛК 2.17 2.5 Вывод по главе 2 В ходе выполнения второй главы выпускной квалификационной работы были выбраны технические средства автоматизации для каждого уровня структуры АСУ ТП. Характеристики выбранных датчиков и исполнительных механизмов были внесены в сводные таблицы, оборудование соответствует стандартам надежности и точности. После выбора оборудования нижнего уровня был выбран контроллер ОВЕН ПЛК-210 приведена его функциональная схема и схема расположения контактов. Была разработана электрическая устройств. 41 схема подключения внешних 3 РАЗРАБОТКА ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ 3.1 Конфигурирование ПЛК Для соотнесения переменных в коде ПЛК к физическим каналам вводавывода необходимо выполнить конфигурацию, для этого нужно скачать и установить в разрабатываемый проект таргет файл соответствующего оборудования. Пример конфигурации представлен на рисунке 3.1. Рисунок 3.1 – Пример конфигурации ПЛК Далее необходимо создать и настроить конфигурацию задач ПЛК. Задача – это элемент управления, который позволяет выполнять набор POU (программ или экземпляров функциональных блоков, объявленных в программах) на периодической или событийной основе. Задачи помогают пользователю определить, в какие моменты времени будут вызываться его 42 программы. Как правило, в проекте для ПЛК присутствует как минимум одна задача, выполняемая циклически. На рисунке 3.2 представлена конфигурация задач для разрабатываемого проекта. Рисунок 3.2 – Конфигурация задач ПЛК 3.2 Алгоритм работы программы Перед разработкой кода необходимо составить алгоритм для программы. Алгоритм программы — это точное предписание (совокупность последовательных шагов, схема действий), которое определяет процесс перехода от первичных данных к желаемому результату. Программа выполняется циклически в соответствии с технологическим процессом производится устройств, последовательный полученные соответствии с данные разрядностью опрос измерительных обрабатываются, АЦП (для и сигнальных масштабируются аналоговых в сигналов), форматируются и записываются или перезаписываются из физических каналов в переменные созданные разработчиком, типы переменных должны соответствовать типам получаемых данных. Далее значения переменных сравниваются с заранее заданными уставками технологического процесса, что является диагностикой технологического процесса. Если в результате диагностики не возникает ошибок, то следующим шагом является управление 43 автоматизированной системой, данные обрабатываются программой управления и формируются управляющие сигналы, подаваемые на выходы ПЛК. На рисунке 3.3 изображена блок-схема основного алгоритма, а на рисунке 3.4 блок-схема алгоритма управления дросселем. Рисунок 3.3 – Основной алгоритм работы системы Алгоритм контроля дросселя представляет собой двухпозиционный выключатель, для того чтобы алгоритм не срабатывал при достижении близких к критическому значений используются временные фильтры. 44 Рисунок 3.4 – Алгоритм управления дросселем 3.3 Разработка кода программы Реализована привязка значений с каналов ПЛК к переменным программы, для удобства и возможности использования данных переменных из любой части программы, переменные объявляются в глобальной области, пример привязки дискретных входов и выходов приведён на рисунке 3.5. Рисунок 3.5 – Пример привязки дискретных сигналов к переменным 45 Для аналоговых сигналов необходимо выполнить масштабирование так как с входного канала в результате аналогоцифрового преобразования, данные пишутся в виде кода АЦП. На рисунке 3.6 приведен пример работы программы в ПЛК. Рисунок 3.6 –Запуск программы в ПЛК 3.4 Вывод по главе 3 Спроектирован алгоритм работы программного обеспечения для ПЛК. Составлена таблица привязки физических сигналов к переменным. В ходе выполнения данной главы были решены следующие задачи: Разработан алгоритм, на базе которого строится управление технологически процессом. Приведена соответствующая алгоритму блок-схема. Разработанный код позволяет управлять технологическим процессом в автоматическом режиме 46 4 РАЗРАБОТКА АРМ ОПЕРАТОРА 4.1 Выбор среды разработки Основными тенденциями развития программного обеспечения для средств автоматизации являются максимальное упрощение процесса программирования и обеспечение открытости инструментальных средств. Конечной целью является предоставление потребителю возможности построения качественной системы автоматизации в максимально короткий срок. Для разработки проекта по автоматизации ГНПС программное обеспечение выбиралось между Wonderware InTouch и TraceMode от компании AdAstra. Так как TraceMode имеет свободную лицензию на базовую версию продукта была выбрана именно эта среда разработки. SCADA-система Trace Mode 6 фирмы AdAstrA состоит из инструментальной системы и набора исполнительных модулей. В состав Trace Mode 6 входят также средства управления бизнес-процессами производственного предприятия. Для увеличения скорости разработки проекта пользователя применяется оригинальная технология автопостроения. Автоматически в SCADA могут быть построены: o источники данных ПЛК и модулей ввода-вывода по известной конфигурации; o каналы по источникам данных; o связи каналов из редактора аргументов; o связи контроллер-сервер и сервер-сервер; o связи с OPC-сервером; Автопостроение позволяет снизить количество ошибок, допускаемых пользователем при ручном создании проекта. 47 4.2 Создание дерева окон и описание функционала Для удобства интерфейс оператора разделяется на систему окон. Каждое из окон обладает своими свойствами и функционалом. На рисунке 4.1 представлена схема дерева окон. Рисунок 4.1 – Экраны проекта На главном экране оператора отображается самая важная информация и располагается мнемосхема, а также индикаторы состояния используемых агрегатов. С главного окна можно управлять запуском и остановкой технологического процесса. Главное окно является хабом поэтому кнопки для перехода на другие окна находятся именно в этом окне. На рисунке 4.2 изображено главное окно оператора. Рисунок 4.2 – Главный экран оператора 48 В окне задания уставки оператор может регулировать значение выходного давления основываясь на этом значении система управления понимает, когда нужно включить или выключить дополнительные насосы. Данное окно является вспомогательным и всплывающим. На рисунке 4.3 показано окно задания уставки. Рисунок 4.3 – Окно задания уставки Окно управления позволяет открывать и закрывать клапаны, а так же в ручную управлять дополнительными насосами. Окно управления является основным окном, всплывающим. На рисунке 4.4 показано окно управления. Рисунок 4.4 – Окно управления 49 Окно трендов (рисунок 4.5) и окно журнала тревог не настроенное (рисунок 4.6) служат для сигнализации и архивирования информации о процессе, более подробная информация о настройках данных окон в главе 4. Данные окна являются всплывающими. Рисунок 4.5 – Окно трендов Рисунок 4.6 – Окно тревог с возможностью квитирования 50 4.3 Настройка анимации элементов В аварийных случаях оператор должен видеть сигнализацию об аварии на экране. Для реализации данной функции был написан скрипт показанный на рисунке 4.7. Рисунок 4.7 – Скрипт для аварийных режимов На рисунке 4.8 показаны настройки для отображения аварии на главном экране оператора. Рисунок 4.8 – Настройки отображения аварии 51 Для отображения значения сигналов использовался графический элемент текст его настройки показаны на рисунке 4.9. Рисунок 4.9 – Настройка текста для отображения значения На рисунке 4.10 показана настройка ламп сигнализирующих о состоянии клапанов. Рисунок 4.10 – Настройка анимации ламп 52 Для задания выходного давления использовалась шкала ее настройки показаны на рисунке 4.11. Рисунок 4.11 – Настройка шкалы Для управления агрегатами были использованы выключатели, их настройки показаны на рисунке 4.12. Рисунок 4.12 – Настройки выключателей 53 4.4 Связь с ПЛК Для реализации обмена данными с ПЛК необходимо выполнить ряд следующих действий: Запустить эмулятор контроллера на ПК при наличии запустить сам контроллер (рисунок 4.13). Рисунок 4.13 – Запуск симулятора ПЛК Создать проект в среде CoDeSys содержащий программы с переменными и после чего выполнить настройку связи с контроллером (рисунок 4.14). Рисунок 4.14 – Запуск симулятора ПЛК Настроить переменные проекта для передачи по OPC, выбрать нужные и поставить галочки на пунктах экспорта (рисунок 4.15). 54 Рисунок 4.15 –Выбор переменных После чего через утилиту OPC-конфигуратор настраивается сервер как показано на рисунке 4.16. Далее в CoDeSys v2.3 выбираем вкладку онлайн и выполняем подключение и старт проекта. Написанная ранее программа скомпилируется и загрузится в эмулятор. Рисунок 4.16 – Настройка ОРС 55 4.5 Отчет тревог Перед настройкой окна отчета тревог необходимо выполнить конфигурирование системы как показано на рисунке 4.17. Рисунок 4.17 – Настройка системы. 56 Далее было создано окно тревог которое показано на рисунке 4.18. Рисунок 4.18 – Окно тревог На рисунке 4.19 показаны тревоги в виде файла. Рисунок 4.19 – Отчет тревог в текстовом файле. 57 На рисунке 4.20 изображен пример настройки словаря сообщений для канала температура. Рисунок 4.20 – Настройка словаря Следующим шагом необходимо выполнить настройку канала для слежения за границами (рисунок 4.21). Рисунок 4.21 – Настройка канала 58 Настройка цветовой схемы различных событий показана на рисунке 4.22. Рисунок 4.22 – Настройка цветовой схемы событий Квитирование осуществляется путем нажатия левой кнопки мыши с зажатой клавишей «CTRL» при квитировании ставится временная метка. Пример показан на рисунке 4.23. Рисунок 4.23 – Квитированные тревоги 59 4.6 Архивация Настройка архивных трендов в среде TraceMod очень простая, достаточно создать на экране компонент «тренд», указать в настройках необходимые параметры (рисунок 4.24) а в настройках кривых необходимые переменные (рисунок 4.25). Рисунок 4.24 – Настройка тренда Рисунок 4.25– Настройки кривых 60 Пример работы тренда представлен на рисунке 4.26. Архивные данные будут сохраняться в папку проекта. Рисунок 4.26 – Пример работы тренда 4.7 Вывод по главе 4 Разработано дерево окон, на главном экране располагается вся основная информация о процессе, вспомогательные экраны помогают задавать уставки, управлять пуском/остановкой агрегатов, управлять задвижками. Созданы экраны аналитических инструментов позволяющие вести архивный контроль за процессом, а так же видеть все тревоги ошибки и сообщения. Была настроена связь по технологии ОРС с ПЛК подробно описан каждый шаг настройки. Получен опыт разработки SCADA систем в среде Trace Mode 6, основными преимуществами которой перед аналогичной InTouch являются механизмы быстрого построения, работы с OPC переменными напрямую, а так же хорошо написанное руководство пользователя. 61 Разработанная система должна упростить работу оператора головной нефтеперекачивающей станции. 62 5 ОХРАНА ТРУДА 5.1 Общая характеристика Система охраны труда на предприятиях состоит из следующих компонентов: - законодательный и подзаконные акты; - механизмы обеспечения соблюдения законодательства; - меры по оценке рисков и управление ими; - эффективная работа службы охраны труда; - механизмы учет и уведомления о несчастных случаях на производстве; - взаимодействие между министерствами и ведомствами и администрацией предприятия; - взаимодействие администрации предприятия и профсоюзными и другими общественными организациями, ведущими свою деятельность в сфере охраны труда. Для производственного предприятия, имеющего в своем составе вредные производственные факторы, применяются общие мероприятия по охране труда и технике безопасности. Предприятие должно заключать договоры страхования риска ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасных производственных объектов. Предприятие должно осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности, для обеспечения безопасного функционирования производственных объектов и предупреждения аварий. Предприятие должно обеспечивать обучение работников предприятия с опасными условиями труда на предприятии. Предприятие должно оборудовать санитарно-бытовые помещения, для обеспечения отдыха в нерабочее время и подготовки к работе сотрудников предприятия. Предприятие должно вести документацию производственного контроля за соблюдением техники безопасности на производстве. Предприятие должно резервировать финансовые и материальные ресурсы для локализации и 63 ликвидации последствий аварий и чрезвычайных происшествий не производстве. Кроме общепромышленных требований безопасности и охраны труда, на любом предприятии имеются специальные требования к подразделениям предприятия. Каждый цех в виду своей специфики представляет свои особенные потенциально опасные производственные факторы, поэтому в каждом подразделении предприятия присутствуют свои особенности по охране труда и технике безопасности. 5.2 Анализ опасных производственных факторов Кроме контроля со стороны контролирующих органов государственной власти, организация техники безопасности и охраны труда должна осуществляться соответствующими службами предприятия. Важнейшей работой и мерой по обеспечению безопасной работы объекта промышленного предприятия является анализ потенциально опасных и вредных производственных факторов. В помещении, где установлены насосы, для производственного и обслуживающего персонала общефизическими вредными факторами являются: - тепловое излучение; - повышенная температура; - повышенный уровень шума; - вибрация; - недостаточное освещение. Для обеспечения предусмотрены устройства, безопасности обслуживающего отображающие текущие персонала параметры, для визуального контроля, а также другие технические устройства, способные срабатывать автоматически, и предотвращать возникновения аварийных ситуаций. К таким устройствам относятся: - манометры, показывающие давление; - указательные приборы для наблюдения за уровнем масла; - указательные приборы для наблюдения за подшипниками; - предохранительные клапаны, срабатывающие при превышении допустимых параметров. 64 Для предотвращения ожогов применяется теплоизоляция агрегатов, которая не допускает прямого контакта, имеющими повышенную температуру поверхности и представляющую опасность. На ГНПС должна быть предусмотрена система вентиляции, обеспечивающая приток свежего воздуха. При проектировании вентиляции должны учитываться особенности производства. 5.3 Электробезопасность ГНПС в своем производственном процессе использует электрическое оборудование, которое служит источником опасности поражения электрическим током. Необходим постоянный контроль за соблюдением правил электробезопасности. ГНПС относится к третьему классу по электробезопасности, так как в котельной находится в эксплуатации электрооборудование с рабочим напряжением до 1000 В. Персонал должен иметь соответствующие допуски и удостоверения по электробезопасности, которые выдаются по результатам аттестаций. При проведении ремонтных работы оборудования нефтеперекачивающей станции необходимо принимать меры, обеспечивающие невозможность подать напряжение на ремонтируемые участки. Для этого необходимо наличие соответствующих ограждений и знаков безопасности, а также инвентаря, искусственных заземлений. Для обеспечения электробезопасности ГНПС должны быть предусмотрены следующие меры, направленные на защиту персонала от воздействия опасных факторов, связанных с электричеством: - заземление электрооборудования; - подключение щитов к заземляющему контуру; - заземление трубопроводов; - наличие заземляющего контура; - контроль изоляции электрического оборудования; - молниезащита; - защита от перегрузок и коротких замыканий. 65 Для обеспечения электробезопасности необходим инструктаж и обучение обслуживающего и ремонтного персонала, проверка знаний по электробезопасности в соответствии с инструкциями и нормативноправовыми актами. Работа по проверке знаний по электробезопасности должна проводится периодически, и проводится периодическая переаттестация персонала данного подразделения предприятия. Также проводятся курсы повышения квалификации, для эксплуатационного и ремонтного персонала цеха предприятия. 5.4 Расчет освещенности помещения оператора При правильном освещении повышается производительность труда, снижается утомляемость, улучшаются условия безопасности. При недостаточном освещении выполнение рабочих операций требует от работника большего зрительного напряжения и может привести к заболеванию. Неправильное и недостаточное освещение может привести к созданию опасных ситуаций. В связи с этим, расчёт искусственного освещения является важной задачей, решение которой позволяет обеспечить оптимальные условия для работы персонала операторской. Для того чтобы обеспечить условия, необходимые для зрительного комфорта, в системе освещения должны быть реализованы следующие предварительные требования: уровень освещённости должен соответствовать характеру выполняемой работы; яркость рабочей поверхности и окружающего пространства должна быть равномерной; не должно быть резких теней, прямой и отражённой блёскости (повышенной яркости светящихся поверхностей, вызывающей ослеплённость; спектральный состав и направленность излучаемого светового потока должны быть оптимальны; 66 Необходимо рассчитать общее люминесцентное освещение производственного помещения исходя из норм по разряду зрительной работы и безопасности. Исходными данными для расчета являются: высота помещения H=4 м, длина помещения A=12 м, ширина B=8м; коэффициент отражения потолка 𝜌пот = 70%, стен 𝜌с = 50%, пола 𝜌пол = 30%; растровый светильник с 4 люминесцентными лампами по 18 Вт, имеющий суммарный световой поток 𝐹л = 4100 лм; операторская деятельность, согласно СП 52.13330.2011, относится к VII разряду (подразряд «а») зрительной работы, поэтому минимальная нормируемая освещенность при системе общего освещения 𝐸н = 200 лк. Расчетная высота подвеса светильников, м: 𝐻𝑐 = 𝐻 − ℎ𝑝 (4.1) 𝐻𝑐 = 4 − 1 = 3 м. Где ℎ𝑝 = 1 – высота рабочей поверхности от пола, м. Индекс помещения: 𝑖= 𝑆 𝐻𝑐 ∗(𝐴+𝐵) (4.2) 𝑖= 12 ∗ 8 = 1,6 3 ∗ (12 + 8) Где 𝑆 – площадь помещения, м2. С учетом коэффициентов отражения и индекса помещения определяется коэффициент использования светового потока: = 0,52. Затем, согласно СП 52.1333.2011, определяются: 𝐾З = 1,4 − коэффициент запаса, учитывающий потерю эмиссии ламп в процессе эксплуатации; 𝑧 = 1,2 − коэффициент, учитывающий неравномерность освещения поверхностей. В итоге рассчитывается необходимое количество светильников, шт: 67 𝑛= 𝐸𝐻 ∗ 𝐾3 ∗𝑆∗𝑧 𝐹л ∗ (4.3) 𝑛= 200 ∗ 1,4 ∗ 96 ∗ 1,2 = 15,08 4100 ∗ 0,52 Округлив полученный результат, можно сказать что необходимо использовать как минимум 16 светильников. 5.1 5.5 Вывод по главе 5 Приведены основные требования по охране труда, организации операторской комнаты, электробезопасности на а также требования пожаробезопасности ГНПС. Произведен расчет и освещенности операторской выбрано необходимое количество светильников для повышения производительности оператора, а также для снижения утомляемости и роста работоспособности персонала операторской. 68 6 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА 6.1. Оценка эффективности Для определения экономической эффективности проекта необходимо посчитать затраты на проектирование системы управления. Затраты – это любые расходы, которые несет предприятие при осуществлении деятельности. Затраты (расходы) подразделяются на прямые и косвенные. Прямые расходы – это затраты, связанные с производством отдельного вида продукции, которые могут быть непосредственно включены в себестоимость продукции. Косвенные расходы – это затраты, которые связаны с производством нескольких видов продукции. Данные расходы не могут быть отнесены на конкретный вид продукции напрямую. Еще одним видом затрат является заработная плата работников, участвующих в автоматизации ГНПС. Таким образом, к затратам при автоматизации можно отнести следующее: - затраты на оборудование; - затраты на монтаж оборудования; - заработная плата; - заработная плата работникам, работающим по договорам подряда. Произведем расчет затрат на оборудование и посчитаем общие затраты на автоматизацию ГНПС. Монтаж оборудования осуществляется специализированной монтажной подрядной организацией. Для разработки программного обеспечения контроллера и верхнего уровня автоматизации на работу берется программист по договору-подряда. Расходы на транспортировку оборудования берут на себя поставщики и стоимость доставки уже включена в стоимость оборудования. 6.2. Затраты на этапе проектирования Прямые затраты: заработные платы сотрудникам. Косвенные затраты: 10000 руб/мес на канцелярию. Задание для инженера-проектировщика: 69 разработка технического задания, формулирование требований. Инженерыпроектировщики работают над ним по 8 часов 𝑑 = 18 дней в месяц. Трудоемкость работы: 𝑇𝑝 = 𝑛 ∗ 𝑡. чел. ч. (5.1) 𝑇𝑝 = 4 ∗ 8 чел. ч. = 32 чел. ч Где 𝑇𝑝 – трудоемкость в день 𝑛 – количество работников, а 𝑡 – время занятости. ∑ 𝑇𝑝 = 𝑇𝑝 ∗ 𝑑. чел. ч. (5.2) ∑ 𝑇𝑝 = 32 ∗ 18 = 576 чел. ч. Фонд рабочего времени в месяц: 21 день∙ 8 час/день =168 чел. ч. Часовая тарифная ставка: ЗП 𝑄= ∑ 𝑇𝑝 (5.3) 70000 руб = 417 . 168 час Где ЗП – средняя заработная плата рабочему в месяц. 𝑄= Размер заработной платы выдаваемой инженерам-проектировщикам составит: ЗП = 𝑄 ∗ ∑ 𝑇𝑝 (5.4) ЗП = 417 ∗ 576 = 240192 руб. 6.3. Затраты на реализацию проекта Произведем расчет затрат на оборудование и посчитаем общие затраты на реализацию проекта. Таблица 6.1 Затраты на оборудование Наименование Количество Стоимость, руб Сумма, руб ПЧ 5 240000 1 200 000 Насосы 5 550000 2 750 000 MOXA 1 150000 150000 70 Таблица 6.1 Продолжение Расходомеры Запорная арматура Модули дискретных входов/выходов Модуль аналогового вывода Модуль аналогового ввода Датчики давления Датчик уровня Газоанализаторы Датчики температуры Дроссель 4 29 4 26000 13000 15600 104000 377000 15600 1 6000 6000 1 4000 4000 7 1 4 5 1 ИТОГО: 9900 11000 14000 11000 125000 69300 11000 56000 55000 125000 4922900 Кроме прямых расходов на оборудование существуют также расходы на монтаж и разработку программного обеспечения для системы автоматизации ГНПС, имеющей частотно регулируемый привод. Стоимость монтажа производится специализированной монтажной организацией, которая занимается монтажом электрооборудования. В стоимость услуг организации входят затраты на расходные материалы. 6.1 6.4. Общие затраты на проект Сумма общих затрат на проект складывается из затрат на проектирование из затрат на оборудование и затрат на оплату труда сотрудникам. Сумма затрат на проектирование: Зпроектирование = Зпрямые + Зкосвенные руб. (5.6) Зпроектирование = 240192 + 15000 = 255192 руб. Сумма затрат на оборудование состоит из общей суммы всех пунктов указанных в таблице 9 и составляет 4922900 руб. 71 Монтажная организация за свои услуги выставила счет на сумму 150000 руб. Инженер-программист за свои услуги запросил 50000. Сумма затрат на монтажные работы и на работу программиста: Зработа = Змонтаж + Зпрограммирование руб. (5.7) Зработа = 100000 + 50000 = 150000 руб. Общая сумма всех затрат: Зобщие = Зпроектирование + Зоборудование + Зработа руб. (5.8) Зобщие = 255192 + 4922900+150000 = 5328092 руб. 6.2 6.5 Вывод по главе 6 В результате выполнения шестой главы дипломного проекта по автоматизации ГНПС был произведен расчет затрат на заработные платы сотрудников, а также выполнен расчет затрат на реализацию проекта. Кроме прямых расходов на оборудование существуют также расходы на монтаж и разработку программного обеспечения для АСУ ТП. Стоимость монтажа производится специализированной монтажной организацией, которая занимается монтажом электрооборудования. В стоимость услуг организации входят затраты на расходные материалы. 72 ЗАКЛЮЧЕНИЕ В результате выполнения бакалаврской работы была изучена структура автоматизированной системы контроля и управления технологическим процессом. В ходе анализа технологического процесса был определен объем автоматизации, включающий аналоговые и дискретные сигналы ввода/вывода от датчиков и исполнительных механизмов, расположенных на объекте управления, на основе чего составлена таблица сигналов. Набор выбранного оборудования удовлетворяет требованиям по точности, безопасности. Система автоматизации построена на базе современного модульного ПЛК подключенному к персональному компьютеру АРМ-оператора по протоколу Ethernet. На базе CoDeSys разработана программная основа на языке ST. Система работает только в автоматическом режиме с возможностью принудительной корректировки параметров, поскольку точное соблюдение заданных параметров возможно только с применением автоматики. Решены все задачи ВКР для достижения основной цели – разработки проекта автоматизированной системы управления головной нефтеперекачивающей станции Итоговая сумма проекта составила 5328092 рублей, с учетом работ аутсорсинговых компаний. 73 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Долин П.А. Справочник по технике безопасности. [Текст]– 5-е изд., перераб. и доп.– М.: Энергоатомиздат, 1982. – 84с. 2. Чиликин М. Г., Сандлер А.С. Общий курс электропривода:Учебник для вузов – 6-е издание.,перераб. – М.: Энергоиздат, 1981. – 576.с. 3. В. Н. Ивановский и др. Оборудование для добычи нефти и газа. Часть 1 и часть 2. – М: ГУП Изд-во «Нефть и газ», 2002 г. 4. А. Г. Молчанов. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. – М: «Издательский дом Альянс», 2010 г. 5. И. Т. Мищенко. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для ВУЗов. – М.: Изд-во «Нефть и газ», 2007 6. Каталог ООО «РИНПО». – Москва, 2010 г. 7. Каталог ООО «WIKA». – Москва, 2015 г. 8. Спиридонов, Е.А. Интегрированные системы проектирования и управления. Лабораторный практикум. SCADA/HMI-система Wonderware InTouch [Текст]: Методические указания к лабораторным работам. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2011. – 41 с. 9. Генкин Б.М., Экономика и социология труда.: [Текст] Учебник. - М.: Норма, 2006. – 402с. 10. Е.Б. Андреев, А.И. Ключников, А.В. Кротов, В.Е Попадько, И.Я Шарова. Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008, - 399 с. 11. Коршак А.А., Шаммазов A.M. К11 Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: — Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002 - 544 с. 12. А.С. Востриков, Г.А. Французова. Теория автоматического регулирования: Учебное пособие. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. – 364 с 13. Арбузов В. В., Лакиза А. М., Войцицкий В. В., Недельчев П. А., Литвиненко И. А. Создание Интегрированной распределенной АСУТП 74 Энергопоставляющей компании с применением системы TRACE MODE // Промышленные АСУ и контроллеры. 2005. № 7. С. 1-7. 14. Анзимиров Л. В. Рынок SCADA-СИСТЕМ России и СНГ В 2006 г. И TRACE MODE // Промышленные АСУ и контроллеры. 2007. № 9. С. 33-34. 15. Анзимиров Л. В. SCADA TRACE MODE -- Новые технологии для современных АСУТП // Автоматизация в промышленности. 2007. № 4. С. 5354. 16. Арбузов В. В., Лакиза А. М., Войцицкий В. В., Недельчев П. А., Литвиненко И. А. Создание Интегрированной распределенной АСУТП Энергопоставляющей компании с применением системы TRACE MODE // Промышленные АСУ и контроллеры. 2005. № 7. С. 1-7. 17. Шарифуллин А.В., Байбекова Л.Р., Смердова С.Г.. Сооружения и оборудование для хранения, транспортировки и отпуска нефтепродуктов [Текст]: учебное пособие. — Казань: Казанский государственный технологический университет (КГТУ), 2011. — 136 с. 18. Экономика предприятия [Текст] : учеб. пособие / колл. авт.; отв. ред. А.И. Карпович – Новосибирск : Изд-во НГТУ, 2009. – 289 с. 19. Юркова Т.И., Юрков С.В. Экономика предприятия [Текст]: учеб. Пособие - Екатеринбург: УрФУ, 2006. 198 с. 20. CHиП 23-01-99. Строительная климатология [Элeктpoн. pecypc] — Рeжим дocтyпa: http://www.rosteplo.ru/Npb files/npb shablon.php?id=715 Загл. с экрана. 75
