Главная База знаний "Allbest" Программирование, компьютеры и кибернетика Разработка Web-интерфейса для АСУ ДНС Ватьеганского месторождения в инструментальном пакете Trace Mode 6

Разработка Web-интерфейса для АСУ ДНС Ватьеганского месторождения в инструментальном пакете Trace Mode 6

Функции системы и обоснование выбора контроллера. Обработка данных по web–технологии клиент-сервер. Организация Web–интерфейса в инструментальном пакете Trace Mode. Методика расчета показателей надежности. Структурная схема с цифровым регулятором.

Рубрика Программирование, компьютеры и кибернетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 30.09.2013
Размер файла 1,6 M

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:

Для построения прямой, отражающей зависимость ЧДД от изменения параметра, достаточно двух точек. Поэтому пересчет показателя эффективности осуществляется для крайних значений вариации фактора (т.е. для выявления зависимости ЧДД от изменения капитальных затрат достаточно рассчитать значение ЧДД при уменьшении капитальных затрат на 30% и их увеличения на 20%).

Диаграмма “паук” для этого случая представлена на рисунке 6.3.

Рисунок 6.3 - Диаграмма “Паук”

Степень чувствительности проекта к изменению того или иного параметра определяется углом наклона прямой к оси Х. Если изменения ЧДД, при заданной вариации параметров, находятся в положительной области, как в данном примере, то проект не имеет риска. Если значения ЧДД попадают в отрицательную область, то решение об оптимальном варианте, выбранном на основе критериев, следует пересмотреть с учетом анализа чувствительности проекта.

Так как полученная фигура располагается в области положительных значений, ЧДД то проект риска не имеет, т.к. при заданных изменениях параметров значения ЧДД положительны.

Но проект наиболее чувствителен к изменению экономии эксплутационных затрат, прослеживается прямая зависимость (с увеличением размера экономии увеличивается значение ЧДД, и наоборот).

7. Безопасность и экологичность проекта

В целях обеспечения максимально-безопасных условий труда обслуживающего персонала, снижения вредности производства, обеспечения противопожарной защиты на ДНС предусмотрены:

1. полная герметизация технологических трубопроводов и оборудования;

2. автоматическая аварийная защита технологического оборудования,

позволяющая исключить возможность работы его в аварийных условиях;

3. ограждение всех вращающихся частей оборудования защитными кожухами;

4. освещение территории площадок и рабочих мест;

5. оснащение арматуры обслуживающими площадками;

6. для пропарки аппаратов и емкостей, перед вскрытием на ремонт

предусмотрено использование пара ППУ;

7. электрооборудование и осветительная арматура устанавливаются во взрывозащищенном исполнении;

8. для снижения аэродинамического шума, насосы устанавливаются в боксах, которые не являются постоянным рабочим местом машинистов и операторов;

9. заземление всех токоведущих частей электрооборудования

10.заземление оборудования, емкостей, коммуникаций, в которых возникают заряды статического электричества;

11.защита технологических трубопроводов от статического электричества и вторичных проявлений молний;

12. теплоизоляция трубопроводов;

13.оснащенность наглядными плакатами, четкими надписями, табличками, вся запорная арматура пронумерована;

14. насосы снабжены блокировочными устройствами, которые не допускают повышения давления выше регламентируемого;

15.персоналу выдается спецодежда для работы в неблагоприятных условиях или связанных с загрязнением тела: костюм нефтяника, зимний, летний, сапоги, валенки, шапка и рукавицы;

16.имеется аварийный комплект шланговых противогазов ПШ-1 или ПШ-2, которые используются при ремонтных работах в аппаратах и емкостях: не зависимо от этого, технологическим персоналом производится контрольный обход, через каждые 2 часа, осуществляется контроль герметичности и надежности работы технологического оборудования и трубопроводов.

7.1 Расчет производственного освещения

Рациональное освещение производственных помещений - один из наиболее важных факторов, от которых зависит эффективность трудовой деятельности человека. Без рационального освещения не могут быть созданы оптимальные условия для общей работоспособности человека и тем более для эффективного функционирования зрительной системы. Последнее обстоятельство приобретает особую роль для профессии оператора диспетчерского пульта, где зрительная система играет главную роль в трудовой деятельности, испытывает наибольшие нагрузки и зачастую является источником нагрузки.

Исследованиями, проведенными в лабораторных условиях и на производстве, доказано, что улучшение освещения приводит к повышению производительности труда. Причем происходит это благодаря совершенствованию условий труда, а не в результате его интенсификации.

Освещение производственного помещения должно отвечать ряду общих требований. Важно правильно выбрать источник света и систему освещения, а также предусмотреть меры защиты от слепящего действия света и устранения бликов. Необходим достаточный уровень освещенности рабочих поверхностей. Освещенность должна соответствовать характеру выполняемой работы.

Для оценки производственного освещения используются следующие параметры:

сила света - J; освещенность - E; яркость - L; коэффициент отражения - Q; коэффициент пульсации - Kn; коэффициент естественной освещенности - KEO.

В зависимости от природы источника световой энергии, различают естественное, искусственное и совмещенное освещение. При работе с ЭВМ, как правило применяют одностороннее боковое естественное освещение. Рабочие места операторов, работающих с дисплеями, располагают подальше от окон и таким образом, чтобы оконные проемы находились сбоку. Если экран дисплея обращен к оконному проему, необходимы специальные экранизирующие средства.

В тех случаях, когда одного естественного освещения в помещениях недостаточно, устраивают совмещенное освещение. При этом дополнительное искусственное освещение применяют не только в темное, но и в светлое время суток.

Рекомендуемая освещенность для работы с экраном дисплея составляет 200 Лк, а при работе над документами - 400 Лк. Рекомендуемые яркости в поле зрения операторов должны лежать в пределах 1:5 ч 1:10.

На стадии проектирования основной задачей светотехнических расчетов является определение требуемой площади светопроемов при естественном освещении и потребной мощности осветительной установки при искусственном.

Для расчета искусственного освещения используем метод коэффициента светового потока предназначенного для расчета освещенности общего равномерного освещения горизонтальных поверхностей.

Расчетное уравнение для данного метода:

Ф = (Ен · Кз · S · Z) /(N · r · v), (7.1)

где Ен - нормируемая минимальная освещенность, Лк (табличные данные);

Кз - коэффициент запаса, учитывающий запыление светильников и износ источников света в процессе эксплуатации (табличные данные);

Z - коэффициент неравномерности освещения;

S - площадь освещаемого помещения;

N - число светильников, определяемое из условия создания равномерного освещения всей площади помещения;

r - коэффициент использования излучаемого светильником светового потока, который показывает, какая часть от общего светового потока приходится на расчетную плоскость;

v - коэффициент затенения.

По формуле (7.1) рассчитывают световой поток лампы Фл или ламп в светильнике Фсв, необходимый для создания на рабочих поверхностях освещенности не ниже нормируемой на все время эксплуатации осветительной установки. Для расчетов по формуле (7.1) коэффициенты выбираются следующими:

при эксплуатации ЭВМ в помещениях, освещаемых люминесцентными лампами, и при условии чистки светильников не реже двух раз в год Кз = 1.3...1.5;

при оптимальном расположении светильников (исходя из условия создания равномерного освещения) коэффициент неравномерности Z = 1.1ч1.2;

коэффициент затемнения v вводится в расчете для помещений с фиксированным положением работающих, а также при наличии крупногабаритных предметов и принимается равным 0.8ч0.9;

коэффициент использования светового потока r зависит от типа светильника, коэффициентов отражения светового потока от стен Qст, пола Qпола, потолка Qп, а также геометрических размеров помещения и высоты подвеса светильников, что учитывается одной комплексной характеристикой помещения:

(7.2)

где A - длина помещения, м;

B - ширина помещения, м;

h - высота подвеса светильников над рабочей поверхностью, м.

Значения коэффициента использования светового потока r приведены в светотехнических справочниках.

Особенностью расчета освещенности от светильников с люминесцентными лампами является то, что, как правило, заранее известны их тип и мощность. Поэтому расчет сводится к определению необходимого числа светильников в ряду по формуле:

(7.3)

где n - число рядов светильников, определяемое из условия наиболее выгодного отношения:

, (7.4)

где L - расстояние между рядами светильников, м;

h - высота подвеса светильников, м.

Для облегчения расчетов по методу коэффициентов использования светового потока разработаны упрощенные формы этого метода с использованием справочных графиков.

Диспетчерская комната имеет размеры:

A = 8 м, B = 6 м, высота H = 3 м.

В помещении предусмотрены потолочные светильники типа УСП35 с двумя люминесцентными лампами типа ЛБ-40. Необходимо рассчитать требуемое количество светильников при общем равномерном освещении.

Для рабочих мест операторов ЭВМ уровень рабочей поверхности над полом составляет 0.725 м. Тогда: h = H - 0.725 = 3 - 0.725=2.225 м.

У светильников УСП35 наивыгоднейшее отношение f = 1.4. Отсюда, исходя из формулы (7.4) , расстояние между рядами светильников:

L = 1.4 · 2.275 = 3.185 м.

Располагаем светильники вдоль длинной стороны помещения. Расстояние между стенами и крайними рядами светильников принимаем равным:

l = (0.3ч0.5) L

Пусть l = 1.3 м. При ширине помещения B = 6 м имеем число рядов светильников;

n = B/L = 6/3 = 2

Пользуясь справочным материалом, примем коэффициенты отражения светового потока от потолка, пола, стен соответственно: Qпот = 70%, Qпола = 50%, Qс = 50%.

Затенения рабочих мест не предусматривается. При работе с экраном ЭВМ и документами установлена норма освещенности Ен = 400 Лк.

Индекс помещения согласно формуле (7.2)

С учетом заданных Qпот, Qпола, Qс, при вычисленном i из справочных данных находим r = 0.4. Кз принимаем равным 1.4, Z = 1.15. Номинальный световой поток лампы ЛТБ-40 Фл = 3120Лм, тогда световой поток светильника:

Фсв = 2 · Фл;

Фсв = 2 · 3120 = 6240 Лм.

По формуле (7.3) определяем необходимое число светильников в ряду:

При длине одного светильника типа УСП35 с лампами ЛТБ-40 lcв = 1.27 м, их общая длина составит N · lсв = 6 · 1.27 = 7.6 м, т.е. светильники размещаются в практически сплошной ряд, что является наиболее желательным.

7.2 Пожаробезопасность

Территория ДНС относится к пожаро - взрывоопасной.

К основным причинам пожара и загрязнения относится следующее:

нарушение технологического процесса и неисправность оборудования;

короткое замыкание электрических проводов и перегрев электрооборудования;

нарушение правил пожарной безопасности при производстве электросварочных и других огневых работ.

В качестве первичных средств пожаротушения на ДНС применяют огнетушители марки ОП-50, предназначенные для тушения начинающихся очагов пожара при воспламенении горючих веществ твердых и жидких.

Первичны средства пожаротушения (ящик с песком, кошма, огнетушители, пожарные щиты) установлены в местах и количествах, согласованных с местными органами Госпожнадзора в соответствии с «Нормами первичных средств пожаротушения на объектах нефтяной промышленности».

Ко всем сооружениям предусмотрены пожарные проезды.

Насосная внешней перекачки оборудована системой пенотушения - сухотруб с возможностью подключения к пожарной машине через гайку Богданова и генераторами пены марки ГПС-600 в количестве трех штук (над каждым насосным агрегатом).

Пожарная часть находится в 3,5 км. от ДНС на ЦПС, с пожарной частью имеется телефонная связь, с ЦИТС - телефонная и радиосвязь.

Пожарная опасность насосных станций характеризуется пожароопасными свойствами перекачиваемых жидкостей, их количеством и технологическими параметрами работы насосов - высоким давлением, большими скоростями потока и др.

Пары нефти и нефтепродуктов могут оказаться в помещении насосной в результате неисправности и повреждений насосов или трубопроводов. Утечка жидкостей может происходить через неплотности фланцевых соединений и сальников. Особенно часто пары нефтепродуктов скапливаются в траншеях, колодцах, гидрозатворах, канализационных стоках, так как они тяжелее воздуха. Опасны механические повреждения насосов и трубопроводов, разрушения трубопроводов при больших температурных напряжениях, гидроудары.

Источниками зажигания в процессе работы и остановки на ремонт насосных станций могут быть открытое пламя при огневых, электрогазосварочных работах, разряды статического электричества при движении жидкостей по трубопроводам и использовании ременных приводов, искры механического происхождения, тепловые проявления электрической энергии, самовозгорание пирофоров, обтирочных материалов, пропитанных маслами, перегрев подшипников насосов и двигателей и др.

Пожары в насосных, как правило, быстро распространяются, тушить их трудно из-за большого количества перекачиваемых жидкостей, высокой температуры, деформации трубопроводов и др.

Классификация взрывоопасных помещений, наружных установок ДНС по пожаро- и взрывоопасности представлена в таблице 7.1

Таблица 7.1 - Классификация взрывоопасных помещений, наружных установок по пожаро- и взрывоопасности

Наименование

объектов

Категория взрыво- и пожароопасности по НПБ 105-95 НПБ 107-97

Класс взрывоопасных и пожароопасных зон по ПУЭ

Категория и группа взрывоопасной смеси по ГОСТ 12.1.011-78

Площадка технологического оборудования

А

В-1г

ПА-ТЗ

Площадка сепараторов

А

В-1г

ПА-ТЗ

Резервуар сырой нефти V= 2000

А

В-1г

ПА-ТЗ

Узел задвижек

А

В-1г

ПА-ТЗ
Дренажная емкость

V=24м3

А

В-1г

ПА-ТЗ

Факел

А

В-1г

П-ТЗ

Насосная внешней перекачки нефти

А

В-1а

ПА-ТЗ

Здание УУН и ТПУ

А

В-1а

ПА-ТЗ

7.3 Экологичность проекта

При нормальной работе технологического оборудования возможны постоянные небольшие утечки загрязняющих веществ в атмосферу. Выброс вредных веществ происходит:

? на открытых технологических площадках через запорно-регулирующую арматуру;

? от оборудования, расположенного в блоках, через воздуховоды и дефлекторы;

? при сжигании газа на факелах через трубы;

? при заполнении емкостей через воздушники и свечи рассеивания;

? при заполнении резервуаров через дыхательные клапаны;

? при сжигании газа на факеле;

При работе технологического оборудования возможны периодические непродолжительные по времени (залповые) выбросы, превышающие по мощности постоянные. Это технически неизбежные выбросы, обусловленные технологическим регламентом производства.

На основе статистических данных об аварийных ситуациях на объектах транспортировки нефти целесообразно рассматривать аварию в виде отказа энергосистемы или порыва трубопроводов.

Максимальный выброс загрязняющих веществ в атмосферу возможен на площадке ДНС при отключении электроэнергии. При этом вся нефть направляется в резервуары и отсепарированная газовая фракция сжигается на факеле.

Основными источниками вредных газовыделений на ДНС являются емкости, сепараторы, резервуары, факела. Основными загрязнителями атмосферы при транспортировке нефти являются углеводороды, оксиды азота, оксид углерода, сажа, химреагенты, и т.д..

Вредные вещества, выделяющиеся в атмосферу, отличаются по своим свойствам и оказывают различное воздействие на окружающую среду.

7.3.1 Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

Попадая в атмосферу, загрязняющие вещества в зависимости от химических свойств, токсичности, молекулярной массы ведут себя по-разному. Например, газообразные выбросы под воздействием атмосферных процессов подвергаются рассеиванию, распространяясь на значительные расстояния.

Рассчитаем концентрацию загрязняющего вещества в двухметровом слое над поверхностью земли [19]. Максимальное значение приземной концентрации загрязняющего вещества (См) для одиночного точечного источника с круглым устьем при неблагоприятных метеорологических условиях определяется по формуле:

, мг/ м3 , (7.5)

где А - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы (для территории Сибири А = 200);

М - масса вредного вещества, выбрасываемого в атмосферу в единицу времени, определяется по формулам, г/с.:

(7.6)

где КCH = 0,085 - выход углеводорода при сжигании топлива, кг/ГДж;

q4 = 0 - потери теплоты вследствие механической неполноты сгорания топлива;

В = 50 м3/час = 12 г/с - расход газа;

Qгi = 38,5 -теплота сгорания природного газа, МДж/кг.

г/с

F - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе: для газообразных веществ скорость оседания практически равна нулю, F = 1;

з - коэффициент, учитывающий влияние рельефа местности, для равнин з = 1;

m и n - коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из источника выброса (примем m=0.69, n=0.69);

Н - высота источника выброса над уровнем земли, м (Н=3.5 м);

Объем газовоздушной смеси, образующейся при сжигании газа, определяется по формуле:

V1 = 10 V (7.7)

где V - расход газовоздушной смеси, м3/с, определяется расчетным путем:

, м3/с (7.8)

где D - диаметр устья источника (D=0.2), м.;

щ - средняя скорость выхода газовоздушной смеси, щ = 7;

м3/с

V1 = 10 V = 10 0.22 = 2.2 м3/с

ДТ - разность температур отходящих газов и атмосферного воздуха, 0С, определяется по формуле:

ДТ = Т от. г. - Т атм. в. (7.9)

ДТ = 22 - 20=2 0С

Максимальные значения приземных концентраций углеводорода при неблагоприятных метеорологических условиях определяются по формуле (7.5):

= 0,189 мг/ м3

Определим значение предельно-допустимого выброса ПДВ для одиночного точечного источника с круглым устьем по формуле:

, г/с (7.10)

где ПДК - предельно допустимая максимально разовая концентрация вещества, мг/м3: для CH ПДКСH = 300 мг/м3

СФ - фоновая концентрация этого вещества в атмосфере региона, мг/м3 : для CH СФСН = 130 мг/м3

ПДВ - выбросы, которые при любых метеорологических условиях не создают в приземном слое концентрации загрязнений, превышающие ПДК.

Сравним фактический выброс загрязняющего вещества с ПДК максимально разовым (таблица 7.2). Среднесуточные ПДК учитывают пиковые и наименьшие концентрации атмосферных загрязнений, которые имеют место в течение суток.

Таблица 7.2-Предельно-допустимые, среднесуточные и приземные концентрации

Загрязняющее вещество

Сф + См., мг/м3

ПДК, мг/м3

Углеводороды (СН)

130.189

300

ПДКм.р > См + Сф

В результате сравнения оказалось, что фактические выбросы углеводородов с учетом фоновой концентрации не превышают нормативы.

Рассчитаем значение ПДВ для загрязняющих веществ по формуле (7.10):

= 0.035 г/с = 1.12 т/год;

7.3.2 Расчет платы за загрязнение атмосферы выбросами предприятия

Общая плата складывается из суммы плат за допустимые выбросы по каждому ингредиенту:

, руб. (7.11)

где

ППДВi = ПДВi Ni Kэ Kи , руб. (7.12)

где Ni - базовый норматив платы за 1 тонну загрязняющего вещества в пределах установленных лимитов, руб./т ; для NСН = 50;

Kэ - коэффициент экологичности ситуации (Западно-Сибирский район, Kэ = 1.2);

Kи - коэффициент индексации (Kи = 111).

Рассчитаем платы за допустимые выбросы по каждому ингредиенту по формуле (7.12):

ППДВCН = 1.12 50 1.2 111 = 7459.2 руб.;

7.4 Оценка чрезвычайной ситуации

Произведём расчёт вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси в резервуаре, объём которого равен V= 1980 м3.

На рисунке 7.1 изображены зоны ударной волны при взрыве газовоздушной смеси.

Рисунок. 7.1 Зоны ударной волны при взрыве газовоздушной смеси

1 - зона детонационной волны; 2 - зона действия продуктов взрыва; 3 - зона ударной волны; Rспл - радиус зоны смертельного поражения людей; Rбу - радиус безопасного удаления; RПДВК - радиус предельно допустимой взрывоопасной концентрации; R1 - радиус зоны детонационной волны; r2 и r3 - расстояние от центра взрыва до элемента предприятия в зоне ударной волны.

Радиус детонационной волны определяется по формуле (7.13):

R1= 18.5 ,м (7.13)

где Q - количество газа, т.:

Q=30% p V (7.14)

где р - плотность газа = 0,87 м3 / кг;

V - объем ёмкости = 1980 м3.

Q = 0,03 0,87 1,98 = 0,05 т.

Определим радиус детонационной волны:

R1 = 18.5 =6,82 м.

Ш=, (7.15)

где r2 = 50 м - расстояние от центра взрыва до операторной, находящейся во 2-ой зоне.

Ш= = 7.33

По значению Ш определяется избыточное давление во фронте ударной волны во второй зоне:

?Рф2 = 9 кПа

Ш1=, (7.16)

где r3 = 100 м - расстояние от центра взрыва до административного здания, находящегося в 3-ей зоне.

Ш1= = 14.66

Избыточное давление во фронте ударной волны в третьей зоне:

?Рф3 = 4.5 кПа

Найдем радиус безопасного удаления RБУ

м

Рассчитаем радиус смертельного поражения людей по формуле (7.17):

RСПЛ=30 (7.17)

RСПЛ = 30 = 11.06 м

В случае взрыва газовоздушной смеси в резервуаре на предприятии прогнозируются разрушения, радиус смертельного поражения людей 11.06 м.

7.5 Выводы по разделу

Разработанная система контроля технологических параметров позволяет уменьшить вероятность возникновения аварий и чрезвычайных ситуаций, ведущих к тяжелым экологическим последствиям и возможным человеческим жертвам. Это достигается путем:

1) контроля за значениями технологических параметров;

2) оперативного предупреждения дежурного технолога об отклонениях от заданных уставок или изменениях технологических параметров;

3) контроля за состоянием и исправностью технологического оборудования;

4) слежения за загазованностью и пожароопасностью в помещениях;

5) уменьшением объема сжигаемого попутного газа на 15%, уменьшаем количество выбросов в атмосферу;

6) увеличением срока службы трубопровода, уменьшается количество возможных аварий на трубопроводе соединяющим ДНС и ЦПС

Кроме сигнализации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования на автоматические устройства возлагается задача предотвращения развития аварийных ситуаций в случае их возникновения, то есть автоматическая защита оборудования и обслуживающего персонала.

Заключение

Исходным объектом для проектирования в данной работе являлась дожимная насосная станция.

Разработанная система управления устанавливает оперативный контроль над технологическими процессами, сигнализацию критических значений, повышает информационность для обслуживающего персонала.

Система разработана на базе контроллера SLC-500-5/03 американской фирмы Allen Bradley. Данный контроллер является высоконадежным и при этом достаточно недорогим. Как следствие повышается отдача от оборудования. Комплексный подход, гибкость при настройке и надёжность в работе однозначно определили выбор данного контроллера для системы.

Все датчики, вторичные приборы и исполнительные механизмы отвечают необходимым требованиям по условиям эксплуатации, точности, надёжности и ремонтопригодности.

В экономической части проекта произведен расчет капитальных вложений для внедрения новой системы автоматизации и определен значительный экономический эффект от ее внедрения. По расчетам произведенным в этом разделе можно сказать, что проект окупит себя через 1,3 года, при этом его рентабельность составит 306 %. Также можно сказать, что данная система окупит себя, если взять банковский кредит под процентную ставку не более 80 %.

В разделе по безопасности и экологичности проекта выполнены расчеты по естественному и искусственному освещению, произведен расчет предельно допустимых выбросов, осуществлено прогнозирование возможных чрезвычайных ситуаций.

Данный проект обеспечит минимальное вмешательство человека в технологический процесс.

Приборы и контроллер достаточно надежны и современны, что гарантирует безотказную и эффективную работу технологического процесса.

Список использованных источников

Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту. - М.: Недра, 1972. - 325 с.

Технологический регламент ДНС Ватьеганского месторождения

Каталог концерна "Метран" , 2000.

Каталог ЗАО "Альбатрос", 2000.

Интернет ресурс www.adastra.ru

Интернет ресурс www.tracemode.ru

Интернет ресурс http://www.albatros.ru

Интернет ресурс http://www.metran.ru

Номенклатурный каталог. Средства автоматизации. / Концерн МЕТРАН. - Челябинск, 2003.

SLC 500 в модульном исполнении. Руководство по установке и эксплуатации. - Milwaukee, Allen-Bradley Inc., 1996.-184 с.

1746-NI8 Analog Input Module. User Manual. - Milwaukee, Allen-Bradley Inc., 1997.-60 с.

Дискретные модули ввода-вывода SLC 500. Руководство пользователя. - Milwaukee, Allen-Bradley Inc., 1996.-107 с.

Аналоговые модули ввода-вывода SLC 500. Руководство пользователя. - Milwaukee, Allen-Bradley Inc., 1996.-150 с.

Справочная система Trace Mode 6

Интернет ресурс http://www.webmanage.ru

Методические указания по расчету надежности системы.

Методические указания по расчету САР.

Силифонкина И.А., Ермакова М.П., Юрчак В.В. Методические указания к оценке экономической эффективности технических систем в курсовом и дипломном проектировании для студентов направления АСОиУ, АТП, ИВТ дневного и заочного обучения, Тюмень 2002.с.33

Старикова Г.В., Милевский В.П., Шантарин В.Д. Методические указания выполнению раздела «Безопасность и экологичность проекта» в дипломных проектах технологических специальностей, Тюмень 1997.с.13

Приложение А

Рисунок А.1 - Генеральный план

Приложении Б

Рисунок Б.1 - Схема автоматизации

Таблица В.1 - Таблица КИПиА

№

Наименование параметра

Обозн.

сигнал

Датчик, исполнительный механизм

Выходной сигнал датчика

Пределы измерения датчика

Размер-ть.

Класс точности

DI

DO

AI

AO

FI

Установка передварительного отбора газа (УПОГ)

1

Температура на входе УПОГ

TT-1

+

ТСМУ-055/2

4-20 мА

0..100

0.5

2

Состояние задвижки на входе УПОГ (открыта)

NS-2

+

24 В

-

-

3

Состояние задвижки на входе УПОГ (закрыта)

NS-2

+

24 В

-

-

4

Управление задвижкой на входе УПОГ (открыть)

NS-2

+

МЭП 39033-01

24 В

-

-

5

Управление задвижкой на входе УПОГ (закрыть)

NS-2

+

24 В

-

-

Газовый сепаратор (ГС1)

6

Избыточное давление газа в Г-1

РТ-3

+

Метран - 100ДИ-Ex1160

4-20 мА

0..0,6

МПа

1

7

Сигнализация уровня в Г-1 (min)

LЕ-5

+

СУР 4

24 В

0,15..0,3

м

8

Сигнализация уровня в Г-1 (max)

LЕ-5

+

СУР 4

24 В

0,15..0,3

м

9

Регулирование давления в Г-1

NS-4

+

БУЭП-1

4-20 мА

0..100

%

Узел учета газа на ЦПС

10

Давление газа на УУГ (ЦПС)

РТ-10

+

Метран - 100ДИ-Ex1160

4-20 мА

0..0,6

МПа

1

11

Температура газа на УУГ ( ЦПС)

ТТ-13

+

ТСМУ-055/2

4-20 мА

0..100

0.5

12

Расход газа на УУГ ( ЦПС)

FT-12

+

GFM700-DN-150

4-20 мА

300..1700

м3/ч

13

Регул. давления газа на УУГ ( ЦПС)

NS-11

+

БУЭП-1

4-20 мА

0..100

%

Узел учета газа на факел

14

Давление газа на УУГ (факел)

РТ-6

+

Метран - 100ДИ-Ex1160

4-20 мА

0..0,6

МПа

1

15

Температура газа на УУГ (факел)

TT-7

+

ТСМУ-055/2

4-20 мА

0..100

0.5

16

Расход газа на УУГ (факел)

FT-8

+

GFM700-DN-150

4-20 мА

300..1700

м3/ч

17

Клапан сброса газа на УУГ (факел) - открыть

NS-9

+

24 В

-

-

18

Клапан сброса газа на УУГ (факел) - закрыть

NS-9

+

24 В

-

-

Площадка сепарации нефти первой ступени

19

Температура в С-1/1

ТТ-17

+

ТСМУ-205Ех

4-20 мА

0..150

0.5

7

резерв

Всего: 30, резерв 2

10

1746-NO4I

0

Регулирование давления в ГС1

NS-4

+

БУЭП-1

4-20 мА

1

Регул. давления газа на УУГ ( ЦПС)

NS-11

+

БУЭП-1

4-20 мА

2

Регул. уровня жидкости в С- 1/1

NS-16

+

БУЭП-1

4-20 мА

3

Регул. уровня жидкости в С- 1/2

NS-21

+

БУЭП-1

4-20 мА

11

1746-NO4I

0

Регул. уровня жидкости в С- 2/1

NS-26

+

БУЭП-1

4-20 мА

1

Управление насосом №1

NS-43

+

БУЭП-1

4-20 мА

2

Управление насосом №2

NS-57

+

БУЭП-1

4-20 мА

3

Управление насосом №3

NS-65

+

БУЭП-1

4-20 мА

12
1746-NO4I

0

резерв

1

резерв

2

резерв

3

резерв

Всего: 8, резерв 4

Приложение Д

Рисунок Д.1 - Подпрограмма генерации уровня в С-1/1,2

Рисунок Д.2 - Подпрограмма генерации уровня в С-2/1

Рисунок Д.3 - Подпрограмма генерации давления в С1/1,2

Рисунок Д.4 - Подпрограмма генерации давления в С-2/1

Рисунок Д.5 - Подпрограмма генерации уровня в ГС-1

Рисунок Д.6 - Подпрограмма генерации давления в ГС-1

Рисунок Д.7 - Подпрограмма генерации температуры

Рисунок Д.8 - Подпрограмма генерации уровня в ДЕ-1

Рисунок Д.9 - Подпрограмма генерации уровня в РВС

Рисунок Д.10 - Подпрограмма ПИД - регулирования уровня в С-1/1,2

Рисунок Д.11 - Подпрограмма ПИД - регулирования уровня в С-2/1

Рисунок Д.12 - Подпрограмма ПИД - регулирования давления в ГС-1

Размещено на http://www.allbest.ru/

Приложение Е

Рисунок Е.1 - Иерархия HMI

Приложение Ж

Таблица Ж.1 - Таблица каналов НMI

Имя тэга

Тип тэга

Комментарии

z_upog_o

Digital

Состояние задвижки на входе УПОГ (открыта)

z_upog_z

Digital

Состояние задвижки на входе УПОГ (закрыта)

u_gs_min

Digital

Сигнализация уровня в ГС1 (min)

u_gs_max

Digital

Сигнализация уровня в ГС1 (max)

u_s1/1_max

Digital

Сигнализация уров. жидкости в С- 1/1 (max)

u_s1/1_min

Digital

Сигнализация уров. жидкости в С- 1/1 (min)

u_s1/2_max

Digital

Сигнализация уров. жидкости в С- 1/2 (max)

u_s1/2_min

Digital

Сигнализация уров. жидкости в С- 1/2 (min)

u_s2/1_max

Digital

Сигнализация уров. жидкости в С-2/1 (max)

u_s2/1_min

Digital

Сигнализация уров. жидкости в С-2/1 (min)

u_rez_max

Digital

Сигнализация уров. жидкости в резервуаре (max)

u_rez_min

Digital

Сигнализация уров. жидкости в резервуаре (min)

z_rez_vh_o

Digital

Состояние задвижки на входе резервуара (открыта)

z_rez_vh_z

Digital

Состояние задвижки на входе резервуара (закрыта)

z_rez_ex_o

Digital

Состояние задвижки на выходе резервуара (открыта)

z_rez_ex_z

Digital

Состояние задвижки на выходе резервуара (закрыта)

u_de_max

Digital

Сигнализация уровня жидкости в ДЕ-1 (max)

u_de_min

Digital

Сигнализация уровня жидкости в ДЕ-1 (min)

nas_de

Digital

Состояние насоса для откачки жидкости из ДЕ-1 (работает / не работает)

p_vh_n1_max

Digital

Давление на входе насоса №1 (max)

p_vh_n1_min

Digital

Давление на входе насоса №1 (min)

z_vh_n1_o

Digital

Состояние задвижки на входе насоса №1 (открыта )

z_vh_n1_z

Digital

Состояние задвижки на входе насоса №1 (закрыта)

p_ex_n1_max

Digital

Давление на выходе насоса №1 (max)

p_ex_n1_min

Digital

Давление на выходе насоса №1 (min)

z_ex_n1_o

Digital

Состояние задвижки на выходе насоса №1 (открыта)

z_ex_n1_z

Digital

Состояние задвижки на выходе насоса №1 (закрыта)

u_sal_n1

Digital

Утечка сальников насоса №1

sost_n1

Digital

Состояние насоса №1 (работает / неработает)

p_vh_n2_max

Digital

Давление на входе насоса №2 (max)

p_vh_n2_min

Digital

Давление на входе насоса №2 (min)

z_vh_n2_o

Digital

Состояние задвижки на входе насоса №2 (открыта)

z_vh_n2_z

Digital

Состояние задвижки на входе насоса №2 (закрыта)

p_ex_n2_max

Digital

Давление на выходе насоса №2 (max)

p_ex_n2_min

Digital

Давление на выходе насоса №2 (min)

z_ex_n2_o

Digital

Состояние задвижки на выходе насоса №2 (открыта)

z_ex_n2_z

Digital

Состояние задвижки на выходе насоса №2 (закрыта)

u_sal_n2

Digital

Утечка сальников насоса №2

sost_n2

Digital

Состояние насоса №2 (работает / не работает)

contr_nas

Digital

Контроль работы прибора СТМ-10 в помещении насосной

p_vh_n3_max

Digital

Давление на входе насоса №3 (max)

p_vh_n3_min

Digital

Давление на входе насоса №3 (min)

z_vh_n3_o

Digital

Состояние задвижки на входе насоса №3 (открыта)

z_vh_n3_z

Digital

Состояние задвижки на входе насоса №3 (закрыта)

p_ex_n3_max

Digital

Давление на выходе насоса №3 (max)

p_ex_n3_min

Digital

Давление на выходе насоса №3 (min)

z_ex_n3_o

Digital

Состояние задвижки на выходе насоса №3 (открыта)

z_ex_n3_z

Digital

Состояние задвижки на выходе насоса №3 (закрыта)

u_sal_n3

Digital

Утечка сальников насоса №3

Продолжение таблицы Ж.1

sost_n3

Digital

Состояние насоса №3 (работает / не работает)

contr_dvigat

Digital

Контроль работы прибора СТМ-10 в помещении двигателей

signaliz_nas

Digital

Пожарная сигнализация в насосной

gas_nas_20

Digital

Загазованность помещения в насосной 20%

gas_nas_40

Digital

Загазованность помещения в насосной 40%

sost_v1

Digital

Состояние вентилятора В-1 (работает / не работает)

signaliz_dvigat

Digital

Пожарная сигнализация в помещении двигателей

gas_dvigat_20

Digital

Загазованность помещения в помещении двигателей 20%

gas_dvigat_40

Digital

Загазованность помещения в помещении двигателей 40%

sost_v2

Digital

Состояние вентилятора В-2 (работает / не работает)

alarm_nas

Digital

Несанкционированный доступ в НС

signaliz_operator

Digital

Пожарная сигнализация в операторной

alarm_operator

Digital

Несанкционированный доступ в операторную

upr_z_vh_upog_o

Digital

Управление задвижкой на входе УПОГ (открыть)

upr_z_vh_upog_z

Digital

Управление задвижкой на входе УПОГ (закрыть)

klapan_o

Digital

Клапан сброса газа на УУГ (факел) - открыть

klapan_z

Digital

Клапан сброса газа на УУГ (факел) - закрыть

upr_z_vh_rez_o

Digital

Управление задвижкой на входе резервуара (открыть)

upr_z_vh_rez_z

Digital

Управление задвижкой на входе резервуара (закрыть)

upr_z_ex_rez_o

Digital

Управление задвижкой на выходе резервуара (открыть)

upr_z_ex_rez_z

Digital

Управление задвижкой на выходе резервуара (закрыть)

upr_nas_de_vkl

Digital

Управление насосом для откачки жидкости из ДЕ-1 (включить)

upr_nas_de_vikl

Digital

Управление насосом для откачки жидкости из ДЕ-1 (выключить)

upr_z_vh_n1_o

Digital

Управление задвижкой на входе насоса №1 (открыть)

upr_z_vh_n1_z

Digital

Управление задвижкой на входе насоса №1 (закрыть)

upr_z_ex_n1_o

Digital

Управление задвижкой на выходе насоса №1 (открыть)

upr_z_ex_n1_z

Digital

Управление задвижкой на выходе насоса №1 (закрыть)

upr_z_vh_n2_o

Digital

Управление задвижкой на входе насоса №2 (открыть)

upr_z_vh_n2_z

Digital

Управление задвижкой на входе насоса №2 (закрыть)

upr_z_ex_n2_o

Digital

Управление задвижкой на выходе насоса №2 (открыть)

upr_z_ex_n2_z

Digital

Управление задвижкой на выходе насоса №2 (закрыть)

upr_z_vh_n3_o

Digital

Управление задвижкой на входе насоса №3 (открыть)

upr_z_vh_n3_z

Digital

Управление задвижкой на входе насоса №3 (закрыть)

upr_z_ex_n3_o

Digital

Управление задвижкой на выходе насоса №3 (открыть)

upr_z_ex_n3_z

Digital

Управление задвижкой на выходе насоса №3 (закрыть)

upr_v1_vkl

Digital

Управление вентилятором В-1 (включить)

upr_v1_vikl

Digital

Управление вентилятором В-1(выключить)

upr_v2_vkl

Digital

Управление вентилятором В-2 (включить)

upr_v2_vikl

Digital

Управление вентилятором В-2 (выключить)

t_upog

Analog

Температура на входе УПОГ

PGas1

Analog

Избыточное давление газа в ГС1

Poutgas

Analog

Давление газа на УУГ (ЦПС)

Pgasfakel

Analog

Температура газа на УУГ ( ЦПС)

Rgas

Analog

Расход газа на УУГ ( ЦПС)

P_gas_fakel

Analog

Давление газа на УУГ (факел)

T_gas_fakel

Analog

Температура газа на УУГ (факел)

Rgasfak

Analog

Расход газа на УУГ (факел)

TSep1/1

Analog

Температура в С-1/1

PSep1/1

Analog

Избыточное давление в С- 1/1

LSep1/1

Analog

Уровень жидкости в С- 1/1

Tsep1/2

Analog

Температура в С- 1/2

PSep1/2

Analog

Избыточное давление в С- 1/2

LSep1/2

Analog

Уровень жидкости в С- 1/2

TSep2/1

Analog

Температура в С-2/1

PSep2/1

Analog

Избыточное давление в С-2/1

LSep2/1

Analog

Уровень жидкости в С-2/1

LRez

Analog

Уровень жидкости в резервуаре

Tde

Analog

Температура в ДЕ-1

L_de

Analog

Уровень жидкости в ДЕ-1

Pde

Analog

Давление на выходе ДЕ-1

P_filtr1

Analog

Перепад давления на фильтре №1

P_filtr2

Analog

Перепад давления на фильтре №2

P_filtr3

Analog

Перепад давления на фильтре №3

T_podsh_n1

Analog

Темп. подшипников насоса №1

T_podsh_n2

Analog

Темп. подшипников насоса №2

T_podsh_n3

Analog

Темп. подшипников насоса №3

Toutoil

Analog

Температура жидкости на выходе ДНС

Poutoil

Analog

Давление на выходе ДНС

M_out

Analog

Влагосодержание на выходе ДНС

P_regul_gs

Analog

Регулирование давления в ГС1

P_regul_gas_cps

Analog

Регул. давления газа на УУГ ( ЦПС)

U_regul_s1/1

Analog

Регул. уровня жидкости в С- 1/1

U_regul_s1/2

Analog

Регул. уровня жидкости в С- 1/2

U_regul_s2/1

Analog

Регул. уровня жидкости в С- 2/1

upr_n1

Analog

Управление насосом №1

upr_n2

Analog

Управление насосом №2

upr_n3

Analog

Управление насосом №3

Приложение И

Рисунок И.1 - Блок-схема основной программы

Рисунок И.2 - Блок-схема подпрограммы пуска насоса

Рисунок И.3 - Блок-схема подпрограммы остановки насоса

Рисунок И.4 - Блок-схема подпрограммы управления насосом

Рисунок И.5 - Блок-схема подпрограммы управления сепаратором С-1

Приложение К

Рисунок К.1 - Структурная схема организации Web - интерфейса

Размещено на Allbest.ru

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