Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Одним из решающих факторов повышения производительности общественного труда является автоматизация производства. В связи с этим за последние годы резко возрастает объем работ по автоматизации технологических процессов во всех отраслях. Однако эффективность внедрения систем и устройств автоматического управления зависит не только от степени оснащения ими производства, но в значительной мере определяется качеством их наладки и степенью оптимальности выбранных параметров настройки систем.

Управление современными объектами теплоэнергетики требует непрерывного сопоставления текущего хода технологического процесса с заданным и уточнения управляющих воздействий (управлений), прикладываемых к агрегату, в соответствии с изменением условий его работы. Все это требует напряженного внимания обслуживающего персонала, точных согласованных действий и быстрого реагирования. На качество управления влияют такие субъективные факторы, как самочувствие, усталость и т.п. Чтобы снизить влияние субъективных факторов на ход технологического процесса ручное управление заменяется автоматическим, т.е. таким управлением, при котором закон управления реализуется разного рода автоматическими устройствами без участия человека. Под автоматикой подразумевают собрание большого объема теоретических сведений о работе автоматических систем, их элементах, а также все устройства, которые работают без участия человека, но под его непосредственным наблюдением. Основой автоматизации производства является создание автоматизированных и автоматических систем управления сложными технологическими процессами, агрегатами и производствами с применением электронных управляющих вычислительных машин и средств автоматизации. Применение АСУ ТП повышает уровень организации производства и оперативности взаимодействия персонала с техническим агрегатом. Это сокращает цикл производства, внутрипроизводственные заделы и обеспечивает более полное использование материалов, т.е. существенно увеличивает фондоотдачу.

Большинство АСУ ТП, которые созданы и создаются в настоящее время, являются не автоматическими, а автоматизированными. В этих системах еще велика роль оператора, который либо сам принимает решения в соответствии с информацией, представляемой ему вычислительной машиной, либо оценивает и реализует решение, выработанное ЭВМ. Однако по мере совершенствования технических средств, все более возможным становится переход к автоматическому управлению агрегатами и процессами.

В курсовом проекте будет рассмотрена существующая на ФГУП БФ «Гознак» система автоматизации котельной установки типа ДКВр-10-13, выполнен её анализ для выявления недостатков, сформулирован ряд требований к АСУ ТП, а также предложена

автоматизация алгоритмический метрологический программный

1. Назначение и цели создания АСУТП

Цель внедрения автоматизированной системы управления на базе программно-технического комплекса - оптимизировать работу котла путем соответствующего выбора управляющих воздействий на основе обработанной в контроллере информации о состоянии объекта.

Для стабильной и надежной работы котлоагрегата системой управления должны решаться следующие основные задачи:

управление питанием котла;

управление производительностью котла;

управление процессом горения;

управление автоматическим пуском котла;

управление автоматическим остановом котла;

автоматическая защита и сигнализация.

Для решения этих задач производится регулирование, контроль и регистрация параметров технологического процесса, отображение их на пульте оператора, а также срабатывание защит и сигнализации при выходе их за заданные значения, которые определяются на основании обеспечения безопасной работы котлоагрегата:

Автоматическое регулирование:

давления пара;

разрежения в топке;

уровня воды в барабане.

Сигнализация: предупредительная сигнализация должна оповещать оператора:

об отклонениях параметров от нормы и непредвиденном отключении отдельных элементов оборудования;

о неисправностях в схеме защиты и аварийной сигнализации;

о срабатывании локальных защит.

Защита: должна обеспечить сохранность оборудования и безопасность эксплуатации при аварийных отклонениях параметров или неисправности отдельных элементов оборудования. В дополнение к системе аварийной защиты на котле должны быть блокировки.

2. Анализ системы автоматизации (АСУ ТП)

Существующая система автоматизации выполнена на аппаратуре типа «КОНТУР-1» .

Аппаратура автоматического регулирования «КОНТУР-1» представляет собой комплекс приборов и устройств, с помощью которых реализуются необходимые законы регулирования (пропорциональный, интегральный и пропорционально-интегральный). Комплекс «КОНТУР-1» состоит из многофункциональных компактных регулирующих приборов с импульсным выходом Р25.1.2, предназначенных для построения локальных систем автоматического регулирования теплотехнических процессов.

Автоматика регулирования включает в себя:

Регулирование давления пара:

Датчик МЭД (манометр электрический дистанционный)

Регулирующий прибор Р25

Электроисполнительный механизм типа МЭО

Регулирующий орган ПР3 (поворотно-регулирующая заслонка)

Регулирование разряжения:

Датчик типа ДКО (дифференциальный тягомер)

Регулирующий прибор Р25

Исполнительный механизм типа МЭО

Регулирующий орган - направляющий аппарат дымососа

Регулирование уровня:

Уравнительный сосуд

Датчик ДМ (дифференциальный манометр)

Регулирующий прибор Р25

Исполнительный механизм типа МЭО

Регулирующий клапан на питательной линии

В качестве управляющих устройств применяются электронные регуляторы Р-25. Регуляторы обеспечивают суммирование сигналов от различных датчиков, усиление сигнала рассогласования между действительными и заданными значениями регулируемого параметра и формирование на выходе командного сигнала с различным законом управления. Кроме того, с помощью регуляторов осуществляется дистанционное управление электрическими исполнительными механизмами.

В качестве ИМ использованы механизмы исполнительные электрические однооборотные МЭО 16/63-0,25 . номинальный крутящийся момент на выходном валу 16 нм, время полного хода вала 63 с, полный ход выходного вала 0,25 об, датчик токовый с унифицированным сигналом 4..20 мА. Изготовитель Чебоксарский ПО «Промприбор».

В качестве измерительных приборов использованы:

1. Электрический измерительный преобразователь перепада уровня ДМ-3583М

2. Электрический измерительный преобразователь перепада давления МЭД-22364

3. Электрический измерительный преобразователь перепада разрежения ДКО-3702

В состав автоматики безопасности входят следующие приборы:

1. Датчик-реле давления DIT-M3SS, контролирующий минимальное давление газа перед горелками за поворотно-регулирующей заслонкой (ПРЗ)

2. Датчик-реле давления ДД-0,60, контролирующий максимальное давление газа перед горелками за ПРЗ

3. Датчик-реле напора и тяги ДНТ-100, контролирующий разрежение в топке котла

4. Электроконтактный манометр ЭКМ-1У, контролирующий давление пара в барабане котла

5. Электронное реле ER-53 N105TZ с релейным выходом, контролирующее предельные минимальный и максимальный уровни в барабане котла

Чтобы проанализировать систему с точки зрения качества управления необходимо обработать тренды. Тренды представлены на рис. 3.1., 3.2., 3.3.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.3.1. Давление пара в барабане котла

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 3.2. Уровень в барабане котла

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 3.3. Разрежение в топке котла

В общем, в снятых трендах процесс находится в заданном диапазоне, но есть некоторые моменты времени, где колебания выходят за заданные пределы.

Рассматривая существующую систему, можно сделать вывод, что средства автоматизации, используемые в ней, несколько устарели и нуждаются в замене. С внедрением нового оборудования повысится:

- поддержка параметра в заданных пределах в соответствии с нормативным документом;

- надежность;

- качество регулирования;

- безопасность;

- работоспособность.

Также упростится обслуживание оборудования, повысится точность регулирования и увеличится КПД котла.

3. Требования к АСУ ТП

3.1 Требования к структуре и функционированию системы

Трехуровневая система АСУТП:

1.Нижний уровень - должен решать задачи сбора информации с датчиков технологических параметров, контроль исправности датчиков и линий связи, контроль параметров и сигнализация об отклонениях их за допустимые технологические пределы, а также передачи их в АСУ верхнего уровня

2.Средний уровень - это контроллер

3.Верхний уровень АСУ - выполняет функции диалогового взаимодействия с оператором, включающие в себя отображение, накопление и анализ данных по измеренным параметрам объекта управления, рассчитанным значениям параметров.

3.2 Требования к техническому обеспечению

1. Использование датчиков с унифицированным выходным сигналом 4-20 мА, что позволяет избавиться от промежуточных преобразователей сигнала и повышает безопасность систем;

2. Контроллер должен обладать возможностью связи с компьютером управления, другими контроллерами, терминалами.

3. Контроллер должен обеспечивать ручной, дистанционный и автоматический режимы управления.

4. Контроллер должен обеспечивать обработку как аналоговых так и дискретных входных сигналов, а также выдачу управляющего широтно-импульсного сигнала на исполнительный механизм

3.3 Требования к алгоритмическому обеспечению

К алгоритмическому обеспечению относятся алгоритмы и модели объектов (алгоритмы управления, алгоритмы решения обычных задач).

1. Первичная обработка собранной информации (масштабирование, фильтрация, контроль достоверности параметров);

2. Контроль параметров технологического процесса и расчет косвенных показателей, архивации данных технологических параметров;

3. Контроль достоверности параметров;

4. Расчет косвенных параметров;

5. Архивация данных технологических параметров и формирование отчётов;

6. Просмотр информации, просмотр состояния оборудования;

7. Прием и подтверждение сигналов аварийных сообщений;

3.4 Требования к программному обеспечению

1. Независимость программных средств от используемых средств вычислительной техники и операционной среды;

2. Возможность расширения и изменения поставляемого программного обеспечения;

3. Сохранность информации в системе при аварии (создание архивов, отчетов, журналов и т.д.);

- устройство сбора и передачи данных системы должно обеспечивать сохранность всей информации, программных средств и непрерывную работу часов при отключении сетевого питания до 1 года, а также возобновление рабочего режима при восстановлении питания.

4. Защита информации на несанкционированный доступ к рабочим данным;

- парольную защиту при конфигурации ПО;

- защиту учетных данных в базе данных с помощью кодирования;

- фиксирование служебных событий в АСУ и действий оперативного персонала;

- фиксирование факта и места обнаружения дефектных данных.

5. Обеспечение развития системы или ее модернизации;

6. ПО должно позволять выполнять коррекцию параметров настройки системы и отдельных программ без прерывания выполнения основных задач, при этом, изменения должны регистрироваться;

7. Надежность программных средств должна быть не ниже надежности КТС системы. Должна быть исключена возможность "зависания" программ при нарушениях в работе отдельных аппаратных средств.

8. Форматы и протоколы передачи данных определяются на этапе проектирования и не должны искажать первичную информацию.

3.5 Требования к метрологическому обеспечению

1. Метрологическое обеспечение системы должно осуществляться в соответствии с ГОСТ 8.437-81.

2. Определение метрологических характеристик системы должно обеспечиваться серийно выпускаемыми приборами и оборудованием.

3. Периодичность и методика поверок технических средств системы должна определяться инструкциями по эксплуатации этих средств. Порядок проведения поверки должен выполняться в соответствии с утвержденными организационными мероприятиями Заказчика

3.6 Требования к информационной подсистеме АСУ ТП

1. Возможность связи по различным сетям, в том числе поддержка современных сетевых технологий быстрой передачи информации;

2. Информационный обмен внутри системы;

3. Информационная совместимость к внешним системам;

АСУ должна функционировать непрерывно. При плановых или аварийных перерывах в работе, информация должна сохраняться в памяти устройств каждого уровня системы.

Система должна иметь технические и программные средства диагностики, обеспечивающие своевременное обнаружение неисправности технических средств и каналов передачи информации.

3.7 Требования к надежности системы

В соответствии с терминологией надежность системы есть свойство, обусловленное ее безотказностью, долговечностью и ремонтопригодностью и обеспечивающее нормальное выполнение заданных функций.

Среднее время наработки до отказа не менее 35 000 часов

Среднее время восстановления после отказа не более 1 часа

Средний срок службы не менее 20 лет

Значения данных показателей относятся к УСПД, являющихся составной частью КТС АСУ и позволяющих на локальном уровне полностью выполнять задачи системы. Значения показателей надежности других компонентов КТС АСУ должны быть не ниже стандартных. Все компоненты системы должны обеспечивать непрерывный режим работы с неограниченной продолжительностью.

3.8 Требования к эксплуатации, техническому обслуживанию, ремонту и хранению компонентов системы

-Технические средства системы должны быть размещены в местах, допускающих обслуживание в соответствии с требованиями инструкций по эксплуатации этих средств.

- Электропитание комплекса технических средств АСУ должно обеспечиваться:

1) основное - от сети переменного тока напряжением 220В +10-15%, частотой 50 + 1Гц;

2) резервное - от источника бесперебойного питания 220В +10%.

- При эксплуатации системы необходимо руководствоваться следующими директивными документами:

1) "Правила эксплуатации электроустановок потребителей";

2) "Правила техники безопасности и пожарной безопасности";

3) "Правила устройства электроустановок"

4) “Правила эксплуатации котельных установок”.

- Эксплуатация системы должна выполняться в строгом соответствии с требованиями, изложенными в документации на АСУ и инструкций по эксплуатации отдельных компонентов системы.

- Разрабатываемая система должна удовлетворять требованию минимального обслуживания.

Техническое обслуживание средств системы должно обеспечивать круглосуточную эксплуатацию и включать в себя:

1) проведение профилактических работ;

2) ремонт и наладку технических средств.

Регламент профилактических работ должен соответствовать требованиям эксплуатационной документации на систему.

3.9 Требования к автоматизированному рабочему месту оператора-технолога

- Наличие персонального компьютера в специальном исполнении

- Наличие устройств печати

- Наличие сенсорного экрана или функциональных клавиш

- Отображение информации о технологическом процессе на экране монитора в виде графических видеограмм

4. Разработка функциональной структуры АСУ ТП

Информационно-измерительная система (ИИС) - производит сбор и первичную обработку информации.

В функции подсистемы сервисных задач входит анализ сообщений и вывод информации в различной форме (в виде таблиц, ведомостей, гистограмм) на экране станции индикации данных как автоматически, так и по запросу оператора системы. Диалог оператора-технолога с системой происходит с помощью пульта. Формы документов хранятся в памяти.

Подсистема автоматической защиты и сигнализации (САЗ) выполняет:

оценку параметров на ограничения с генерацией соответствующих аварийных, информационных сообщений;

диагностику аварийных состояний;

управление и блокировки в аварийных состояниях объекта управления.

Подсистема автоматического диагностирования выполняет:

техническую диагностику;

технологическую диагностику.

Подсистема управления работой котлоагрегата включает задачи управления:

- пароводяным трактом

- газовым трактом

Контур управления уровнем в барабане котла

Уровень воды в котле воздействует на чувствительный элемент датчика ДМ3583М (№ 8 на схеме), который преобразует его в электрический сигнал 4-20 мА. Этот сигнал поступает на регулирующий прибор Р.25.1.2. (№ 8.1. на схеме). Регулятор сравнивает этот сигнал с заданием (задается вручную на регуляторе) и формирует на своем выходе сигнал рассогласования 24 В, который воздействует на исполнительный механизм МЭО 16,63-0, 25 (№ 8.2. на схеме) регулирующего клапана Dy=50 мм, таким образом чтобы вернуть регулируемый параметр к заданному значению. Регулирование осуществляется по одноимпульсной схеме.

Контур управления давлением пара в барабане котла.

Давление пара в котле воздействует на чувствительный элемент датчика МЭД 22364 (№ 4 на схеме), который преобразует его в электрический сигнал 4-20 мА. Этот сигнал поступает на регулирующий прибор Р.25.1.2. (№ 4.1. на схеме). Регулятор сравнивает этот сигнал с заданием (задается вручную на регуляторе) и формирует на своем выходе сигнал рассогласования 24 В, который воздействует на исполнительный механизм МЭО 16,63-0, 25 (№ 4.2. на схеме) поворотно-регулирующей заслонки (ПРЗ) таким образом, чтобы вернуть регулируемый параметр к заданному значению.

Контур управления разрежением в топке котла.

Разрежение воздействует на чувствительный элемент датчика ДКО 3702 (№ 12 на схеме), который преобразует его в электрический сигнал 4-20 мА. Этот сигнал поступает на регулирующий прибор Р.25.1.2. (№ 12.1. на схеме). Регулятор сравнивает этот сигнал с заданием (задается вручную на регуляторе) и формирует на своем выходе сигнал рассогласования 24 В, который воздействует на исполнительный механизм МЭО 16,63-0, 25 (№ 12.2. на схеме) направляющего аппарата дымососа таким образом, чтобы вернуть регулируемый параметр к заданному значению.

Рис.5.1. Функциональная структура АСУТП

5. Разработка информационной модели АСУ ТП

Таблица 6.1. Выходные аналоговые сигналы

№	Наименование технологического параметра	Номер позиции на схеме	Вид сигнала	Количество
1	уровень в барабане котла	8, 6	4 - 20 мА	2
2	разрежение в топке котла	12, 18	4 - 20 мА	2
3	давление пара в барабане котла	4, 5	4 - 20 мА	2
4	температура уходящих газов	15	4 - 20 мА	1
5	разрежение перед дымососом	13	4 - 20 мА	1
	Общее количество=			8
	С учетом общего резерва 10% =			9

Таблица 6.2.Входные дискретные сигналы

№	Наименование технологического параметра, и.м., задвижки, клапана	Номер позиции на схеме	Вид сигнала	Количество
1	давление газа	19, 20	24 В	2
2	факел горелки	23	24 В	1
	Общее количество=			3
	С учетом общего резерва 10% =			4

Таблица 6.3.Выходные дискретные сигналы

№	Наименование технологического параметра, преобразователя	Номер позиции на схеме	Вид сигнала	Количество
Регулирование:
1	уровень в барабане котла	8.2	4 - 20 мА	1
2	давление пара в барабане котла	4.2	4 - 20 мА	1
3	разрежение в топке котла	12.2	4 - 20 мА	1
Сигнализация:
4	разрежение в топке котла	31.1	4 - 20 мА	1
5	давление газа низкое	31.2	4 - 20 мА	1
6	давление газа высокое	31.3	4 - 20 мА	1
7	давление пара высокое	31.4	4 - 20 мА	1
8	аварийный уровень	31.5	4 - 20 мА	1
9	факела нет	31.6	4 - 20 мА	1
	Общее количество=			9
	С учетом общего резерва 10% =			10

6. Обоснование и выбор КТС

Перед выбором КТС необходимо провести анализ относительно состава и количества входных и выходных сигналов, имеющих место в системе управления. После подсчета сигналов, необходимо дополнительно выделить еще 10% от общего числа под резерв. Далее нужно определить структуру выбираемого контроллера.

Эффективному применению контроллеров способствует возможность использования нескольких типов центральных процессоров, наличие широкой гаммы сигнальных, функциональных и коммуникационных модулей. Это позволяют выполнять максимальную адаптацию оборудования к требованиям решаемой задачи. При модернизации и развитии производства контроллер может быть легко дополнен необходимым набором модулей.

Модульное построение АСУ ТП позволяет наращивать количество локальных комплексов управления технологического уровня при реконструкции существующей автоматики или при вводе в эксплуатацию новых единиц основного технологического оборудования (например, при установке и вводе в эксплуатацию новых котлоагрегатов).

Все первичные приборы, используемые в АСУ ТП, ориентированы на сопряжение с контроллером без дополнительных преобразователей.

Для сравнения контроллеров фирмы Siemens (Германия) и Кросс-500 (Россия) сведём технические данные приборов в единую таблицу 7.1.

Табл. 7.1. Сравнительная таблица контроллеров.

Наименование	Simatic S7-300	КРОСС-500
1. Общие данные
1.1 Мах.габариты конструктива ш,в,г,мм	400x125x127,5	Размеры модулей - высота 130 мм, длина 100 мм, ширина (30, 45, 60) мм в зависимости от типа модуля.
1.2 Температура окружающей среды, °С	0…60	0...50
1.3* Процессор (серия процессоров)	CPU312; CPU313; CPU314; CPU315	80 С 386Ех
1.4 Емкость ЗУ	48 Кбайт	DRAM-1,5 Мбайт, SRAM-256 Кбайт, Flash 1 Мбайт
1.5 Напряжение питания	24VDC/230 VАС	24 VDC/220 VАС
1.6 Максимальное количество дискретных вх/вых или общее	1024	256(общее)
1.7 Максимальное кол-во аналоговых вх/вых или общее	128	512(общее)
1.8 Конструкция (сменный блок/моноблок)	МОДУЛЬ	МОДУЛЬ
1.9 Кол-во слотов основной корзины/корзины расширения	8/3	32
2. Параметры входов/выходов модулей
2.1 Кол-во дискретных вх/вых модуля	32/32	В зависимости от модуля.
2.2 Напряжение дискретных вх/вых; ток выходов	24V DC;120;230V AC/ то же до 4 А	24 V DC/220 V АС до 2 А
2.3 Кол-во аналоговых вх/вых модуля	14	В зависимости от модуля.
2.4 Параметры аналоговых сигналов входных выходных	±1В; ±10В; ±20mA; 4-20 mA/ то же	0-5мА;0-20мА; 4-20 мА; 0..10В
2.5 Подключение (ТС; ТП) термосигналов	да	да
2.6 Разрядность АЦП аналоговых модулей	14	12
3. Подключение шин, интерфейсов	PROFIBUS; RS 485; Ehtemet MPI	RS 232C/485; SP1; Ethernet
4. Скорость обработки	0,3мс	0,02 с (цикл)
5. ПО/операционная среда	S7 DOS - Windows	OS-9
6. Пакет программирования	STEP 7	ISaGRAF
7. Сетевой доступ	да	да

Контроллер Simatic S7-300 является более предпочтительным, потому что позволяет выбирать из нескольких типов центральных процессоров, имеет модульную конфигурацию, большее число входных и выходных сигналов.

В состав контроллера может входить одна базовая и до трех стоек расширения. В каждую стойку может устанавливаться до 8 сигнальных, функциональных и коммуникационных модулей. В базовый блок устанавливается центральный процессор.

Применение интерфейсных модулей IM 360/IM 361 позволяет подключать к базовому блоку до 3 стоек расширения. IM 360 устанавливается в базовый блок. Стойки расширения должны комплектоваться собственными блоками питания. Отсутствуют ограничения на состав модулей, устанавливаемых в стойки расширения. Расстояния между двумя соседними стойками может достигать 10м.

Программируемый контроллер S7-300 обладает широкими коммуникационными возможностями и позволяет использовать для организации обмена данными:

встроенные интерфейсы PtP, MPI, PROFIBUS-DP и Industrial Ethernet центральных процессоров;

коммуникационные процессоры для подключения к AS-Interface, PROFIBUS и Industrial Ethernet;

коммуникационные процессоры для организации PtP связи.

Заказная спецификация на вычислительные средства автоматизации

Наименование	Модель	Кол-во
Контроллер SIMATIC S7-300
МОДУЛЬ ЦПУ CPU314 (96KB), ТЕМП. ДИАПАЗОН ОТ -25 ... +60 ГРАД. ЦЕЛЬСИЯ	6AG1314-1AG13-2AB0	1
Аналоговые входы (поддерживают температурный ввод)
МОДУЛЬ АНАЛОГОВОГО ВВОДА SM 331, ОПТ. ИЗОЛ., 2/3/4-ПРОВОДНОЕ ПОДКЛ., 8 ВХОДОВ ТЕРМОСОПРОТИВЛЕНИЕ, PT100/200/1000 NI100/120/200/500/1000, CU10, ПЛЮС ХАРАКТЕРИСТИКИ В СООТВЕТСТВИИ С СТАНДАРТОМ ГОСТ, 16 (ВНУТР 24) БИТ, 50МС, 40-ШТЫРЬКОВЫЙ ФРО	6ES7331-7PF01-0AB0	1
SM 331, МОДУЛЬ ВВОДА АНАЛОГОВЫХ СИГНАЛОВ: ГАЛЬВАНИЧЕСКОЕ РАЗДЕЛЕНИЕ ВНЕШНИХ И ВНУТРЕННИХ ЦЕПЕЙ, 8 ВХОДОВ U/ I/ R/ PT100/ NI100/ NI1000/ LG-NI1000, 13 БИТ, 66МС. 40-ПО ЛЮСНЫЙ ФРОНТАЛЬНЫЙ СОЕДИНИТЕЛЬ ЗАКАЗЫВЕТСЯ ОТДЕЛЬНО	6ES7331-1KF01-0AB0	2
SM 331, МОДУЛЬ ВВОДА АНАЛОГОВЫХ СИГНАЛОВ: ГАЛЬВАНИЧЕСКОЕ РАЗДЕЛЕНИЕ ВНЕШНИХ И ВНУТРЕННИХ ЦЕПЕЙ, 2 ВХОДА I/ U/ R/ ТЕРМОЭЛЕМЕНТЫ, 9/ 12/ 14 БИТ, ПРЕРЫВАНИЯ, ДИАГНОСТИКА. 20-ПОЛЮСНЫЙ ФРОНТАЛЬНЫЙ СОЕДИНИТЕЛЬ ЗАКАЗЫВАЕТСЯ ОТДЕЛЬНО	6ES7331-7KB02-0AB0	1
Дискретные входы
SM 321, МОДУЛЬ ВВОДА ДИСКРЕТНЫХ СИГНАЛОВ: ОПТОЭЛЕКТРОННОЕ РАЗДЕЛЕНИЕ ВНЕШНИХ И ВНУТРЕННИХ ЦЕПЕЙ, 16 ВХОДОВ =24В. 20-ПОЛЮСНЫЙ ФРОНТАЛЬНЫЙ СОЕДИНИТЕЛЬ ЗАКАЗЫВАЕТСЯ ОТДЕЛЬНО	6ES7321-1BH02-0AA0	1
Аналоговые выходы
SM 332, МОДУЛЬ ВЫВОДА АНАЛОГОВЫХ СИГНАЛОВ: ГАЛЬВАНИЧЕСКОЕ РАЗДЕЛЕНИЕ ВНЕШНИХ И ВНУТРЕННИХ ЦЕПЕЙ, 2 ВЫХОДА U/ I 11/12 БИТ. 20-ПОЛЮСНЫЙ ФРОНТАЛЬНЫЙ СОЕДИНИТЕЛЬ ЗАКАЗЫВАЕТСЯ ОТДЕЛЬНО	6ES7332-5HB01-0AB0	1
Дискретные выходы
SM 322, МОДУЛЬ ВЫВОДА ДИСКРЕТНЫХ СИГНАЛОВ: ГАЛЬВАНИЧЕСКОЕ РАЗДЕЛЕНИЕ ВНЕШНИХ И ВНУТРЕННИХ ЦЕПЕЙ, 8 ВЫХОДОВ =24В/2A. 20-ПОЛЮСНЫЙ ФРОНТАЛЬНЫЙ СОЕДИНИТЕЛЬ ЗАКАЗЫВАЕТСЯ ОТДЕЛЬНО	6ES7322-1BF01-0AA0	1
IM 360, ИНТЕРФЕЙСНЫЙ МОДУЛЬ ДЛЯ БАЗОВОГО БЛОКА: ПОДКЛЮЧЕНИЕ ДО 3 СТОЕК РАСШИРЕНИЯ С ИНТЕРФЕЙСНЫМИ МОДУЛЯМИ IM 361, ПОДДЕРЖКА K-ШИНЫ	6ES7360-3AA01-0AA0	2

7. Разработка технической структуры АСУ ТП

Аналоговые и дискретные сигналы от измерительных преобразователей заводятся на соответствующие модули ввода аналоговых и дискретных сигналов, входящих в состав процессорной станции. Затем сигналы обрабатываются с помощью модулей CPU 314 и через модуль вывода дискретных и аналоговых сигналов осуществляется управление исполнительными механизмами, установленными на котле. Также данные от процессорной станции при помощи протокола Ethernet поступают на станцию оператора и инженерную станцию. При необходимости на принтер рапортов можно вывести любую информацию по работе котлоагрегата. Техническая структура приведена на рис.8.1.



Рис. 8.1. Техническая структура системы управления

8. Состав информационного и программного обеспечения АСУ ТП

Согласно ГОСТ 17194-76 к информационным функциям относятся функции автоматизированной системы управления, целью которых является сбор, преобразование, хранение информации о состоянии объекта управления, представление этой информации оперативному персоналу или передача ее для последующей переработки.

Информационное обеспечение АСУ ТП (рис.9.2.) содержит, прежде всего, алгоритмы сбора и обработки технологической информации. Кроме алгоритмов сбора информации с датчиков и ее обработки (усреднение, фильтрация и т.д.) сюда же входят алгоритмы контроля достоверности исходной информации.

Кроме сбора и обработки входной информации с организацией массивов данных для решения задач управления информационные алгоритмы АСУ ТП осуществляют: проверку соответствия основных параметров ТП допустимым значениям с сигнализацией выхода за пределы, вычисления ряда комплексных показателей, характеризующих качество ведения ТП, расчет необходимых технико-экономических показателей, составление оперативной и отчетной документации. Объем этих функций зависит от сложности информационной модели данной системы управления. Под информационной моделью понимается отображение параметров внешней среды и переменных систем управления, организованное с помощью специальных средств по определенным алгоритмам.

Информационное обеспечение АСУ ТП должно отвечать основному требованию, которое заключается в представлении всем функциональным подсистемам информации для решения задач управления в необходимом объеме, в требуемые сроки и в удобной для пользования форме. Отсюда вытекают основные принципы организации информационного обеспечения:

- обеспечение полноты данных, необходимых для решения задач системы; минимальное дублирование данных;

- одноразовый ввод и многократное использование данных задачами-пользователями;

- быстрый поиск информации;

- поддержание информации в достоверном состоянии.

Основные функции информационного обеспечения состоят в создании и ведении информационной базы, а также в обеспечении задач системы информацией, необходимой для автоматизации функций управления. Таким образом, информационное обеспечение играет роль обеспечивающей подсистемы. При этом оно должно обеспечить: решение всех задач информацией с минимальными временными и стоимостными затратами на решение этих задач; единство использования технико-экономических показателей; возможность сокращения времени, необходимого для получения технико-экономических данных.

Информационное обеспечение системы однозначно и окончательно определяется только после определения всех функций системы, завершения технического проекта по всем задачам и выдачи уточненных требований и исходных данных для информационного обеспечения. Его составной частью является информационная база (ИБ) АСУ ТП, под которой понимается совокупность входных и промежуточных массивов и записей данных, используемых для решения задач.

Информационные массивы представляют собой функциональную совокупность однородных по форме записей информационных сообщений, закодированных и нанесенных на носители средств вычислительной техники и в соответствии с ГОСТ 14.408-83 должны обеспечивать: минимальные временные и стоимостные затраты на обработку информации; минимальную избыточность информации; оптимальный уровень дублирования.

Помимо понятия массивов информации при обработке информации техническими средствами АСУ используются такие информационные единицы, как данные записи, блоки и др. Данные - это информация, представленная в формализованном виде, позволяющем передавать или обрабатывать ее при помощи технических средств. Данные группируются в массивы.

Программное обеспечение АСУ ТП представляет собой совокупность программ для реализации АСУ ТП на базе применения средств вычислительной техники. Структура программного обеспечения АСУ рис.9.1. Программное обеспечение составляют:

- операционная система вычислительного комплекса (системное программное обеспечение);

- система программ, включая пакеты прикладных программ, осуществляющих организацию и обработку данных с целью реализации необходимых функций управления в рамках определенных экономико-математических и организационных моделей (специальное программное обеспечение);

- инструктивно-методические материалы по применению средств программного обеспечения

Все множество средств программного обеспечения можно условно разделить на две группы: общесистемное (общее) и функциональное (специальное) программные обеспечения. Общесистемное программное обеспечение включает следующие компоненты: средства автоматизации программирования для создания и ведения АБД; системы управления базами данных (СУБД); средства телеобработки; средства организации вычислительного процесса; системы сортировки данных; системные сервисные средства программирования.

Основой общесистемного программного обеспечения являются операционные системы. Операционная система (ОС) представляет собой систему, обеспечивающую автоматическое или автоматизированное прохождение задачи на машине, и состоит из набора стандартных управляющих и обрабатывающих программ, созданных для конкретной ЭВМ (обрабатывающей, управляющей). ОС обеспечивает: организацию ввода-вывода данных программы, сообщений оператора и ЭВМ; включение и выключение транслятора или интерпретатора, средств обнаружения и исправления ошибок; запуск программы на решение; планирование решения на ЭВМ нескольких задач; установление контакта между пользователем и машиной.

Рис.9.1.Структура программного обеспечения АСУ:

1 - средства разработки и эксплуатации программ; 2 - средства технического обслуживания; 3 - операционная система; 3.1 - управляющие системы (программы); 3.2.- обрабатывающие программы; 4 -- оригинальные программы; 5 - пакеты прикладных программ (ППП); 5.1 - ППП общего назначения; 5.2 - ППП функционального назначения

Программное обеспечение многоуровневых АСУ представляет собой совокупность ряда компонентов: технологии проектирования и программирования; операционных систем; средств автоматизации проектирования; программного обеспечения решения задач конкретной ИАСУ. Технология проектирования и программирования включает: порядок разработки и внедрения; технологию проектирования; технологию эксплуатации и развития. В состав средств автоматизации входят: типовые проектные решения (ТПР) общесистемного и функционального назначения; ППП общего, общесистемного и функционального назначения; системы автоматизированного проектирования.

Функциональное (специальное) программное обеспечение состоит из программ решения конкретных задач АСУ ТП и ППП, получивших в настоящее время наибольшее распространение. Функциональное обеспечение предназначено для целевого использования и определяется спецификой комплексов задач, реализуемых в АСУ ТП.

Выводы и рекомендации

В данном курсовом проекте рассмотрена реализация АСУ ТП котлоагрегата ДКВр-10-13 в ФГУП БФ «Гознак».

Проведен анализ действующей системы автоматизации на базе контроллера «Контур-1» и предложен новый вариант системы на базе контроллера Simatic S7-300 фирмы «Siemens».

По результатам разработки функциональной структуры и информационной модели объекта, были заменены устаревшие средства измерения и автоматизации на новые датчики. С целью повышения эффективности работы системы проект реализован на базе локальных вычислительных сетей.

Данные новшества необходимы как для реализации задачи экономичного расхода топлива и сырья, так и для обеспечения задачи повышения производительности котельной в целом.

Литература

1. Конспект лекции по АСУ ТП, СПбГТУРП, 2009 г

2. Г.П.Плетнев Автоматизированное управление объектами тепловых электростанций. Москва, Энергоиздат,1981г.

3. Каталог оборудования и устройств Siemens для промышленной автоматизации. http://www.ca01.ru/

4. Г.А. Липатников, М.С. Гузеев. Автоматическое регулирование объектов теплоэнергетики. Владивосток 2007

5. Инструкция по эксплуатации котла ДКВр-10-13

6. Автоматизация участка технологического процесса на базе микропроцессорной техники. Методические указания . Ангарск,2000 г.

Функциональная схема автоматизации



Схема расположения оборудования

Размещено на Allbest.ru

...