Проектирование автоматизированной системы управления печами типа ПТБ-10 - Программирование, компьютеры и кибернетика дипломная работа
Главная
Программирование, компьютеры и кибернетика
Проектирование автоматизированной системы управления печами типа ПТБ-10
Разработка автоматизированной системы управления процессом подогрева нефти в печах типа ПТБ-10 на примере установки подготовки нефти ЦПС Южно-Ягунского месторождения. Проектирование экранов человеко-машинного интерфейса в программной среде InTouch 9.0.
посмотреть текст работы
скачать работу можно здесь
полная информация о работе
весь список подобных работ
Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Современная автоматизация, основанная на компьютерных технологиях, стремительно ворвалась в жизнь буквально в последнее десятилетие. Подлежащего переоснащению оборудования очень много, и даже крупные нефтяные компании осуществляют переход на новую технику поэтапно. При этом очередность модернизации может диктоваться не только технологическими соображениями, но и некоторыми внешними факторами. Так, например, печи подогрева нефти - обязательное технологическое звено установок подготовки нефти (УПН) - в традиционном исполнении оказались несоответствующими новым требованиям Госгортехнадзора. В настоящее время в районах нефтедобычи Западной Сибири работают сотни печей подогрева нефти типа ПТБ-10 (производства Сызранского завода) и Магдебург (производства бывшей ГДР). ТП подогрева нефти в таких печах достаточно прост: нефть по трубе-змеевику проходит через емкость-теплообменник, в которой подвергается нагреву пламенем горящей газовоздушной смеси от ряда горелок. На сегодня системы подогрева нефти в этих печах оказались морально устаревшими по целому ряду параметров, а именно:
- объем информационных функций имеющихся средств автоматизации не обеспечивает эффективного ТП подогрева нефти, отсутствует возможность работы в составе АСУТП установки подготовки нефти в целом;
- работа печей часто идет без автоматического регулирования подачи топливного газа, что приводит к перерасходу топлива и ухудшению экологической обстановки;
- номенклатура оснащения средствами КИПиА не соответствует действующим требованиям, схема газовой обвязки не обеспечивает контроля загазованности в застойных зонах функциональных блоков печей, что может привести к аварийной ситуации.
Установка подготовки нефти ЦПС Южно-Ягунского месторождения цеха подготовки и перекачки нефти нефтегазодобывающего управления «Когалымнефть» предназначена для подготовки сырой нефти, поступающей на установку по отдельным нефтепроводам Южно-Ягунского месторождения.
Установка предназначена для подготовки и перекачки 6 млн. тонн нефти в год. Подготовленная товарная нефть передается Сургутскому управлению магистральных нефтепроводов для дальнейшей перекачки нефтеперерабатывающим заводам.
а) типизированный Узел Подготовки Нефти УПН ГДР - ЦПС:
два закрытых единых технологических блока ЕТБ-1,2, блок технологических печей для подогрева нефти ПТБ-10А/1-5, насосная внутренней перекачки, насосная пластовой воды, воздушная компрессорная, блоки приготовления и дозирования деэмульгатора и ингибитора коррозии, противопожарная насосная станция, операторная, блоки дренажных емкостей для сбора утечек уловленной нефти и промдождевых стоков, блоки технологических трубопроводов, блоки управления задвижками пожаротушения, резервуарный парк для нефти, факельное хозяйство, насосная внешней перекачки, резервуары для пожарной воды, УУН, ТПУ, пожарное депо, канализационные очистные сооружения, очистные сооружения пластовой воды, станция обезжелезивания, газокомпрессорная станция;
б) концевая сепарационная установка (площадка аварийных сепараторов).
На данный момент существует три вида печей типа ПТБ-10:
На УПН ЦПС Южно-Ягунского месторождения, установлен блок печей типа ПТБ-10, состоящий из пяти печей ПТБ-10А.
Печь трубчатая блочная ПТБ-10А предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти с содержанием серы до 1% по массе и сероводорода в попутном газе до 0,1% по объёму при их промысловой подготовке и транспортировке. Эти печи широко используются в России и странах СНГ. ПТБ-10А является модернизацией печи ПТБ-10-64 и по сравнению с ней обладает улучшенными техническими и экологическими характеристиками. Это позволяет использовать ПТБ-10А с большим экономическим эффектом на любых месторождениях. Нагрев продукта в ПТБ-10А осуществляется прямым путем.
Трубчатая печь ПТБ-10А представляет собой комплексное изделие, включающее в свой состав ряд крупногабаритных сборочных единиц (блоков), образующих собственно теплотехническую часть печи со вспомогательным оборудованием и коммуникациями.
Трубчатая печь состоит из трех основных блоков: теплообменной камеры, блока основания печи и блока вентиляторного агрегата, кроме того, в состав печи входят четыре блока взрывных клапанов, четыре дымовые трубы, сборочные единицы трубопроводов входа и выхода нефти и трубопроводы обвязки змеевиков нагрева газа. На рисунке 1.1 изображена конструкция печи ПТБ-10А.
Рисунок 1.1 - Конструкция печи ПТБ-10А
В теплообменной камере осуществляется процесс теплообмена между продуктами сгорания газового топлива, омывающими наружные поверхности труб секций змеевиков, и нагреваемой средой, перемещающейся внутри труб змеевиков. Нагреваемый продукт при своем движении по секциям змеевика нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топливного газа, сжигаемого в четырех камерах сгорания и поступающего в пространство теплообменной камеры.
В блоке основания печи размещены четыре камеры сгорания (реакторы горения) для сжигания газового топлива, трубопроводы подачи топливного газа к камерам сгорания и их запальным устройствам, воздуховод принудительной подачи воздуха на горение и помещение подготовки топлива. Помещение подготовки топлива выполнено в виде металлического теплоизолированного укрытия, внутри которого размещены запорная, регулирующая арматура, приборы безопасности и их трубопроводная обвязка. Для принудительной подачи воздуха к камерам сгорания, являющимися двухпроводными газогорелочными устройствами, в составе трубчатой печи предусмотрен блок вентиляторного агрегата. Блок вентиляторного агрегата представляет собой стальную сварную раму, на которой на виброизоляторах установлен вентиляторный агрегат, включающий в свой состав центробежный вентилятор высокого давления, электродвигатель его привода и соединяющую их клиноременную передачу.
Блок вентиляторного агрегата включает также в свой состав приемный воздуховод и нагнетательный переходный воздуховод. Теплообменная камера печи снабжена четырьмя дымовыми трубами для вывода из нее охлажденных продуктов сгорания топлива в атмосферу, площадками обслуживания и стремянкой для обслуживания взрывных предохранительных клапанов, расположенных на ее боковых поверхностях.В торцевой стенке корпуса теплообменной камеры имеется штуцер для подвода пара, обвязанный в единую систему трубопроводов пожаротушения.
Узлы трубопроводной обвязки змеевиков теплообменной камеры трубчатой печи позволяют выполнить четырехпоточный или двухпоточный вариант обвязки. Вариант обвязки змеевиков трубчатой печи определяется проектной организацией, осуществляющей привязку трубчатой печи ПТБ-10А.
Нагреваемый продукт, при своем движении по секциям змеевика, нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топливного газа, сжигаемого в четырех камерах сгорания и поступающего в пространство теплообменной камеры.
Нагреваемый продукт из змеевиков теплообменной камеры направляется в электродегидраторы или сепараторы.
Основными отличительными особенностями данной печи являются:
а) режим "мягкого" нагрева продукта в трубах змеевиков;
б) высокая теплонапряженностъ поверхности нагрева;
в) интенсивная рециркуляция продуктов сгорания;
г) отличное смешивание топливного газа с воздухом.
а) Особый тепловой режим поверхностей нагрева, обеспечивает "мягкий" нагрев продукта в трубах змеевиков и тем самым предотвращает коксообразование. Этот режим, при котором поверхности труб змеевиков получают равномерный нагрев, достигается путем создания достаточно равномерного поля по всему внутреннему объему теплообменной камеры за счет интенсивной рециркуляции продуктов сгорания топлива.
б) Применение для змеевиков оребренных труб, определенным образом расположенных в пространстве теплообменной камеры, обеспечивает высокую теплонапряженностъ поверхности нагрева.
в) Интенсивная рециркуляция продуктов сгорания в печи достигается созданием высокой скорости движения продуктов сгорания во внутреннем объеме теплообменной камеры, получаемой в результате сжигания топлива в специальных камерах сгорания и установки дефлекторов у конфузоров камер сгорания.
г) Применение принудительной подачи воздуха в камеры сгорания обеспечивает отличное смешивание топливного газа с воздухом, стехиометрическое сгорание топливной смеси и рециркуляцию продуктов сгорания в объеме теплообменной камеры при небольшом избыточном давлении в ней.
На рисунке 1.2 представлена блочная структура печи ПТБ-10А.
Перед блоком «Входной коллектор» установлен блок «Фильтр», который производит очистку нефти от примесей. Блоки «Входной коллектор» и «Выходной коллектор» представляют собой разделенный трубопровод нефти. В блок «Печь» входят: «Горелка №1…4» и «Теплообменная камера», в составе которой присутствует блок «Змеевик», который представляет собой четыре оребренные трубы, по которым течет нефть. В «Горелках №1…4» происходит сжигание топливного газа, соответственно продуктом сгорания является дымовые газы. На вход блока «Подготовки топлива» подается газ и воздух. В состав данного блока входит блок «Вентиляторного агрегата», который отвечает за подачу воздуха в камеры сгорания газа, для поддержания горения, также в составе имеется блок «Подачи топливного и запального газа», с помощью которого регулируется подача газа в горелки, за счет чего регулируется температура нефти в «Выходном коллекторе». «Вытяжной вентилятор», который необходим для уменьшения загазованности в блоке «Подготовки топлива».
Рисунок 1.2 - Блочная структура печи ПТБ-10А
а) температура нефти во входном коллекторе;
б) давление нефти во входном коллекторе;
в) давление нефти в выходном коллекторе;
температура нефти в выходном коллекторе.
Автоматизированная система управления подогревом нефти создается с целью комплексной автоматизации технологических объектов, входящих в состав блока печей ПТБ-10А/1-5 и получения плановых объемов товарной продукции при минимальных эксплуатационных затратах.
Полное наименование системы - «автоматизированная система управления подогревом нефти в печах типа ПТБ-10» (в дальнейшем АСУ ПТБ).
1) сбор и первичная обработка (аналого-цифровое преобразование, масштабирование, усреднение, фильтрацию от помех, проверку на достоверность) информации о технологическом процессе и технологическом оборудовании печей;
2) распознавание и сигнализацию аварийных ситуаций, отклонений процесса от заданных пределов;
3) отображение информации о технологическом процессе и состоянии оборудования в виде мнемосхем процесса;
4) регистрацию всех контролируемых и расчетных параметров и событий (в том числе действий оператора) и автоматическое архивирование их в базе данных;
5) расчет и учет расходов газа, нефти;
6) формирование отчетной документации;
7) контроль выполнения условий шагов процедуры пуска (останова) печей.
1) автоматический (автоматизированный) пуск печи по заданной программе;
2) автоматический (автоматизированный) останов печи по заданной программе;
3) блокировка (запрет) розжига печи при возникновении определенных условий;
4) автоматический останов печи при возникновении определенных условий;
5) дистанционное управление с рабочего места оператора режимами работы печей посредством изменения заданий и уставок.
автоматическое регулирование температуры нагреваемого продукта, регулирование температуры выполняется регулированием расхода сжигаемого топливного газа.
Таблица 2.1 - Входные аналоговые сигналы
Давление топливного газа в Печи №1-5
Давление нефти во входном коллекторе Печи №1-5
Давление нефти в выходном коллекторе Печи №1-5
Температура нефти во входном коллекторе Печи №1-5
Температура нефти в выходном коллекторе Печи №1-5
Таблица 2.2 - Входные сигналы типа «да - нет»
Наличие пламени в камере сгорания №1-4 в Печи №1-5
Состояние затвора подачи топливного газа в Печь №1-5
Состояние клапана на подводе запального газа к Печи №1-5
Состояние клапана общего газа к Печи №1-5
Состояние задвижки на подводе нефти к Печи №1-5
Состояние задвижки на отводе нефти от Печи №1-5
Состояние вентилятора подачи воздуха в Печи №1-5
Состояние вытяжного вентилятора в блоке подготовки топлива Печи №1-5
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №1-5 20%
Загазованность в блоке подготовки топлива в Печи №1-5 50%
Таблица 2.3 - Выходные сигналы типа «да - нет»
Розжиг пламени в камере сгорания №1-4 в Печи №1-5
Управление регулирующим затвор подачи топливного газа в Печь №1-5
Управление клапаном на подводе запального газа к Печи №1-5
Управление клапаном на подводе топливного газа к Печи №1-5
Управление задвижкой на подводе нефти к Печи №1-5
Управление задвижкой на отводе нефти от Печи №1-5
Управление вентилятор подачи воздуха в Печь №1-5
Управление вытяжным вентилятором в Печи №1-5
Таблица 2.4 - Перечень и значность реквизитов
Температура нефти во входном коллекторе Печи №1-5
Температура нефти в выходном коллекторе Печи №1-5
Пользователи: диспетчер, заместитель начальника ЦИТС, начальник ЦИТС.
Автоматизированная система управления процессом подогрева нефти в печах типа ПТБ-10 состоит из трех уровней:
Нижний уровень представляет собой аппаратный комплекс, состоящий из приборов и датчиков, преобразующих температуру, давление нефти и газа, расход нефти и газа в электрические сигналы, а также исполнительных механизмов, установленных непосредственно на технологическом оборудовании. Датчики производят измерение параметров технологического процесса, и перевод физических величин в электрические сигналы. Электрические сигналы, в свою очередь, поступают в микропроцессорный контролер. Второй уровень представляет собой микропроцессорный контролер, который преобразует электрические сигналы в технические единицы, управляет процессом подогрева нефти по программе, заложенной в нём, передает информацию о состоянии параметров технологического процесса на верхний уровень. Одной из основных функций контроллера является функция связи датчиков и исполнительных механизмов с верхним уровнем. Верхний уровень представляет собой операторский интерфейс, его основными задачами являются отображение параметров описывающих процесс подогрева нефти, сигнализация об авариях и регистрация данных, прием и передача команд от оператора.
Структурная схема, описывающая три уровня АСУ ПТБ изображена на рисунке 3.1.
Блок печей типа ПТБ-10 состоит из пяти печей ПТБ-10А.
Аппаратный комплекс полевых устройств состоит из датчиков температуры, давления, расхода, загазованности, которые преобразуют показания в электрические сигналы, а также исполнительных устройств, которые в свою очередь выступают органами регулирования.
Блок сбора и первичной обработки информации выполняет сбор информации, поступающей от датчиков, первичную обработку сигналов (аналогово-цифровое преобразование, усреднение, масштабирование, фильтрацию от помех, проверку на достоверность) и предоставляет показания для блоков приема/передачи информации и блока управления.
Блок управления выполняет следующие функции приема управляющих команд от оператора через блок приема/передачи информации и формирует управляющие команды (открытие/закрытие задвижек, клапанов; включение/отключение печи, вентиляторов и т.д.) на основании сигналов от АРМ оператора или на основании уставок.
Блок приема/передачи информации реализует взаимодействие верхнего уровня (АРМ оператора) со вторым уровнем.
Блок АРМ оператора выполняет следующие функции:
а) отображение информации о технологическом процессе и состоянии оборудования в виде мнемосхем процесса;
б) сигнализация аварийных ситуаций, отклонений процесса от заданных пределов;
в) передача команд оператора на второй уровень (уровень микропроцессорного контроллера);
В комплексе технических средств (КТС) должны использоваться серийно выпускаемые средства, опробованные в промышленной эксплуатации. Любое техническое средство должно допускать замену его аналогичным средством без каких-либо конструктивных изменений или регулировки в остальных устройствах. Конфигурация технических средств не должна ограничивать возможность модернизации системы.
КТС должен обеспечить построение трехуровневой иерархической системы, представленной на рисунке 3.1 и включать в себя:
а) датчики и исполнительные механизмы;
б) микропроцессорный программируемый логический контроллер;
в) рабочую станцию оператора на базе персонального компьютера с монитором, клавиатурой и принтером;
г) устройство приема/передачи информации;
д) источники бесперебойного электропитания.
Основными требованиями, которые предъявляются к КТС нижнего уровня, являются:
В качестве технических средств автоматизации выбраны приборы, серийно выпускаемые отечественной промышленностью, прошедшие сертификацию и разрешенные к применению на территории Российской Федерации для систем технологического контроля и автоматизации.
В измеряемом диапазоне от 0 до 0,25 МПа возможно применение следующих датчиков давления МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00, Сапфир-22М-Ех-ДИ-2110-11-У2-0,25-0,25МПа-42, Метран-100-Ех-ДИ-1152-11-У2-05-0,25МПа-42.
Также предъявляются требования к пределу допускаемой погрешности - не более 0,5% и работе при низких температурах -40C. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Датчики давления с измеряемым диапазоном от 0 до 0,25 МПа
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00
Сапфир-22М-Ех-ДИ-2110-11-У2-0,25-0,25МПа-42
Метран-100-Ех-ДИ-1152-11-У2-05-0,25МПа-42
Жидкости и газы, неагрессивные к титановым сплавам
Жидкости и газы нейтральных и агрессивных сред
Жидкости и газы нейтральных и агрессивных сред
Проанализировав приведенные выше датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-0,25МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00, так как он удовлетворяет всем поставленным требованиям и при этом обладает более низкой ценой, чем представленные аналоги. В измеряемом диапазоне от 0 до 2,5 МПа возможно применение следующих датчиков давления МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00, Сапфир-22М-Ех-ДИ-2120-11-У2-0,25-2,5МПа-42, Метран-100-Ех-ДИ-1162-11-У2-05-2,5МПа-42.
Также предъявляются требования к пределу допускаемой погрешности - не более 0,5% и работе при низких температурах -40C. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.2.
Таблица 3.2 - Датчики давления с измеряемым диапазоном от 0 до 2,5 МПа
МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00
Сапфир-22М-Ех-ДИ-2120-11-У2-0,25-2,5МПа-42
Метран-100-Ех-ДИ-1162-11-У2-05-2,5МПа-42
Жидкости и газы, неагрессивные к титановым сплавам
Жидкости и газы нейтральных и агрессивных сред
Жидкости и газы нейтральных и агрессивных сред
Проанализировав приведенные выше датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик МИДА-ДИ-13П-Ех-0,5/0-2,5МПа-У2-01-ТУ4212-044-1800448-00, так как он удовлетворяет всем поставленным требованиям и при этом обладает более низкой ценой, чем представленные аналоги. Технические характеристики датчика избыточного давления МИДА-ДИ-13П-Ех приведены в приложении Д.
В измеряемом диапазоне от -50 до +50 0 С возможно применение следующих датчиков давления ТСМУ-205Ех-120мм--50…+50 0 С-0,25%- У1.1-OEхiallCT6X-ТУ4227-003-13282997-95, ТСПУ-205Ex-120мм--50…+50 0 С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X, ТСМ-Метран-253-03-120-В-2-1-Н13-У1.1.
Также предъявляются требования к пределу допускаемой погрешности - не более 0,5%. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.3.
Таблица 3.3 - Термопреобразователи с измеряемым диапазоном от -50 до +50 0 С
ТСМУ-205Ех 120мм--50…+50 0 С-0,25%-У1.1-EхiallCT6X-ТУ4227-003-13282997-95
ТСПУ-205Ex-120мм--50…+50 0 С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X
ТСМ-Метран-253-03-120-В-2-1-Н13-У1.1
Твердых, жидких, газообразных и сыпучих (как нейтральных, так и агрессивных) веществ
Твердых, жидких, газообразных и сыпучих (как нейтральных, так и агрессивных) веществ
Жидкие и газообразные химически неагрессивные среды
Проанализировав приведенные выше датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик ТСМУ-205Ех-120мм--50…+50 0 С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X-ТУ4227-003-13282997-95, так как он обладает наиболее подходящими параметрами. В измеряемом диапазоне от 0 до +100 0 С возможно применение следующих датчиков давления ТСМУ-205Ех-250мм-0…+180 0 С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X-ТУ4227-003-13282997-95, ТСПУ-205Ex-250мм-0…+180 0 С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X, ТСМ-Метран-255-03-250-В-2-1-Н13-У1.1. Также предъявляются требования к пределу допускаемой погрешности - не более 0,5%. Сравнительная характеристика датчиков приведена в таблице 3.4.
Таблица 3.4 - Термопреобразователи с измеряемым диапазоном от 0 до +100 0 С
ТСМУ-205Ех-250мм-0…+180 0 С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X-У4227-003-13282997-95
ТСПУ-205Ex-250мм-0…+180 0 С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X
ТСМ-Метран-255-03-250-В-2-1-Н13-У1.1
Твердых, жидких, газообразных и сыпучих (как нейтральных, так и агрессивных) веществ
Твердых, жидких, газообразных и сыпучих (как нейтральных, так и агрессивных) веществ
Жидкие и газообразные химически неагрессивные среды
Проанализировав приведенные выше датчики, пришли к выводу, что наиболее подходящим является датчик ТСМУ-205Ех-250мм-0…+180 0 С-0,25%-У1.1-OEхiallCT6X-ТУ4227-003-13282997-95, так как он обладает наиболее подходящими параметрами.
Технические характеристики термопреобразователя ТСМУ-205Ех приведены в приложении Д.
В качестве сигнализатора горючих газов в блоке подготовки топлива был взят СТМ-30-50.
Для определения наличия пламени в горелках был взят сигнализатор наличия пламени СНП-1 (с оптическим датчиком).
Для учета общего расхода газа был взят датчик расхода газа ДРГ.М-400. Для учета расхода нефти был взят турбинный счетчик нефти МИГ-200-4. Технические характеристики указанных датчиков приведены в приложении Д. Все датчики, сведены в таблицу КИПиА, представленную в приложении Б.
Объект управления - блок печей подогрева нефти, предполагает использование SCADA системы диспетчерского контроля, сбора данных и управления технологическими объектами. Архитектура АСУ ПТБ носит централизованный характер - это значит, что архитектура системы имеет в своем составе для нескольких технологических объектов один микропроцессорный контролер.
В состав SCADA системы входят следующие составные части:
б) уровень микропроцессорного контролера;
Функцию взаимодействия диспетчерского пункта с технологическим оборудованием в системе контроля и управления несет микропроцессорный контролер, который является основой любой системы диспетчерского контроля и управления.
Данные с датчиков поступают в контроллер, где она обрабатывается и по результатам обработки вырабатывается управляющее воздействие. Обработанные данные поступают на диспетчерский пульт, где прослеживается весь процесс управления и регулирования и при необходимости, происходит вмешательство оператора в ход технологического процесса подогрева нефти.
Микропроцессорный контроллер, используемый в системе, должен обеспечивать выполнение следующих функции:
а) ввод/вывод, аналогово-цифровое преобразование, усреднение, масштабирование, фильтрацию от помех, проверку на достоверность;
б) обмен данными с рабочей станцией;
в) автоматическое управления и регулирование;
г) исполнение дистанционных команд с рабочей станции.
Модули аналоговых входов должны обеспечивать ввод унифицированных токовых сигналов (4?20 мА) с поддержкой входных сигналов от термосопротивлений и с полным гальваническим разделением цифровой от аналоговой части.
Дискретные модули должны обеспечивать полное гальваническое разделение внутренних цепей от внешних цепей. Модули дискретного ввода должны обеспечивать ввод сигналов 12?24 В и током не более 5 мА/сигнал. Модули дискретного вывода должны обеспечивать ток до 5 А при напряжении до ~220 В.
Обмен информацией между контроллером и компьютером должен производиться через последовательный порт RS-232 или RS-485.
В настоящее время на рынке средств автоматизации имеется большой выбор контроллеров, как отечественного, так и зарубежного производства.
Импортные контроллеры, таких семейств как: SLС 500, Direct Logic, MOSCAD, Siemens, и т.д. имеют несравненно более высокую цену, что связано с более высокой себестоимостью (более современными и дорогими микросхемами, затратами на транспортировку, таможенными сборами). При этом они превосходят контроллеры российского производства по ряду таких показателей, как:
Исходя из этого, будем рассматривать зарубежные контроллеры.
Из зарубежных микроконтроллеров наиболее соответствующими требованиям являются:
а) контроллеры семейства SLС 500 компании Allen-Bradley Rockwell Automation;
б) контроллеры MOSCAD-RTU компании MOTOROLA;
в) контроллеры семейства Simatic S7-300 фирмы Siemens;
г) контроллеры семейства Simatic S7-400 фирмы Siemens.
Сравнительная характеристика контроллеров приведена в таблице 3.5.
Таблица - 3.5 Сравнительная характеристика зарубежных контроллеров
Горячее резервирование контроллера/линии связи
На основании приведенной в таблице 3.5 сравнительной характеристики контроллеров, выбираем SIMATIC S7-300, т.к. он подходит по всем ключевым характеристикам и обладает наиболее привлекательной ценой.
SIMATIC S7-300 - это модульный программируемый контроллер универсального назначения.
Несколько типов центральных процессоров различной производительности и широкий спектр модулей различного назначения с множеством встроенных функций позволяют выполнять максимальную адаптацию оборудования к требованиям решаемой задачи. При модернизации и развитии производства контроллер может быть легко дополнен необходимым набором модулей.
S7-300 имеет модульную конструкцию и позволяет использовать в своем составе широкий спектр модулей самого разнообразного назначения:
а) модули центральных процессоров (CPU), для решения задач различного уровня сложности может использоваться несколько типов центральных процессоров различной производительности, включая модели с встроенными входами-выходами и набором встроенных технологических функций, а также модели с встроенным интерфейсом PROFIBUS DP, PROFIBUS DP/ DRIVE, Industrial Ethernet/ PPROFINET, PtP;
б) сигнальные модули (SM), используемые для ввода и вывода дискретных и аналоговых сигналов;
в) коммуникационные процессоры (CP) для подключения к промышленным сетям и организации PtP соединений;
г) функциональные модули (FM) для решения задач скоростного счета, позиционирования и автоматического регулирования;
д) модули блоков питания (PS) для питания аппаратуры SIMATIC S7-300 и преобразования входных напряжений ~120/230 В или =24/48/60/110В в стабилизированное выходное напряжение =24В;
е) интерфейсные модули (IM) для обеспечения связи между базовым блоком и стойками расширения в многорядной конфигурации контроллера.
В зависимости от типа используемого центрального процессора система локального ввода-вывода программируемого контроллера S7-300 может включать в свой состав до 32 модулей. В этом случае все модули контроллера располагаются в одном базовом блоке и стойках расширения, которых может быть не более 3.
Конструкция контроллера отличается высокой гибкостью, технологичностью и удобством обслуживания. Все модули устанавливаются на профильную шину S7-300 и фиксируются в рабочих положениях винтами.
Каждый модуль, исключая блоки питания, оснащен встроенным участком внутренней шины контроллера. Соединения между модулями выполняются с помощью шинных соединителей, устанавливаемых на тыльной стороне корпуса. Шинные соединители входят в комплект поставки всех модулей, исключая модули центральных процессоров и блоков питания.
Подключение внешних цепей сигнальных и функциональных модулей выполняется через съемные фронтальные соединители, оснащенные контактами-защелками или контактами под винт. Применение фронтальных соединителей упрощает выполнение монтажных работ и позволяет производить замену модулей без демонтажа их внешних цепей.
Первая установка фронтального соединителя на модуль автоматически сопровождается его механическим кодированием. В дальнейшем фронтальный соединитель может устанавливаться только на модули такого же типа, что исключает возможность возникновения ошибок при замене модулей.
Наличие гибких и модульных соединителей SIMATIC TOP Connect, существенно упрощающих монтаж внешних цепей сигнальных модулей в шкафах управления.
Соединительные кабели и провода размещаются в монтажном канале модуля и закрываются защитной дверцей. Это позволяет иметь единую монтажную глубину для всех модулей контроллера.
Большинство модулей контроллера может размещаться в монтажных стойках в произвольном порядке. Фиксированные посадочные места должны занимать лишь блоки питания, центральный процессор и интерфейсные модули.
Система локального ввода-вывода программируемого контроллера S7-300 может включать в свой состав до 32 сигнальных, функциональных и коммуникационных модулей (для S7-300 c CPU 312 или CPU 312C - до 8 модулей, размещаемых в базовом блоке). Все модули устанавливаются в монтажные стойки контроллера, функции которых выполняют профильные шины S7-300.
В состав контроллера может входить одна базовая и до трех стоек расширения. В каждую стойку может устанавливаться до 8 сигнальных, функциональных и коммуникационных модулей. В базовый блок устанавливается центральный процессор.
Соединение стоек выполняется через интерфейсные модули, устанавливаемые в базовый блок и в каждую стойку расширения (по одному интерфейсному модулю на стойку). В базовом блоке интерфейсный модуль устанавливается справа от центрального процессора. Возможные варианты расширения системы локального ввода-вывода зависят от типа используемых интерфейсных модулей:
Применение интерфейсных модулей IM 365 позволяет производить подключение к базовому блоку не более одной стойки расширения. Расстояние между стойками может достигать 1м. Питание модулей стойки расширения осуществляется от блока питания базового блока контроллера. В стойку расширения нельзя устанавливать коммуникационные модули и большинство функциональных модулей.
Применение интерфейсных модулей IM 360/IM 361 позволяет подключать к базовому блоку до 3 стоек расширения. IM 360 устанавливается в базовый блок, IM 361 - в каждую стойку ра
Проектирование автоматизированной системы управления печами типа ПТБ-10 дипломная работа. Программирование, компьютеры и кибернетика.
Курсовая работа по теме Моделирование 3D-детали по заданному чертежу
Реферат На Тему Газовый Состав Крови
Доклад: Высшая школа и продвижение к науке
Реферат На Тему Металургійний Комплекс
Реферат по теме Водородные автомобили
Курсовая работа: И.А.Варваций и его вклад в развитие Астраханской губернии. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат по теме Сбытовая политика и логистика на предприятии
Сочинение По Периоду Правления Петра 1
Реферат: How Romance Is Celebrated In Literature Essay
Реферат: Циклические алгоритмы. Скачать бесплатно и без регистрации
Развитие Связной Речи При Изучении Фразеологии Курсовая
Реферат: Артемисия I
Реферат: Hamlet Criticism Essay Research Paper In
Контрольная работа по теме Постановления суда первой инстанции
Курсовая работа: Корпоративные сети
Курсовая работа: Отчеты о дебиторской и кредиторской задолженности
Виленкин 6 Класс Контрольные Работы 13
Учебное пособие: Вода чудо природы
Реферат по теме Мировая экономика на современном этапе
Дипломная работа по теме Анализ системы мотивации работников ТУП 'Голубая птица'
Синтез и исследование локальной системы автоматического регулирования на базе технических средств агрегатного комплекса "СТАРТ" - Коммуникации, связь, цифровые приборы и радиоэлектроника курсовая работа
Правоведение - Государство и право контрольная работа
Інваріантні характеристики методів навчання - Педагогика контрольная работа