Автоматизация магистрального насосного агрегата

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Успехи в развитии отечественной нефтяной и газовой промышленности в значительной степени стали возможны вследствие создания и развития средств и систем автоматизации.

Автоматикой называется отрасль науки и техники, которая охватывает совокупность технических средств и методов, освобождающих человека от непосредственного выполнения функций контроля и управления производственными процессами. Автоматизация производства повышает надежность протекания процесса, уровень информативности персонала о процессе, экономичность. Уменьшаются трудовые затраты, средства автоматизации позволяют вести точный учет средств и продуктов труда.

Успешный процесс переработки нефти и газа зависит от строгого контроля и поддержания на заданном уровне давления, температуры, расхода, а также от контроля качества выходного продукта. Поэтому современное производство возможно только при оснащении технологических установок соответствующими автоматическими измерительными приборами, информационно-измерительными системами и системами автоматического управления. Применение ЭВМ и микропроцессорных контролеров повышает качество автоматизации за счет гибкого программирования, возможности изменения параметров настройки регуляторов в зависимости от требований технологического процесса.

Назначением системы является автоматизация технологических процессов НПС. Она должна обеспечивать автономное поддержание режима работы насосной и его изменение по командам с АРМ технолога из операторной и из вышестоящего уровня управления по каналам телемеханики.

Целями создания системы являются:

- автоматизация НПС в соответствии с "Техническими требованиями на разработку системы автоматизации НПС";

- унифицирование системы;

- расширение функциональных возможностей автоматизации по сравнению с существующими средствами;

- достижение высоких технико-экономических показателей работы за счет автоматизированного поддержания наиболее рационального режима работы технологического оборудования;

- повышение уровня надежности работы и живучести технологического оборудования и средств автоматизации;

- повышение экологической безопасности производства;

- снижение трудозатрат на техническое обслуживание и ремонт.

Система автоматики должна обеспечивать выполнение заданных функций как автономно под наблюдением оператора из МДП, так и в составе СДКУ под наблюдением диспетчера РДП.

Система автоматики должна обеспечивать замену в полном объеме существующих средств автоматизации различного аппаратного исполнения на НПС.

1. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ И ОСНОВНЫЕ КОМПОНЕНТЫ

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая предназначается для приема нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки.

Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно подразделить на две группы: первую - объекты основного (технологического) назначения и вторую - объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учёта нефти с фильтрами, магистральная насосная, узел урегулирования давления и узлы с предохранительными устройствами, камеры пуска и приёма очистных устройств, технологические трубопроводы с запорной арматурой.

К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами, комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции, комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков, котельная с тепловыми сетями, инженерно-лабораторный корпус, пожарное депо, узел связи, механические мастерские, мастерские ремонта и накладки контрольно-измерительных приборов (КИП), гараж, складские помещения, административно-хозяйственный блок и т.д.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: приём и учёт нефти, краткосрочное хранение нефти в резервуарах, внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар), закачка нефти в магистральный трубопровод, пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения её дальнейшей перекачки.

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 - 600 км, состоящие из 3 - 5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме "из насоса в насос", и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТОВ АВТОМАТИЗАЦИИ

2.1 Описание автоматизированных объектов

Объектами автоматизации НПС являются:

- Магистральная насосная с насосным залом и отделением электродвигателей, разделенными брандмауэрной стеной;

- Магистральные насосные агрегаты МНА1-МНА4 типа НМ-10000 с электродвигателями СТД-8000 (МНА № 1-3) и АТД-4-8000 (МНА №4). Входные задвижки № 1-1,2-1,3-1,4-1, выходные задвижки № 1-2,2-2,3-2,4-2. Задвижка параллельно-последовательной работы агрегатов №14;

- Маслосистема принудительной смазки подшипников насосных агрегатов (3 маслонасоса, 2 маслобака, 3 маслофильтра, 1 аккумулирующий бак, 2 емкости хранения масла и 4 вентилятора охлаждения масла);

- Система сбора и откачки утечек МНС (2 емкости сбора утечек ЕП-40, 2 погружных насоса и 2 центробежных насоса откачки утечек);

- Система приточно-вытяжной вентиляции насосного зала МНС (2 приточных и 2 вытяжных вентилятора);

- Система подпорной вентиляции отделения электродвигателей МНС (2 подпорных вентилятора);

- Система беспромвальной вентиляции отделения электродвигателей (2 вентилятора).

Автоматизируемое оборудование должно быть оснащено приспособлениями для установки датчиков контроля и дополнительных механизмов.

Все исполнительные механизмы должны быть оснащены приводом с электрическими сигналами управления.

Запорная арматура трубопроводов и внутренней обвязки нефтенасосной должна быть оснащена датчиками сигнализации крайних положений (открыто, закрыто).

Товарная нефть, поступающая от поставщиков в нефтяную транспортную сеть подвергается анализу и учету в узлах учета количества и качества нефти, установленных на НПС.

Физико-химические свойства нефти по данным заказчика следующие и представлены в таблице 2.1.1.

Таблица 2.1.1- Физико-химические свойства нефти

Наименование показателей	Значение
Температура нефти, С: максимальная минимальная	50 20
Плотность нефти, кг/м?: максимальная минимальная	885 860
Вязкость нефти, м2/c: максимальная минимальная	0,00004 0,00025
Массовая доля серы, %	4,0
Массовая доля воды, %	до 1,0
Концентрация хлористых солей, не более, г/см3	0,0003
Массовая доля механических примесей, не более, %	0,05
Давление насыщенных паров, не более, Па	665

Насосный цех относится к взрывоопасным помещениям. В зале насосов установлены четыре основных насосных агрегата. В зале электродвигателей, который находится в соседнем помещении с насосной, размещены четыре синхронных электродвигателя, а также расположен блок централизованной маслосистемы с аккумулирующим баком. Насосные агрегаты обвязаны трубопроводами-отводами, которые соединяют их приемные и напорные патрубки с общим коллектором. Агрегаты нефтяные электронасосные центробежные магистральные типа НМ предназначены для транспортирования по магистральным трубопроводам нефти. Электронасосный агрегат состоит из насоса и приводного электродвигателя. Принцип действия насоса заключаются в преобразовании механической энергии в гидравлическую за счет взаимодействия жидкости с рабочими органами.

Маслосистема предназначена для смазки и охлаждения подшипников основных насосных агрегатов по перекачке нефти.

Перед пуском насосных агрегатов необходимо осуществить подачу масла на подшипники скольжения и проконтролировать поступление масла визуально через смотровые окна в линии слива с целью предотвращения "сухого" запуска агрегатов, что может привести к выходу насосных агрегатов из строя.

Система сбора утечек предусматривается для приема капельных утечек от торцов, возникающих в процессе эксплуатации, а также на случай возникновения на насосах аварийных ситуаций: образования щелей или полного раскрытия их торцов. Отвод утечек осуществляется в специальный сборник, размещаемый вне помещения насосов. В этом сборнике должен постоянно сохраняться незаполненный объем емкости, достаточный для приема максимальных утечек.

В общественных зданиях применяется приточно-вытяжная вентиляция с приточной камерой расположенной в подвале, и вытяжной камерой расположенной на чердаке.

Блок приточных и подпорных вентиляторов обеспечивает подачу воздуха в нефтенасосную и корпуса электродвигателей.

Оборудование вентиляционных систем работает автоматически. В случае аварийной остановки включается резервный вентилятор. При остановке обоих подпорных или приточных вентиляторов аварийно отключается вся станция.

Охлаждение масла в подшипниках подпорных насосных предусматривается перекачиваемой нефтью с помощью холодильников, встроенных в масляные ванны подшипников.

Отвод утечек из торцевых уплотнений предусматривается в специальный сборник, расположенный при насосной.

Система автоматического регулирования (САР) давления предназначена для регулирования давления в магистральном нефтепроводе с помощью поворотных затворов - регулирующих заслонок.

2.2 Организация микропроцессорной системы автоматизации

Система автоматики НПС имеет трехуровневую структуру - нижний, средний и верхний уровни. Структурная схема ПТК НПС приведена в приложении А.

К нижнему уровню системы автоматики относятся:

- средства измерений технологических параметров;

- сигнализаторы технологических параметров;

- исполнительные механизмы (в том числе средства визуальной и звуковой сигнализации).

К нижнему уровню следует также отнести БРУ, который размещается в операторной в шкафу УСО1.3 и блок ручного управления системы автоматического пожаротушения который расположен в операторной. Блоки ручного управления имеют в своем составе сигнализацию непосредственно от датчиков сигналов и кнопки управления, воздействующие непосредственно на магнитные пускатели или соленоиды масляных выключателей. Также к нижнему уровню относятся шкафы преобразователей ПП1, ПП2 и ПП3.

К среднему уровню системы автоматизации относятся программно-аппаратные модули (блоки) управления узлов и агрегатов НПС на базе ПЛК.

В состав среднего уровня СА входит следующее оборудование:

- ЦП - шкаф центрального процессора;

- УСО1.1 и УСО1.2 - шкаф МНА 1,3 и шкаф МНА2,4;

- УСО1.4 - шкаф вспомогательных систем МНС;

- УСО1.5 - шкаф вспомогательных систем МНС.

Оборудование обеспечивает:

- сбор информации от датчиков, устанавливаемых по месту;

- обработку и передачу информации о состоянии объектов на верхний уровень системы автоматизации НПС (центральный контроллер в операторной);

- автоматическое управление технологическим оборудованием станции и контроль его работы;

- прием информации с верхнего уровня системы автоматизации и формирование управляющих воздействий на исполнительные механизмы.

Для перехода от существующего оборудования ввода вывода фирмы Modicon к оборудованию других фирм используется мост Modbus Plus Bridge:

- передача сигналов телемеханики;

- связь с системой автоматического пожаротушения;

- связь с системой автоматического регулирования давления.

Средний уровень должен обеспечивать получение информации от системы контроля уровня загазованности, системы виброконтроля и системы автоматического регулирования давления, как в виде дискретных сигналов, так и по протоколу Modbus c отображением информации на АРМ оператора.

Станция сбора данных служит для реализации мониторинга за состоянием ответственных элементов системы автоматики и раннего предупреждения возможного отказа

Шкаф ЦП с коммуникационным контроллером, шкаф САПТ, шкаф БРУ САПТ и шкаф управления САРД, шкафы УСО 1.1, УСО 1.2, УСО 1.3, совмещенный с БРУ и ШВП, УСО1.1П, УСО1.2П, размещаются в операторной НПС-2; шкафы УСО1.4, УСО1.5, УСО 1.6, шкаф ПП2 размещаются в ЩСУ; шкаф УСО1.7 и шкаф ПП1 устанавливаются в помещении ЗРУ; шкаф УСО 1.8 и шкаф ПП3 размещаются в блок-боксе узла пропуска СОД.

Верхний уровень системы автоматики включает в себя АРМ оператора-технолога, АРМ для контроля за нормативными параметрами НПС, АРМ системы мониторинга, АРМ системы автоматического пожаротушения.

АРМ оператора-технолога реализован на базе трех персональных компьютеров (2 рабочих и резервного), работающих в режиме горячего резервирования: АРМ полностью идентичны по программно-апппаратному составу, имеют общий источник точного времени и выделенный интерфейс (независимый от сегмента сети) для организации самоконтроля. Во всех системах должно устанавливаться московское время. Два АРМа основной и резервный размещаются в операторной НПС ", третий АРМ размещается в операторной НПС "Бачкун-1" и служит для контроля и управления НПС.

АРМ для контроля за нормативными параметрами НПС, АРМ системы мониторинга реализованы на базе персональных компьютеров и АРМ системы автоматического пожаротушения.

Верхний уровень системы автоматики обеспечивает:

- прием информации о состоянии объекта;

- мониторинг технологического процесса и получение трендов измеряемых технологических параметров;

- оперативное управление технологическим процессом;

- архивацию событий нижнего уровня, действий оператора и команд из РДП;

- формирование базы данных;

- настройку, программирование, конфигурирование контроллера МПСА, редактирование экранных форм (с АРМ инженера).

Компьютеры из состава АРМ оператора-технолога работают независимо друг от друга и связаны с контроллерами среднего уровня по собственным независимым полевым шинам. Выполнение инженерных функций реализуется на третьем персональном компьютере- АРМ инженера.

Верхний уровень системы автоматизации в части АРМа контроля за нормативными параметрами обеспечивает:

- контроль за соответствием фактических параметров работы оборудования НПС и линейной части магистрального нефтепровода нормативным параметрам контролируемым на уровне НПС по системе автоматики и телемеханики операторами НПС;

- отображение отклонения контролируемых параметров от нормативных величин на мониторе персонального компьютера и сопровождение звуковыми сигналами;

? вход в ЛВС АСУТП по протоколу TCP/IP и передачу данных в соответствии с регламентом контроля за нормативными параметрами.

Верхний уровень системы автоматизации в части АРМа системы мониторинга обеспечивает прием, обработку и отображение информации, получаемой со станции сбора данных.

Рабочие станции всех АРМ-ов связаны между собой посредством сети Ethernet с помощью сетевого концентратора и могут объединяться с другими узлами сети. Основной протокол связи верхнего уровня: промышленный Ethernet, в реализации ModBus TCP от Schneider Electric.

Коммуникационный контроллер для управления по каналам телемеханики должен обеспечивать:

- работу как по каналам тональной частоты со скоростью 1200 и 600 бит/с, так и по цифровым каналам ВОЛС со скоростью 115,2 кбит/с;

- работу по MODBUS MASTER RTU от 1 до 8 микропроцессорных программируемых контроллеров систем автоматизации;

- прием и передачу метки точного времени, получаемого с магистрали МЭК в MODICON;

- возможность конфигурирования в процессе эксплуатации; наращивание и изменение количества каналов;

- передачу сигналов телесигнализации, телеизмерений, телеуправления и телерегулирования;

- формирование массива для ТМ должно производиться на каждом цикле сканирования с меткой времени.

Система автоматики НПС должна иметь сопряжение с многоуровневой системой транспорта нефти по ETHERNET TCP/IP ЛВС АСУ ТП ОАО МН "Сибнефтепровод".

Сопряжение локальных сетей АСУТП и АСУП должно производиться посредством маршрутизатора, который выполняет функции сетевого фильтра. Порты маршрутизатора, к которым подключены АРМ-оператора, должны программироваться так, чтобы пропускать в сеть АСУТП только пакеты с определенных IP-адресов, а в сеть АСУП на шлюз узла связи направлять пакеты с IP-адресов АРМ.

2.3 Требования к функциям защиты

Функции защиты оборудования НПС должны выполняться:

- по общестанционным аварийным защитам - как программно с использованием алгоритмических модулей защитных отключений, так и с БРУАЗ кнопками, воздействующими непосредственно на схемы управления приводами;

- по остальным защитам и блокировкам - программно с использованием алгоритмов защитных отключений.

Программы, реализующие функции защиты, кроме выполнения защитных отключений, должны предусматривать:

- маскирование и симуляцию общестанционных и агрегатных защит и имитацию отдельных аналоговых параметров должны выполняться через диалоговые окна (для ремонта соответствующих датчиков и проверки защит);

- блокировку отдельных защит (вибрации, и др.) на время переходного процесса;

- проверку работы общестанционных и агрегатных защит без воздействия на оборудование (симуляцию задвижек, вспомсистем).

Функции управления должны предусматривать программный пуск и остановку каждого агрегата, а также дистанционное и автоматическое управление вспомогательными агрегатами и запорной арматурой.

Управление магистральным насосным агрегатом должно быть реализовано в следующих режимах:

- дистанционный из РДП;

- программный из операторной (МДП);

- автоматический резервный;

- ремонтный;

- испытательный;

- кнопочный.

Все режимы управления должны предусматривать подачу команд управления на насосные агрегаты только через систему автоматики НПС.

Испытательный режим должен быть предназначен для проверки алгоритмов работы (программных модулей), автоматических защит без воздействия на ВВ насосных агрегатов.

Команды аварийного отключения насосных агрегатов от агрегатных кнопок "Стоп", от кнопок "Стоп МНС" должны выполняться во всех режимах управления агрегатов, в том числе при отказе системы автоматизации.

Последовательность действий при пуске и остановке насосного агрегата в кнопочном режиме должна определяться технологическим регламентом управления НПС. В этом режиме изменение положения задвижек агрегата по командам, формируемым через систему автоматики НПС при пуске насосного агрегата, не должно приводить к срабатыванию агрегатной защиты "Несанкционированное изменение состояния любой из агрегатных задвижек работающего агрегата".

При дистанционном и программном режимах пуск или остановка насосного агрегата должны происходить по выбранной программе при получении соответствующей команды из РДП или операторной (МДП).

В системе автоматизации должны быть реализованы следующие программы пуска МНА:

- на открытую (полностью) задвижку (программа пуска №1);

- на закрытую выходную задвижку, открывающуюся в ходе выполнения программы (программа пуска №2);

Включение электродвигателя насосного агрегата во всех режимах управления для всех программ пуска должно осуществляться только при полном открытии входной задвижки агрегата.

Команда на включение ВВ МНА, который запускается по программе №2, подается с выдержкой времени от момента подачи команды на открытие закрытой выходной задвижки МНА. Длительность выдержки времени принимается из расчета величины допустимого перепада давления на агрегатной задвижки и условий обеспечения поддержания на входе НПС давления нефти, превосходящего предельное минимальное значение.

Система автоматики НПС должна допускать изменение программы пуска только для неработающего МНА.

Автоматический пуск агрегата, находящегося в режиме "Автоматический резервный" производится только по программе пуска на открытую задвижку.

При переводе агрегата в режим "автоматический резервный" предварительно должна быть осуществлена подготовительная программа пуска, включающая:

- открытие задвижек на приеме и выходе агрегата;

- включение индивидуальных вспомогательных систем (смазки, охлаждения, подпорной вентиляции и т.д.).

Если при или после выполнения подготовительной программы пуска появляется сигнал аварии вспомогательных систем агрегата, тогда должна быть выполнена программа автоматического отключения насосного агрегата защитой с соответствующей сигнализацией.

Пуск двигателя насосного агрегата, находящего в режиме "автоматический резервный", должен осуществляться для МНА после получения сигнала подтверждающего отключение работавшего МНА по защитам, предусматривающим АВР.

Для любого режима МНА должны быть исключены пуск и работа агрегата, если:

- не включена или отсутствует связь с системами, обеспечивающими автоматическую защиту насосной или агрегата;

- станционными или агрегатными защитами установлены и не сняты оператором блокировки запуска насосного агрегата.

Программа автоматического отключения МНА должна предусматривать остановку электродвигателя магистрального насосного агрегата, а также закрытие задвижек агрегата. Закрытие агрегатных задвижек и отключение индивидуальных вспомогательных систем при срабатывании агрегатной защиты должно производиться только после подтверждения остановки агрегата. В системе автоматизации должен быть предусмотрен запрет (блокировка) запуска агрегата в случае, если суммарное давление в коллекторе МНС с учетом давления, развиваемого данным агрегатом, может превысить предельное максимальное давление, установленное для коллектора МНС. При срабатывании общестанционной и/или агрегатной защиты должна быть выполнена программа автоматического отключения МНА, которая не зависит от режима его управления.

Ремонтный режим должен устанавливаться и отменяться только оператором НПС при выводе неработающего агрегата в ремонт. В этом режиме должно блокироваться управление насосным агрегатом и задвижками агрегата через систему автоматизации НПС. После перевода агрегата в ремонтный режим блокируются срабатывание агрегатных защит этого агрегата.

2.4 Требования к метрологическому обеспечению, сертификации и надежности

К измерительным каналам относятся следующие каналы измерения:

- давление в магистральном нефтепроводе;

- давление во вспомогательных трубопроводах;

- температура обмоток и подшипников агрегата;

- температура нефти;

- температура масла;

- температура воздуха;

- вибрация агрегата;

- сила тока, напряжение, мощность;

- загазованность.

Измерительные каналы систем автоматизации должны обеспечивать получение результатов с нормируемой точностью. Средства измерения, входящие в состав измерительного канала, должны иметь сертификаты утверждения типа средств измерений, выданные уполномоченной организацией в установленном порядке.

Нормированными метрологическими характеристиками являются основная и дополнительная погрешности, указанные ниже.

Основная погрешность измерительных каналов не должна превышать следующих значений, приведенных в таблице 2.4.2.

Дополнительная погрешность СИ не должна превышать половины основной погрешности при изменении температуры окружающей среды во всем диапазоне рабочих температур и отклонении напряжения питания в допустимых пределах. Основная и дополнительная погрешность показывающих приборов, устанавливаемых на технологическом оборудовании, должны обеспечивать достоверный контроль режима работы до его передачи в монтаж субподрядчику.

Таблица 2.4.2- Основная погрешность измерительных каналов.

Название параметра	Значение
Давление нефти на входе МНС в системе автоматического регулирования, %	0,1
Давление нефти в коллекторе МНС, на выходе НПС в системе автоматического регулирования, %	0,2
Давление нефти в остальных случаях, %	0,4
Давление вспомогательных систем, %	1,0
Сила тока, напряжение, мощность, %	1,0
Вибрация, %	10,0;
Загазованность, %	5,0

2.5 Технические средства рабочей станции

Все технические характеристики раздела являются ориентировочными и соответствуют уровню техники 2006 года.

АРМ оператора строится на базе Intel совместимого процессора с производительностью Pentium 4 и должен включать в свой состав элементы с характеристиками не ниже следующих:

- процессор с тактовой частотой 2,4 ГГц;

- ОЗУ объемом 512 Мб для рабочих станций, 1 ГБ для серверов;

- накопитель на жестких магнитных дисках с объемом памяти 80 Гб, для сервера с RAID контроллером;

- привод компакт-дисков;

- монитор на основе ЖКИ. 20'' 1280*1024 для АРМ специалистов;

- клавиатура, манипулятор "мышь" (оптика);

- сетевая плата Ethernet;

- наличие USB портов (стандарт USB 2.0) с кабелем для подключения устройств;

- принтер с функциями построчной печати;

- принтер лазерный, опционально - цветной;

- источник бесперебойного питания 1000 VA.

- Опционально: плата сетевого интерфейса Modbus Plus.

ПО функционирует в среде не ниже Windows 2000, в качестве операторского интерфейса используется программный пакет iFIX Plus SCADA Runtime Client 2.6(3.0) фирмы Intellution. Функциональные возможности пакета включают конфигурирование, операторское управление, сбор и архивирование данных и событий, а также диагностику.

Центральные блоки реализованы на базе шестислотовой установочной панели, и включают в свой состав:

- центральный процессор, обеспечивающий работу контроллера по заданной программе с производительностью не хуже 0,1 ... 0,5 мс/тыс. релейной логики (140CPU43412A, 140CPU53414A, 140CPU67160, CPU65160);

- контроллер горячего резерва, обеспечивающий переключение на резервный блок при отказе основного 140 CHS 110 00 или встроенный;

- процессор удаленного ввода/вывода, обеспечивающий информационную связь с удаленными узлами ввода / вывода по дублированной магистрали на базе коаксиального кабеля 140 CRP 93 00;

- источник питания, обеспечивающий работу системы в промышленных условиях, защищая систему от электрических помех и колебаний номинального напряжения (140 CPS 114 20);

- Опционально: контролер связи Modbus Plus (140 NOM 21 00);

Узел ввода/вывода УСО реализован на базе десятислотовой установочной панелью и имеет состав:

- источник питания (140 CPS 124 00 или 140 CPS 114 20);

- адаптер удаленного ввода/вывода, обеспечивающий информационную связь с головным процессором по дублированной магистрали на базе шины RIO (коаксиальный кабель.) 140 CRA 93*00;

- модули ввода/вывода:

а) модуль ввода аналоговых сигналов 4…20мА (140 ACI 040 00 или 140 ACI 030);

б) модуль вывода аналоговых сигналов 4…20мА (140 АСО 020 00);

в) модуль ввода дискретных сигналов (32 кн.) (140 DDI 353 00);

г) модуль вывода дискретных сигналов (32 кн.) (140 DDO 353 00).

Ввод дискретных сигналов и подача сигналов управления производится через промежуточные реле.

Программирование контроллера производится с помощью инструментального пакета Concept 2.6, обеспечивающего программирование на любом из 5 технологических языков в стандарте IEC1131-3.

Структурная схема КТС представлена несколькими типами сетей:

- сеть RIO (дублированный коаксиальный кабель);

- сеть Modbus (витая пара);

- сеть Modbus Plus (витая пара);

- сеть Ethernet (витая пара).

RIO - высокопроизводительная сеть, работающая со скоростью 1,544 Mбит/с. Кроме того, RIO обеспечивает высокое быстродействие при передаче данных ввода-вывода. Кабельная система RIO состоит из линейной магистральной линии с ответвлениями и ответвительными кабелями до каждого отдельного удаленного узла. В сети можно сконфигурировать 31 удаленный узел. Каждый узел может поддерживать до 128 слов ввода-вывода (64 входных слова/64 выходных слова).

В RIO применяется схема с коаксиальным кабелем, которая обеспечивает значительную протяженность - до 5 км (16 400 футов) с кабелем категории V. Для повышения помехоустойчивости сети и увеличения длины сети до 16 км разработаны ретрансляторы на волоконно-оптическом кабеле. Ретрансляторы осуществляют переход от кабеля типа "витая пара" или коаксиальный кабель к стандартному волоконно-оптическому кабелю диаметром 62,5/125 мкм, с сохранением динамического диапазона сети, и повышают гибкость системы удаленного ввода/вывода.

Для связи с удаленными узлами ввода/вывода применяется RIO сеть с коаксиальным кабелем для УСО расположенных в одном помещении и оптоволоконным для удаленных УСО.

Для связи с удаленными узлами ввода/вывода, нуждающейся в особой надежности, применяется сеть с двойным кабелем. Двойная сеть предохраняет систему от последствий обрыва одного из кабелей или повреждения соединительной арматуры. При соединении головного конца с каждым узлом двумя кабелями обрыв одного из них не нарушит связь. Арбитраж кабеля и проверка целостности проводятся автоматически на головном конце и каждом из узлов. В случае обрыва кабеля система оповестит пользователя с помощью сигнального светодиода и внутренней программы проверки работоспособности, результаты которой доступны для пользовательской программы станции оператора.

Информационная связь верхнего и среднего уровня реализуется с помощью дублированной магистрали Modbus Plus на базе кабеля типа "витая пара". Каналообразующими средствами являются двухпортовые платы Modbus Plus, устанавливаемые в компьютеры, и двухпортовые контроллеры связи Modbus Plus, устанавливаемые в центральный блок контроллера.

По протоколу Modbus можно связать два CPU, имеющие интерфейс RS-232. Протокол Modbus поддерживает различные топологии сети, включая связь "точка-точка", "точка-многоточка" на большие расстояния. На расстояниях более 15 метров, но до 4500 метров необходимо использовать модемы Modicon или другие, с интерфейсом RS-232 в каждой соединяемой точке. Обеспечивается соединение с 32 дочерним устройством на скорости до 19.2Kбод.

Modbus Plus характеризуется:

- высокой скоростью передачи данных;

- связью одного ранга (peer-to-peer);

- легкой установкой для простых приложений, тем самым понижая затраты на установку.

Каждое ЦПУ Quantum содержит два порта связи - Modbus и Modbus Plus. Связь между Modbus и Modbus Plus выполняется автоматически в ЦПУ или в сетевом модуле 140 NOM 2XX 00. Для легкой связи между устройствами Modbus и Modbus Plus в режиме "моста" сообщения перенаправляются из сети Modbus в сеть Modbus Plus.

Функции, поддерживаемые сетевыми протоколами Modbus и Modbus Plus, приведены в таблице 2.5.3.

В качестве преобразователя сети Modbus Plus в Modbus для связи с системами телемеханики, контроля загазованности, контроля вибрации, системой автоматического регулирования давления САРД "Вектор" применяется мост/мультиплексор NW_BM85C002 и модули ADAM 4520 на базе кабеля типа "витая пара".

Для преобразования RS-232 в RS485 используются модули ADAM 4520.

Дополнительная связь между рабочими станциями АРМ оператора реализуется по каналу Ethernet через сетевой концентратор (HUB/SWITCH), который, как и АРМ оператора, подключается к ИБП. Сетевой концентратор содержит не менее 16 портов типа 100 TX.

Структура системы среднего уровня включает целый ряд функциональных шкафов системы автоматики, обеспечивающих управление и поддержку технологических параметров в составе системы автоматизации ПТК сосредоточенных и распределенных систем управления АСУ ТП. В состав типовой схемы управления АСУ ТП входят шкафы связи с полевыми датчиками (УСО), головной шкаф с центральным процессором, шкаф вторичных приборов, шкаф первичных преобразователей и шкаф БРУАЗ.

Таблица 2.5.3-Функции протоколов Modbus и Modbus Plus.

Характеристика	Modbus	Modbus Plus
Техническая	Опрос подчиненного узла основным	Связь одного ранга, чередование маркера
Скорость	Обычно 19.2K	1M
Электрическая	RS-2322, возможны др.	RS-4853
Расстояние без репитеров	RS-232, 15 м	457 м
Среда передачи	Различные	витая пара, оптоволокно
Максимальное число узлов в сети	247	64
Максимальный сетевой трафик (скорость)	300 регистров/сек при 9.6Kb	20000 регистров/сек
Программируемость	Да	Да
Чтение/запись данных	Да	Да
Глобальные данные	Нет	Да
Peer Cop4	Нет	Да

3. АВТОМАТИЗАЦИЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ

3.1 Функции, реализуемые системой автоматики НПС

Система автоматики НПС должна обеспечивать выполнение следующих функций:

пуск и остановка МНА из операторной.

контроль технологического процесса и защиты;

контроль и управление оборудованием;

контроль и анализ заданных режимов работы;

отображение информации;

регистрация информации;

составление отчетов и сводок;

ведение архива, вывод трендов измерительных параметров;

работа в составе АСУ верхнего уровня.

3.2 Средства автоматизации магистрального насосного агрегата

В приложении Б изображена функциональная схема автоматизации магистрального насосного агрегата.

Функциональная схема автоматизации магистрального насосного агрегата включает в себя следующие элементы автоматизации:

? SE - первичные преобразователи вибрации, установленные

непосредственно на насосном агрегате и электродвигателе;

? TE - первичный измерительный преобразователь температуры,

установленный по месту;

? PI - показывающие манометры, установленные на щите;

? PT - приборы для измерения давления с дистанционной передачей

показаний, установленные на щите;

? H - аппаратура ручного управления (кнопки);

? KS - прибор для управления объектом по временной программе;

? HS - ключ управления, предназначенный для выбора управления;

? NSA - пусковая аппаратура для управления электродвигателем,

сигнализатор;

Наименования и типы входных сигналов приведены в таблице 3.2.1.

Таблица 3.2.1 - Входные сигналы

Идентификатор	Наименование сигнала	Тип сигнала	Диапазон измерения	Ед. изм.
PT101	Давление на входе агрегата	4...20 мА	0...10	МПа
PT102	Давление на выходе агрегата	4...20 мА	0...10	МПа
PT103	Давление масла у насоса	4...20 мА	0...0,1	МПа
PT104	Давление масла у электродвигателя МА	4...20 мА	0...0,1	МПа
TT101	Температура переднего подшипника насоса МА	ТСП100	-50...+150	ГрадЦел.
TT102	Температура заднего подшипника насоса МА	ТСП100	-50...+150	ГрадЦел.
TT103	Температура переднего подшипника электродвигателя МА	ТСП100	-50...+150	ГрадЦел.
TT104	Температура заднего подшипника электродвигателя МА	ТСП100	-50...+150	ГрадЦел.
TT105	Температура корпуса насоса МА	ТСП100	-50...+150	ГрадЦел.
TT107	Температура воздуха в корпусе электродвигателя МА, зона горячего воздуха, правая сторона	ТСП100	-50...+150	ГрадЦел.
TT108	Температура воздуха в корпусе электродвигателя МА, зона холодного воздуха, левая сторона	ТСП100	-50...+150	ГрадЦел.
TT109	Температура воздуха в корпусе электродвигателя МА, зона холодного воздуха, правая сторона	ТСП100	-50...+150	ГрадЦел.
TT110.. ТТ115	Температура обмотки статора электродвигателя МА, фаза 1	ТСП100	-50...+150	ГрадЦел.
TT122	Температура масла на сливе переднего подшипника МА	ТСП100	-50...+150	ГрадЦел.
TT123	Температура масла на сливе заднего подшипника МА	ТСП100	-50...+150	ГрадЦел.
XT101	Осевое смещение ротора насоса МА	RS485	0...24	Мм
XT102	Вибрация (верт) заднего подшипника насоса МА	RS485	0...24	мм
XT103	Вибрация (верт) переднего подшипника насоса МА	RS485	0...24	мм
XT104	Вибрация (верт) пеpеднего подшипника электродвигателя МА	RS485	0...24	мм
XT105	Вибрация (верт) заднего подшипника электродвигателя МА	RS485	0...24	мм
XT106	Вибрация (гор.) заднего подшипника электродвигателя МА	RS485	0...24	мм

3.3 Контрольно-измерительная аппаратура, используемая в системе автоматизации магистрального насосного агрегата

3.3.1 Термопреобразователь ТСМУ-274

Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом предназначены для преобразования значения температуры различных сред в унифицированный токовый выходной сигнал. Применяются в системах автоматического контроля и регулирования температуры.

Измерение температуры термопреобразователями сопротивления основано на свойстве металлов и полупроводников изменять свое электрическое сопротивление с изменением температуры.

Для изготовления термопреобразователей сопротивления в настоящее время применяют платину или медь.

Рисунок 3.3.1 - Термопреобразователь ТСМУ-274

Чувствительный элемент первичного термопреобразователя и встроенный в головку датчика первичный измерительный преобразователь ИП в виде герметичной "таблетки" преобразует измеряемую температуру в унифицированный токовый выходной сигнал, что дает возможность построения систем АСУ ТП без применения дополнительных нормирующих преобразователей.

Датчик состоит из встроенных в головку измерительных преобразователей с выходным сигналом 0-5 или 4-20 мА, и термозондов.

Измерительный преобразователь преобразует напряжение, возникшее на термочувствительном элементе, в токовый выходной сигнал.

Термозонды могут иметь различную выходную длину погружаемой части и следующие чувствительные элементы: медный, платиновый и термометрический (хромель, алюмель).

Измеряемый параметр - температура для датчиков ТСМУ линейно преобразуется в пропорциональное изменение омического сопротивления терморезистора.

Требования к термопреобразователю ТСМУ-274 с унифицированным выходным сигналом как к средству измерения согласно закону "Об обеспечении единства измерений":

- предел допустимой основной погрешности плюс-минус 0,5%;

- предел измерения от минус 50 до плюс 120°С;

- унифицированный выходной сигнал;

3.3.2 Датчик давления Метран-100

Одним из важнейших контролируемых параметров насосного агрегата является давление. Давление нагнетаемое насосным агрегатом прокачивает нефть по трубопроводу от станции к станции. Под давлением подается смазка в подшипники насосов и электродвигателей, вода для охлаждения работающего оборудования и т. д.

Датчик Метран-100 состоит из преобразователя давления и электронного преобразователя. Конструкция датчика представлена на рисунке 3.3.2.



Рисунок 3.3.2 - Датчик давления Метран-100

Мембранный тензопреобразователь 3 размещен внутри основания 2. Внутренняя полость 4 заполнена кремнийорганической жидкостью и отделена от измеряемой среды металлической гофрированной мембраной 5, приваренной по наружному контуру к основанию 2. Полость 7 сообщается с окружающей атмосферой. Измеряемое давление подается в камеру 6 фланца 9, который уплотнен прокладкой 8. Измеряемое давление воздействует на мембрану 5 и через жидкость воздействует на мембрану тензопреобразователя, вызывая ее прогиб и изменение сопротивления тензорезисторов. Электрический сигнал от тензопреобразователя передается из сенсорного блока в электронный преобразователь 1. Полость 7 герметизирована и сигнал передается в электронный преобразователь по проводам через гермоввод.

Функционально электронный преобразователь состоит из аналого-цифрового преобразователя (АЦП), источника опорного напряжения, блока памяти АЦП, микроконтроллера с блоком памяти, цифро-аналогового преобразователя (ЦАП), стабилизатора напряжения, фильтра радиопомех и НАRТ-модема для преобразователей. Кроме того в электронный преобразователь входит ЖКИ индикатор. АЦП, источник опорного напряжения и блок памяти АЦП размещаются на плате АЦП, которая объединяется с измерительным блоком в сборочную единицу - сенсор давления. Остальные элементы функциональной схемы размещаются в корпусе электронного преобразователя.

Плата АЦП принимает аналоговые сигналы преобразователя давления, пропорциональные давлению и преобразовывает их в цифровые коды. Энергонезависимая память предназначена для хранения коэффициентов коррекции характеристик сенсорного блока и других данных о сенсорном блоке.

Микроконтроллер, установленный на микропроцессорной плате, принимает цифровые сигналы с платы АЦП вместе с коэффициентами коррекции, производит коррекцию и линеаризацию характеристики сенсорного блока, вычисляет скорректированное значение выходного сигнала датчика и передаёт его в цифро-аналоговый преобразователь (ЦАП). Цифро-аналоговый преобразователь преобразует цифровой сигнал, поступающий с микроконтроллера, в выходной аналоговый токовый сигнал.

3.3.3 Виброизмерительный прибор "Янтарь"

Для создания систем вибрационного мониторинга, диагностики и балансировки необходимы соответствующие технические средства. Типовая структура системы, основанной на анализе параметров вибрации электрических машин, состоит из следующих основных элементов:

- датчики вибрации;

- прибор для измерения и анализа вибрации;

- персональный компьютер;

- пакет программ для мониторинга, глубокой диагностики и прогноза состояния оборудования;

- линии связи датчиков со средствами анализа сигналов, приборов с компьютерами, компьютеров с компьютерными сетями;

- устройства коммутации и усиления.

При оценке вибрации электрических машин за основные величины принимаются:

вибрационное смещение S - мгновенное значение отклонения колеблющегося элемента относительно положения равновесия;

вибрационная скорость v - мгновенное значение скорости колеблющегося элемента:

v = dS/dt (3.1)

вибрационное ускорение а -мгновенное ускорение колеблющегося элемента:

a = d²S/dt² = dv/dt (3.2)

При гармонических колебаниях достаточно измерить частоту и одну из основных величин, а затем рассчитать остальные. Так, при частоте w и амплитуде вибрационного смещения S амплитуда вибрационной скорости:

v = wS (3.3)

и амплитуда вибрационного ускорения:

А = v w = w² S. (3.4)

Виброизмерительный прибор "Янтарь"- это разработка фирмы "Диамех 2000" - виброизмерительный прибор модели "Янтарь", позволяет проводить измерения общего уровня виброскорости, виброускорения и виброперемещения в стандартных и установленных пользователем частотных диапазонах с заданным временем усреднений, а также сравнение полученных данных с установленными нормами.

Для контроля вибрации и экспресс-диагностики оборудования, установленного во взрывоопасных помещениях категорий В-1а, В-1б, В-1г, имеется взрывозащищенная версия - "Янтарь-В" с уровнем взрывозащиты "Повышенная надежность". Маркировка взрывозащиты: 2ExnLIICT4X (рисунок 3.3.1).

Рисунок 3.3.1- Виброизмерительный прибор "Янтарь"

4. ПРОГРАММА УПРАВЛЕНИЯ НАСОСНЫМ АГРЕГАТОМ

4.1 Контроль технологического процесса работы НПС

Управление и контроль за технологическим процессом работы НПС осуществляется из операторной НПС по системе телемеханики из РДП .

На НПС предусмотрено:

- централизованное управление за всеми устройствами из помещения операторной;

- центральное управление магистральными и подпорными агрегатами из РДП;

- автоматическая защита насосной по общестанционным параметрам;

- автоматическое регулирование давления в трубопроводе;

- автоматическое управление вспомогательными системами.

4.2 Алгоритм управления магистральным насосным агрегатом

Основным режимом управления является телемеханический режим управления.

При нажатии кнопки PUSK формируются команды управления в следующем порядке:

- открыть входную задвижку на приеме насоса, включить приточный вентилятор обдува электродвигателя, включить маслонасос;

- открыть задвижку на выкиде насоса;

Автоматически включается в работу система регулирования и защит.

При нормальном уровне давления масла в выносном баке и заданном уровне давления системы охлаждения включается электродвигатель насоса.

При отклонении от нормального уровня давления масла в выносном баке или заданного значения давления системы охлаждения срабатывает сигнализация, подается сигнал о закрытии входной и выходной задвижек. После закрытия задвижек подается сигнал отключения сигнализации.

При превышении температуры подшипников насоса и электродвигателя срабатывает аварийная сигнализация и включается программа "остановка насосного агрегата". При вибрации агрегата превышающей уставку 11 мм/с срабатывает аварийная сигнализация и включается программа "остановка насосного агрегата". При превышении давления за допустимые пределы срабатывает система защиты по давлению, включается таймер, после закрываются входная и выходная задвижка и подается сигнал об окончании сигнализации. К электрическим защитам относятся: защита электродвигателя от перегрузки по току; защита от короткого замыкания; дифференциальная защита; короткое замыкание на землю; остановка двигателей с подстанции; посадка напряжения питания; синхронный режим для синхронных двигателей. При срабатывании электрозащиты появляется аварийная сигнализация и включается программа "остановка насосного агрегата". На подстанции срабатывает электрическая аварийная блокировка от повторного включения данного двигателя. При дистанционном управлении необходимо проконтролировать правильность выполнения программ PUSK и STOP и неизменность состояния оборудования на работающем агрегате (особенно задвижек на приеме и выкиде).

Система автоматической аварийной защиты насосной предусматривает два вида аварийных отключений магистральных агрегатов:

- отключение агрегата кнопкой по месту, допускающее только местный повторный запуск после деблокировки в операторной специальной кнопкой;

- отключение агрегата оператором, допускающее дистанционный запуск.

При срабатывании защиты включается аварийная сигнализация и включается программа "остановка насосного агрегата": выключить электродвигатель; закрыть задвижку на входе и задвижку на выходе насосного агрегата; выключить приточный вентилятор обдува электродвигателя и выключить маслонасос.

4.3 Входные и выходные параметры

Входные параметры:

PUSK - пуск;

ZOvh - входная задвижка открыта полностью;

ZOvih - выходная задвижка открыта полностью;

Pm - падение давления масла к подшипникам;

Psistohl - давление системы охлаждения;

Pav - аварийный уровень давления;

Vibr- повышенная вибрация насосного агрегата;

T - повышение температуры подшипников и корпуса насоса;

Z1 - таймерная выдержка времени;

ZZvh - сигнал о закрытии входной задвижки;

ZZvih - сигнал о закрытии выходной задвижки;

Ysbr ? отключение сигнализации;

Stop? нажатие кнопки "Стоп" на щите управления агрегата;

Выходные параметры:

Uzovh/ Uzzvh - закрыта/открыта входная задвижка МНА;

Uzovih /Uzzvih - закрыта/открыта выходная задвижка МНА;

T - таймер;

Ued - включение электродвигателя;

Icp - сигнализация по уровню давления;

Ist? сигнализация по уровню вибрации и температуре;

Uv - включение приточного вентилятора обдува электродвигателя;

Um - включение маслонасоса.

4.4 Граф переходов алгоритма

4.5 Программы пуска и остановки МНА на языке ST

case step of

0: Isp:=false;

Ist:=false;

Ued:=false;

Um:=false;

Uv:=false;

Uvhz:=false;

Uzovih:=false;

Uzzvh:=false;

Uzzvih:=false;

if Pusk then step:=1;

end_if;

1: Uv:=true;

Uvhz:=true;

Um:=true;

if ZOvh then step:=2;

end_if;

2: Uzovih:=true;

Uvhz:=false;

if ZOvih then step:=3;

end_if;

3: Uzovih:=false;

T2:=t#0s;

TSTART(T2);

step:=10;

4: Ued:=true;

TSTOP(T2);

if Pav then step:=5;

end_if;

if Vibr OR T then step:=9;

end_if;

if Stop then step:=0;

end_if;

5: T1:=t#0s;

TSTART(T1);

step:=6;

6: Isp:=true;

Ued:=FALSE ;

Uzzvh:=TRUE;

Uzzvih:=TRUE ;

TSTOP(T1);

if ZZvh AND ZZvih THEN step:=7;

end_if;

7: Uzzvh:=FALSE ;

Uzzvih:=FALSE ;

if Ysbr then step:=0;

end_if;

8: Isp:=TRUE;

Uzzvh:=TRUE;

TSTOP(T2);

Uzzvih:=TRUE;

if ZZvh AND ZZvih THEN step:=10;

end_if;

9: Ist:=TRUE;

Ued:=FALSE ;

if Ysbr then step:=0;

end_if;

10: Uzzvh:=FALSE;

Uzzvih:=FALSE;

if T2=t#5s AND Pm OR T2=t#5s AND Psistohl then step:=4;

end_if;

if T2=t#5s AND NOT Pm OR T2=t#5s AND NOT Psistohl then step:=8;

end_if;

if Ysbr then step:=0;

end_if;

end_case;

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте мы рассмотрели контрольно-измерительную аппаратуру, вспомогательные механизмы и контроллеры, используемые в системе автоматизации магистрального насосного агрегата.

Благодаря внедрению автоматизации и телемеханизации в технологические процессы перекачки нефти достигается следующее:

автоматическое выполнение правильной последовательности операций при включении и отключении насосно-силового агрегата, автоматическое открытие и закрытие задвижек, включение в работу вспомогательных систем и резервного оборудования, срабатывание защит станции по различным параметрам и т.д.;

постоянный контроль и сигнализация параметров работы насосно-силового агрегата, изменение которых может привести к аварийной ситуации;

управление по каналам телемеханики.

Актуальным на сегодняшний день вопросом является полная автоматизация каждой НПС на основе микропроцессорной системы автоматики с управлением всеми технологическими процессами через персональный компьютер. Целью создания системы автоматизации НПС является обеспечение выполнения заданных объемов транспортирования и поставки нефти с минимальными затратами энергетических, материально-технических и трудовых ресурсов, повышение надежности и живучести технологического оборудования и средств автоматизации НПС, расширение функциональных возможностей, увеличение периодичности технического обслуживания и ремонта станции.

автоматизация насосный магистральный нефть термопреобразователь

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Антропов А.Т. Программно-технический комплекс для автоматизации нефтеперекачивающих станций. /Нефтяное хозяйство/, 2001. - №10

2. Аппаратно-программные средства телемеханики и автоматики - АПСТМ и А. ГП ПО "Старт", ЗАО НПО "ВНИИЭФ-Волгогаз". /Промышленные АСУ и контроллеры/, 2001. - №6