Модернизация системы контроля загазованности котельной

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Применение надёжной системы контроля загазованности - является одним из наиболее эффективных комплексов безопасности. Это залог имущественной и личной безопасности.

Современные системы контроля загазованности представляют собой целый комплекс технических средств, которые своевременно могут обнаружить и устранить проблему или принять меры к её не распространению.

В установке таких систем в первую очередь нуждаются опасные производственные объекты, при возникновении загазованности в которых могут погибнуть люди, а так же это может привести к крупным материальным потерям.

Цель установки таких систем контроля - обеспечение автоматического обнаружения загазованности, своевременное включение систем, информирующих людей о загазованности на объекте, предотвращение возможного взрыва.

Целью моей выпускной квалификационной работы является модернизация существующей системы контроля загазованности, повышения её надёжности в соответствии с принятыми нормами и регламентирующими документами.

Модернизация системы будет проведена с помощью - программируемого логического контроллера «ОВЕН 63», светозвукового табло ПЛАЗМА-Ех-А-С-12/24-К.

Объект на котором производится модернизация, представляет собой - котельную блок контейнерного исполнения работающей на нефти, находящийся по адресу: Удмуртская республика, Дебёсский район, Нефтеперекачивающая станция «Дебёсы».

Перечень принятых сокращений

НПС - Нефтеперекачивающая Станция

ПУЭ - Правила Устройства Электроустановок

ТСП - Термосопротивление

МПСА - Микропроцессорная Система Автоматики

АСУТП - Автоматизированная Система Управления Технологическим Процессом

САУ - Система Автоматического Управления

ПК - Персональный Компьютер

АРМ - Автоматизированное Рабочее Место

БП - Блок Питания

УСО - Удалённая Связь с Объектом

МНС - Магистральная Насосная станция

БРУ - Блок Релейного Управления

НКПР - Нижний Концентрационный Предел распространения

ДГО - Датчик Газовый Оптический

1. Описание и технические характеристики котельной

1.1 Общие сведения

В административном отношении объект «Котельная 2х2 МВт НПС «Дебёсы», УРНУ.» расположен в республике Удмуртия, Дебёсском районе, НПС «Дебёсы». Многолетняя средняя годовая температура воздуха составляет плюс 2,3°С. Наиболее холодным месяцем является январь со средней месячной температурой минус 14°С и абсолютным минимумом минус 47°С. Средняя температура воздуха наиболее холодной пятидневки находится в пределах минус 33-34 ° С.

- Самый жаркий месяц - июль со средней месячной температурой плюс 18,5 ° С. В этот месяц абсолютная максимальная температура воздуха достигает плюс 38 ? С.

- Первые заморозки отмечаются в середине сентября, последние - во второй декаде мая.

- Снежный покров появляется обычно в конце октября, и чаще всего разрушается во время оттепелей. Полностью сходит снежный покров обычно к 10 апреля. В среднем за год отмечается 148 дней со снежным покровом.

- Средняя годовая сумма осадков в пределах района изысканий изменяется от 548 до 570мм.

- Относительная влажность воздуха достигает наибольших значений (83%) в зимнее время, наименьших - в теплое время года (73%).

- Преобладающими в течение большей части года являются ветры юго-восточного направления и в меньшей степени ветры северо-западного направления. Однако в летние месяцы преобладающими являются ветры северного, северо-западного и западного направления. Зимой преобладающими являются ветры южного и юго-восточного направления. Туманы в районе бывают преимущественно в осенний и весенний период.

Территория Удмуртии подвержена гололёдно-изморозевым явлениям.

- Здание II степени огнестойкости.

- Класс ответственности сооружения II.

- Класс функциональной пожарной безопасности - Ф 5.1.

- Класс конструктивной пожарной безопасности - C0.

- Класс конструктивной пожарной безопасности ограждающих конструкций - К0(45).

- По взрывопожарной опасности категория производства - Г.

- Сейсмичность площадки строительства - 6 баллов.

Климатические условия:

- климатический район IВ;

- расчетное значение веса снегового покрова - 3,139 кПа по V снеговому району;

Г.0.0020.12034-СЗМН/ГТП-00.555-БЭ

- нормативное значение ветрового давления - 0,23 кПа по I ветровому району.

Для характеристики климатических условий района проектируемой линии использованы данные многолетних наблюдений метеостанции «Нагорское».

Климат района умеренно-континентальный.

- Абсолютная минимальная температура воздуха - минус 47 °C;

- Абсолютный максимум температуры воздуха - плюс 38 °C.

Расчетные температуры наружного воздуха приняты:

- для отопления, вентиляции и кондиционирования в холодный период минус 34°С

- средняя температура отопительного периода минус 5.8 ?С;

- продолжительность отопительного периода 239 суток

Блочно-модульная котельная является источником теплоснабжения НПС «Дебёсы».

Конструктивные решения:

Котельная представляет собой здание обшитое жёсткими стеновыми и кровельными трехслойными панелями толщиной 100 мм.

Металлическая рама пола с настилом из рифлёной стали, выполнена с утеплением минераловатными плитами.

1.2 Электроснабжение

Предусматривается питание проектируемой блочной котельной от существующего КТП 2х630 кВА I и II секций шин. Расчетная проектируемая нагрузка котельной Рр=66,4 кВт. Для приема и распределения электроэнергии, в блочной котельной, установлено вводно-распределительное устройство (ВРУ) с АВР. Прием электроэнергии осуществляется по двум вводам, кабелями ВВГнг-LS 4х95, запитанных от первой и от второй секций шин КТП 2х630 кВА. Номинальный ток ВРУ- 2x160А. С целью защиты от поражения электрическим током, уравнивания потенциалов,защиты от опасных воздействий молнии выполняется комплексное заземляющее устройство(КЗУ), общее для проектируемой площадки, состоящее из заземлителей и защитных проводников. Система заземления выполнена по ГОСТ 50571.2-94 TN-C-S.

1.3 Расчетные данные автоматов защиты

Автоматического выключатели для защиты цепей питания выбраны по следующим параметрам:

- Уставка номинального рабочего тока теплового (полупроводникового) расцепителя, которая должна быть на 20% больше номинального тока нагрузки:

Iтр? 1,2? Iном н (1.1)

-Уставка срабатывания электромагнитного расцепителя, должна быть на 20% больше пускового тока нагрузки:

Iэр? 1,2? Iпус н (1.2)

номинального напpяжения:

Uном а?Uном с (1.3)

Где: -Iтр - уставка номинального рабочего тока теплового расцепителя, А;

-Iэр - срабатывания электромагнитного расцепителя, А;

-Iном н - номинальный ток нагрузки, А;

-Uном а - номинальное напряжение автоматического выключателя, В;

-Uном с - номинальное напряжение сети, В.

Для электропривода задвижки при работе от сети с учетом данных расчетной потребляемой мощности:

Iном н = 0,7 А (максимальный ток ЭПЦ-100);

Uном с = 380 В.

Автоматический выключатель ввода ЭПЦ-100:

Iтр = 0,7?1,2=0,84 А;

Uном а = 400 В.

Таким образом с учетом селективности выбираем ток уставки для автомата ввода для ЭПЦ-100 равным 4 А. Для оценки времени отключения выключателей при коротких замыканиях и перегрузках воспользуемся время токовой характеристикой автоматических выключателей.

Режим котельной - без постоянного присутствия обслуживающего персонала.

Нормативная температура внутри котельной не менее 12°С осуществляется за счет теплоизбытков от технологического оборудования, трубопроводов и агрегатов воздушного отопления мощностью 25кВт. Теплоноситель в агрегате воздушного отопления - горячая вода.

При понижении наружной температуры ниже расчётной, внутренняя температура будет поддерживаться в пределах нормы при помощи второго агрегата воздушного отопления. При достижении температуры в обратном трубопроводе отопительного агрегата ниже допустимого значения (t<+25°С) вентилятор отопительного агрегата будет автоматически выключен. Работа отопительного агрегата восстановится после достижения необходимой температуры теплоносителя (t>+25°С) в обратном трубопроводе. При понижении температуры в помещении котельной ниже допустимой предусматривается электрокалорифер. Предусматривается приточно-вытяжная вентиляция котельного зала. В котельном зале приток воздуха - естественный. Приточный воздух поступает через три воздухозаборные решетки общей площадью 0,84 м системы притока воздуха, встроенные в стену на высоте 2,0 м от пола котельной.

В приточных отверстиях установлены клапаны воздушные с ручным управлением лопаток. Котельная работает без постоянного присутствия обслуживающего персонала, система приточной вентиляции обеспечивает приток воздуха в количестве необходимом для горения в соответствии с п.16.9 СНиП II-35-76 «Котельные установки» (Изменение №1) и трёхкратного воздухообмена. Вытяжная вентиляция котельного зала рассчитывается из условия обеспечения трехкратного воздухообмена в котельном зале. Удаление воздуха из рабочей зоны осуществляется вентиляторами горелок, забирающими воздух на горение. Удаление воздуха из верхней зоны предусматривается системой естественной вентиляции через три дефлектора DN315 мм.

котельная автоматизация контроллер загазованность

1.4 Автоматизация

При проектировании системы автоматизации выполнены требования, нормативных документов и правил взрывопожаробезопасности, экологических, санитарно-гигиенических норм, действующих на территории РФ. Технические решения, принятые в проектной документации, обеспечивают безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных проектной документацией мероприятий. Система автоматизации соответствует требованиям РД-35.240.50-КТН-109-13 «Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Основные положения». Система автоматизации обеспечивает непрерывный контроль соответствия текущих значений технологических параметров допускаемым значениям, выполняется для всех измеряемых параметров, обеспечивающих безопасную эксплуатацию технологического оборудования. Отклонение параметров режима работы котельной и оборудования от нормативных значений, изменение состояния оборудования, срабатывание защит сопровождается звуковой и визуальной сигнализацией в операторной (НПС «Дебёсы»). Все приборы и средства автоматизации имеют соответствующую взрывозащиту для применения в зоне В-1а по ПУЭ, сертификаты Госстандарта России об утверждении типа средства измерения, разрешение Ростехнадзора на их применение. Подключаемое электрооборудование, устанавливаемое во взрывоопасных зонах согласно ГОСТ Р 51330.9-99, должно соответствовать ГОСТ Р 51330.0-99. Комплекс соответствует требованиям безопасности по ГОСТ Р МЭК 60950- 23-2011 и по способу защиты человека от поражения электрическим током должно относиться к классу 1 по ГОСТ 25861-83. Требования безопасности к составным частям оборудования в отношении изоляции токоведущих частей, блокировок и защитному заземлению должны соответствовать ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ Р МЭК 60950-23-2011 и ГОСТ 25861-83.

Конструкция устройств исключат возможность попадания в процессе эксплуатации электрических напряжений на наружные металлические части. Металлические части изделий, доступные для прикосновения к ним при контроле и эксплуатации (включая регламентные работы), которые могут оказаться под напряжением в результате повреждения изоляции не имеют других видов защиты, подлежат защитному заземлению по ГОСТ 12.1.030-81. Все внешние части устройств, находящиеся под напряжением по отношению к корпусу и (или) общей шине питания, должны иметь защиту от случайных прикосновений персонала при контроле и эксплуатации. Рукоятки органов управления, настройки, регулировки в цепях напряжением свыше 42В изготовлены из изоляционного материала или имеют изоляционное покрытие.

Устройства, подключаемые к питающей сети или источникам питания с напряжением свыше 42В, имеют сигнализацию, фиксирующую подачу питающего напряжения, имеются указатели положения переключателя напряжения, выключатель сети питания соответствует напряжению питающей сети, коммутируемой мощности и обеспечивает двухполюсную коммутацию. Защитные устройства, предотвращающие прикосновение к токоведущим частям с рабочим напряжением, превышающем 42В, имеют надписи или знаки, предупреждающие обслуживающий персонал об опасности. Предупреждающие надписи и знаки соответствуют ГОСТ Р 12.4.026-2001, ГОСТ 12.4.040-78.

Устройства, требующие заземления, присоединенны к общему контуру заземления объекта, с сопротивлением растеканию тока заземлителей не более 4 Ом согласно ГОСТ 12.1.030-81. Переключатели и другие органы управления, состояние которых может повлиять на безопасность персонала, имеют маркировку, обозначающую выполняемые ими функции. Корпуса блоков, входящих в состав аппаратуры, предназначенной для установки в шкаф пользователя, имеют устройства для подключения защитного заземления. На корпусе около устройства защитного заземления нанесен знак заземления.

В эксплуатационную документацию на оборудование с рабочим напряжением, превышающим 42В, включены требования безопасности при контроле, эксплуатации (включая техническое обслуживание) и ремонте изделий.

По пожарной безопасности комплекс соответствует ГОСТ Р МЭК 60950-23-2011( п.п. 4.7).

Для защиты обслуживающего персонала от поражения электрическим током при повреждении изоляции и уменьшения вероятности возникновения аварийных ситуаций выполнено защитное заземление металлических корпусов щитов, металлических корпусов приборов, аппаратов управления и сигнализации, металлических оболочек и брони кабелей, гибких вводов, стальных защитных труб, металлических лотков, кабельных конструкций в соответствии с ПУЭ. В качестве заземляющих проводников используются специальные проводники, нулевые жилы кабелей, специально проложенную стальную полосу 4х40 мм.

Эксплуатационный контроль за техническим состоянием зданий, сооружений проводится в период эксплуатации таких зданий, сооружений путем осуществления периодических осмотров, контрольных проверок и (или) мониторинга состояния оснований, строительных конструкций, систем инженерно-технического обеспечения и сетей инженерно-технического обеспечения в целях оценки состояния конструктивных и других характеристик надежности и безопасности зданий, сооружений, систем инженерно- технического обеспечения и сетей инженерно-технического обеспечения и соответствия указанных характеристик требованиям технических регламентов, проектной документации.

1.5 Приборы и средства автоматизации

В автоматизации используются средства, выпускаемые заводами и производственными объединениями России. Все приборы и средства автоматизации имеют соответствующую взрывозащиту для применения в зоне В-1г и В-1а, сертификаты Госстандарта России об утверждении средства измерения и разрешение Ростехнадзора России на применение. Для дистанционного измерения температуры используются термопреобразователи сопротивления взрывозащищенного исполнения, ТСП-100П.

- Для местного контроля давления используются манометры показывающие.

-Для сигнализации давления используются реле давления с выходным сигналом «сухой контакт».

-Для отображения давления используются датчики давления компании Метран.

-Для измерения уровня в топливных емкостях используется уровнемер взрывозащищенного исполнения.

-Для сигнализации уровней в топливных емкостях используется сигнализатор уровня жидкости поплавковый взрывозащищенного исполнения с искробезопасной цепью.

-Для отображения текущего уровня нефти в топливных емкостях предусматривается выносной индикаторный блок.

-Для отображения загазованности в котельной используется-газоаналитическая система СГАЭС-ТН.

1.6 Размещение и монтаж средств автоматизации

Комплекс технических средств локальной автоматики котельной расположен в блок-боксе котельной и поставляется комплектно. Существующая МПСА НПС расположена в помещении операторной. Датчики, аппаратуру управления и сигнализации установленны в местах, удобных для периодического и постоянного наблюдения и обслуживания. Средства автоматизации, монтируемые на трубопроводах и технологическом оборудовании, установлены с помощью закладных деталей, рекомендуемых в нормативных документах и инструкциях на приборы заводов-изготовителей, а также с использованием штуцеров, встроенных в технологическое оборудование.

1.7 Заземление средств автоматизации

Электрооборудование, защитные трубы и лотки для прокладки кабелей заземляются согласно ПУЭ (пункты 1.7.1-1.7.146, изд. 7, пункты 7.3.132-7.3.141, изд. 6), ТИ.4.25088.17000. Все проводящие части средств автоматизации должны быть подключены к системе заземления. Заземление корпусов приборов и защитных труб выполняется медным защитным проводником сечением 4,0 мм? с присоединением к проектируемому контуру заземления.

1.8 Питание средств автоматизации

Технические средства системы автоматизации относятся к электроприемникам особой группы I категории надежности электроснабжения.

2. Назначение и функции АСУТП

АСУТП (автоматизированная система управления технологическим процессом) представляет собой сложную многоуровневую человеко-машинную систему управления различными технологическими процессами. Создание САУ (системы автоматического управления) осуществляется с использованием автоматических информационных систем сбора данных и вычислительных машин.

Система обеспечивает дистанционный контроль и управление оборудованием с автоматизированных рабочих мест оператора, и архивирования информации с целью последующего использования для анализа и формирования отчетной документации.

САУ позволяет улучшить и повысить оперативность управления и качества ведения технологических режимов, улучшить характеристики технологических процессов и работы технологического оборудования. А также повысить производительность и улучшить условия труда персонала и снизить затраты на ремонт оборудования за счет оперативного выявления его неисправностей.

АСУТП выполняет функции:

-Информационные;

-Управляющие;

-Дополнительные.

К информационным функциям относятся:

-Сбор информации о технологических параметрах и состоянии оборудования.

-Фильтрация входных сигналов от высокочастотных помех измерения.

-Пересчет сигналов в физические величины.

Контроль технологических параметров на физическую достоверность, на соответствие технологическому регламенту, на достижение аварийных границ.

-Косвенные измерения параметров.

-Оценка состояния оборудования.

Ручной ввод информации в систему с использованием пульта оператора или клавиатуры.

-Обмен информацией между вычислительными средствами АСУТП (контроллеры, станции распределенной периферии, рабочие и инженерные станции, серверы).

-Формирование и выдача сигналов световой и звуковой сигнализаций.

-Визуализация информации в удобном для оперативного персонала виде.

-Архивирование информации о ходе технологического процесса, о нарушениях технологического регламента, о возникновении аварийных ситуаций.

-Ведение базы данных реального времени.

-Обмен данными со смежными и вышестоящими системами управления.

-Формирование сменных и суточных отчетов.

К управляющим функциям относятся:

-Определение и реализация оптимального режима функционирования каждого из технологических агрегатов.

-Стабилизация технологических параметров (давлений, температур, уровней).

-Программное управление изменением технологических параметров.

-Поддержание определенного соотношения между параметрами.

-Логическое управление оборудованием (например, при достижении заданного уровня воды в емкости № 1, выключить насос № 1, включить нагреватель емкости № 1, проверить уровень в емкости № 2, если он ниже нормы, включить насос № 2).

-Пуск и останов отдельных агрегатов и технологической линии в целом.

-Аварийное отключение (например, отсечка подачи газа на горелку при снижении давления в газовой магистрали, продувка камеры сгорания воздухом).

3. Системы микропроцессорной автоматики

3.1 Состав системы

Микропроцессорная система автоматики (МПА) представляет собой гибкие распределенные системы, состоящие из компонентов различных производителей и обладающие возможностью расширения, как в количественном, так и качественном отношении (масштабируемостью).

Система МПА представлена взаимодействующими между собой компонентами, расположенными на разных по функциональному назначению уровнях (см. рис.).

Рис. 3.1 Структурная схема МПА

-Нижний уровень - датчики (преобразователи, реле) и исполнительные механизмы (магнитные пускатели).

-Средний уровень - уровень ПЛК (программируемый логический контроллер)

-Верхний уровень - система отображения технологического процесса (АРМ оператора, АРМ инженера, находящиеся в операторной или МДП).

3.2 Краткое описание работы системы

Первичная информация о технологических параметрах, параметрах состояния оборудования, помещений НПС, окружающей среды, формируемая с помощью аналоговых измерительных приборов (датчиков давления, перепада давления, температуры, вибрации, силы тока, уровня) и сигнализирующих приборов релейного типа (датчиков-реле напора, сигнализирующих манометров и реле давления, сигнализаторов уровня).

Далее она поступает на модули ввода, соответственно, аналоговых или дискретных сигналов контроллера.

Модули ввода аналоговых сигналов преобразуют токовые или потенциальные сигналы в цифровой код для обработки в процессоре контроллера. Модули ввода дискретных сигналов преобразуют состояния “включено / выключено” входных цепей в уровень сигналов, необходимых для работы контроллера.

На основании этих данных контроллер исполняет свою логику и выдает управляющие воздействия. Через определенный промежуток времени (порядка 200мс) контроллер вновь опрашивает свои входы и повторяет цикл своей работы, с уже обновленными данными, и так далее. Таким образом, контроллер работает циклически. Время исполнения одного цикла логики контроллера называется временем сканирования.

Собранные от датчиков данные о состоянии управляемого объекта контроллер по линии связи периодически передает рабочей станции ВУ. Там они в удобной для восприятия форме предоставляются оператору

Нижний уровень:

Датчики выдают контроллеру информацию об объекте управления посредством аналоговых (AI) и дискретных (DI) входных сигналов. Исполнительные механизмы получают от контроллера управляющее воздействие в форме дискретных и аналоговых выходных сигналов.

Дискретный входной сигнал (DI) - стандартный сигнал напряжения, имеющий два значения: высокого потенциала (обычно 24В) и низкого потенциала (обычно 0В). Датчик, установленный на технологическом оборудовании, снабжен реле (сигнализатором), которое при определённом значении контролируемого параметра замыкает (размыкает) контакт, формируя тем самым сигнал. В микропроцессорных системах автоматики этот сигнал поступает на модуль (блок) ввода (входа) дискретного сигнала.

Аналоговый входной сигнал (AI) - стандартный токовый сигнал либо сигнал по напряжению, изменяющийся в определенном диапазоне.

Стандартные диапазоны сигналов, используемых в промышленности:

4..20мА токовый сигнал;

0..20мА токовый сигнал;

0..5мА токовый сигнал;

0..10В сигнал напряжения;

0..1В сигнал напряжения;

В системе МПА НПС используется стандартный токовый сигнал 4..20мА. Для преобразования измеряемого технологического параметра в стандартный аналоговый сигнал, удобный для передачи в систему автоматики, датчики имеют специальные вторичные преобразователи.

В микропроцессорных системах автоматики этот сигнал поступает на модуль (блок) ввода (входа) аналогового сигнала. Исполнительные механизмы управляются контроллером посредством выходных дискретных сигналов (DO).

В большинстве случаев исполнительным устройством, обеспечивающим включение оборудования, является обмотка магнитного пускателя.

Выходной аналоговый сигнал (AO) чаще всего используется для осуществления функции регулировании. Это стандартный токовый сигнал либо сигнал напряжения, изменяющийся в определенном диапазоне. В системе МПА НПС данный сигнал формируется модулем аналогового вывода контроллера и подается, например, на вход задания уставки САР. Оператор задает уставку со своего АРМ, новое значение уставки передается контроллеру, который преобразует его в стандартный токовый выходной сигнал 4..20мА и выдает его САР. Таким образом осуществляется воздействие оператора на процесс регулирования.

Средний уровень:

Основой микропроцессорной системы управления МПА является программируемы логический контроллер ПЛК.

Программируемый логический контроллер (ПЛК) является специализированным микропроцессорным устройством управления, предназначенным для обработки сигналов от внешних устройств и управления подключенными к нему исполнительными механизмами в соответствии с заданной программой.

Обобщенная структура ПЛК состоит из следующих элементов:

-Блок питания - обеспечивает преобразование сетевого напряжения к уровню, необходимому для нормальной работы всех составляющих частей ПЛК;

-Центральный процессорный модуль (CPU)- содержит цифровой микропроцессор и память;

-Модули ввода - подключаются к полевым датчикам (кнопки, переключатели выбора, концевые выключатели, датчики давления и т.д.) и осуществляют преобразование сигналов во внутреннюю форму представления, с которой оперирует CPU;

-Модули вывода - осуществляют преобразование и передачу формируемых CPU сигналов на исполнительные устройства (магнитные пускатели, уставки САР).

Все элементы ПЛК связаны между собой посредством внутренней общей шины, которая нормальным образом включает в себя шину данных, адресную шину и шину управления.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 3.2 Общая структура ПЛК

Центральный процессорный модуль:

(CPU)- содержит цифровой микропроцессор и память. CPU считывает преобразованные входные данные, выполняет находящуюся в памяти логическую программу и пересылает соответствующие выходные сигналы на исполнительные устройства.

В функции CPU входит также осуществление обмена данными с другими устройствами управления в рамках локальных сетей или в рамках единичной связи между двумя устройствами (Point-to-point). В небольших моделях ПЛК коммуникационные функции осуществляет тот же микропроцессор, который выполняет логическую программу. В высокопроизводительных ПЛК CPU может содержать дополнительный коммуникационный микропроцессор или имеется отдельный микропроцессорный коммуникационный модуль - Comm-процессор.

Память контроллера:

Память контроллера в зависимости от назначения подразделяется на три типа:

Flash-память (ПЗУ) - энергонезависимая память предназначенная для хранения операционной системы (совокупность супервизорных программ, которые устанавливают идентичность данного ПЛК).

Эти программы:

-Определяют язык программирования, на котором пишется программа пользователя;

-Осуществляют управление памятью CPU для различных целей;

устанавливают порядок обработки и хранения данных в ПЛК.

Память программы пользователя - предназначена для хранения таблиц конфигурации системы (Режим работы ПЛК, параметры коммуникационных портов, таблицы параметров поддерживаемых CPU модулей ввода-вывода, диспетчер сегментов логики пользователя, таблицы блока STAT и т.д.), специальных загружаемых функций и, собственно, программы логики пользователя (алгоритмы управления НПС).

Память данных пользователя - все входы и выходы ПЛК имеют соответствующее отображение (ссылки) в памяти данных, которая организована в виде отдельных дискрет и 16-битовых регистров. Кроме того, свои ссылки имеют некоторые внутренние узлы релейно-контактной логики пользователя. Таблица текущих ссылок называется как таблица Status RAM.

Для возможности распознавания фронтов сигналов в памяти данных сохраняются таблицы истории всех дискрет и входных регистров. Ручная установка значений дискрет может осуществляться с помощью таблицы разрешения/запрета (ENABLE/DISABLE).

ПЗУ ОЗУ

Рис. 3.3 Память контроллера

Все контроллеры имеют защиту от возможных сбойных ситуаций и надёжную изоляцию. Соблюдение процедур запуска и отключения контроллера помогает предохранить системную память, память состояния и аппаратуру от повреждения из-за неполадок с напряжением в сети. Память программа пользователя и память данных располагаются в ОЗУ, поддерживаемого литиевой батареей или специальным буферным конденсатором. Долгоживущая литиевая батарея подпитывает системную память и память состояния в случае проподания сетевого напряжения. При восстановлении напряжения автоматически выполняется серия диагностических тестов, проверяющих соответствие сохранённых значений имевшимся в момент отключения питания.

Организация канала ввода вывода:

Прикладная логика размещается в контроллере и обрабатывается им, реализует результаты своей работы посредством модулей ввода вывода. Эти модули подключаются к датчикам и исполнительным устройствам при помощи кабелей, а к контроллеру - при помощи магистрали ввода вывода, и образуют вместе с ним законченную управляющую систему.

Модули ввода вывода:

-Модуль ввода воспринимает сигналы от подключенного датчика, изолируя их от контроллера, и преобразует уровни напряжения или тока в цифровую форму. Воспринимаемую программой.

-Модуль вывода воспринимает цифровую информацию из контроллера, преобразует её в уровни напряжения или тока, изолируя их от контроллера, и передаёт её исполнительному устройству.

-Датчики и исполнительные устройства подключаются к модулям ввода вывода, которые выполняют приём и передачу данных и программу и из неё. Нужные модули подбираются по типу и уровню сигнала на стадии проектирования.

Различают модули:

-Дискретного вывода, преобразующих цифровые сигналы контроллера в дискретно изменяющиеся уровни выходных сигналов, используемых для управления реле, лампами, электромагнитами и т.п.; аналогового ввода,

преобразующих 4096 градаций плавно изменяющихся уровней входных сигналов, поступающих от датчиков давления, температуры или уровня, в цифровые сигналы контроллера;

- Аналогового вывода, преобразующих цифровые сигналы контроллера в 4096 градаций плавно изменяющихся выходных сигналов, используемых, например, для задания уставок регулирования САР; особого назначения, разработанные для конкретных целей, таких, как коммутация, скоростной счет или слежение за температурой; интеллектуальные, разработанные для конкретных приложений, требующих двустороннего обмена данными с собственных средств их обработки.

Система отображения верхнего уровня (ВУ)

Верхний уровень - уровень представления информации оператору и диспетчеру. Уровень содержит компоненты, обеспечивающие визуализацию и архивирование параметров технологического процесса, воздействие персонала на технологический процесс как при непосредственном подключении вычислительных средств, к промышленной сети, так и при использовании средств связи, ТМ для удаленного управления (из РДП). В уровень представления информации также входят средства аварийного управления оборудованием такие как БРУ, позволяющие отключить агрегаты при неисправности контроллера управления.

Аппаратное обеспечение верхнего уровня:

Современные системы МПА предполагают использование в качестве системы верхнего уровня АРМ оператора на базе персонального компьютера в составе:

-Монитор;

-Системный блок;

-Манипулятор “мышь”;

Клавиатура;

-Источник бесперебойного питания;

-Колонки.

-Для обеспечения надежности работы системы отображения используется резервирование аппаратных средств ВУ.

Программное обеспечение верхнего уровня:

Программное обеспечение верхнего уровня система отображения СО (прикладное ПО РС АРМ оператора-технолога), разработанное на основе SСADA-пакета, реализует отображение информации на экранах мониторов ПК (видеокадры, табличные формы, графики) для выполнения технологического мониторинга.

В состав ПО включаются:

-Прикладные задачи управления и контроля технологическим процессом и оборудованием НПС;

-Задачи отображения видеокадров на цветном мониторе;

-Задачи формирования табличных форм отображения и печати информации;

-Задачи формирования архивной информации;

-Задачи формирования трендов по измеряемым параметрам;

-Задачи формирования журнала событий и системного журнала;

специальные задачи.

3.3 Условия доступа к системе

Доступ в систему осуществляется по пяти уровням (см. таблицу 3.1)

Таблица 3.1 Уровни доступа

Уровень	Должностное лицо	Объём доступа
уровень 1	чужой	только просмотр;
уровень 2	оператор.	На уровне оператора НПС допускается управление технологическим процессом и оборудованием НПС без корректировок уставок срабатывания зашит и установки масок и симуляции;
уровень 3	инженер	Позволяет выполнять корректировку уставок срабатывания общестанционных и агрегатных защит, корректировку временных уставок и установку масок и симуляции;
уровень 4	инженер САР	Позволяе выполнять только корректировку уставок системы регулирования давления;
уровень 5	администратор	Позволяет выполнять функции администрирования системы - корректировку работы и наладку отдельных модулей системы, изменение алгоритма управления процессом и т.д.

3.4 Самодиагностика системы

На верхнем уровне системы отображения информации присутствует экран отображающий работу средств связи, периферийных элементов, позволяющий вести контроль за работоспособностью средств сбора и обработки информации.

В верхней части любого экрана в секции диагностика всегда отображается диагностика состояния системы ( контроллера-«М-1» и «М-2», блоков питания-«БП», системы контроля вибрации-«Аргус»). При исправном состоянии устройств его название отображается белым текстом на сером фоне, при отказе устройства - белым текстом на красном фоне.

Доступ к экрану самодиагностики системы производиться путём щелчка на кнопке диагностика в верхней части экрана или выбором соответствующего пункта меню из списка видеокадров.

Отображаемая на мониторе мнемосхема (см.рис.) воспроизводит в упрощённом виде конфигурацию системы автоматизации НПС и содержит следующую информацию:

-расположение шкафов УСО1.1, УСО1.2, УСО1.3, УСО1.4,УСО1.5, БРУ, УСО2, систем вибрации «АРГУС», телемеханики, загазованности, пожаротушения на объектах НПС;

- информацию по состоянию модулей по выбранному шкафу УСО;

- состояние выходов или входов выбранного модуля(см.рис.)

- состояние блоков бесперебойного питания;

- состояние сетей RIO и Modbus Plus.

3.5 Блок ручного управления МНС

Для резервирования основных функций защит НПС - тревожной сигнализации и защитных отключений, а также пожаротушения в состав СА включён блок ручного управления (БРУ). БРУ позволяет контролировать основные параметры НПС и управлять жизненно важными объектами НПС в случае неисправности МПА. БРУ устанавливается в операторной НПС и предусматривает световую сигнализацию непосредственно от источников следующих сигналов:

- аварийного давления на приёме, в коллекторе и на выходе МНС;

- пожар;

- загазованность;

- аварийный уровень в емкостях сбора утечек и сброса ударной волны;

На БРУ МНС расположены кнопки подачи непосредственно на ИУ ( магнитные пускатели агрегатов или соленоиды масляных выключателей) следующих команд управления:

- аварийного отключения НПС;

- аварийной остановки магистральных и подпорных насосных агрегатов;

- включение пожарных насосов;

- открытие задвижек на линии подачи пены;

- закрытие задвижек подключения МНС к нефтепроводу

Рис. 3.3 Экран самодиагностики системы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 3.4 Экран самодиагностики модулей ввода/вывода

4. Применяемая система контроля загазованности

Система СГАЭС-ТН состоит из датчиков контроля загазованности и порогового устройства УПЭС

Рис. 4.1 Структурная схема

4.1 Назначение

Система используется как автономно, так и в составе АСУТП промышленных предприятий для контроля воздуха рабочей зоны в точках на различном расстоянии друг от друга. В случае превышения в данных точках заданных порогов срабатывания система подает сигналы как световые и звуковые, так и команды на исполняющие механизмы (внешние системы оповещения, включение вентиляции, остановка насосов или агрегатов и т.д.). К пороговому устройству УПЭС-30 (40) могут подключаться датчики СГО, ДГО, ССС-903 (с любым типом сенсоров). Также возможно подключение извещателей пламени ИПЭС.

4.2 Технические характеристики

Таблица 4.2 Технические характеристики.

Количество каналов: -по аналоговому (4-20мА) - по цифровому (RS 485)	1-16 От 1до 480
Количество программируемых порогов срабатывания	2-3
Вид сигнализации	Световой, звуковой, «сухой контакт»
Длинна линии связи между датчиками и базовым блоком	До 1200м и до 5000 м по RS 485
Приём и передача данных (каналы связи)	RS 485/422, RS 232/USB,4-20 мА, «сухой контакт»
Питание	220 В, 50Гц
Определение обрывов линии и неисправностей	Автоматическое

Преимущества:

- повышенная точность контроля концентраций газов по входу до ± 0,1% НКПР

- полная автономность и взаимозаменяемость каналов

- повышенная надежность источников питания

- улучшенная помехозащищенность системы

- копирование настроек каналов кнопками

- перенастройка каналов кнопками

- программирование УПЭС потребителем без использования программатора и - нестандартных кабелей через RS-232 или RS-485

- предусмотрена регулировка порогов до 100% НКПР

- предусмотрена установка "0" и чувствительности при эксплуатации системы

4.3 Функциональная схема УПЭС

Состав системы:

- Б.П- сетевой блок питания

- ЦП- Центральный процессор Модуль интерфейса

- 1-8 - Модуль канала ( 1 модуль - 2 канала) - Датчик ДГО

- Персональный компьютер

4.4 Устройство и работа УПЭС

УПЭС принимает унифицированный токовый сигнал, изменяющийся в диапазоне от 0 до 24 мА, производит измерение этого сигнала и сравнение результатов измерений с уставками (порогами) для каждого канала. В случае превышения измеренного значения тока заданного значения уставки УПЭС формирует выходные сигналы, сигнализирующие о появлении тревожной ситуации на объекте контроля. Каждому каналу соответствует группа светодиодов:

1 зеленый - канал включен;

3 красных - превышение заданных порогов;

1 желтый - канал неисправен.

Светодиоды располагаются на лицевой панели УПЭС. Кроме того, на лицевой панели расположен двустрочный люминесцентный дисплей по 16 символов в строке, обеспечивающий выдачу визуальной информации о функционировании устройства. Под дисплеем расположена функциональная клавиатура, содержащая четыре клавиши, для ручного управления. На выходе УПЭС установлены "сухие контакты" на замыкание для 1-го и 2-го порогов каждого канала, а также один общий "сухой контакт" для 3-го порога всех каналов, обеспечивающие коммутацию тока до 2 А при напряжении переменного тока 220 В. На задней стенке УПЭС расположены винтовые клеммные соединители для подключения кабелей от преобразователей и внешних исполнительных устройств (вентиляторы, задвижки, зуммеры и т.п.). Здесь расположены также разъемы для подключения сетевого и резервного электропитания и связи с персональным компьютером с помощью стандартных каналов связи RS-232C и RS-485. Конструктивно УПЭС представляет собой унифицированный каркас размером 3U ? 19" (482?266?132 мм) и построено по магистрально-модульному принципу. В каркасе размещаются модуль питания, модуль контроллера и до восьми двухканальных модулей сигнализаторов на три порога сигнализации для каждого канала.

4.5 Назначение ДГО

Преобразователи газовые оптические ДГО, предназначенные для не прерывного измерения и преобразования уровней загазованности в местах возможного появления метана, пропана или паров нефтепродуктов (по метану или пропану) в унифицированный сигнал постоянного тока в составе сигнализаторов и газоанализаторов горючих газов и паров. Область применения - взрывоопасные зоны помещений и наружных установок вблизи технологического оборудования насосных станций магистральных газо- и нефтепроводов, резервуарных парков, наливных эстакад и т.д. согласно ГОСТ Р 51330.13 - 99 и другим нормативным документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных зонах подгрупп IIА, IIВ, IIС температурных классов Т1-Т4 по ГОСТ Р 51330.9-99.

В помещениях следует устанавливать один преобразователь на каждые 200м площади. Преобразователи предназначены для эксплуатации при температуре от - 40°C. до +55°C. и относительной влажности воздуха до 95 % при температуре 35 С. По устойчивости к воздействию атмосферного давления преобразователи относятся к группе Р1 по ГОСТ 12997- 84.

По защищенности от влияния пыли и воды преобразователи соответствуют степени защиты IP66 по ГОСТ 14254-80.

4.6 Основные технические данные и характеристики

Габаритные размеры должны быть мм, не более: преобразователя оптико-электронного - 190х100х100; устройства вводного -180х130х120.

Масса должна быть кг, не более:

- преобразователя оптико-электронного - 1,2;

- устройства вводного - 2,2.

Пределы допускаемого значения основной абсолютной погрешности и абсолютной погрешности преобразователей в диапазоне температур от - 40°C. до +55°C. , % НКПР

? = ± (2+0,06?С 0 ) (4.1)

где С 0 - действительное значение концентрации ПГС, % НКПР.

- Выходной сигнал преобразователей должен изменяться в диапазоне от 4 до 20 мА в зависимости от концентрации контролируемого газа.

-Вариация выходного сигнала преобразователей должна быть не более 0,5 ?.

-Изменение выходного сигнала преобразователей за регламентированный интервал времени 24 ч должно быть не более 0,5 ?.

-Время установления выходного сигнала преобразователей Т 0,9 по уровню 0,9 должно быть не более 10 с (группа И-1 по ГОСТ 13320).

-Время прогрева должно быть не более 10 мин (группа П-1 по ГОСТ 13320).

-Преобразователи должны быть устойчивы к воздействию повышенной влажности окружающего воздуха, соответствующей условиям эксплуатации 95% при температуре 35°C.

-Преобразователи должны быть прочными к воздействию повышенной влажности окружающего воздуха 95% при температуре 35 °C, соответствующей условиям транспортирования.

-Преобразователи должны быть устойчивы к воздействию синусоидальной вибрации по группе N1 ГОСТ 12997, соответствующей условиям эксплуатации.

-Преобразователи должны быть прочны к воздействию синусоидальной вибрации по группе F3 ГОСТ 12997, соответствующей условиям транспортирования.

-Преобразователи в транспортной таре должны выдерживать воздействие температуры от минус 50 до 50 °C.

-Питание преобразователей осуществляется от источника постоянного тока напряжением (24 +3 - 6) В.

-Максимальная электрическая мощность, потребляемая преобразователями, должна быть не более 5,5 ВА.

Надежность:

-Средняя наработка на отказ То не менее 35 000 ч.

-Средний срок службы не менее 10 лет.

Безопасность:

Преобразователи имеют взрывозащищенное исполнение с видом взрывозащиты "Взрывонепроницаемая оболочка" по ГОСТ Р 51330.1-99 и уровнем взрывозащиты «взрывобезопасный» с маркировкой взрывозащиты 1ExdIICT4 по ГОСТ Р 51330.0-99.

Взрывозащищенность преобразователей достигнута за счет:

- заключения токоведущих частей преобразователей во взрывонепроницаемую оболочку со щелевой взрывозащитой в местах сопряжения деталей и узлов взрывонепроницаемой оболочки, способную выдержать давление взрыва и исключить передачу взрыва в окружающую взрывоопасную среду. Сопряжения деталей на чертежах обозначены словом «Взрыв» с указанием допустимых параметров взрывозащиты: максимальной ширины и минимальной длины щелей, шероховатости поверхностей, образующих взрывонепроницаемые соединения, число полных неповрежденных непрерывных ниток резьбы, осевой длины и шага резьбы для резьбовых взрывонепроницаемых соединений, согласно требованиям ГОСТ Р 51330.1-99;

- ограничения температуры нагрева наружных частей преобразователей (не более 135°С);

- уплотнения кабеля в кабельном вводе специальным резиновым кольцом по ГОСТ Р 51330.1-99;

- предохранения от самоотвинчивания всех болтов, крепящих детали, обеспечивающих взрывозащиту преобразователей, а также токоведущих и заземляющих зажимов с помощью пружинных шайб или контргаек;

- высокой механической прочности преобразователей по ГОСТ Р 51330.0-99; наличия предупредительной надписи на крышке корпуса преобразователей «Открывать, отключив от сети!»;

- защиты консистентной смазкой всех поверхностей, обозначенных словом «Взрыв». Корпус преобразователей имеет степень защиты IP66 по ГОСТ14254-80.

4.7 Устройство и работа преобразователей

Работа преобразователей основана на селективном поглощении молекулами веществ электромагнитного излучения и заключается в измерении изменения интенсивности инфракрасного излучения после прохождения им среды с тестируемым газом. Для уменьшения влияния паров воды, загрязнения оптики, пыли и изменения параметров оптических элементов используется оптическая схема с измерением поглощения на рабочей и опорной длинах волн. Преобразователи состоят из преобразователя оптико-электронного и устройства вводного, имеющих взрывонепроницаемую оболочку. В устройстве вводном находятся источники и приемники излучения, электронная схема. ИК-излучение от источников излучения через прозрачное окно попадает в негерметизированный отсек, в котором находится анализируемая газовая смесь, и, отразившись от зеркала, через то же самое окно возвращается в герметичный корпус и попадает на фотоприемник. Электрические сигналы с выхода фотоприемников поступают на электронную схему где усиливаются, обрабатываются и преобразуются в унифицированный электрический сигнал 4..20 мА, что соответствует диапазону измеряемых концентраций газов 0..100% НКПР. Соединительные провода, проходящие из преобразователя оптико-электронного в устройство вводное залиты эпоксидным клеем.

Выходной сигнал преобразователя снимается с клеммного соединителя, установленного во взрывонепроницаемом устройстве вводном. Кабель, соединяющий оптикоэлектронный преобразователь с внешним (измерительным) устройством, вводится через гермоввод во взрывонепроницаемое устройство вводное и соединяется с клеммным соединителем.

Номинальная статическая функция преобразования:

Номинальная статическая функция преобразования преобразователей в мА представлена в виде формулы:

Ii = 16 Сi/ Cмакс + 4 (4.2)

где Ii - выходной ток , мА;

-Сi - концентрация измеряемого газа, %НКПР;

-С макс- максимальное значение преобразуемой концентрации, равное 100 % НКПР (соответствующей выходному току 20 мА).

Концентрация измеряемого газа в % НКПР вычисляется по формуле:

Ci = 6,25 ? (Ii - 4) (4.3)

Схема подключения:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Взрывоопасная зона Невзрывоопасная зона

Рис. 4.7 Схема подключения

5. Недостаток системы

Не достатком применяемой системы контроля загазованности - является световые табло - “ГАЗ УХОДИ” и звуковой оповещатель (ревун).Световое табло - потребляет 220В, как и звуковой оповещатель. Имеет взрывозащищённое исполнение, степень защиты оболочки IP54 , которые постоянно нарушаются. Так как внутри данного табло имеется обычная лампочка накаливания, которая периодически перегорает. Сооветственно приходиться разбирать табло полностью, нарушая вид взрывозащиты и менять лампочку, потом обратно собирать с применением герметика. Всё эти мероприятия сопровождаются огромной бумажной волокитой, так как табло находиться на высоте 3м - выписывается наряд- допуск на работу на высоте. Согласовываются отключение питания, так как применяется 220В. Все работы производятся с применением индивидуальных и коллективных средств защиты, таких к примеру как испытанная лесенка и т.п. Ввиду того что НПС «Дебёсы» является опасным производственным объектом, все работы производятся по утверждённому регламентирующему документу. Исполнитель работ должен в случае не исправности визуального (светового) табло или звукового оповещателя проверить всю линию - от первичного датчика до вторичного прибора. Что занимает огромное количество рабочего времени. Кроме того при срабатывании системы - оператор не имеет никакой возможности проверить, сработало ли табло «ГАЗ УХОДИ», так как котельная находиться на удалении от операторной. Проверить сработку можно только визуально- непосредственно подойдя к табло. К тому же табло и ревун используют для работы 220В, что уже не допустимо во взрывоопасной зоне, так как при нарушении вида взрывозащиты может произойти взрыв. Поэтому предлагается заменить существующее табло «ГАЗ УХОДИ» и звуковой оповещатель на новый.

И модернизировать существующую систему контроля загазованности в котельной.

6. Модернизация

Световое табло «ГАЗ УХОДИ» и звуковой оповещатель заменим на «Плазма-Exi»- оповещатель пожарный световой и комбинированный с видом взрывозащиты «искробезопасная электрическая цепь «i». Коме того в цепь от вторичного прибора УПЭС-40 до первичного прибора «Плазма Exi» установим программируемый логический контроллер (ПЛК 63). ПЛК 63 необходим для контроля включения светового табло. Когда сигнал на включение светового табло с УПЭС-40 пойдёт через ПЛК 63 на световое табло, оператору на его автоматическое рабочее место (АРМ) придёт сообщение - световое табло «ГАЗ УХОДИ» включено. Которое в свою очередь может с его АРМ увидеть даже диспетчер и принять соответствующие меры. В виду того что оператор может отсутствовать в операторной ( ушёл в туалет или с обходом территории - что они делают раз в час) вся система дублируется диспетчером как местным так и районным…Применение ПЛК 63 и «Плазма Exi» повысит надёжность системы контроля загазованности и снизит затраты на его обслуживание. На опасном производственном объекте НПС «Дебёсы» можно использовать только сертифицированное оборудование с определённой степенью и видом взрывозащиты, и защиты оболочки IP…..какими и являются ПЛК63 и «Плазма Exi».

7. Светозвуковое табло ПЛАЗМА-Ех-А-С-12/24-К

Светозвуковое табло, Uпит. 12-30В, 260mA, Т.окр. среды -55…+70, 1ExdIIBT6, IP67, цвет надписи - любой, надпись-любая , штуцер под кабель, 340x180x50mm, 5,5кг, корпус из алюминиевого сплава

Назначение:

Оповещатели серии ПЛАЗМА предназначены для использования в качестве светового или светозвукового средства оповещения, информационных указателей и табло и обеспечивают подачу светового и звукового сигналов в составе систем оповещения, управления эвакуацией и автоматического пожаротушения.

Оповещатели серии ПЛАЗМА выпускаются в модификациях:

«Плазма-Exi» - оповещатель пожарный световой и комбинированный с видом взрывозащиты «искробезопасная электрическая цепь «i»;

«Плазма-Exd» - оповещатель пожарный световой и комбинированный с видом взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка «d».

Плазма-П» - оповещатель пожарный световой и комбинированный в индустриальном исполнении (без средств взрывозащиты);

Оповещатели ПЛАЗМА всех модификаций по способу оповещения подразделяется на световые (индекс «С» в обозначении) и светозвуковые (индекс «СЗ»).

ПЛАЗМА-Ехi - оповещатель пожарный световой и комбинированный взрывозащищенный с видом взрывозащиты «искробезопасная электрическая цепь «i»

Оповещатель взрывозащищенный световой «Плазма-Ехi-С» (светозвуковой - Плазма-Ехi-СЗ) имеет вид взрывозащиты «искробезопасная электрическая цепь «ia», маркировку взрывозащиты 0ExiaIICT6 Х / РОExiaI Х (по ГОСТ Р 51330.0). Оповещатель «Плазма-Ехi» предназначен для применения в подземных выработках шахт, рудников и их наземных строениях, а также в закрытых помещениях различных зданий, сооружений, уличных установках промышленных объектов во взрывоопасных зонах согласно маркировке по взрывозащите.