Реферат

ВКР содержит 96 страниц машинописного текста, 36 таблиц, 15 рисунков,

1 список использованных источников из 36 наименований, 5 приложений.

Объектом исследования является склад нефтепродуктов.

Цель работы – разработка автоматизированной системы управления

складом нефтепродуктов с использованием ПЛК, на основе выбранной SCADA-

системы.

В настоящей работе приведены решения по автоматизации склада

нефтепродуктов, выбору датчиков и контроллерного оборудования, разработке

алгоритмов автоматического управления, экранных форм технологического

процесса, разработке схем: функциональных схем автоматизации, соединения

внешних проводок, структурной.

Разработанная система может применяться в системах контроля,

управления и сбора данных на различных промышленных предприятиях. Она

позволит увеличить производительность, повысить точность и надежность

измерений, сократить число аварий.

Ниже представлен перечень ключевых слов:

СКЛАД НЕФТЕПРОДУКТОВ, ПАРК РЕЗЕРВУАРОВ,

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ, ПИД-РЕГУЛЯТОР,

ЛОКАЛЬНЫЙ ПРОГРАММИРУЕМЫЙ ЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЛЕР,

ПРОТОКОЛ, SCADA-СИСТЕМА, СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО

РЕГУЛИРОВАНИЯ.

2

Содержание Введение ............................................................................................................................... 4

1 Техническое задание ........................................................................................................ 5

1.1 Назначение и цели создания АСУ ТП ......................................................................... 5

1.1.1 Назначение системы ................................................................................................... 5

1.1.2 Цели создания системы ............................................................................................. 5

1.2 Состав склада нефтепродуктов .................................................................................... 6

1.3 Требования к автоматике .............................................................................................. 7

1.4 Требования к техническому обеспечению .................................................................. 8

1.5 Требования к метрологическому обеспечению .......................................................... 9

1.6 Требования к программному обеспечению ................................................................ 9

1.7 Требования к информационному обеспечению ....................................................... 10

2 Основная часть ............................................................................................................... 11

2.1 Описание технологического процесса ...................................................................... 11

2.2 Выбор архитектуры АС .............................................................................................. 12

2.3 Разработка структурной схемы АС ........................................................................... 14

2.4 Функциональная схема автоматизации ..................................................................... 15

2.5 Описание информационного обеспечения ............................................................... 16

2.6 Выбор средств реализации ......................................................................................... 19

2.6.1 Выбор контроллерного оборудования ................................................................... 20

2.6.2 Система учета массы дизельного топлива ............................................................. 21

2.6.3 Выбор датчиков ........................................................................................................ 24

2.6.3.1 Выбор уровнемера ................................................................................................. 24

2.6.3.2 Выбор датчика температуры ................................................................................ 27

2.6.3.3 Выбор датчиков давления .................................................................................... 28

2.6.3.4 Выбор сигнализатора уровня ............................................................................... 31

2.6.3.5 Выбор газоанализатора ......................................................................................... 32

2.6.4 Выбор манометра ..................................................................................................... 33

3

2.6.5 Выбор исполнительного оборудования ................................................................. 34

2.7 Разработка схемы внешних проводок ....................................................................... 36

2.8 Разработка алгоритмов управления ........................................................................... 36

2.8.1 Алгоритм включения сигнализации ....................................................................... 37

2.8.2 Алгоритм автоматического регулирования технологическим параметром ....... 38

2.9 Экранные формы АС .................................................................................................. 41

2.9.1 Разработка экранной формы АС ............................................................................. 42

Заключение ........................................................................................................................ 45

Список использованных источников .............................................................................. 46

Приложение А ................................................................................................................... 48

Приложение Б .................................................................................................................... 49

Приложение В .................................................................................................................... 50

Приложение Г .................................................................................................................... 53

Приложение Д .................................................................................................................... 54

4

Введение

Автоматизация – одно из направлений научно-технического прогресса,

применение саморегулирующих технических средств, экономико-

математических методов и систем управления, освобождающих человека от

участия в процессах получения, преобразования, передачи и использования

энергии, материалов или информации, существенно уменьшающих степень

этого участия или трудоёмкость выполняемых операций. Требует

дополнительного применения датчиков (сенсоров), устройств ввода,

управляющих устройств (контроллеров), исполнительных устройств, устройств

вывода, использующих электронную технику и методы вычислений, иногда

копирующие нервные и мыслительные функции человека.

Наиболее сложные производства, особенно такие, как черная

металлургия, нефтепереработка, химия, нефтехимия, энергетика и объекты

производства минеральных удобрений, предусматривают комплексную

автоматизацию ряда технологических процессов.

Для повышения эффективности работы в нефтегазовой отрасли все чаще

внедряются современные информационные технологии, гибкие

автоматизированные системы и комплексы, которые позволяют в реальном

времени управлять технологическими процессами производства с привлечением

меньшего количества рабочих.

Целью данной выпускной квалификационной работы является разработка

и описание автоматизированной системы управления парком нефтепродуктов.

5

1 Техническое задание 1.1 Назначение и цели создания АСУ ТП

1.1.1 Назначение системы

Автоматизированная система управления предназначена для контроля и

управления в реальном масштабе времени основными и вспомогательными

технологическими процессами внутрипарковой и внешней перекачки

дизельного топлива (ДТ) на складе нефтепродуктов, а также для

противоаварийной защиты технологического оборудования.

АСУ ТП должна обеспечивать:

- автоматизированный контроль и управления в реальном масштабе

времени технологическим процессом приема, хранения, отпуска

нефтепродуктов;

- безопасность технологического процесса приема, хранения, отпуска

нефтепродуктов;

- автоматического и дистанционного приведения технологического

процесса в безопасное состояние при возникновении аварийных ситуаций;

- контроль уровня продукта, его нахождения в заданных нормативных

пределах и перевод резервуара в безопасное состояние при выходе уровня за

границы диапазона;

- контроль технологических параметров насосов нефти и

нефтепродуктов.

1.1.2 Цели создания системы

К целям создания АС относятся:

- получение достоверной информации с технологических объектов;

- оптимизация режимов работы технологических объектов;

- повышение точности и оперативности измерения параметров ТП;

- внедрение автоматизированных и математических методов контроля

и управления ТП и объектами;

- снижение трудоемкости управления ТП;

6

- повышение безопасности производства;

- минимизация технологических издержек.

1.2 Состав склада нефтепродуктов

В состав склада нефтепродуктов входят следующие технологические

объекты и сооружения:

- насосная станция II подъема;

- резервуары дизельного топлива РВС-5000 Р-1…Р-9 (9 шт.);

- площадки слива-налива автомобильных цистерн (5 шт.);

- насосная внутрипарковой и внешней перекачки дизельного топлива;

- емкость дренажная V=100 м3;

- емкость аварийная V=4 м3;

- дизельные электростанции (4 шт.);

- отапливаемый склад масла;

- операторная с КПП;

- служебно-эксплуатационный блок;

- блочно-модульная котельная;

- резервуары резервного топлива V=100 м3 (3 шт.);

- емкость приёма топлива V=40 м3;

- резервуары чистой воды для котельной V=100 м3 (2 шт.);

- емкость дренажная V=4 м3;

- резервуар производственно-дождевых сточных вод V=700 м3;

- очистные сооружения производственно-дождевых стоков;

- резервуары очищенных стоков V=50 м3 (2 шт.);

- канализационные очистные сооружения бытовых стоков;

- накопительный резервуар бытовых сточных вод V=50 м3;

- канализационная насосная станция производственно-дождевых

стоков (3 шт.);

- канализационная насосная станция бытовых стоков;

- резервуары чистой воды V=25 м3 (2 шт.);

7

- комплекс хозпитьевого водоснабжения;

- узел учета воды;

- блок холодильных агрегатов станции газового пожаротушения;

- узел учета тепла;

1.3 Требования к автоматике

Автоматизация резервуаров дизельного топлива РВС-5000 (Р-1…Р-9)

предусматривается в следующем объеме:

1. Дистанционный контроль:

- уровня дизельного топлива в резервуаре;

- температуры дизельного топлива в резервуаре;

- давление в резервуаре;

- гидростатическое давление в резервуаре;

- массы дизельного топлива;

- загазованности на площадках резервуаров дизельного топлива;

2. Местная сигнализация при достижении довзрывоопасной

концентрации (ДВК) горючих газов и паров на площадках резервуаров

дизельного топлива 20 % и 50 % от нижнего концентрационного предела

распространения пламени (НКПР);

3. Дистанционная сигнализация:

- минимального и максимального допустимого значения уровня

ДТ в резервуаре;

- минимального и максимального предельного значения уровня

дизельного топлива в резервуаре;

- минимального допустимого значения уровня дизельного

топлива в резервуаре для безопасной работы устройства для размыва

донных отложений;

- минимального предельного значения уровня дизельного

топлива в резервуаре для безопасной работы устройства для размыва

донных отложений;

8

- минимального и максимального допустимого значения

давления в резервуаре;

- при достижении ДВК горючих газов и паров на площадках

резервуаров дизельного топлива 20% и 50% от НКПР;

4. При минимальном предельном значении уровня в резервуаре

автоматическое отключение и запрет пуска насоса, откачивающего дизельное

топливо из этого резервуара, а также автоматическое закрытие соответствующей

задвижки опорожняемого резервуара;

5. При максимальном предельном значении уровня в резервуаре

автоматическое закрытие соответствующей задвижки заполняемого резервуара;

6. При пожаре в резервуаре дизельного топлива автоматическое

отключение насоса, откачивающего дизельное топливо из горящего резервуара,

автоматическое закрытие соответствующих задвижек, автоматическое

отключение системы размыва донных отложений;

7. Управление устройством для размыва донных отложений по месту и

дистанционно с сигнализацией состояния неисправности.

1.4 Требования к техническому обеспечению

Все приборы и датчики, устанавливаемые на открытых технологических

площадках, должны быть устойчивыми к воздействию температуры от -55 °С

или должны быть установлены в утепляющие чехлы с взрывозащищенным

обогревателем.

Датчики, используемые в системе, должны отвечать требованиям

взрывобезопасности. При выборе датчиков следует использовать аппаратуру с

искробезопасными цепями.

Степень защиты технических средств от пыли и влаги должна быть не

менее IP56.

9

1.5 Требования к метрологическому обеспечению

Технические средства полевой автоматики должны обладать

следующими показателями точности:

а) основная приведённая погрешность средств измерений, не должна

превышать следующих значений:

- 1,0 % для датчика уровня ДТ в резервуаре, используемого в учетно-

расчетных операциях;

- 2,5 % для датчика температуры в резервуаре;

- 1,5 % для датчика давления в резервуаре;

- 1,0 % для вторичных приборов.

б) дополнительная погрешность СИ не должна превышать половины

значения основной погрешности при изменении температуры окружающей

среды во всем диапазоне рабочих температур и отклонении напряжения питания

СИ в допустимых пределах.

1.6 Требования к программному обеспечению

Средства создания специального прикладного ПО должны включать в

себя технологические и универсальные языки программирования и

соответствующие средства разработки (компиляторы, отладчики).

Технологические языки программирования должны соответствовать стандарту

IEC 61131-3.

Базовое прикладное ПО должно обеспечивать выполнение стандартных

функций соответствующего уровня АС (опрос, измерение, фильтрация,

визуализация, сигнализация, регистрация и др.).

Специальное прикладное ПО должно обеспечивать выполнение

нестандартных функций соответствующего уровня АС (специальные алгоритмы

управления, расчеты и др.).

10

1.7 Требования к информационному обеспечению

Для реализации информационной функции в АСУ ТП осуществляется сбор

и первичная обработка информации о непосредственно измеряемых параметрах

(по аналоговым сигналам).

АСУ ТП должна принимать сигналы от датчиков с выходным аналоговым

сигналом 4 - 20 м А, а также с дискретным сигналом 0 - 24 В.

11

2 Основная часть 2.1 Описание технологического процесса

Доставка ДТ на склад нефтепродуктов осуществляется автоцистернами.

Перед началом откачки лаборант отбирает пробу дизельного топлива из

автоцистерны и определяет его температуру и плотность. Анализ проб

проводится в помещении испытания дизельного топлива, расположенном в

здании служебно-эксплуатационного блока. В ходе проведения анализа

плотности ДТ, автоцистерна подключается к свободному штуцеру одного из

измерительных комплексов и далее производится откачка дизельного топлива

насосом, входящим в состав универсальной установки слива/налива, в

резервуары (Р-1...Р-9) для хранения. В один РВС допускается направлять ДТ не

более чем с двух стояков слива/налива автоцистерн до момента заполнения

приемного патрубка.

В процессе хранения может быть реализована как внутрипарковая, так и

внешняя перекачка ДТ.

Внутрипарковая перекачка ДТ из резервуара Р-1 (2,3,4,5,6,7,8,9)

осуществляется насосом в один из свободных резервуаров Р-2 (1,3,4,5,6,7,8,9).

При регламентном режиме работы сооружений объекта один резервуар остается

пустым – для возможности приема дизельного топлива от аварийного

резервуара.

При выдаче ДТ потребителям, продукт по трубопроводу насосом,

входящим в состав универсальной установки слива/налива, подается на

измерительный комплекс и далее в автоцистерну. В процессе налива данные

отображаются на дисплее блока управления и индикации. В случае

возникновения аварийной ситуации во время процесса налива оператор может

прервать процесс налива кнопкой «стоп».

В резервуары организована подача инертного газа (азота) от передвижной

азотной установки для предотвращения образования взрывоопасной

концентрации паровоздушной смеси (ПВС) и поддержания концентрации ниже

минимальной взрывоопасной концентрации кислорода (МВСК). Подача азота

12

осуществляется после раскачки резервуара до минимального уровня ДТ - 0,5 м и

вывода из эксплуатации до следующего цикла заполнения (следующего года

работы). Азот в РВС подается от передвижной азотовырабатывающей установки

через специальные подключения по стационарным трубопроводам с давлением

0,2 МПа. Азот вводится на относительную отметку +1,0 м от дна РВС для

снижения концентрации кислорода в ПВС. При заполнении резервуара азотом

контролируется МВСК в ПВС, с помощью периодического отбора проб (с

периодичностью раз в час) через замерной люк РВС в пробоотборник и их

исследования при помощи переносного газоанализатора либо в лаборатории.

Заполнение РВС азотом производится до снижения концентрации кислорода в

ПВС в верхней части РВС менее чем МВСК.

Дренирование резервуаров Р-1...Р-9, насосных агрегатов, проливов с

площадок осуществляется в емкость подземную дренажную объемом 100 м3.

После заполнения емкости жидкость проверяется на наличие механических

примесей и воды. При отсутствии примесей, дизельное топливо откачивается

погружным насосом на вход резервуаров Р-1...Р-9. Если примеси присутствуют,

жидкость направляется на полигон месторождения, для утилизации с помощью

инсинератора.

Аварийный дренаж с расходных баков осуществляется в емкость

подземную дренажную объемом 4 м3. После заполнения жидкость откачивается

в автоцистерну, проверяется на наличие механических примесей и воды. По

результатам анализа, автоцистерна либо подключается к свободному стояку

слива-налива для направления ДТ в резервуар (Р-1...Р-9), либо направляется на

полигон месторождения, для утилизации с помощью инсинератора.

2.2 Выбор архитектуры АС

В основе разработки архитектуры пользовательского интерфейса

проекта АС лежит понятие ее профиля, т.е. набора стандартов, ориентированных

на выполнение конкретной задачи.

К профилям АС относятся [1]:

13

- профиль прикладного программного обеспечения;

- профиль среды АС;

- профиль защиты информации АС;

- профиль инструментальных средств АС.

В качестве профиля прикладного программного обеспечения будет

использоваться SCADA-система Trace mode. Профиль среды АС базируется на

операционной системе Windows XP. Профиль защиты информации будет

включать в себя стандартные средства защиты Windows. Профиль

инструментальных средств будет основываться на среде OpenPCS.

На рисунке 1 приведена концептуальная модель архитектуры OSE/RM.

Рисунок 1 - Концептуальная модель архитектуры OSE/RM ГНПС

Согласно этой модели происходит разбиение ПО на три уровня:

- внешняя среда;

- платформа сервисов;

- прикладное ПО.

14

В качестве внешней среды выступает полевой уровень АС. Платформа

сервисов предоставляет сервисы классов API и EEI через соответствующие

интерфейсы. В качестве верхнего уровня выступает SCADA-система и СУБД.

Взаимодействие уровней между собой осуществляется через интерфейсы.

2.3 Разработка структурной схемы АС

В качестве объекта управления рассматривается склад нефтепродуктов, в

частности, в соответствии с ТЗ разработаем систему автоматизированного

управления парком резервуаров. Резервуарный парк состоит из девяти

резервуаров. Система автоматизированного управления будет разработана лишь

для одного, поскольку все остальные резервуары имеют аналогичный объем

автоматизации.

Специфика каждой конкретной системы управления определяется

используемой на каждом уровне программно-аппаратной платформой.

К нулевому (полевому) уровню АСУ ТП относятся:

- приборы местной индикации;

- первичные средства измерения и датчики технологических

параметров;

- исполнительные механизмы;

- аппаратура местного управления.

В проектируемой системе полевой уровень АСУ ТП представлен

устройствами местной индикации давления (манометрами), многоточечными

датчиками температуры, уровнемерами, датчиками избыточного и

гидростатического давления, сигнализаторами уровня, датчиками

загазованности.

В качестве исполнительных устройств выступают задвижки с

электроприводом на трубопроводах, предназначенных управления подачей ДТ в

резервуары.

Первый уровень АСУ ТП проектируемой системы состоит из локального

программируемого логического контроллера (ПЛК).

15

Второй уровень АСУ ТП представлен компьютерами и сервером баз

данных, объединенных в локальную сеть Ethernet. С устройств нулевого уровня

информация передается на локальный контроллер первого уровня. Он выполняет

следующие функции:

- сбор, первичную обработку и хранение информации;

- автоматическое логическое управление и регулирование;

- исполнение команд с пункта управления;

- обмен информацией с пунктами управления.

Данные с системы учета дизельного топлива TankRadar L/2 (TRL/2)

подаются на модуль полевых соединение FCU по интерфейсу TRL/2, откуда

поступают в контроллер по интерфейсу RS-485 протокол Modbus RTU.

На второй уровень информация с локального контроллера поступает

через концентратор верхнего уровня.

Диспетчерский пункт (ДП) включает в себя несколько станций

управления, представляющих собой АРМ диспетчера/оператора, и сервер базы

данных.

Разработанная трехуровневая структура АС приведена в Приложении А.

2.4 Функциональная схема автоматизации

Функциональная схема автоматизации (ФСА) является техническим

документом, определяющим структуру и уровень автоматизации ТП

проектируемого объекта и оснащение его приборами и средствами

автоматизации.

На ФСА для изображения элементов систем управления и другого

оборудования используются условные изображения, которые объединяются

линиями функциональной связи в единую систему.

Функциональная схема автоматизации, выполненная в соответствии с

ГОСТ 21.408-2013 «Система проектной документации для строительства.

Правила выполнения рабочей документации автоматизации технологических

процессов», приведена в Приложении Б.

16

На схеме выделены каналы управления (7-9 и 11-12) и каналы измерения

(1-6 и 10).

2.5 Описание информационного обеспечения

Информационное обеспечение проектируемой АС включает в себя

следующие уровни сбора и хранения информации:

- нижний уровень (уровень сбора и обработки);

- средний уровень (уровень текущего хранения);

- верхний уровень (уровень архивного хранения).

На уровне сбора и обработки представляются данные измерений и

информация о состоянии полевого оборудования.

Уровень текущего хранения представляет собой буферную базу данных,

которая является как приемником, запрашивающим данные от внешних систем,

так и их источником. Здесь выполняется маршрутизация информационных

потоков от систем автоматики и телемеханики к графическим экранным формам

АРМ-приложений.

Верхний уровень включает уровень архивного хранения и уровень

корпоративной информационной системы (КИС) хранения.

Параметры, передаваемые в локальную вычислительную сеть в формате

стандарте OPC, включают в себя:

- положение задвижки 17э;

- положение задвижки 18э;

- уровень ДТ в резервуаре, м;

- гидростатическое давление в резервуаре, Па;

- избыточное давление в резервуаре, Па;

- температура ДТ в резервуаре, °C;

- масса ДТ в резервуаре, т;

- сигнализация о превышении предельного уровня ДТ в резервуаре (2

точки);

- загазованность на площадке резервуара ДТ, %, (6 точек);

17

- состояние устройства размыва донных отложений;

Каждый элемент контроля и управления в используемой классификации

имеет собственный индентификатор (ТЕГ), который описывается по

следующему принципу:

AAA_BBB_CCCC_DDDDD,

где:

• AAA – тип параметра:

- PRS – давление;

- TEM – температура;

- LVL – уровень;

- MAS – масса;

- QUA – загазованность:

- STT – состояние (задвижки или устройства для размыва донных

отложений).

- PDT – гидростатическое давление;

• BBB – код технологического аппарата или объекта (в данном случае

идентификатор одного из резервуаров Р-1…Р-9):

- RV1 – резервуар 1;

- RV2 – резервуар 2;

- RV3 – резервуар 3;

- RV4 – резервуар 4;

- RV5 – резервуар 5;

- RV6 – резервуар 6;

- RV7 – резервуар 7;

- RV8 – резервуар 8;

- RV9 – резервуар 9;

• CCCC – уточнение, не более 4 символов:

- OUT – идентификатор задвижки на выходе (17э);

- IN - идентификатор задвижки на входе 18э;

18

- A – идентификатор первой газоизмерительной головки;

- B – идентификатор второй газоизмерительной головки;

- C – идентификатор третьей газоизмерительной головки;

- D – идентификатор четвертой газоизмерительной головки;

- E – идентификатор пятой газоизмерительной головки;

- F – идентификатор шестой газоизмерительной головки;

- RZMV – идентификатор устройства размыва донных отложений;

- ALRM – сигнализация;

• DDDDD – примечание, не более 5 символов:

- OPEN – открыть;

- CLOSE – закрыть;

- ON – включить;

- OFF – выключить;

- HH – верхнее предельное значение;

- H – верхнее допустимое значение;

- LL – нижнее предельное значение;

- L – нижнее допустимое значение;

Кодировка сигналов, относящихся к резервуару Р-9, в SCADA-системе

представлена в таблице 1.

Таблица 1 – Кодировка сигналов в SCADA-системе Наименование сигнала Идентификатор

Закрытие выходной задвижки STT_RV9_OUT_CLOSE

Закрытие входной задвижки STT_RV9_IN_CLOSE

Открытие выходной задвижки STT_RV9_OUT_OPEN

Открытие входной задвижки STT_RV9_IN_OPEN

Состояние выходной задвижки STT_RV9_OUT

Состояние входной задвижки STT_RV9_IN

Состояние устройства размыва донных

отложений

STT_RV9_RZMV

19

Включение устройства размыва донных

отложений

STT_RV9_RZMV_ON

Выключение устройства размыва

донных отложений

STT_RV9_RZMV_OFF

Уровень ДТ в резервуаре LVL_RV9

Температура ДТ в резервуаре TEM_RV9

Избыточное давление в резервуаре PRS_RV9

Гидростатическое давление в

резервуаре

PDT_RV9

Масса ДТ в резервуаре MAS_RV9

Верхний предельный уровень ДТ в

резервуаре

LVL_RV9_ALRM_HH

Загазованность в первой точке QUA_RV9_A

Загазованность во второй точке QUA_RV9_B

Загазованность в третьей точке QUA_RV9_C

Загазованность в четвертой точке QUA_RV9_D

Загазованность в пятой точке QUA_RV9_E

Загазованность в шестой точке QUA_RV9_F

Перечень всех входных и выходных сигналов представлен в Приложении

Г.

2.6 Выбор средств реализации

Выбор программно-технических средств реализации проекта АС был

осуществлен посредством анализа различных вариантов и последующего выбора

наиболее подходящих устройств.

К программно-техническим средствам АС относят: измерительные и

исполнительные устройства, контроллерное оборудование и системы

сигнализации.

20

Измерительные служат для сбора информации о ТП. Исполнительные

устройства преобразуют электрическую энергию в иную физическую величину

для последующего воздействия на объект управления. Контроллерное

оборудование обрабатывает сигналы с датчиков и осуществляет алгоритмы

управления.

2.6.1 Выбор контроллерного оборудования

Для обеспечения автоматизации склада нефтепродуктов были

рассмотрены 2 ПЛК: Siemens SIMATIC S7-300 и ControlLogix 5573 1756-L3. В

таблице 2 приведены их сравнительные характеристики. Сами контроллеры

представлены на рисунке 2.

Таблица 2 – Сравнительные характеристики рассматриваемых ПЛК Параметр CotrolLogix 1756 Siemens SIMATIC S7-300

Общее 32 задачи 32 задачи Доступная память пользователя 8 Мб 1,4 Мб Память ввода/вывода 0,98 Мб 512 Кб Максимальное количество дискретных входов/выходов

128000 65536

Максимальное количество аналоговых входов/выходов

4000 4096

Опции связи EtherNet/IP, ControlNet, DeviceNet,

Data Highway Plus, Remote I/O, SynchLink,

PROFINET

Соединения Непрерывный Непрерывный Маркировка взрывозащиты 1ExsIIT3 1ExsIIT3 Класс пылевлагозащиты IP67 IP67 Срок службы 15 лет 5 лет

21

Рисунок 2 – Программируемые логические контроллеры ControlLogix

1576 и Siemens SIMATIC S7-300

Рассматриваемые контроллеры имеют схожие технические

характеристики и находятся в одной ценовой категории. Они имеют высокую

степень защиты оболочки и способны работать при низких температурах. Оба

контроллера вполне удовлетворяют по вычислительной мощности, однако

выбор пал на контроллер ControlLogix, поскольку он предоставляет более

высокую надежность, отказоустойчивость и простоту в интеграции.

Контроллер имеет модульную конструкцию. В состав ПЛК входят [14]:

- источники питания;

- модули связи;

- модули интерфейса;

- модули дискретного ввода постоянного тока;

- модули дискретного вывода постоянного тока;

- модули аналогового ввода/вывода;

2.6.2 Система учета массы дизельного топлива

Для реализации учета массы дизельного топлива в резервуаре была

выбрана система коммерческого учета нефтепродуктов Rosemount TankRadar L/2

(TRL/2). Она представляет собой систему контроля и измерения уровня, объема

и массы продукта в резервуарах. Контроль над содержимым резервуара

осуществляется за счет взаимодействия системы с датчиками температуры,

давления и уровня.

Аппаратно-программные средства системы TRL/2 обеспечивают

измерение, вычисление и архивацию параметров продукта в резервуарах,

значение которых при получении запроса от системы «верхнего уровня»

подается с использованием стандартных протоколов обмена.

Система TRL/2 при подключении к уровнемеру соответствующих

датчиков может выполнять следующие функции:

- измерение средней температуры продукта;

22

- измерение давления в газовом пространстве продукта;

- измерение гидростатического давления продукта;

- измерение уровня раздела фаз (продукт-вода);

- вычисление плотности, объема, веса и массы продукта.

Пример конфигурации системы учета нефтепродуктов TRL/2 приведен на

рисунке 3.

Рисунок 3 – Пример общей конфигурации системы измерения TRL/2

Основными устройствами системы TRL/2 являются:

- Радарный уровнемер – автономное взрывозащищенное устройство,

измеряющее уровень продукта в резервуаре. К радарным уровнемерам могут

подключаться температурные датчики (датчики сопротивления), датчики

давления и уровня подтоварной воды и др. Радарные уровнемеры могут иметь

релейный и аналоговый выходы.

- Модуль сбора данных DAU подключается к радарному уровнемеру

и предназначен для измерения средней температуры продукта в резервуаре.

23

Модуль DAU может дополнительно оборудоваться жидкокристаллическим

дисплеем для отображения показаний результатов измерений.

- Модуль полевого соединения FCU представляет собой концентратор

данных, к которому по полевой шине может быть подключено до 32 уровнемеров

и до 32 модулей DAU. Модуль FCU самостоятельно опрашивает подключенное

полевое оборудование системы и по запросу передает внешнему оборудованию

(рабочая станция системы TRL/2, контроллеры АСУ ТП).

- Модем полевой шины FBM является преобразователем физического

интерфейса полевой шины TRL/2 в интерфейс RS-232. Модем может

использоваться для подключения рабочей станции системы TRL/2 к модулю

FCU или к полевому оборудованию системы напрямую, а также модуля FCU к

контроллерам АСУ ТП по интерфейсу полевой шины TRL/2.

- Программное обеспечение TankMaster представляет собой

программный комплекс, обеспечивающий решение задач конфигурации и

настройки системы, отображения данных измерений и вычислений, а также

выдачи этих данных в систему верхнего уровня с использованием стандартных

протоколов [7].

Полевое оборудование системы TRL/2 (уровнемер, модуль DAU и модуль

FCU) по сути своей представляют собой специализированный промышленный

компьютер со всеми его стандартными атрибутами: процессор, оперативная

память, база данных и др.

В зависимости от состава поставляемого основного и дополнительного

оборудования система TRL/2 может иметь четыре измерительных канала [8]:

- канал измерения уровня с использованием радарных уровнемеров;

- канал измерения температуры продукта с использованием

многоточечных датчиков температуры;

- канал вычисления плотности продукта с использованием датчиков

давления;

- канал вычисления массы продукта.

24

В данной работе была выбрана трехканальная система TRL/2. Такая

система является полностью автоматизированной системой коммерческого

учета нефти и нефтепродуктов.

Расчет массы продукта производится в реальном масштабе времени с

использованием данных об уровне продукта, средней температуры и его

плотности, определяемой на основе показаний датчика гидростатического

давления жидкости (продукта), устанавливаемого вблизи дна резервуара. При

этом одновременно может использоваться датчик измерения давления в верхней

части резервуара для компенсации давления газового пространства над

поверхностью продукта.

2.6.3 Выбор датчиков 2.6.3.1 Выбор уровнемера

В ходе выполнения данной работы производился выбор между

радарными уровнемерами RTG серии PRO и серии 3900 REX. Эти уровнемеры

были разработаны для использования в нефтехимической промышленности и

совместимы с используемой в проекте системой коммерческого учета

нефтепродуктов TRL/2. Уровнемеры серии PRO предназначены для

технологических резервуаров с внутренними конструкциями или мешалками и

обладают значительно меньшей точностью, чем уровнемеры серии REX,

поэтому был выбран уровнемер второго типа.

Среди уровнемеров серии 3900 был выбран RTG 3920, поскольку он

обладает особо высокой точностью и в данном резервуарном парке не

используются резервуары с плавающей крышей. Внешний вид уровнемера RTG

3920 представлен на рисунке 4.

25

Рисунок 4 – Внешний вид уровнемера RTG 3920

Радарный уровнемер состоит из основного блока и антенны. Основной

блок уровнемера состоит из взрывобезопасного корпуса, электронного блока,

интегрированной клеммной коробки и погодозащитного колпака.

Конструкция уровнемера RTG 3920 позволяет легко монтировать его на

патрубках типа ДУ200 резервуаров с фиксированной крышей без вывода из

эксплуатации.

Уровнемер RTG 3920 может использоваться для измерения уровня

различных химических и нефтепродуктов, за исключением тяжелых продуктов

типа битум, асфальт. Антенна изготовлена из материала с хорошей

теплоемкостью, что препятствует образованию конденсата на ее поверхности.

Фланец, на котором монтируется уровнемер, может иметь наклон до 4°

относительно горизонтальной поверхности.

К преимуществам данного уровнемера можно отнести:

- точность ±0,5 мм;

- цифровой эталон и термостабилизация исключают дополнительные

погрешности;

- непосредственное подключения датчика температуры к уровнемеру;

26

- цифровые входы по hart-протоколу для датчиков давления и др.;

- мощный микропроцессор обеспечивает вычисление объема и массы

продукта и поддерживает различные протоколы полевых шин, таких как modbus,

profibus, field bus, foundation и др [11].

Технические характеристики приведены в таблице 3.

Таблица 3 – Технические характеристики уровнемера RTG 3920 Диапазон измерений От 0,8 до 20 м

Технологическая погрешность ±0,5 мм

Температура окружающей среды От -40 до +70 °C

Защита оболочки IP67

Выходной сигнал Шина TRL/2

Электропитание 100-240 В переменного тока, 50-60 Гц,

средняя мощность 15 Вт (не более 80

Вт)

Аналоговые выходы 4-20 мА

Аналоговые входы 4-20 мА и цифровой вход HART

Рабочая температура в резервуаре До +230 °C

Давление От -0,2 до 2,0 бар

Материал внутри резервуара Сталь 316, тефлон, витон

Категория взрывобезопасности EEx d(ia) IIB T6

Диаметр патрубка Не менее 200 мм

Температурные входы -6 датчиков с общими жилами

-3датчика с индивидуальными

жилами

-14 датчиков через модуль DAU

Погрешность канала температуры ±0,1 °C

27

2.6.3.2 Выбор датчика температуры

Для точного измерения температуры в системе TRL/2 необходимо

использовать многоточечные датчики температуры. Были рассмотрены датчики

Rosemount 565, Rosemount 765 и датчик ДТМ2 фирмы Альбатрос. Несмотря на

то, что ДТМ2 позволяет получить точные показания температуры, в

используемой системе учета нефтепродуктов рекомендуется использовать

продукцию Rosemount. Датчик Rosemount 765 является расширенной версией

датчика 565 – он включает в себя встроенный датчик уровня воды, что позволяет

производить непрерывное измерение уровня свободной воды ниже поверхности

нефтепродукта. В проектируемой системе это не является необходимым,

поэтому выбор остановился на многоточечном датчике температуры Rosemount

565, внешний вид которого представлен на рисунке 5.

Рисунок 5 – Внешний вид многоточечного датчика температуры Rosemount 565

Многоточечный термометр измеряет температуры при помощи набора

точечных датчиков температуры градуировки Pt100, размещенных на различной

высоте в резервуаре для получения профиля температуры и средней

температуры. Для определения средней температуры продукта используются

показания только тех датчиков, которые полностью погружены в продукт. При

этом расстояние между элементами не должно превышать 3 м.

28

Многоточечный датчик температуры может поставляться совместно с

соединительной коробкой JB36, которая входит в его состав и может

использоваться только для искробезопасных подключений.

К уровнемеру REX напрямую можно подключить датчик температуры с

шестью термоэлементами, при большем количестве температурных точек

возникает необходимость подключения с использованием модуля DAU.

Поскольку аварийный уровень жидкости в резервуаре достигается на отметки

10,1 м, то шести точек вполне достаточно.

Основные технические характеристики многоточечного датчика

температуры Rosemount 565 представлены в таблице 4 [10].

Таблица 4 – Технические характеристики датчика температуры Rosemount 565 Тип датчика Термоэлементы градуировки Pt100

Погрешность 1/6 DIN класс B

Диапазон измерений -50…+120 °C

Диапазон давления жидкости 0-4 бара

Диапазон температур жидкости -50...250 °C

Общая длина 5-70 м

Монтажная резьба Стальная труба с резьбой M33x1,5

Число проводов • Три или четыре независимых

провода на элемент или

• Три провода с общей обратной

проводкой

Защита от внешних воздействий IP 68

2.6.3.3 Выбор датчиков давления

Объем автоматизации для резервуара предусматривает измерение

гидростатического давления и избыточного давления. Для этих целей были

рассмотрены датчики давления Метран-100, Метран-150 и Rosemount 3501.

Технология датчика Метран-100 сильно устарела и их использование в целях

29

коммерческого учета нефтепродуктов нецелесообразно. Датчики Метран-150 и

Rosemount 3501 имеют схожий принцип действия, но по техническим

характеристикам датчик Rosemount 3501 опережает Метран-150. Несмотря на

это, интеллектуальный датчик Метран-150 удовлетворяет требованиям системы

и обладает меньшей стоимостью, поэтому был выбран именно он. Внешний вид

датчика представлен на рисунке 6.

Рисунок 6 – Внешний вид датчика Метран-150

В состав датчика входят сенсорный модуль и электронный

преобразователь. Сенсор состоит из измерительного блока и платы аналого-

цифрового преобразователя (АЦП). Давление подается в камеру измерительного

блока, что ведет к деформации чувствительного элемента и последующему

изменению выходного аналогового сигнала [6].

Исходя из диапазона рабочего давления (до 2,0 кПа) для измерения

избыточного давления была выбрана модель 150CG1.

Основные технические параметры интеллектуального датчика Метран-

150 приведены в Таблице 5.

Таблица 5 – Технические характеристики датчика метран-150CG1

30

Измеряемые среды Жидкость, газ, пар

Диапазон измерений От -6,3 до 6,3 кПа

Основная относительная погрешность ±0,15%

Температура окружающей среды -55…80 °C

Выходной сигнал 4…20 мА/HART-протокол

Взрывозащитное исполнение Искробезопасная электрическая

цепь

Средний срок службы 12 лет

Средняя наработка на отказ 150000 часов

Межпроверочный интервал 5 лет

Расстояние передачи токового сигнала До 1 км

Для измерения гидростатического давления была выбрана модель

Метран-150L3. Датчик обладает теми же техническими характеристиками, что и

150CG, за исключением приведенных в таблице 6.

Таблица 6 – Технические характеристики датчика Метран-150L3 Верхний предел измерения давления 250 кПа

Предел основной допускаемой

погрешности

±0,075 %

Датчики давления Метран150 имеют взрывозащищенное исполнение по

ГОСТ Р 51330.0, ГОСТ Р51330.1, ГОСТ Р 51330.10. вид взрывозащиты

«искробезопасная электрическая цепь», с уровнем взрывощиты

«особовзрывоопасный», маркировка по взрывозащите 0ExiaIICT5X; вид

взрывозищиты «взрывонепроницаемая оболочка» с уровнем взрывозащиты

«взрывобезопасный» с маркировкой по взрывозащите 1ExdIICT6X или

1ExdIICT5X.

31

2.6.3.4 Выбор сигнализатора уровня

Для сигнализации предельного допустимого значения уровня дизельного

топлива в резервуаре объемом автоматизации предусмотрено использование

двух датчиков-сигнализаторов уровня. Выбор производится между датчиками-

сигнализаторами уровня OPTISWITCH серии 5000 и сигнализатором уровня

ПМП-022.

Сигнализаторы OPTISWITCH серии 5000 используют вибрационную

вилку для надежного определения уровня жидкости.

При обнаружении таких нарушений как отказ вибрации или обрыв цепи

к пьезоприводу электроника датчика OPTISWITCH выдает на устройство

формирования сигнала определенный токовый сигнал. Дополнительно

контролируется обрыв соединительной линии к датчику и короткое замыкание в

ней.

Сигнализаторы уровня OPTISWITCH серии 5000 обладают более

совершенными техническими характеристиками, по сравнению с ПМП-022,

поэтому выбор остановился на них.

Для сигнализации предельного уровня дизельного топлива в резервуаре

была выбрана модель OPTISWITCH 5200. Эта прочная модель предназначена

для промышленного применения и является удлиненной версией предыдущих

датчиков серии 5000. Внешний вид датчика представлен на рисунке 7.

32

Рисунок 7 – Внешний вид датчика OPTISWITCH 5200

Выбранный сигнализатор уровня работает по следующему принципу.

Колебания вибрирующей вилки возбуждаются пьезоэлектрически на ее

механической резонансной частоте (приблизительно 1200 Гц). При погружении

вилки в среду частота колебаний изменяется. Это изменение в виде токового

значения передается встроенной электроникой прибора на систему

формирования сигнала, где преобразуется в команду переключения [12].

Основные технические параметры сигнализатора уровня OPTISWITCH

5200 приведены в таблице 7.

Таблица 7 – Технические характеристики OPTISWITCH 5200 Выход Двухпроводный выход

Выходной сигнал -Пусто (не прокрыт продуктов) 8 мА

-Полно (покрыт продуктом) 16 мА

-Сигнал неисправности <1,8 мА

Температура окружающей среды -40…+70 °C

Степень защиты IP 67

Длина сенсора 80…6000 мм (длина вибрирующей

вилки 40 мм)

Погрешность измерения ±1 мм

Питание 12…36 В

Срок службы 12 лет

Класс взрывозащиты 0ExiaIIBT3

2.6.3.5 Выбор газоанализатора

В качестве газоанализатора была выбрана инфракрасная

газоизмерительная головка Dräger PIR-7000. Данный датчик включает в себя

библиотеку допустимых газов, таких как этилен, пропан, метан и 10

дополнительных вредных веществ. Внешний вид устройства представлен на

рисунке 8.

33

Рисунок 8 – Газоизмерительная головка Dräger PIR-7000

Основные технологические показатели Газоизмерительной головки

Dräger PIR-7000 приведены в таблице 8.

Таблица 8 – Технические характеристики Dräger PIR-7000 Тип Взрывозащищенная газоизмерительная головка с

инфракрасным датчиком Принцип действия Температурно-компенсированное инфракрасное

поглощение, 4-лучевая технология Время отклика ≤4 секунды («стандартный отклик»)

<1 секунды (быстрый отклик) Выходной сигнал 4…20 мА/HART-протокол Сигнал неисправности ≤1,2 мА Электропитание 13-30 В постоянного тока, 3-проводный кабель Потребляемая мощность 5,6 Вт Температура -40…+77 °C Влажность 0-100 % отн. Материал Нержавеющая сталь SS316L Соединительная резьба M25 Класс защиты IP67

Класс взрывозащиты ExdIICT6

2.6.4 Выбор манометра

Местное показание давления в стационарных трубопроводах подачи

азота в РВС реализовано использованием манометра с трубчатой пружиной

WIKA 233.50. Внешний вид данного манометра представлен на рисунке 9.

34

Рисунок 9 – Внешний вид манометра WIKA 233.50

Основные технологические параметры манометра WIKA 233.50

представлены в таблице 9 [13].

Таблица 9 – Технические характеристики WIKA 233.50 Корпус Выполнен из CrNi-стали с прочной

раздельной перегородкой и выдуваемой задней стенкой, стекло – безопасное, ламинированное, повышенная стойкость к перегрузкам.

Гидрозаполнение Силиконом Диапазон измерения 0…1 МПа Класс точности HP63 – 1.6, HP100, HP160-1 Рабочая температура От -60 до +60 °C Исполнение EN837-1 Класс пылевлагозащиты IP65 Присоединение Наружная резьба снизу или с тыльной стороны

63 мм: G 1/4 B, 14 мм 100, 160 мм: G B (внутренняя), 22 мм

2.6.5 Выбор исполнительного оборудования

В процессе внутрипарковой и внешней перекачки ДТ необходимо

производить управление состоянием задвижек в соответствии с протекающим

технологическим процессом.

Для этих целей был выбран электропривод РэмТЭК-01, внешний вид

которого представлен на рисунке 10. Технические характеристики приведены в

таблице 10.

35

Рисунок 10 – Электропривод РэмТЭК-01

Таблица 10 – Технические характеристики РэмТЭК-01 Маркировка взрывозащиты 1ExdIIBT4

Степень защиты IP67

Диапазон температур эксплуатации, °C От -60 до +50

Напряжение питания, В 380

Электроприводы РэмТЭК-01 предназначены для управления запорной

арматурой Ду от 100 до 1200 м. Они применяются во взрывоопасных зонах

классов 1 и 2 по ГОСТ Р 51330.9-99 в жестких условиях эксплуатации [15].

Электропривод РэмТЭК-01 выпускается в одной модификации по

способу управления на базе частотного преобразователя с векторным

управлением.

Основные функции:

- управление трубопроводной арматурой;

- встроенный регулятор технологического параметра;

- полный комплекс защит электродвигателя;

- дискретная сигнализация и управление;

36

- возможность управления со встроенных ручек или с пульта

дистанционного управления (ПДУ);

- встроенные интерфейсы RS-485 (протоколы Modbus RTU, Profibus

DP) и CAN;

- аналоговое управление (4…20 мА).

Выбранный электропривод РэмТЭК-01 предоставляет возможность как

аналогового управления, так и дискретного, что подходит для разрабатываемой

АС.

2.7 Разработка схемы внешних проводок

Схема внешних проводок приведена в Приложении В.

К первичным приборам относятся:

- Многоточечный датчик температуры;

- Датчик избыточного давления;

- Датчик гидростатического давления;

- Уровнемер радарный;

- Газоанализаторные устройства;

- Сигнализаторы уровня;

- Задвижки;

- Устройство размыва донных отложений.

В качестве кабеля для передачи сигналов от датчиков на щит автоматики

выбран экранированный кабель КВВГЭнг. Он предназначен для неподвижного

присоединения к электрическим приборам, аппаратам и распределительным

устройствам, передающим сигналы до тысячи вольт при температуре

окружающей среды от -50 до +50 °C. [1].

2.8 Разработка алгоритмов управления

В данной работе были разработаны следующие алгоритмы АС:

- алгоритм включения сигнализации (по показаниям

газоанализаторов);

37

- алгоритм автоматического регулирования технологическим

параметром.

2.8.1 Алгоритм включения сигнализации

Разработанный алгоритм включения сигнализации при достижении

предупредительного и аварийного уровней загазованности представлен на

рисунке 11.

Начало

Конец

Получение значений с датчиковЗагазованность. Измерение. Точка N

Сравнение с уставкой 20 НКПР

Включить световую сигнализацию

Сообщение об аварии

Сравнение с уставкой 50 НКПР

Включить свето-звуковую сигнализацию

Сообщение об аварии

За пределами

За пределами

В пределах

В пределах

Рисунок 11 – Алгоритм включения сигнализации

38

Процедура получения значений с датчиков включает в себя следующие

этапы: инициализация показаний датчика, проверка на достоверность кода

входного сигнала АЦП, формирование пакета данных и посылку пакета данных.

2.8.2 Алгоритм автоматического регулирования технологическим

параметром

В процессе перекачки нефтепродуктов необходимо поддерживать

давление дизельного топлива в трубопроводе на выходе перекачивающей

насосной станции, чтобы оно не выходило за установленные границы. Верхнее

ограничение обусловлено условиями прочность трубопровода, нижнее –

условиями кавитации насосных агрегатов.

Регулируемым параметром ТП выбрано давление ДТ в трубопроводе на

выходе насоса. Регулирование будет реализовано с использованием алгоритма

ПИД-регулирования. Это позволит достичь приемлемое время переходного

процесса, невысокую чувствительность к внешним возмущениям.

В качестве объекта управления выбран участок трубопровода между

точкой измерения давления и регулирующим органом (РО). Динамика объекта

управления W(p) приближенно описывается апериодическим звеном первого

порядка с чистым запаздыванием. Передаточная функция участка объекта

управления рассчитана по следующим формулам (1-5):

𝑊𝑊(𝑝𝑝) =𝑄𝑄𝑘𝑘(𝑝𝑝)𝑄𝑄(𝑝𝑝)

=𝐾𝐾

𝑇𝑇𝑝𝑝 + 1𝑒𝑒−𝜏𝜏0𝑝𝑝, (1)

𝑇𝑇 =2𝐿𝐿𝐿𝐿𝑐𝑐2

𝑄𝑄, (2)

𝜏𝜏0 =𝐿𝐿𝐿𝐿𝑄𝑄

, (3)

𝑐𝑐 =𝑄𝑄𝐿𝐿 �

𝜌𝜌2𝛥𝛥𝑝𝑝𝛥𝛥

, (4)

𝐿𝐿 =𝜋𝜋𝑑𝑑2

4, (5)

39

Где 𝑄𝑄𝑘𝑘(𝑝𝑝) – объемный расход жидкости после клапана;

𝑄𝑄(𝑝𝑝) – измеряемый объемный расход жидкости;

𝜌𝜌 – плотность жидкости;

L – длина участка трубопровода между точкой измерения и точкой

регулирования;

𝑑𝑑 – диаметр трубы;

𝐿𝐿 – площадь сечения трубы;

𝛥𝛥𝑝𝑝 – перепад давления на трубопроводе;

𝜏𝜏0 – запаздывание;

T – постоянная времени.

Необходимые для расчета передаточной функции объекта данные

приведены в таблице 11.

Таблица 11 – Данные для расчета передаточной функции объекта Плотность дизельного топлива 850 кг/м3

Длина трубопровода между датчиком и РО 5 м

Диаметр трубы 0,5 м

Объемный расход жидкости 0,283 м3/с

Перепад давления 0,1 МПа

Рабочее давление в трубопроводе 0,4 МПа

Оптимальная скорость ДТ трубопроводе v=1,0 м/с

Объемный расход был рассчитан по формуле

смvdQ /283,00,14

25,014,34

32

=⋅⋅

==π , (6)

где

v – оптимальная скорость ДТ в трубопроводе.

40

Регулирующий орган (задвижка) описывается с помощью двух звеньев:

апериодического и интегрального, так как скорость вращения двигателя

преобразуется в угол перемещения задвижки.

Передаточная функция ПИД-регулятора имеет вид:

WПИД(s) = K + 1/Тi s + Тd s. (7)

После автоматической настройкой регулятора были получены

коэффициента K=0.000124, Ti=5.3545 и td=0.0002405.

Модель САР в пакете Simulink представлена на рисунке 12.

Рисунок 12 – Модель САР в Simulink

Регулирование давления осуществляется следующим образом. Датчик

давления, установленный на выходе объекта управления, производит измерение

и передает аналоговый сигнал, который проходя через АЦП, преобразуется в

цифровой и вычитается из заданного значения. Здесь происходит вычисление

ошибки регулирования. В зависимости от значения ошибки ПИД-регулятор

формирует соответствующий управляющий сигнал, который через ЦАП

преобразуется в аналоговый сигнал и подается на исполнительное устройство.

.1422,0

11

1)(

;50706,00706,05

;422,0283,0

205,0283,0522

;205,0101971*1.02

850283,0283,0

2

,283,04

25,014,34

5

0

22

22

0 pp ep

eTp

pW

cQLf

cQLfcT

cpf

Qc

мdf

−−

+=

+=

=⋅

==

=⋅⋅⋅

==

=⋅

=∆

=

=⋅

==

τ

τ

ρ

π

41

Исполнительное устройство воздействует на регулирующий орган, что ведет к

уменьшению ошибки регулирования.

График переходного процесса САР представлен на рисунке 13.

Рисунок 13 – График переходного процесса САР

По полученным результатам моделирования видно, что

перерегулирование составляет менее 10 % и система устойчива. Время

переходного процесса примерно составляет 6 секунд.

2.9 Экранные формы АС

Для управления в АС реализовано использование SCADA-системы Trace

Mode 6.09. Trace Mode 6.09 обеспечивает возможность работы с использованием

OPC-технологии и оборудование различных производителей, поэтому

выбранная SCADA-система не ограничивает выбор аппаратуры нижнего уровня.

Trace Mode 6.09 поддерживает 5 языков международного стандарта IEC

61131-3 (визуальные и процедурные языки) снабженных средствами отладки

[16].

SCADA Trace Mode имеет собственную высокопроизводительную

промышленную СУБД реального времени, оптимизированную на быстрое

сохранение данных. Также данные в реальном времени подвергаются

42

статистической обработке и могут использоваться в мнемосхемах SCADA-

системы. SCADA также имеет встроенный генератор отсчетов.

2.9.1 Разработка экранной формы АС

Видимая часть экрана автоматизированного рабочего места делится на

три области:

- область последних сообщений и текущего времени;

- область навигации по экранным формам;

- область отображения экранных форм (основная).

На экране оператора АРМ отображается следующая информация:

состояние оборудования (электрозадвижки, регуляторы, насосы и др.);

значения технологических параметров (давления, перепады давления,

температуры, уровни и др.);

- текущие дата и время;

- аварийные сообщения;

- параметры настройки;

Значения технологических параметров выводятся в белом поле шрифтом

черного цвета, как показано на рисунке 14.

Рисунок 14 – Отображение аналогового параметра

Для индикации выхода за границы допустимого или предельного уровня

технологического параметра в разработанной экранной форме приняты

следующие обозначения (таблица 12).

Таблица 12 – Обозначение предельных и допустимых параметров

значение параметра не доходит до границ допустимых значений;

превышение параметром допустимых значений;

превышение параметром предельных значений

43

Значения технологических параметров имею следующую размерность:

- значения параметров "Температура" – в градусах Цельсия (°С);

- значения параметров "Давление" – в килопаскалях (кПа), в

мегапаскалях (МПа);

- значения параметров "Уровень" – в метрах (м);

Для индикации режима работы электрозадвижек приняты обозначения,

представленные в таблице 13.

Таблица 13 – Обозначения работы электрозадвижек Желтый-желтый: Закрыто;

Зеленый-желтый: Промежуточное положение (поток слева направо);

Желтый-зеленый: Промежуточное положение (поток справа налево);

Зеленый-зеленый: Открыто;

Для индикации движения арматуры приняты следующие обозначения:

- Открывается;

- Закрывается.

Индикация состояния дискретных датчиков работает по следующему

принципу:

- красный цвет индикатора - достижение предельного значения

показателя;

- желтый цвет - достижение границы допустимого значения

параметра;

- белый цвет – значение параметра в норме;

Для обозначения нижней или верхней границы предельного значения, к

индикатору датчика добавляется приписка HH или LL (верхний и нижний

уровни соответственно).

Экранная форма приведена Приложении Д.

44

45

Заключение

В результате выполнения выпускной квалификационной работы была

разработана система автоматизированного управления резервуарным парком,

входящим в состав склада нефтепродуктов. Также были разработаны

структурная и функциональная схемы автоматизации, позволяющие определить

состав необходимого оборудования и количество каналов передачи данных и

сигналов, и схема внешних проводок, позволяющая понять систему передачи

сигналов от полевых устройств на щит КИПиА. Система автоматизации была

спроектирована на базе полевых устройств фирм WIKA, Rosemount, Метран,

Drägerwerk, Krohne, промышленных контроллеров ControlLogix и программного

SCADA-пакета Trace Mode 6.09.

Были разработаны алгоритмы включения сигнализации и

автоматического регулирования давления (с использованием ПИД-регулятора).

В заключительной части проектирования АС была разработана экранная форма

технологического процесса.

Также было выполнено технико-экономическое обоснование проекта,

рассмотрены вопросы безопасности труда и производственной санитарии,

определена надежность проектируемой системы.

Таким образом, спроектированная САУ удовлетворяет текущим

требованием к системе автоматизации, имеет высокую гибкость, позволяющую

изменять и модернизировать разработанную систему в соответствии с

возрастающими в течение всего срока эксплуатации объекта требованиями.

46

Список использованных источников

1. Громаков Е. И., Проектирование автоматизированных систем.

Курсовое проектирование: учебно-методическое пособие: Томский

политехнический университет. — Томск, 2009.

2. ГОСТ 21.408-93 Правила выполнения рабочей документации

автоматизации технологических процессов М.: Издательство стандартов, 1995. –

44 с.

3. А.С. Клюев, Б.В. Глазков, А.Х. Дубровский, А.А. Клюев.

Проектирование система автоматизации технологических процессов:

справочное пособие. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 464с.

4. Метран 150 датчики давления [Электронный ресурс] // URL:

http://teplomehanika.ru/metran150.htm.

5. Система учета нефти и нефтепродуктов в резервуарах TRL/2

[Электронный ресурс] // URL: http://www.kombit.ru/kompleksnye-resheniya-po-

izmeren/sistema-ucheta-nefti-i-nefteprod-266/.

6. Rosemount TankRadar L/2 техническое описание [Электронный

ресурс] // URL: http://www.radarmaster.ru/img/file/to_trl.pdf.

7. Датчики температуры многоточечные ДТМ2 [Электронный ресурс]

// URL: http://www.albatros.ru/catalog/products/level-pressure-sensors/the-dtm2-

multipoint-temperature-transmitters.php.

8. Многоточечные датчики температуры Rosemount 565/566/765. Лист

технических данных [Электронный ресурс] // URL:

http://www2.emersonprocess.com/siteadmincenter/PM%20Rosemount%20Tank%20

Gauging%20Documents/00813-0107-5565.pdf.

9. Радарные уровнемеры серии RTG 3900 REX [Электронный ресурс] //

URL: http://www.radarmaster.ru/radarnye-urovnemery-saab/urovnemery-serii-rtg-

3900-rex/radarnyj-urovnemer-rtg-3900-rex/.

47

10. Руководства по эксплуатации OPTISWITCH 5200 [Электронный

ресурс] // URL: http://cdn.krohne.com/dlc/MA_OPTISWITCH5200-

5250_2wire_ru_150309.pdf.

11. Манометр с трубчатой пружиной WIKA 233.50 [Электронный

ресурс] // URL:

http://www.manometers.ru/media/File/WIKAmehman/V02XX/PM0202r.pdf.

12. 1756 ControlLogix Controllers Specifications [Электронный ресурс] //

URL: http://www.nexinstrument.com/assets/images/datasheet/Allen-

Bradley/PLC%20CPU/1756%20ControlLogix%20Controllers.pdf.

13. Электропривод РэмТЭК-01 [Электронный ресурс] // URL:

http://www.npptec.ru/321-1-elektroprivodremtek-02.html.

14. SCADA системы TRACE MOE. [Электронный ресурс] // URL:

http://www.adastra.ru/.

48

Приложение А

Структурная схема

49

Приложение Б

Функциональная схема автоматизации

50

Приложение В

Схемы внешних проводок (начало)

51

Схема внешних проводок (продолжение)

52

53

Приложение Г

Перечень вход/выходных сигналов

54

Приложение Д

Экранная форма