Главная Коллекция "Revolution" Производство и технологии Разработка системы автоматического регулирования уровня в сепараторе второй ступени С-2/1 регулированием подачи клапана на узле учета нефти на Федоровском месторождении

Разработка системы автоматического регулирования уровня в сепараторе второй ступени С-2/1 регулированием подачи клапана на узле учета нефти на Федоровском месторождении

Технологические параметры работы участка второй ступени сепарации пластового флюида. Система контроля, регулирования, управления технологическим процессом. Разработка функциональной схемы автоматизации, компоновка средств автоматизации на щитах и пультах.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 14.06.2018
Размер файла 2,1 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Характеристика объекта автоматизации

1.1 Описание технологического процесса объекта управления

1.2. Технологические параметры работы участка второй ступени сепарации пластового флюида

1.3 Контроль технологического процесса

2. Разработка и описание системы контроля, регулирования и управления технологическим процессом

2.1 Анализ структуры существующей системы управления

2.2. Комплекс технических средств нижнего уровня

2.2.1 Выбор средства измерения давления и перепада давления рабочих сред

2.2.2 Выбор средства измерения температуры

2.2.3 Выбор средства измерения уровня

2.2.4 Выбор средства измерения расхода

2.2.5 Выбор средства измерения обводненности нефти

2.2.6 Выбор средства сигнализации концентрации газа

2.3 Выбор вспомогательных элементов автоматизации

2.3.1 Барьер искробезопасности

2.3.2 Модули ввода/вывода аналоговых сигналов

2.3.3 Модули управления приводными механизмами

2.3.4 Блок питания постоянного тока

2.4 Выбор микропроцессорной системы

3. Расчет кабельных трасс

4. Технологическая схема объекта автоматизации

4.1 Характеристика объекта автоматизации

4.2 Структурная схема САР

4.2.1 Построение, запуск и анализ модели САР

4.2.2 Стабилизация контура изменением коэффициента усиления усилителя

4.2.3 Структурно-параметрическая оптимизация САР

4.3. Оценка качества САР

4.3.1. Показатели качества переходного режима

4.3.2 Показатели качества установившегося режима

5. Организационная часть

5.1 Характеристика опасностей производства

5.2 Мероприятия по обеспечению условий безопасности процесса

5.3 Мероприятия по обеспечению условий безопасности и охраны труда обслуживающего персонала

5.4 Классификация технологического блока по безопасности

5.5 Электроснабжение и электрооборудование

Заключение

Список используемых источников

Введение

автоматизация сепарация пластовый флюид

Нефтяная и газовая промышленности представляют собой высокотехнологичные отрасли, базирующиеся на современных достижениях науки и техники. Интенсивный рост мировой добычи и потребления топливно-энергетических ресурсов во второй половине прошлого столетия и в начале нынешнего, происходит в основном за счет нефти и газа как наиболее эффективных и дешевых энергоносителей.

Интенсивное развитие нефте- и газодобывающей промышленности в значительной степени способствовало повышению уровня автоматизации производственных процессов в отрасли. Автоматизация технологических процессов в настоящее время является важнейшим условием ускорения технического прогресса, повышения культуры производства, роста производительности труда. Все существующие и строящиеся промышленные объекты в той или иной степени оснащаются средствами автоматизации.

Получение информации о технологическом процессе возможно при оснащении основных и вспомогательных технологических установок соответствующими датчиками технологических параметров и контрольно-измерительными приборами.

В данном дипломном проекте разрабатывается система автоматического регулирования уровня в сепараторе второй ступени С-2/1 регулированием подачи клапана на узле учета нефти на Федоровском месторождении.

Целью выполнения дипломного проекта является разработка функциональной схемы автоматизации, построение и оформление электрических схем автоматизации, выполнение схемы внешних проводок.

1. Характеристика объекта автоматизации

1.1 Описание технологического процесса объекта управления

В качестве схемы промыслового сбора нефти, нефтяного газа и воды принята однотрубная напорная система, обеспечивающая транспортировку добытой нефти через все технологические объекты, включая и объекты подготовки нефти, за счет устьевых давлений скважины при любом способе их эксплуатации. Напорные двух- и многотрубные системы сбора допускаются лишь на участке от групповых установок до установок подготовки нефти при раздельном сборе соответственно обводненной и необводненной или разносортной нефти. Стремление максимально использовать энергию пласта приводит к тому, что фонтанную скважину переводят на механизированный способ добычи только тогда, когда полностью прекращается фонтанирование. Это приводит к необходимости сооружать дожимные насосные станции (ДНС), совмещенные с сепарационными емкостями. Кроме того, для сбора газа от сепарированного на ДНС, строят промысловые газосборные сети.

В случае большого содержания воды (свыше 30%) транспортируемой жидкости применяются сепарационные установки. Водонефтяная смесь поступает сначала во входные сепараторы СВ-1/1 и СВ-1/2, которые предназначены для отделения основной массы жидкости от газа, одновременно эти аппараты являются гасителями пульсаций газожидкостного потока. Далее жидкость сливается в сепараторы первой ступени С-1/1…С-/4 под действия гидростатического столба жидкости(за счет разности высот установки аппаратов). После сепараторов первой ступени обводненная разгазированная нефть поступает в отстойники О-1 и О-2, где происходит отделение нефти от воды. Частично разгазированная нефть поступает на вход установки предварительного сброса воды типа «Хитер-Тритер» Х/Т-1 и Х/Т-2. Затем нефть со средней обводненностью менее 10% поступает на сепаратор второй ступени С-2/1 и С2/2, где происходит окончательное разгазирование. после этого осуществляется учет нефти по объему, массе (28-280 м3/ч) и подача на нефтепровод. Выделившийся из нефти газ в сепарационных установках и в установке предварительного обезвоживания “Хитер-Тритер” (печь) подается на ГПЗ, а также на факел. Отделившаяся на обезвоживающих установках пластовая вода поступает в резервуары, а затем на кустовые насосные станции, откуда она поступает для закачки в нагнетательные скважины.

1.2 Технологические параметры работы участка второй ступени сепарации пластового флюида

Технологические параметры участка работы второй ступени сепарации пластового флюида (СПФ) в соответствии с требованиями технологического регламента в таблице 1.1. [2].

Таблица 1.1 - Технологические параметры работы второй ступени сепарации пластового флюида

Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима

Номер позиции прибора по схеме

Единица измерения

Допускаемые пределы технологических параметров

Требуемый класс точности измерительных приборов

Функции

1

2

3

4

5

6

Уровень в С-2/1,2

1-1, 3-1

мм

800…2000

0,5

IRA

Давление в С-2/1,2

2-1, 4-1

МПа

0.05 - 0.4

0,2

RA

Обводненность нефти на входе в Х/Т-1 и Х/Т-2

5-1

%

0-100

0,1

IR

Температура нефти на входе в Х/Т-1

6-1

7-1

єС

10-40

0,5

IR

Температура нефти на входе в Х/Т-2

Загазованность в блоке управления Х/Т-1,2

8-1

9-1

% НПВ

0-40

0,5

IRCA

Расход нефти на выходе Х/Т-1,2

10-1

13-1

м3/ч

10-270

0,1

IR

Обводненность нефти на выходе Х/Т-1,2

11-1

14-1

%

0-10

0,5

IR

Температура нефти на выходе в Х/Т-1,2

12-1

15-1

єС

35-50

0,5

IR

Загазованность в насосной для перекачки нефти

16-1

17-1

18-1

мг/м3

0-300

1,0

IRCA

Давление на приеме насосов Н-1/1,2,3

21-1

28-1

35-1

МПа

0.1-0.5

0,2

IRC

Давление на выкиде насосов Н-1/1,2,3

22-1

29-1

36-1

МПа

0.8-2.7

0,52

IRC

Температура заднего подшипника двигателя насоса Н-1/1,2,3

23-1

30-1

37-1

єС

20-70

0,5

IRCA

Температура переднего подшипника двигателя насоса Н-1/1,2,3

24-1

31-1

38-1

єС

20-70

0,5

IRCA

Температура заднего подшипника насоса Н-1/1,2,3

25-1

32-1

39-1

єС

20-70

0,5

IRCA

Температура переднего подшипника насоса Н-1/1,2,3

26-1

33-1

40-1

єС

20-70

0,5

IRCA

Вибрация насосного агрегата Н-1/1,2,3

27-1

34-1

41-1

мм

0-0.1

0,1

IRA

Расход нефти на УУН (1,2 нитки)

42-1

43-1

м3/ч

28-280

0,1

IR

Расход нефти на УУН (контрольный)

44-1

м3/ч

28-280

0,5

IRC

Температура нефти на выходе в нефтепровод

45-1

єС

15-30

0,5

IR

Давление нефти на выходе в нефтепровод

46-1

МПа

1,0-2,0

0,1

IR

Мин. давление нефти на выходе в нефтепровод

46-1

МПа

0.7

0,2

IRA

Обводненность нефти на выходе в нефтепровод

47-1

%

0-10

0,1

IRA

Загазованность в блоке БРХ

48-1

мг/м3

0-300

1,0

IRCA

1.3 Контроль технологического процесса

Перечень контролируемых параметров

· расход нефти по измерительным линиям т/ч, м3;

· суммарный расход по узлу учета т/ч, м3;

· температура нефти, °С;

· давление нефти, МПа;

· плотность нефти, кг/м3;

· объемная доля воды, %;

· перепад давления на фильтрах, МПа;

· степень заполнения контейнера пробоотборника;

· расход жидкости по блоку измерения качества нефти;

· контроль загазованности и пожара в помещении.

Основные функции

Блоки измерительных линий (БИЛ):

· измерение параметров среды: расход, давление, температура;

· регулирование давление и расхода.

Блоки измерения показателей качества (БИК) нефтепродуктов:

· измерение вязкости, содержание влаги, плотности.

Блоки измерения показателей качества газа:

· точка росы по воде и углеводородам, плотность, калориметрические показатели - теплота сгорания, компонентный состав газа.

Трубопоршневая поверочная установка:

· снятие контрольно-метрологических характеристик расходомеров без демонтажа оборудования и прерывания технологического процесса.

2. Разработка и описание системы контроля, регулирования и управления технологическим процессом

2.1 Анализ структуры существующей системы управления

Система автоматизации функционирования узла замера нефти состоит из следующих подсистем:

- подсистема контроля и регистрации;

- подсистема регулирования;

- подсистема сигнализации и блокировок.

На чертеже функциональной схемы автоматизации функционирования узла замера нефти, представлена структура технологического процесса, а так же оснащение его приборами и средствами автоматизации.

АСУ ТП должна иметь гибкую структуру, легко адаптироваться к изменениям и дрейфу характеристик технологических процессов во времени, обеспечивать модификацию алгоритмов решения задач и наборов участвующих в них переменных, конфигурирование схем регулирования и управления. АСУ ТП должна иметь 10% резерв по информационным и управляющим каналам.

По иерархическим признакам структура АСУ ТП должна быть трехуровневой, и строится на основе распределенной архитектуры, как приведено на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Структурная схема автоматизированной системы

Первый уровень - полевой КИП, базирующийся на современной электронной технике и выполняющий следующие функции: первичная обработка информации (фильтрация, линеаризация, проверка на достоверность значений параметров), реализация регулирующих воздействий, двухсторонний обмен данными со вторым уровнем.

Второй уровень - специализированная сеть микропроцессорных контроллеров РСУ и ПАЗ, ориентированная на автоматизированное управление производственными процессами в режиме реального времени и выполняющая следующие функции: сбор информации с нижнего уровня, расчет действительных значений параметров и введение поправок, реализация сложных цифровых алгоритмов и законов регулирования, автоматический контроль состояния технологического процесса, выдача оптимальных управляющих воздействий на нижний уровень управления.

Третий уровень - рабочие станции промышленного исполнения, то есть станция оператора-технолога и станция инженера.

Станция оператора-технолога осуществляет следующие функции: управление в реальном масштабе времени основным и вспомогательным технологическим процессом, ведение базы данных, визуализацию состояния технологического оборудования (мнемосхемы, графики), обработку данных, дистанционное и ручное управление технологическим процессом, сигнализацию вышедших за пределы технологических параметров, формирование и печать протокола нарушений и сообщений, связь с другими системами автоматизации.

Станция инженера выполняет следующие функции: задание уставок блокировки, настройка датчиков, настройка диапазонов значений параметров, настройка регуляторов, отладка программ, настройки мнемосхем, трендов.

Связь между компонентами 1-го и 2-го уровней АСУ ТП должна осуществляться электрическим способом: кодовые, аналоговые и дискретные сигналы. Связь между компонентами 2-го и 3-го уровня должна осуществляться кодовым способом посредством специализированных промышленных компьютерных сетей обеспечивающих полный цикл обмена данными между компонентами в пределах одной секунды. Связь во время управления процессом между контроллерами должна работать в режиме двухсторонней передачи информации - от РСУ к ПАЗ. 3-й уровень АСУ ТП должен иметь программные и аппаратные средства для подключения к информационно-управляющей системе компрессорной станции, организованной на базе протокола Ethernet.

АСУ ТП должна быть ориентирована на работу в жёстком реальном времени, т.е. быть предсказуемой и обеспечивать выполнение всех функций точно в срок.

В качестве АСУ ТП предлагается выбрать распределенную систему управления базирующуюся на применении приборов контроля и управления разработки ПО «ОВЕН».

Преимущества системы на безе приборов и устройств ПО «ОВЕН»:

- безопасные и унифицированные операции на установке;

- универсальный интерфейс для передачи информации управления, безопасности и активов;

- встроенные механизмы, не допускающие информационной перегрузки;

- встроенная сертифицированная защита сетевого управления.

- постоянное развитие с оперативными обновлениями и модификациями;

- интегрированные решения из одного источника для системы управления (РСУ), системы противоаварийной защиты (ПАЗ), встроенная система информационного управления предприятием (PIMS), система SCADA (Мастер SCADA, и контроллерные модули управления процессами на базе ПО CoDeSys.

2.2 Комплекс технических средств нижнего уровня

Для контроля параметров процесса автоматизации блока замерной установки, предусмотрены комплекс технических средств нижнего уровня.

Первичные преобразователи физических величин (температура, давление, уровень сред) предполагается выбирать таким образом, чтобы обеспечить взрыво и пожаробезопасность процесса, т.е., датчики должны быть бесконтактными и обеспечивать взрывобесопасное исполнение.

В качестве первичных преобразователей температуры, давления, управляющих устройств, рекомендуется использовать технологические компоненты, компании «ОВЕН» и др.

2.2.1 Выбор средства измерения давления и перепада давления рабочих сред

Датчики ОВЕН ПД100-ДИ-2,5-115-0,25-EXD, линейки моделей 115 представляют собой преобразователи давления с измерительной мембраной из нержавеющей стали и «полевым корпусом» с кабельным вводом под гибкий кабель 6 - 8 мм.

Данная модель характеризуется повышенной устойчивостью к эксплуатации в тяжелых условиях и наличием взрывозащищенного исполнения 1ExdIICT6Gb.

Технические характеристики преобразователя давления для сложных условий в полевом корпусе ПД100-ДИВ/ДВ/ДА-115 приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Технические характеристики преобразователя давления для сложных условий в полевом корпусе ПД100-ДИВ/ДВ/ДА-115

1

2

Диапазон измерения давления

0,01 - 10 МПа

Наименование

Значение

Выходной сигнал постоянного тока

4...20 мА, 2-х проводная схема

Основная приведенная погрешность

0,25; 0,5 % ВПИ

Диапазон рабочих температур измеряемой среды

-40…+100 °С

Напряжение питания

12…36 В постоянного тока

Сопротивление нагрузки

0…1,0 кОм (в зависимости от напряжения питания)

Потребляемая мощность

не более 0,8 Вт

Устойчивость к механическим воздействиям

группа исполнения V3 по ГОСТ Р 52931

Степень защиты корпуса

IP65

Устойчивость к климатическим воздействиям

УХЛ3.1

Диапазон рабочих температур окружающего воздуха

-40…+80 °С

Атмосферное давление рабочее

66...106,7 кПа

Среднее время наработки на отказ

не менее 500 000 ч

Средний срок службы

12 лет

Межповерочный интервал

2 года

Методика поверки

КУВФ.406230.100 МП

Вес без упаковки

не более 0,5 кг

Штуцер для подключения давления

M20х1,5 по ГОСТ 2405-88, черт.20

Тип электрического соединителя

Кабельный ввод в полевой корпус

Габаритный размер

не более 155х100 мм

Предельное давление перегрузки

не менее 200 % от ВПИ

Схема подключения датчика ОВЕН ПД100 модели 115 к измерительному устройству представлена рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 Схема подключения датчика ОВЕН ПД100 модели 115 к измерительному устройству

2.2.2 Выбор средства измерения температуры

Для измерения температуры сред и объектов, выберем термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом из серии ДТС.И, ДТП.И.

Технические характеристики датчиков приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Технические характеристики

Наименование

Значение

1

2

Номинальное значение напряжения питания (постоянного тока), В

24

Диапазон допустимых напряжений питания (постоянного тока), В

12 - 36

Диапазон выходного тока преобразователя, мА

4 - 20

Вид зависимости «ток от температуры»

линейная

Нелинейность преобразования, %

не хуже ±0,2

Разрядность цифро-аналогового преобразователя, бит

не менее 12

Сопротивление каждого провода соединяющего преобразователь с термометром сопротивления, Ом

не более 30

Сопротивление линии связи с термоэлектрическим преобразователем, Ом

не более 100

Номинальное значение сопротивления нагрузки (при напряжении питания 24 В), Ом

250 ± 5%

Максимальное допустимое сопротивление нагрузки (при напряжении питания 36 В), Ом

1200

Пульсации выходного сигнала, %

0,6

Время установления рабочего режима для преобразователя (предварительный прогрев) после включения напряжения питания, мин

не более 30

Показатель тепловой инерции, сек

не более 20...40

Степень защиты (по ГОСТ 14254)

IP54

Датчики серии ДТС.И, ДТП.И предназначены для непрерывного измерения температуры жидких, паро- и газообразных сред, сыпучих материалов и твердых тел в различных отраслях промышленности и преобразования значения температуры в унифицированный сигнал 4…20 мА по ГОСТ 13384-94.

2.2.3 Выбор средства измерения уровня

Для измерения уровня конденсата в емкостях сепараторов, отстойников и резервуаров товарной нефти выберем поплавковый датчик уровня с аналоговым выходным сигналом 4...20 мА ОВЕН ПДУ-И.

Основные технологические характеристики датчиков уровня ОВЕН ПДУ-И приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Характеристики датчиков уровня ОВЕН ПДУ-И

Наименование параметра

Значение

Электрические параметры

Схема подключения

Двухпроводная

Род питающего тока

Постоянный

Напряжение питания, В

10…36

Выходной сигнал, мА

4…20

Потребляемая мощность, Вт, не более

1

Метрологические характеристики

Диапазон измерений уровня, мм

от 0 до 250...3000
(в зависимости от исполнения)

Дискретность измерения уровня (разрешающая
способность), мм

10

Погрешность измерения уровня, мм

±(10 + 0,01·L ), где L - диапазон измерений уровня

Дополнительная погрешность измерения от температуры,
% на 10 °С, не более

0,2

Конструктивные параметры

Расположение оси крепежного отверстия датчика в
резервуаре

Вертикально

Типоразмер присоединительной резьбы

G2

Размер «под ключ», мм

36

Диаметр наружной оболочки соединительного кабеля, мм

4...8

Сечение соединительных проводов, мм2

0,2…2

Материал рабочей части датчика

Сталь 12Х18Н10Т

Степень защиты по ГОСТ 14254

IP65

Поплавковые датчики уровня ОВЕН ПДУ с взрывозащитой типа «искробезопасная цепь» 0ExiaIICT4Х предназначены для эксплуатации на взрывоопасных производствах или в помещениях и установках, в которых находятся емкости с взрывоопасными средами: всевозможными видами топлива, стоками нефтеперерабатывающих заводов, автопредприятий, химических производств и т.п.

Условия эксплуатации:

· температура окружающей среды от минус 40 до +85 °С;

· температура рабочей среды от минус 60 до +125 °С;

· давление рабочей среды не более 4 МПа;

· плотность рабочей среды не менее 0,65 г/см3;

· рабочая среда должна быть неагрессивна по отношению к контактирующим с ней материалам датчика.

Датчик состоит из полого загерметизированного с обеих сторон металлического стержня, внутри которого расположен измерительный узел - печатная плата с установленными на ней последовательно соединенными резисторами и коммутирующими их магнитоуправляемыми контактами (герконами).

Измерительный сигнал в виде электрического сопротивления, пропорционального высоте подъема поплавка, поступает на нормирующий преобразователь, расположенный в соединительной коробке в верхней части датчика, и преобразуется в унифицированный сигнал постоянного тока 4 - 20 мА, пропорциональный уровню жидкости (высоте подъема поплавка).

2.2.4 Выбор средства измерения расхода

В качестве средства измерения расхода выберем вихреакустический преобразователь расхода Метран 305ПР.

Преобразователь предназначен для измерения расхода, объема воды и водных растворов в заполненных трубопроводах.

Область применения: нагнетательные скважины систем поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях при условии, что материалы конструкции, устойчивы к используемой среде.

Преобразователи предназначены для работы во взрывобезопасных и взрывоопасных условиях.

Основные технические характеристики преобразователя расхода Метран 305ПР:

· измеряемые среды: вода (подтоварная, пластовая), водные растворы вязкостью до 2·106 м2/с (2 сСт);

· диапазон температур измеряемой среды 1…100°С;

· избыточное давление измеряемой среды до 20 МПа;

· диаметр условного прохода присоединяемого трубопровода 50, 100 мм;

· пределы измерений расхода 0,4…200 м3/ч;

· динамический диапазон 1:100;

· предел относительной погрешности измерений объема до ±1,0%;

Выходные сигналы:

· пассивный импульсный типа “замкнуто/ разомкнуто” - оптопара (базовый);

· унифицированный токовый 4-20 (20-4) мА (опция);

· цифровой на базе HART-протокола (опция);

· цифровой на базе ModBus RTU (опция);

· питание от источника постоянного тока стабилизированным напряжением от 16 до 36 В;

· самодиагностика;

· межповерочный интервал - 4 года;

· давление измеряемой среды до 20 МПа.

2.2.5 Выбор средства измерения обводненности нефти

Для контроля обводненности нефти выберем измеритель обводненности второго поколения Red Eye®.

Измеритель обводненности второго поколения Red Eye® использует патентованную технологию оптического датчика для точного измерения во всем диапазоне (от 0 до 100%) концентрации нефти и воды в смешанном потоке. Его высокая точность при всех уровнях обводненности и простота установки и конфигурации позволяют этому уникальному измерителю находить множество применений.

Основные технические характеристики измерителя обводненности Red Eye® приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 Основные технические характеристики измерителя обводненности Red Eye®

1

2

Наименование

Параметр

Питание

от 10- до 30-В пост. тока, 8 Ватт

Материал

Нерж. сталь 316SS (стандартная) или Хастелой

Рабочая температура технологической среды

от 0° до 150°C (стандарт)

Рабочая температура окружающей среды

от -40° до 65°C (стандарт)

Рабочее давление, макс.

2 000 фунт/кв. дюйм при 150°C

Технологическое соединение

стандартная трубная резьба 1 дюйм или, фланец 1-1/2 дюйма (600ANSI или 900ANSI)

Точность

±2% обводненности или 5% чистой нефти

Разрешение

0,1%

Порты связи

RS-232 или RS-485

Входные сигналы расходомера

Импульсный или 4- 20 мА

Выходной сигнал

4- 20 мА, обводненность

Связь

Дистанционный терминал Modbus (стандарт)

Классификация для использования в опасных зонах

XP Класс I, Зона 1, Группы C и D

2.2.6 Выбор средства сигнализации концентрации газа

Для сигнализации и блокировки аварийного режима превышения концентрации газовой смеси на участке магистрального газопровода выберем датчик (сигнализатор) метана (горючих газов) ОВЕН ДЗ-1-СН4.

Детектор превышения уровня (концентрации) горючих (топливных) газов предназначен для автоматического непрерывного контроля содержания природного газа (концентрации метана - СН4 по ГОСТ 5542) и сигнализации о превышении установленного порогового значения довзрывоопасной концентрации природного газа (НКПР) в воздушной среде производственных помещений, технических и административных сооружений.

Сигнализатор представляет собой стационарное настенное устройство непрерывного действия для обнаружения утечек и скоплений горючего газа с конвекционным способом контроля среды. Контроль концентрации СН4 в воздухе прибор осуществляет при помощи металлооксидного полупроводникового чувствительного элемента, принцип действия которого основан на изменении проводимости сенсора в зависимости от концентрации СН4 в воздухе.

Газовый детектор имеет одно выходное устройство - электромеханическое реле с перекидными контактами, которое может управлять внешним оборудованием различного характера: газовым отсечным клапаном, сиреной, дополнительной световой сигнализацией, вентилятором и т.п. Применяемый метод отбора пробы - диффузионный. Контролируемая площадь составляет примерно 50 мІ.

В газосигнализаторе предусмотрен режим имитации аварии, позволяющий проверить работоспособность сигнализации и выходного устройства прибора без применения газовых смесей.

Основные технические характеристики прибора приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Технические характеристики прибора

Характеристика

Значение

Контролируемый газ

СН4 (метан)

Метод отбора пробы

диффузионный

Количество чувствительных элементов (ЧЭ)

1

Тип ЧЭ

полупроводниковый

Диапазон обнаружения, мг/м3

330…6670

Время готовности к работе после включения питания, сек, не более

10

Время реакции (инерционность), сек, не более

3

Период обновления результатов, сек

1

Виды сигнализации

световая, звуковая

Порог срабатывания сигнализации (10 ± 3)% нижний концентрационный порог распространения пламени

(2900 ± 870 мг/м3)

Уровень громкости звуковой сигнализации на расстоянии 1 м, дБ, не менее

70

Количество выходных устройств

1

Тип выходного устройства э/м реле, 250В

АС

Максимальный коммутируемый ток, А

5

Коммутируемая мощность, ВА, не более

500

Диапазон напряжения питания от сети переменного тока, В

100…250,
частота 50±1 Гц

Мощность потребления, ВА, не более

2

Степень защиты оболочки от внешнего воздействия по ГОСТ 14254

IP20

Габаритные размеры, мм

84х84х36

Масса, кг, не более

0,1

Средний срок службы, лет, не менее

10

2.3 Выбор вспомогательных элементов автоматизации

2.3.1 Барьер искробезопасности

Барьер искробезопасности БИА-101 предназначен для обеспечения искробезопасности и питания электрических цепей первичных преобразователей, выходным сигналом которых является токовый сигнал с диапазоном 0...20 мА (4...20 мА) постоянного тока.

Особенности барьера искробезопасности БИА-101:

Гальваническая развязка. Гальваническое разделение входных сигнальных цепей барьера и цепей питания осуществляется посредством применения импульсного трансформатора. Разделение сигнальных цепей входа и выхода достигается применением оптической развязки.

Отличительной особенностью этого барьера искрозащиты является возможность диагностики состояния цепи датчика. Так, в случае использования датчика с выходным сигналом 4...20 мА, по значению входного тока 0 мА может быть опредёлен обрыв цепи датчика. Этому случаю соответствует нулевой уровень сигнала на выходе барьера. В случае, когда входной ток значительно превышает 20 мА (для любого датчика), на выходе барьера присутствует высокий уровень напряжения (около 8 В). По этому значению выходного сигнала барьера можно делать выводы о неисправности датчика, коротком замыкании входной цепи барьера.

Встроенный фильтр низких частот эффективно подавляет сетевые помехи (50 Гц). На промышленных объектах всегда присутствует большое количество источников помех различной интенсивности, таких, как силовые питающие сети промышленных частот, электродвигатели, реле и т.п. Работа всех этих устройств сопровождается созданием помех, которые могут негативно сказываться на работе измерительного оборудования. Наличие фильтра в составе барьера помогает решить подобные проблемы.

Основные технические характеристики приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Основные технические характеристики

Напряжение питания барьера

24 В (18...36 В).

Максимальный ток потребления при напряжении питания 24 В

140 мА.

Максимальная потребляемая мощность

2,4 Вт.

Входной сигнал

0...20 мА (4...20 мА).

Выходной сигнал

0...5 В (1...5 В) или 0...20 мА (4...20 мА).

Напряжение холостого хода

Uo = 24 В.

Ток короткого замыкания

Io = 40 мА.

Напряжение питания датчика при токе 20 мА

не менее 22 В.

Основная приведенная погрешность преобразования

не более ± 0,1 %.

Рабочий диапазон температур

от +5 до +60 °С (исполнение А) либо от ?40 до +70 °С (исполнение Б).

Габаритные размеры

114х99х17,5 мм.

2.3.2 Модули ввода/вывода аналоговых сигналов

Модуль скоростного ввода аналоговых сигналов МВ110-8АС предназначен для преобразования измеряемых аналоговых сигналов в цифровой код и передачи результатов измерения в сеть RS-485 или на ПЛК. Предназначается для построения автоматизированных систем сбора данных в различных областях промышленности, сельского и коммунального хозяйства, на транспорте.

Технические параметры модуля аналоговых сигналов МВ110-8АС приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Технические параметры модуля аналоговых сигналов МВ110-8АС

1

2

Наименование

Значение

Напряжение питания МВ110-220.8АС

от 90 до 264 В переменного тока (номинальное напряжение 220 В) частотой от 47 до 63 Гц

Напряжение питания МВ110-24.8АС

от 21 до 37,5 В постоянного тока (номинальное напряжение 24 В)

Потребляемая мощность, ВА, не более

8

Предел основной приведенной погрешности, %

0,25

Предел дополнительной приведенной погрешности, вызванной изменением температуры на 10 °С в пределах рабочего диапазона температур, %

0,12

Разрешающая способность:

- для диапазонов токов от 4 до 20 мА и от 0 до 20 мА , мкА не более

- для диапазона тока от 0 до 5 мА, мкА не более

- для диапазона напряжения от 1 до 10 В, мВ, не более

4

1

2

Количество аналоговых каналов измерения

8

Входное сопротивление в режиме измерения тока от 0 до 20 мА и от 4 до 20 мА, Ом

от 130 до 250

Входное сопротивление в режиме измерения тока от 0 до 5 мА, Ом

от 130 до 500

Входное сопротивление в режиме измерения напряжения

от 0 до 10 В, кОм, не менее

200

Период обновления результатов измерения по каждому каналу, мс

5 ± 2 %

Выходное напряжение встроенного источника питания

МВ110-220.8АС, В

24 ± 3

Максимальный ток нагрузки встроенного источника питания, А

0,18

Интерфейс связи с мастером сети

RS-485

Максимальное количество приборов, одновременно подключаемых к сети RS-485, не более

32

Максимальная скорость обмена по интерфейсу RS-485, бит/с

115200

Протоколы связи, используемые для передачи информации

ОВЕН; ModBus-RTU;
ModBus-ASCII; DCON

Степень защиты корпуса

IP20 со стороны передней панели,

IP00 со стороны клеммной колодки

Габаритные размеры прибора, мм

(63х110х73)±1

Масса прибора, кг, не более

0,5

Средний срок службы, лет

8

Аналоговые входы прибора могут работать в следующих режимах:

· измерение тока в диапазоне от 4 до 20 мА;

· измерение тока в диапазоне от 0 до 20 мА;

· измерение тока в диапазоне от 0 до 5 мА;

· измерение напряжения в диапазоне от 0 до 10 В.

Модуль работает в сети RS-485 по протоколам ОВЕН, ModBus-RTU, ModBus-ASCII, DCON.

Электрическая прочность изоляции всех групп цепей, исключая группу цепей питания, относительно друг друга - 750 В, относительно группы цепей питания - 3000 В.

2.3.3 Модули управления приводными механизмами

Для управления включением и отключением приводных механизмов двигателей компрессоров и насосов выбираем модуль преобразователей частоты ПЧВ.

Универсальная линейка частотных преобразователей может быть использована для управления приводами на базе асинхронных двигателей в промышленности и ЖКХ. Широкий набор функций для решения базовых задач частотного управления.

Основные функциональные возможности:

· плавный пуск и останов двигателя, в том числе отложенный запуск и пуск под нагрузкой по S-образной характеристике разгона;

· компенсация нагрузки и скольжения;

· вольт-частотный или векторный алгоритмы управления;

· автоматическая адаптация двигателя без вращения;

· автоматическая оптимизация энергопотребления, обеспечивающая высочайший уровень энергоэффективности;

· полная функциональная и аппаратная диагностика и защита работы ПЧВ;

· встроенный сетевой дроссель и дроссель в звене постоянного тока;

· встроенный ПИ-регулятор для управления в замкнутом контуре (поддержание давления, температуры, уровня и т.д.);

· встроенный ПЛК для решения сложных задач управления и позиционирования привода;

· возможность работы с внешними инкрементальными энкодерами, в том числе для поддержания малых частот вращения с большой точностью;

· возможность динамического торможения, в том числе с применением тормозных резисторов.

· гибкая структура управления с возможностью одновременного управления по физическим входам и по интерфейсу RS-485, что обеспечивает удобную интеграцию в современные системы управления и диспетчеризации;

· простая настройка в русскоязычном конфигураторе или с использованием локальной панели оператора. Быстрые меню и готовые конфигурации под типовые задачи.

Основные технические характеристики преобразователя частоты ОВЕН ПЧВ2 приведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8 - Технические характеристики преобразователя частоты ОВЕН ПЧВ2

Наименование

Значение

1

2

Питающая сеть

3 фазы, 380…480 В (5,5…22 кВт)

Выходное напряжение (U,V,W), %

0…100

Выходная частота, Гц

0…200 Гц(VC),

0…400 (U/F)

Цифровые входы,

в том числе импульсные

5

1

Аналоговые входы

2 (1 U/I, 1 I)

Аналоговые выходы

1 I

Релейные выходы

1 (240 В, 2 А)

Протокол RS-485

Modbus RTU

Встроенные источники питания

10 В/15 мА,

24 В/130 мА

Класс защиты корпуса

IP20

Вибропрочность

0,7g

Максимальная относительная влажность

95 % без конденсации влаги

Диапазон рабочих температур

0…40 єС при номинальном выходном токе

-10…+50 єС со снижением выходного тока

Температура при хранении и транспортировке

-20…+70 єС

Максимальная длина экранированного кабеля двигателя

15 м

Максимальная длина неэкранированного кабеля двигателя

50 м

Перегрузочная способность

150 % (60 с),

Тормозной ключ

есть

2.3.4 Блок питания постоянного тока

Для питания первичных преобразователей, модулей ввода-вывода и ПЛК выберем блок питания постоянного тока ОВЕН БП30-С.

Блоки питания ОВЕН БП30-С предназначен для питания стабилизированным напряжением 24 В постоянного тока приборов автоматики и других радиоэлектронных устройств.

Технические характеристики блока питания ОВЕН БП30-С приведены в таблице 2.9.

Таблица 2.9

Технические характеристики блока питания ОВЕН БП30-С

Параметр

Значение

1

2

Входное напряжение:

- переменного тока

- постоянного тока

90...264 В

110...370 В

Частота входного переменного напряжения

47...63 Гц

Коррекция выходного напряжения

22...26 В

Нестабильность выходного напряжения при изменении напряжения питания

±0,2 %

Нестабильность выходного напряжения при изменении тока нагрузки от 0,1 Imax до Imax

±0,25 %

Электрическая прочность изоляции:

- вход - выход (действующее значение)

- вход - корпус (действующее значение)

3 кВ

1,5 кВ

Коэффициент полезного действия

Не менее 85 %

Степень защиты корпуса (со стороны передней панели)

IP20

Условия эксплуатации

Параметр

Значение

Температура окружающего воздуха

-40...+70 °С

Атмосферное давление

86...106,7 кПа

Относительная влажность воздуха (при +25 °С и ниже без конденсации влаги)

не более 80 %

Электрические характеристики

Мощность, Вт

30

Выходное напряжение, В

24

Макс. выходной ток, А

1,25

Амплитуда пульсации выходного напряжения, мВ

120

Преимущества блока питания для тяжелых условий эксплуатации ОВЕН БП30-С:

· сохраняют стабильное выходное напряжение и 100 % выходной мощности в широком диапазоне температур: от -40 до +70 °С;

· выдерживают перегрузку по току до 140 %;

· имеют низкий уровень пульсаций выходного напряжения (< 0,5 % Uвых);

· обеспечивают высокий КПД (более 85 %);

· защищают от КЗ в цепях 24 В постоянного тока;

· не требует дополнительного охлаждения.

2.4 Выбор микропроцессорной системы

В настоящее время существует большое множество различных контроллеров, выпускаемых отечественными и зарубежными производителями.

Выбор контроллеров должен определяться следующими критериями:

- функциональные возможности контроллера должны полностью покрывать круг задач, решаемых при автоматизации данного технологического процесса;

- характеристики контроллера, определяющие его быстродействие должны удовлетворять потребностям автоматического управления;

- количественные характеристики контроллера, определяющие число и типы входов и выходов должны быть оптимально соотнесены с информационными характеристиками процесса;

- коммуникационные характеристики контроллеров, тип сети, используемые протоколы и возможность сопряжения с имеющимися и предполагаемыми;

- объем постоянной и оперативной памяти контроллера должен быть достаточным для размещения и оптимального функционирования прилагаемого программного обеспечения. При этом должны учитываться цены контроллеров и дополнительного оборудования.

Из множества различных контроллеров выбран программируемый контроллер ОВЕН ПЛК 100.

Программируемый логический контроллер ОВЕН ПЛК 100 предназначен:

- для создания систем управления малыми и средними объектами;

- для построения систем диспетчеризации;

- для построения системы управления и диспетчеризации на базе ОВЕН ПЛК возможно как с помощью проводных средств - используя встроенные интерфейсы Ethernet, RS-232, RS-485, так и с помощью беспроводных средств - использую радио, GSM, ADSL модемы.

Конструктивные особенности ОВЕН ПЛК 100:

- контроллер выполнен в компактном DIN-реечном корпусе;

- расширение количества точек ввода\вывода осуществляется путем подключения внешних модулей ввода\вывода по любому из встроенных интерфейсов;

- два варианта питания 220В переменного токаи 24В постоянного тока.

В контроллере изначально заложены мощные вычислительные ресурсы при отсутствии операционной системы:

- высокопроизводительный процессор RISC архитектуры ARM9, с частотой 180МГц компании Atmel;

- большой объем оперативной памяти - 8МБ;

- большой объем постоянной памяти - Flash память, 4МБ;

- объем энергонезависимой памяти, для хранения значений переменных - до 16КБ.

3. Расчет кабельных трасс

Электрическая проводка служит для передачи и распределения электрической энергии от вводного устройства (ВУ) к потребителям.

При монтаже надо учитывать какая электрическая нагрузка будет на проводку, чтобы не допустить перегрева проводов и возможного возгорания. То есть предусмотреть условия охлаждения провода, например, провод, проложенный в трубе будет хуже охлаждаться, чем провод проложенный открыто. Ну и, конечно, правильно выбрать тип провода или кабеля (сечение токоведущих жил, тип изоляции), в зависимости от условий внешней среды.

Рассмотрим процесс выбора кабельных трасс на примере подключения блока питания ОВЕН БП30-С.

Выходные параметры блока питания:

- выходное напряжение, В - 24;

- максимальный ток нагрузки, А - 1,93;

Рассмотрим процесс выбора нужного сечения для провода кабельных трасс на примере подключения датчиков уровня, температуры и давления унифицированного исполнения к источнику питания.

Выходной ток датчиков унифицированного исполнения составляет 4 - 20 мА, напряжение питания датчика - 24 В. Соответственно потребляемая мощность, с учетом того, что ток потребления датчиком нужно взять на 20% выше выходного тока:

(3.1)

Совершим расчет диаметра кабеля для подключения датчика к модулям ввода-вывода с помощью программы «Электрик v 7.8».

В качестве проводника выберем двухжильный кабель, материал медь, коэффициенты, равные 1. Максимальная длина проводника для подключения датчика составляет 560 метров, потери 5%,температура 50є С, осуществим прокладку кабелем в воздухе и в коробах, а также в лотках пучками, потребляемая полная мо...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены