Автоматизация НПС-21 "Сковородино"

Для контроля температуры подшипников МНА применяются датчики температуры Метран 243 (50М). Температура корпуса насоса (поз. 4) контролируется датчиком температуры СгТ-04. Температура подшипников МНА, а также корпуса насоса требует постоянного контроля, т.к. в процессе непрерывной перекачки нефти возможны нарушения в работе технологического оборудования (отказ маслонасосов), из-за чего может произойти расплавление подшипников, как следствие повысится вибрация, нарушится торцовое уплотнение. Это может привести к выбросу нефти и возгоранию.

Температура подшипников контролируется:

- у насоса (поз. 3-1);

- у мультипликатора датчиками (поз. 15-1);

- у электродвигателя датчиками (поз. 16-1).

Также в систему температурного контроля насосного агрегата входит контроль:

- температуры железа и меди статора электродвигателя (поз. 6);

- температуры холодного и горячего воздуха корпуса электродвигателя (поз. 5-1, 18-1).

Контроль вибрации насоса и электродвигателя позволяет установить нарушения в работе агрегата, вызываемые некачественной сборкой, появлением дисбаланса, износом подшипников и др. Контроль вибрации осуществляется на передних и задних подшипниках (поз. 2-1) системой вибродиагностики СВКА-1-02 (поз. 2-2). Датчики контроля вибрации контролируют вибросмещение и виброускорение в точке контроля электродвигателя и насоса.

Контролируемыми параметрами по насосному агрегату, кроме рассмотренных выше, являются: активная и реактивная мощности на валу электродвигателя и ток двигателя, измеряются цифровым преобразователем мощности (поз. 7, 14) типа ОМь.

Противоаварийная защита производит отключение работающего агрегата и подает команду на запуск агрегата, находящегося в состоянии «горячего» резерва. Обеспечение выдержки времени и управление работой агрегата осуществляется на базе контроллера типа ЭЛЕСИ().

Отображаемый на АРМ оператора (поз. 12) формат воспроизводит технологические узлы магистрального насосного агрегата (насос, электродвигатель, задвижки на всасывании и нагнетании, технологические линии вспомогательных систем). Отображаемый формат содержит следующую переменную информацию:

- текущее значение давления на выходе насосного агрегата, МПа;

- достижение минимального аварийного значения давления на линии подачи масла к электродвигателю агрегата;

- достижение минимального аварийного значения давления на линии подачи масла к насосу агрегата;

- достижение максимального аварийного и максимального значения вибрации агрегата;

- текущее значение температуры подшипников насоса, электродвигателя и возбудителя;

- текущее значение температуры корпуса насоса;

- текущее значение температуры обмоток и воздуха электродвигателя;

- текущее значение температуры в зоне горячего воздуха электродвигателя;

- текущее значение вибрации на переднем подшипнике вала насоса;

- текущее значение вибрации на заднем подшипнике вала электродвигателя насоса;

- текущее значение вибрации на переднем подшипнике вала электродвигателя;

- текущее значение вибрации на заднем подшипнике вала электродвигателя;

- текущее значение активной мощности электродвигателя;

- текущее значение реактивной мощности электродвигателя;

- текущее значение силы тока электродвигателя;

- разрешение на пуск магистрального насосного агрегата с ручной панели;

- пуск магистрального насосного агрегата с ручной панели;

- текущее состояние задвижек на приеме и нагнетании агрегата (открыта, открывается, закрыта, закрывается, в промежуточном положении, неисправна, авария);

- объем утечек из торцовых уплотнений насоса.

3.4 Виброконтроллер СВКА-1-02

В состав устройства виброконтроля входят:

- вибропреобразователь АНС-066-02 (рисунок 3.3);

- блок электронный СВКА-1-02 (рисунок 3.4)

- коробка распределительная КР-11.

Устройство выдает сигнал:

- по постоянному напряжению от 0,1 до 5 В, заданный среднеквадратичным детектором в полосе рабочих частот. Выходной сигнал обеспечивается на нагрузке не менее 100 кОм при емкости не более 10000 пФ. Предусмотрена цифровая индикация выходного сигнала с автоматическим или ручным переключением измерительного канала;

- по постоянному току в шкале 4-20 мА. Выходной сигнал обеспечивается при сопротивлении нагрузки 0-500 Ом и емкости нагрузки 20 нФ;

- по переменному напряжению от 0,1 до 5 В, пропорциональный мгновенным значениям виброскорости в полосе рабочих частот;

- цифровой выход - интерфейс RS 485.

Устройство имеет двухуровневую сигнализацию. Диапазон регулирования порогов срабатывания сигнализации:

- предельный 3-12 мм/с;

- аварийный 5-15 мм/с.

Погрешность срабатывания сигнализации не более ± 5%. Электропитание устройства осуществляется от источника постоянного тока напряжением (27±5) В, или источника переменного тока 220 В.

3.5 Прибор контроля утечек ОМЮВ 05-04

Данный прибор является так называемым прибором выключения уровня в сосуде с постоянным давлением, который в случае свободного течения может применяться и для сигнализации потока жидкости.

Блок обработки сигнала 1 крепится на фланце 2. В поплавковой камере находятся поплавок 3 и зонд 4. Поплавок, сваренный под защитным газом аргон из стали марки КО-36 перемещается вверх и вниз по зонду в зависимости от уровня жидкости. Внутри поплавка расположен кольцевой магнит, который на определенных уровнях включает заключенные в пластмассовую оболочку магнитные выключатели. Основной размер: 250 мм, по отдельному заказу размер может быть изменен.

При таком применении из системы можно выпустить воздух с помощью вентиля, встроенного в корпус поплавковой камеры.

3.6 Датчик контроля герметичности камер ДГК-1

Датчик контроля герметичности камер пуска-приема средств очистки и диагностики ДГК-1 (рисунок 3.4) предназначен для непрерывного автоматического контроля герметичности узлов пуска и приема очистных и диагностических устройств линейной части магистральных и межпромысловых нефтепроводов и примыкающей к ним запорной арматуры, в том числе нарушения герметичности, вызванные несанкционированным доступом к этим узлам. При возникновении утечки датчик герметичности камер обнаруживает ее и передает информацию об этом в автоматизированную систему управления нефте- или продуктопроводом. В приборе реализован непрерывный самоконтроль исправности, входящих в его состав блоков и, в случае появления неисправности, информация об этом передается в автоматизированную систему управления.

Датчик герметичности камер устанавливается на камерах пуска-приема без нарушения их целостности (на внешней поверхности стенки камеры) на один слой пленочной изоляции. Датчик герметичности камер имеет блочное исполнение и состоит из: датчика акустического, коробки соединительной и блока питания и реле.

В комплект прибора может входить от одного до трех акустических датчиков и, соответственно, от одного до трех коробок соединительных. Характеристики датчика герметичности ДГК-1 приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Характеристики датчика герметичности ДГК-1

Параметр	Значение
Пороговая чувствительность в зоне 50 м по расходу нефти, не хуже	50 л/ч
Время обнаружения утечки с момента ее возникновения, мин	2
Электрическое питание от сети переменного тока	(220 ± 22) В; 50Гц
Потребляемая мощность	не более 7ВА
Режим функционирования	непрерывный (круглосуточный)
Максимальное удаление датчиков от блока питания и реле	не более 1000 м
Условия эксплуатации блока питания и реле	от -20° до +40°С
Условия эксплуатации акустического датчика	от -50° до +50°С
Средняя наработка на отказ	не менее 15000 часов

Устройство и работа прибора.

Датчик акустический структурно содержит приемный преобразователь и предварительный полосовой усилитель.

Конструктивно датчик акустический выполнен в виде герметичного корпуса, на котором закреплена плита с постоянными магнитами, служащими для установки датчика на стенку камеры. От корпуса через герметизированный кабельный вывод отходит кабель, соединяющий акустический датчик с соединительной коробкой. Для улучшения акустического контакта между приемным преобразователем и стенкой камеры применяется консистентная контактная смазка.

Соединительная коробка содержит три элемента: анализатор, вспомогательный индикатор и клеммную колодку.

Схема анализатора преобразует поступающий на его вход с датчика акустического аналоговый сигнал в широтно-модулированные сигналы, несущие информацию об интенсивности акустических сигналов, регистрируемых датчиком акустическим. Детектор исправности, входящий в состав анализатора сравнивает по уровню сигнал, поступающий с основного полосового усилителя с некоторым эталонным значением. Если уровень сигнала превышает эталон, формируется сигнал «контроль» («исправность»), который поступает на блок питания и реле.

Микропроцессорный контроллер в составе узла коммутации БПР производит анализ сигналов, поступающих на вход блока и на их основе, вырабатывает сигналы «Утечка» и «Исправность».

Блок питания и реле вырабатывает напряжение питания для аппаратуры всех каналов контроля герметичности камер пуска-приема очистных устройств. При этом обеспечивается искрозащита цепей питания в соответствии с ГОСТ Р51330.10-99 «Искробезопасная электрическая цепь». Герконовые реле блока обеспечивают гальваническую развязку электрических цепей от цепей линейной телемеханики.

Принцип работы прибора основан на регистрации сигналов акустической эмиссии (акустического шума), возникающей при истечении жидкости в камерах пуска-приема очистных устройств и в прилегающей запорной арматуре при наличии внутри избыточного давления свыше 0,3 МПа. Сигналы акустической эмиссии являются результатом:

- турбулентных пульсаций сопровождающих истечение жидкости;

- кавитации, т.е. образованием и схлопыванием газовых пузырьков, обусловленным сильным локальным понижением давления в жидкости в местах возникновения утечки.

Кавитация сопровождается мощным излучением звука, которое в месте возникновения утечки более чем на 40 дБ превышает фоновые значения акустического сигнала в диапазоне частот от 10 до 100 кГц. Это позволяет с высокой достоверностью обнаруживать даже очень малые утечки нефти и нефтепродуктов.

Акустический сигнал с помощью преобразователя 1 преобразуется в электрический сигнал, который усиливается предварительным полосовым усилителем 2 и поступает для дальнейшей обработки в соединительную коробку. Преобразователь 1 и усилитель 2 входят в состав датчика акустического. Сигнал, поступающий на аттенюатор 3 соединительной коробки, может быть подвергнут различной (в зависимости от режима работы прибора) степени ослабления. К выходу аттенюатора подключен основной полосовой усилитель 4, который обеспечивает усиление сигнала до уровня, необходимого для надежного срабатывания компаратора 5. С выхода компаратора на счетный вход счетчика-делителя 6 поступают импульсы, появление которых обусловлено превышением амплитуды сигнала с выхода усилителя 4 над уровнем срабатывания компаратора 5. Средняя частота импульсного сигнала на выходе компаратора 5 определяется интенсивностью акустического сигнала регистрируемого преобразователем акустического датчика и, в свою очередь определяет частоту и период импульсного сигнала на выходе сигнала делителя 6. Этот сигнал несет информацию о возможной утечке в данном канале.

Сигнал с выхода счетчика-делителя 6 через ключевой формирователь 8 подается на микропроцессорный контроллер. Микропроцессорный контроллер способен одновременно производить временной анализ сигналов от 3-х подключенных каналов регистрации.

В основу принципа анализа сигналов положено представление последовательности входных сигналов как некоторых событий, обладающих определенными временными характеристиками и имеющих свою предысторию развития в виде предыдущих событий. При отсутствии в канале регистрации акустических помех отсутствует и предыстория событий, при этом, в случае появления утечки, время принятия решения о подаче сигнала «Утечка» минимально. Если акустические помехи, присутствуют в данном канале регистрации и (или) в соседних каналах, то с учетом их интенсивности возрастает время принятия решения о подаче сигнала «Утечка».

Кроме сигналов, несущих информацию о возможных утечках, параллельно по 3-м каналам на микропроцессорный контроллер, поступают сигналы подтверждения исправности регистрирующей аппаратуры каналов.

Для контроля герметичности камер пуска-приема очистных и диагностических устройств и участков открытых трубопроводов, когда акустические датчики пространственно разнесены и сигнал от утечки не может одновременно регистрироваться двумя или тремя акустическими датчиками. Необходимое количество подключенных к одному блоку питания и реле акустических датчиков и соответственно соединительных коробок должно быть 2 или 3. При этом движок переключателя SA1 в блоке питания и реле на плате коммутации должен быть в положение 1, а движок переключателя SA2 - в положение 2. Во всех других случаях (для контроля герметичности закрытых грунтом участков трубопроводов, для контроля задвижек) движок переключателя SA1 должен быть в положении ON, движок переключателя SA2 в положение 2.

3.7 Интеллектуальные датчики ST 3000 фирмы Honeywell

Существует множество моделей интеллектуальных датчиков ST 3000 для измерений, включающих один из основных типов давления:

- дифференциальное давление;

- избыточное давление;

- абсолютное давление.

Датчик измеряет давление процесса и выдает выходной сигнал пропорциональный измеряемой величине 4-20 мА. Основные компоненты - корпус электроники и корпус чувствительного элемента.

Датчик серии ST 3000 может выдавать выходной сигнал либо аналоговый 4-20 мА, либо цифровой с использованием протокола DE для непосредственной цифровой связи с системой TPS, ПЛК Allen Bradley и другими системами управления. Кроме переменной процесса датчик также выдает температуру корпуса чувствительного элемента в виде вторичной переменной, которая доступна как параметр только для чтения через SFC, когда датчик работает в аналоговом режиме.

Основой любой модели датчика давления Honeywell является тензочувствительный элемент. Это, как правило, четыре идентичных тензорезистора, имплантированных в канавки, которые вытравлены на поверхности кремниевой мембраны и соединены по мостовой схеме. Внешнее давление вызывает деформацию мембраны, что приводит к разбалансировке моста. Значение создаваемого напряжения рассогласования (полезный сигнал) прямо пропорционально приложенному давлению. Этот принцип заложен в основу работы любого датчика Honeywell, однако этим сходство между приборами ограничивается.

Любой датчик измеряет разницу давлений, подведенных с разных сторон мембраны. Как правило, одно из них прилагается через порт подвода со стороны тензорезистивного моста мембраны. Давление с противоположной стороны мембраны является опорным и определяет тип датчика. Компания Honeywell производит датчики для измерения всех существующих типов давления: абсолютного, дифференциального, избыточного и вакуумного.

По типу выходного сигнала датчики давления Honeywell можно разделить на четыре группы: 1 - базовые, 2 - термокомпенсированные, 3 - термокомпенсированные с нормализованным выходным сигналом, 4 - электромеханические реле давления.

Базовая структура датчиков самая простая и недорогая. Ее недостаток - сильная зависимость передаточной характеристики от температуры и большой разброс напряжения смещения от образца к образцу. Несмотря на это, Honeywell выпускает несколько семейств приборов по базовой схеме. Высокий спрос на такие приборы обусловлен тем, что во многих приложениях нет необходимости в точном измерении, а требуется лишь грубая оценка. Другая причина - специфические требования к датчику по точности, стабильности, типу выходного сигнала и конструктивному исполнению. Решить проблему можно, спроектировав собственное уникальное изделие на основе базового преобразователя.

Термокомпенсированные датчики давления отличаются от базовых моделей более сложной структурой чувствительного элемента. Они содержат набор тонкопленочных термисторов и резисторов с сопротивлением, которое подгоняется лазером в процессе изготовления сенсора. В установленном диапазоне рабочих температур (как правило, 0-85°C) выходной сигнал значительно стабильнее, а разброс напряжения смещения не превышает ±1 мВ при размахе выходного напряжения 70-100 мВ. Датчики, имеющие температурную компенсацию и калибровку, наиболее популярны благодаря оптимальному соотношению «цена / стабильность» и простоте схем. Еще одно преимущество данной категории датчиков - возможность замены вышедшего из строя устройства без перекалибровки. Эти приборы в среднем на 30-35% дороже базовых датчиков.

Датчики с температурной компенсацией и нормализованным выходным сигналом, кроме цепей термокомпенсации и калибровки смещения, оснащены схемой линеаризации передаточной характеристики и преобразователем. Преобразователь формирует один из стандартных типов выходного сигнала:

- пропорциональный выход по напряжению: размах выходного напряжения во всем диапазоне измеряемых давлений линейно зависит от напряжения питания;

- 24-х или 34-х проводной токовый выход: 4-20 мА при напряжении источника питания от 9 до 35 В;

- стабилизированный выход, где размах выходного напряжения во всем диапазоне давлений лежит в пределах от1 до 6 В и не зависит от напряжения источника питания;

- частотный выход, как правило, от 1 до 6 кГц (частота следования импульсов пропорциональна величине давления).

Большинство датчиков содержат схемы подавления шумов источника питания, защиты от случайной смены полярности питания и его резких выбросов. Электромеханические реле давления предназначены для коммутации силовых или малосигнальных электрических цепей. Когда подведенное к датчику давление достигает пороговой величины, происходит размыкание (или замыкание) контактов датчика.

3.8 Расходомер Uniflow 990 DVN фирмы «Controlotron»

Приборы измерения расхода нефти предназначены для контроля количества перекачиваемой нефти и обнаружения утечек нефти и использования этих данных в цепях автоматики.

Система измерения расхода нефти Uniflow 990 DVN - представляет из себя поточный накладной двухканальный ультразвуковой расходомер. Обладая способностью измерения скорости распространения звука в жидкости и измерения температуры система позволяет определять плотность перекачиваемой жидкости. Расходомер служит для:

- контроля количества перекачиваемой нефти;

- обнаружения утечек.

Рассчитанная на трубы диаметром от 1,25 до 240 дюймов, система может работать со всеми типами жидкостей (независимо от толщины стенок). Система включает в себя:

комплект кабелей серии 992CN для подключения датчиков (на каждый канал);

температурный датчик серии 991TS;

кабель серии 992ECN для подключения температурного датчика;

узел крепления температурного датчика, серия 992EMTN;

контроллер расхода серии Uniflow 990VN;

приставку контроля и вывода данных для подключения и ручного управления.

Относительная погрешность системы 0,5% при подлинной калибровке. Чувствительность 0,03 м/сек даже при нулевом расходе.

Датчики расхода одной серии настраиваются парами, перед установкой необходимо убедиться, что их серийные номера совпадают. Датчики собираются на направляющей планке, закрепляются нержавеющими полосами к трубе, на предварительно зачищенное место установки. Установленные датчики находятся в герметичных колодцах (кессонах).

Контроллер устанавливается в обогреваемом ящике и соединяется с датчиками коаксиальными кабелями через соединительные коробки. Контроллеры питаются от сети переменного тока 220 В. Тумблеры включения питания контроллеров и обогрева коробок находятся в операторной НПС. Настройка параметров узла, установка системы Uniflow 990VN выполняется с помощью меню на дисплее ручной приставки. С помощью встроенного жидкокристаллического дисплея на крышке контроллера Uniflow 990DVN фиксируется мгновенный объемный расход и с помощью накладного термометра - температура нефти в градусах цельсия.

С помощью переносной приставки контроля вывода данных (CDU) возможно снятие показаний:

- объемного расхода в кубических метрах в час;

- температуры нефти в градусах цельсия;

- индикаторы статуса и сигнализаций и направление потока;

- аналоговые столбчатые диаграммы;

- аналоговые полосные диаграммы, выбранные данные и периодичность отчета;

- цифровой регистратор данных, выбранные данные и периодичность отчета.

4. Улучшение метрологических и эксплуатационных характеристик системы измерения расхода

4.1 Обоснование необходимости замены и выбора расходомера

В соответствии с техническим заданием Нерюнгринского РНУ на выходе первого УРД был установлен накладной ультразвуковой расходомер PT868 фирмы Panametrics, выполняющий роль дублирующего для основного расходомера. Основной расходомер Uniflow 990 DVN фирмы Controlotron выполнен в виде накладных ультразвуковых первичных преобразователей расхода (ППР), прикрепленных к трубопроводу с помощью металлической ленты, и вторичной аппаратуры, установленной в шкафу. Основной расходомер установлен на входе НПС на магистральном нефтепроводе диаметром 1220 мм перед КПП СОД. Необходимость установки дублирующего расходомера вызвана недостоверностью показаний основного расходомера после прохождения через него средств очистки и диагностики, что проявляется как непродолжительные отрицательные значения показаний расходомера.

Дублирующий ультразвуковой расходомер фирмы Panametrics своей конструкцией аналогичен основному расходомеру фирмы Controlotron. При установке накладных расходомеров основным условием является однородность потока жидкости по скорости в месте установки. Для выполнения этого условия расходомер устанавливают на прямом участке трубопровода на расстоянии в 10 диаметров трубы после источника возмущения потока и на расстоянии в 5 диаметров трубы перед ним, либо перед расходомером устанавливают струевыпрямители для выравнивания профиля потока. В соответствии с техническим заданием дублирующий расходомер установлен на расстоянии в 2 метра после регулятора давления с диаметром трубы 400 мм. Очевидно, что условие однородности потока не выполняется. При запланированном объеме перекачки в 30 миллионов тонн в год средний расход нефти на входе НПС составляет 3500 т/ч или 4200 мі/ч, при диаметре трубы 400 мм скорость движения жидкости составляет 9 м/с.

Кроме того немаловажным фактором является вибрация. ППР накладного расходомера устанавливаются на направляющей планке и фиксируются на участке трубопровода металлической лентой или фиксирующим устройством. При значении вибрации выше заданного возможно смещение ППР относительно друг друга. Таким образом изменяется выдержанное расстояние между ППР, что приведет к ухудшению точности измерения расхода, за счет изменения времени прохождения ультразвука от одного ППР до другого.

Исходя из изложенного выше, следует рассмотреть замену накладного ультразвукового расходомера PT868 фирмы Panametrics, расположенного на первом УРД. Замена накладного расходомера Uniflow 990 DVN фирмы Controlotron нецелесообразна вследствие следующих факторов:

- замена может быть произведена только на бесконтактный расходомер, не имеющий внутри трубопровода выступающих частей, для обеспечения беспрепятственного прохождения СОД;

- текущий расходомер обеспечивает заданную точность оперативного учета нефти с погрешностью ±1%;

- установка врезного расходомера диаметром 1220 мм нерентабельна, т.к. работы по монтажу займут времени больше чем выделено на плановую остановку трубопровода и потребуют значительных денежных затрат.

Как было отмечено ранее, наиболее целесообразна установка врезного расходомера. Рассмотрим наиболее подходящие типы врезных расходомеров.

Расходомер переменного перепада давления (дроссельный).

Принцип действия таких расходомеров основан на измерении величины перепада давления на сужающем устройстве.

Перепад давления в данном случае зависит от расхода жидкости напрямую. В качестве сужающих устройств применяют: диафрагмы, сопла, трубки Вентури. Диапазон измерения зависит от конструкции сужающего устройства. Диафрагма закрепляется между двумя фланцами (камеры диафрагмы). Камера 1 первая по ходу движения нефти, с давлением как в трубопроводе до сужающего устройства. Камера 2 находится после диафрагмы под давлением меньшим, чем до диафрагмы на величину перепада. Перепад давления на диафрагме измеряется в камерах 1 и 2 дифференциальным манометром. С выхода дифференциального манометра сигнал в виде изменения сопротивления поступает в блок преобразования сигнала, где преобразуется в унифицированный выходной сигнал постоянного тока. Внешний вид дроссельного расходомера показан на рисунке 4.3 [4].

Положительными качествами данного расходомера являются:

- возможность установки в неоднородном потоке;

- не требуются прямолинейные участки трубопровода до и после расходомера;

- широкий диапазон измерения расхода (в зависимости от конструкции сужающего устройства).

Отрицательные качества данного расходомера:

- безвозвратная потеря давления на сужающем устройстве;

- нельзя использовать при вибрации более 6 мм/сек;

- высокая погрешность измерения расхода, ± 2%;

- для изменения диапазона измерения необходима замена диафрагмы.

Очевидно, что данный тип расходомеров не подходит в качестве замены расходомера PT868 фирмы Panametrics не только из-за несоответствия условиям эксплуатации, но и потому что давление на выходе УРД-1 поддерживается регулятором давления «до себя» УРД-2 на уровне 1,3 МПа. То есть давление в камере 2 дроссельного расходомера будет постоянно поддерживаться равным 1,3 МПа. Таким образом, измеряемый перепад давления на диафрагме не будет отражать достоверное значение расхода жидкости.

Применение данного типа расходомеров невозможно, рассмотрим следующий тип расходомеров.

Кориолисовый расходомер.

Кориолисовые расходомеры - приборы, использующие для измерения массового расхода жидкостей, газов эффект Кориолиса. Принцип действия основан на изменениях фаз механических колебаний U образных трубок, по которым движется измеряемая среда. Сдвиг фаз пропорционален величине массового расхода.

Привод заставляет трубки вибрировать. Электромагнитный привод состоит из катушки, соединенной с одной трубкой, и из магнита, соединенного с другой трубкой. Когда поток отсутствует (в расходомере с двумя трубками) и происходит вибрация, различия в показаниях двух датчиков отсутствуют. Если есть поток жидкости и привод создает вибрацию трубок, то силы Кориолиса создают вторичную изгибающую вибрацию, которая проявляется в небольшой разнице фаз относительных движений трубок. Это обнаруживается датчиками в двух точках. Отклонение трубок, вызываемое силой Кориолиса, имеет место только в том случае, когда одновременно присутствует поток жидкости и вибрация трубок. Вибрация без потока или поток без вибрации не дают каких-либо показаний прибора.

Достоинствами данного типа расходомеров являются:

- малая погрешность измерения (± 0,2%);

- измерение объемного и массового расхода, измерение плотности жидкости. Плотность жидкости может быть определена путем измерения резонансной частоты колебаний трубок;

- стойкость к вибрации за счет сбалансированной измерительной системы;

- монтаж без необходимости входных и выходных прямых участков трубопровода.

Недостатки:

- малый диаметр трубопровода (50 мм);

- малый предел измерения (70 т/ч).

Не смотря на все достоинства кориолисовых расходомеров, данный тип расходомеров в данном случае применять невозможно вследствие малого предела измерения.

Турбинный расходомер.

Турбинные расходомеры используются в трубопроводах диаметром от 4 до 750 мм, с давлением до 250 МПа, температурой от минус 240 до плюс 700°С. Преобразователи расхода жидкости могут быть с аксиальной турбинкой (рисунок 4.5) и с тангенциальной крыльчаткой. У первых лопасти расположены по винтовой линии, а ось совпадает с осью потока. У вторых ось перпендикулярна к направлению потока, а прямые лопасти расположены радиально по отношению к оси. Крыльчатки применяют лишь при небольших диаметрах труб, обычно до 50 мм.

Аксиальные турбинки весьма чувствительны к вектору движения потока, поэтому в большинстве случаев на входе, а иногда и на выходе в их конструкции предусматриваются неподвижные лопатки, направляющие поток параллельно оси трубы. Изменением угла наклона хотя бы одной из этих лопаток можно воздействовать на частоту вращения турбинки. Турбинные расходомеры нельзя устанавливать рядом с местными сопротивлениями.

Наибольшее влияние на показания ряда турбинных преобразователей расхода оказывают местные сопротивления, создающие сильное одностороннее пережатие потока, а также сопротивления, вызывающие винтовое движение. Применение мелкоячеистых сеток и других типов струевыпрямителей на входе перед турбинным преобразователем оказывается также весьма эффективным для устранения деформаций потока, вызываемых местными сопротивлениями.

Большое значение для обеспечения не только стабильности статической характеристики преобразователя расхода, но и длительного срока его службы имеет надежная работа опор. Условия их работы весьма тяжелые - высокая частота вращения турбинок, доходящая до нескольких сотен оборотов в секунду, и отсутствие в большинстве случаев подачи смазочного материала к подшипникам [5].

Турбинный расходомер серии API с самым большим пределом измерения 3406 мі/ч не подходит в качестве замены, т.к. предел измерения недостаточен для измерения данного расхода в 4200 мі/ч.

Ультразвуковой расходомер.

Рассмотрим возможность установки в качестве дублирующего средства измерения ультразвуковой трех лучевой расходомер UFM 3030 фирмы «KROHNE».

Три измерительных луча UFM 3030 воспроизводят трехмерный профиль распределения скоростей движения среды или профиль потока, движущийся по измерительной трубе. Измерительные лучи располагаются таким образом, что результаты измерений практически не зависят от изменений профиля потока.

Для трубы диаметром 400 мм и скорости потока 9 м/с диапазон измерения будет находиться в пределах от 202 до 7000 мі/ч, с погрешностью ±0,5%.

Третий измерительный луч позволяет UFM 3030 учитывать условия измерений во всех режимах измерений (ламинарном и турбулентном).

Благодаря тому, что измерительные трубы приборов UFM 3030 выполнены из нержавеющей стали и не имеют подвижных частей - не создается дополнительных потерь давления. Также эти преимущества расходомера позволяют избежать повреждений, которые возникают в результате абразивного эффекта из-за трения мелких частичек в продукте, что позволяет не устанавливать фильтры на входе прибора.

Концептуальное улучшение эксплуатационных характеристик прибора стали возможными благодаря применению новаторской электронной технологии в комбинации с алгоритмом цифровой обработки сигнала, что позволило получить стабильные и надежные измерения. Прибор имеет улучшенную точность измерений и менее критичен к изменениям профиля потока, а также присутствию в рабочем продукте твердых частиц и воздушных включений [6].

Расходомеры компактного исполнения включают в свой состав моноблок, состоящий из ППР и сигнального конвертера. Расходомеры устанавливается непосредственно на трубопроводе. ППР устанавливается непосредственно на трубопроводе, а СК может быть отнесен в удобное для эксплуатации место. СК представляет собой электронный блок, имеющий дисплей с трехстрочным выводом информации. Электронный блок конвертера состоит из 4 основных функциональных модулей.

Модуль 1 генерирует ультразвуковые сигналы, контролирует работу сенсоров и управляет процессом высокоточного измерения времени прохождения сигналов с помощью цифровой обработки сигнала DSP (digital signal processor).

Модуль 2 принимает данные, прошедшие цифровую обработку в DSP и обрабатывает с помощью микропроцессора мР2 в соответствии с назначением, настройками прибора и параметрами ультразвуковых сенсоров, установленными на заводе-изготовителе. Данные с DSP и данные с гальванически развязанных входов используются для расчета параметров потока. При сбое питания, последние данные измерения будут записаны в память EEPROM 2 (electrically erasable programmable read-only memory) - электрически стираемое программируемое запоминающее устройство. В тоже самое время настройки прибора и данные проверки работоспособности будут записаны в память EEPROM 1. Оба устройства памяти предназначены на период хранения информации до 10 лет при отсутствии питания.

Модуль 3 гальванически развязан от всех остальных модулей. В его состав входят различные выходные и входные сигналы. Все входные и выходные цепи имеют один общий вывод.

Модуль 4 - блок питания расходомеров. Блок питания выполнен по импульсной схеме. Импульсный блок питания SMPS (switching mode power supply) имеет широкий диапазон входного переменного напряжения. Существует 2 различных варианта блока питания. Один рассчитан на высокое входное переменное напряжение от 85 до 264 В, другой на низкое напряжение 24 В постоянного или переменного тока [7].

Эксплуатационные характеристики расходомера UFM 3030 позволяют измерять расход на входе НПС с заданной точностью. Значение измеряемого расхода лежит в диапазоне измерения данного расходомера. Использование трех лучей для измерения расхода позволяет измерять расход жидкости в неоднородном потоке. Благодаря исполнению пар ППР в виде моноблока исключается их смещение за счет воздействия вибрации. Следовательно, рассмотренный расходомер может быть установлен взамен расходомера PT868 фирмы Panametrics.

4.2 Методика поверки расходомера UFM 3030

Операции поверки.

При проведении первичной и периодических поверок должны быть выполнены следующие операции:

- проверка комплектации;

- внешний осмотр;

- опробование расходомера;

- установка нулевой точки расходомера;

- определение метрологических характеристик.

Средства поверки.

При проведении поверки расходомеров должны быть применены следующие средства поверки:

- установка поверочная, соответствующая по диапазону расхода поверяемому расходомеру и имеющая относительную погрешность не более ±0,15%;

- частотомер электронно-счетный Ф-5035 ТУ 25-04.3092;

- секундомер-таймер СТИ-1 ТУ 25-07 1363-77;

- термометр ГОСТ 27544-87, диапазон измерения от 0 до 100°С;

- манометр, показывающий класса точности 0,4 ГОСТ 2405-80. Предел измерения выбирается в соответствии с рабочими условиями;

- барометр-анероид БАММ ТУ 25-04-1618-72;

- счетчик импульсов программный реверсивный Ф-5007 ТУ 25-04-2271 -75;

- частотомер 43-38 ЕЭ2.721.087 ТУ.

Условия проведения поверки.

При проведении поверки должны соблюдаться следующие условия.

Окружающая среда - воздух с параметрами:

температура от 20 до 35°С;

относительная влажность воздуха от 30 до 80%;

атмосферное давление от 84 до 106,7 кПа;

Поверочная среда - вода по ГОСТ Р 51232 со следующими параметрами:

температура от 10 до 30°С

давление в трубопроводе не ниже 0,6 МПа;

Изменение температуры поверяемой среды в процессе поверки ± 2°С. Конструкция поверочной установки и условия поверки расходомера должны исключать возможность попадания воздуха в трубопровод. Режим движения потока поверочной среды должен быть стационарным. Изменение
среднего значения расхода в процессе поверки не должно превышать ±2,5% от установившегося значения.

Проведение поверки.

Определение относительной погрешности расходомера проводится при значениях расхода: Q_min; 0,25*Q_max; 0,5*Q_max (расход устанавливается с допуском ±10%).

При поверке методом измерения объема в качестве значения образцового объема V_0u используется значение объема жидкости, набранного в объемную меру поверочной установки (или показания образцового счетчика). Значение образцового расхода Q_vo определяется по формуле:

(4.1)

где V_ou - значение образцового объема, измеренное объемной установкой, м; Т_пр - время налива жидкости, ч.

Показания объемной меры установки (мерника) необходимо привести к 20°С по формуле:

(4.2)

где V_oui - объем воды, измеренное мерником, м³;

t - температура воды,°С;

в - коэффициент объемного расширения воды, 1/°С;

i - индекс измерения.

При поверке методом измерения массы, объем определяется по формуле:

(4.3)

где m₀ - образцовая масса жидкости (показания весов), кг;

р - плотность жидкости, кг/м³.

Перед началом поверки на поверочной установке с весовыми устройством необходимо определить по контрольному манометру среднее давление жидкости, а по термометру - температуру в трубопроводе испытательного стенда поверочной установки. На основании измеренных значений температуры и давления по таблицам определяется плотность поверочной жидкости. Значение образцового объемного расхода рассчитывается по формуле (6.1).

Для снятия результатов измерения среднего объемного расхода и объема с дисплея расходомера выполняются следующие процедуры. Кнопкой на лицевой панели расходомер устанавливается в режиме индикации поверяемого параметра. Перед каждым измерением в поверочной точке производится регистрация начального значения объема V_H. После пропуска жидкости через ППР в данной поверочной точке регистрируется конечное значение объема V_к. По разности показаний рассчитывается измеренное значение объема жидкости :

(4.4)

где V_и - измеренное значение объема по устройству индикации, м³;

По импульсному выходу значение объема, измеренное расходомером, определяется по показаниям частотомера, подключенного к соответствующему импульсному выходу расходомера. Перед началом измерения частотомер устанавливают в режиме счета и обнуляется. По стартовому сигналу импульсы с выхода расходомера начинают поступать на вход частотомера. Объем жидкости V_и прошедшей через преобразователь расхода, определяется по формуле:

(4.5)

где N - количество импульсов, подсчитанное частотомером;

К - коэффициент преобразования расходомера, который равен:

(4.6)

Определение относительной погрешности расходомера при измерении объема жидкости выполняется по формуле:

(4.7)

Измеренный средний расход жидкости , прошедшей через расходомер, определяется по формуле:

(4.8)

где Q_Vср - среднее значение объемного расхода, м³/ч;

Q_uj - значение расхода при j-ом измерении, мі/ч;

n - количество измерений.

Определение относительной погрешности расходомера при измерении среднего объемного расхода жидкости выполняется по формуле:

(4.9)

Результаты поверки считаются положительными, если относительные погрешности расходомера при измерении объема, среднего объемного расхода жидкости не превышает ±0,5%.

Минимально необходимый объем жидкости, пропускаемой через ППР при одном измерении, при регистрации показаний с импульсного выхода расходомера должен быть таким, чтобы набрать не менее 500 импульсов. При регистрации показаний с дисплея необходимо набрать не менее 500 единиц младшего разряда. При невозможности выполнить поверку с остановкой потока в трубопроводе, а также для сокращения времени поверки допускается выполнять определение относительной погрешности расходомера при измерении объема только по импульсному выходу.

4.3 Обработка результатов поверки расходомера UFM 3030

При проведении поверки расходомера UFM 3030 фирмы «KROHNE» согласно утвержденной методики поверки для ультразвуковых расходомеров диаметром до 400 мм, были получены значения расхода: действительный расход воды в установке; расход, измеренный поверяемым расходомером.

Среднее значение объемного расхода было получено при помощи формулы (6.8). Во время поверки проводилось по две группы измерений для каждого установленного значения расхода. В соответствии с формулой (6.9) была посчитана относительная погрешность результата измерения расхода на поверочной установке.

Результаты поверки расходомера UFM 3030 приведены в таблице 4.1. Анализируя результаты поверки можно обнаружить, что при поверке на эталоне с номером 2984, относительная погрешность результата измерения величиной 0,52% превышает заявленную производителем 0,5%. Превышение рассчитанной относительной погрешности над заявленной производителем наблюдается только один раз. Данный факт свидетельствует о наличии грубой погрешности в результате измерения. Грубая погрешность в результате измерения возникает при нарушении условий проведения поверки по какому-либо влияющему фактору. Результат измерения с грубой погрешностью должен быть исключен при анализе метрологических характеристик.

Таблица 4.1 - Результаты поверки расходомера UFM 3030

Дата время	№ опыта	Хд	Номер эталона
			2969	2970	2982	2984	2987
			Х, мі/ч	д, %	Х, мі/ч	д, %	Х, мі/ч	д, %	Х, мі/ч	д, %	Х, мі/ч	д, %
30.01.2008 10:03	1	55.2029	55.17365	-0.05	55.156	-0.08	55.14818	-0.10	55.1814	-0.04	55.1244	-0.14
30.01.2008 10:07	2	55.1703	55.18207	0.02	55.15526	-0.03	55.15351	-0.03	55.14512	-0.05	55.14218	-0.05
30.01.2008 10:13	1	30.4456	30.42972	-0.05	30.43894	-0.02	30.43689	-0.03	30.44235	-0.01	30.43104	-0.05
30.01.2008 10:18	2	30.4299	30.42662	-0.01	30.42824	-0.01	30.43232	0.01	30.42464	-0.02	30.41333	-0.05
30.01.2008 10:24	1	4.23595	4.23697	0.02	4.23567	-0.01	4.23483	-0.03	4.23577	0.00	4.23583	0.00
30.01.2008 10:29	2	4.21741	4.23474	0.41	4.23529	0.42	4.23308	0.37	4.23136	0.33	4.23222	0.35
30.01.2008 10:35	1	0.797813	0.79886	0.13	0.80048	0.33	0.79923	0.18	0.79989	0.26	0.79997	0.27
30.01.2008 10:39	2	0.797748	0.79959	0.23	0.79999	0.28	0.79924	0.19	0.79938	0.20	0.79967	0.24
30.01.2008 10:47	1	0.324603	0.32529	0.21	0.32597	0.42	0.32609	0.46	0.32587	0.39	0.32553	0.29
30.01.2008 10:53	2	0.326366	0.32587	-0.15	0.32696	0.18	0.32721	0.26	0.32805	0.52	0.32699	0.19
30.01.2008 10:59	1	0.165713	0.16535	-0.22	0.16569	-0.01	0.16495	-0.46	0.16602	0.19	0.16543	-0.17
30.01.2008 11:05	2	0.165584	0.1652	-0.23	0.1649	-0.42	0.16511	-0.29	0.16564	0.04	0.16499	-0.36
30.01.2008 11:13	1	0.080637	0.08029	-0.44	0.08044	-0.24	0.08008	-0.69	0.08045	-0.23	0.08022	-0.50
30.01.2008 11:19	2	0.080496	0.08031	-0.23	0.08042	-0.09	0.08029	-0.26	0.08057	0.09	0.08063	0.16

В целом, значение относительной погрешности не превышает официально заявленного значения в 0,5%. Соответственно можно сделать вывод о том, что данное средство измерения пригодно для эксплуатации и его метрологические характеристики не превышают заданных.

5. Безопасность и экологичность на НПС

Темой данного дипломного проекта, как уже отмечено ранее, является модернизация системы автоматики НПС-21 «Сковородино».

С целью обеспечения безопасности производства при монтаже, эксплуатации и ремонте средств автоматизации, в данном разделе необходимо дать характеристику производственной среды, в которой будет произведена модернизация системы автоматики, и провести анализ опасных и вредных производственных факторов.

Безопасность производства и экологическая безопасность должны соблюдаться по всем видам работ, связанных с монтажом, эксплуатацией и ремонтом средств автоматизации.

Нарушение требований правил техники безопасности производства при монтаже, эксплуатации и ремонте средств автоматизации может привести к авариям и производственным травмам, а экологической безопасности - к загрязнению окружающей среды.

Вследствие того, что нефтеперекачивающая насосная станция является вредным и опасным производственным объектом, в данном разделе будут рассматриваться мероприятия по безопасной эксплуатации оборудования и будет произведен анализ безопасной работы средств автоматизации.

5.1 Анализ производственных опасностей и вредностей

В предыдущих разделах дипломного проекта рассматривалась технологическая схема НПС-21 «Сковородино» и система автоматического управления технологическими процессами.

Первичные приборы контроля состояния технологического процесса (датчики давления, уровня, температуры, расхода, загазованности и т.д.) устанавливаются непосредственно в насосной, где в процессе эксплуатации рабочей средой является нефть, попутный газ и возможно возникновение взрывоопасных смесей, характеристики которых приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Взрывопожароопасные и токсические свойства веществ в рассматриваемой производственной среде

Наименование вещества на рассматриваемом объекте	Агрегатное состояние	Класс опасности веществ	Температура, 0С	Концентрационный предел взрываемости, % объем	Характеристика токсичности (воздействие на организм человека)	Предельно допустимая концентрация веществ в воздухе рабочей зоны производственных помещений
			вспышки	воспламенения	самовоспламенения	нижний	верхний
Нефть сырая	Ж(п)	4	-18	-	233	1,1	7,4	наиболее сильное влияние на ЦНС	10,0
Попутный нефтяной газ	Г	4	-	-	405…580	6,0	13,5	отравление организма	50

Пары нефтепродуктов действуют, главным образом, на центральную нервную систему. Признаки отравления чаще всего проявляются в головокружении, сухости во рту, головной боли, тошноте, сердцебиении, общей слабости и потери сознания.

Попутный газ - бесцветная смесь легких углеводородных паров, легко воспламеняется, обладает вредным воздействием на организм человека и в зависимости от концентрации может произойти отравление организма разной степени тяжести (ОБУВ составляет 50 мг/м³).

На быстроту поступления паров нефтепродуктов из воздуха в кровь влияет их растворимость в воде, близкая к растворимости в крови.

Нефтепродукты практически нерастворимы в воде. Углеводороды способны растворяться в поту и жировом покрове кожи, а затем всасываться через кожу и поступать в кровь. При этом начинается головокружение, тошнота.

Перекачиваемая нефть легко испаряется и способна образовывать взрывоопасную смесь. Нефтепродукты относятся к легковоспламеняющимся веществам. Их пары с воздухом образуют взрывоопасную смесь. Это выдвигает повышенные требования к надежности и эффективности пожаро- и взрывозащиты. Пары нефтепродуктов способны создавать опасность воспламенения от источника огня. Блуждающие пары тяжелее воздуха, поэтому они стелятся по поверхности пола в цехе, затекают с воздухом и образуют горючие и взрывоопасные смеси.

Пожароопасность технологических процессов в значительной степени определяется физико-химическими свойствами нефтепродуктов.

Классификация сооружений по НПБ 105-03 и ПУЭ приведена в таблице 5.2.

При обслуживании первичных датчиков в насосном зале, возникает опасность воздействия на человека шума и вибрации, источником которых является оборудование магистральных насосов и электродвигателей.

Таблица 5.2 - Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок

Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок	Категории взрывопожароопасной и пожарной опасности зданий и помещений (НПБ 105-03)	Классификация зон внутри и вне помещений
		Класс взрывопожароопасной или пожароопасной зоны (ПУЭ и ПБ 08-624-03)	Категория и группа взрывопожароопасных смесей (ГОСТ 12.1.011-78) Р51330.5-99 Р51330.11-99
Насосная	А	В-1а	IIA-T3
Операторная	Д	-	-

Длительное воздействие вибрации высоких уровней на организм человека приводит к развитию преждевременного утомления, нарушению вестибулярного аппарата, снижению остроты слуха, нередко к возникновению профессиональной патологии - вибрационной болезни. Допустимые уровни шума на рабочих местах нормируются документами СН 2.2.4/2.1.8.562-96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки» и СНиП 23-03-2003 «Защита от шума» и не должны превышать 80 дБ.

Помещение насосной НПС содержит три насосных агрегата HPDM 600-615-1d/27 фирмы «Sulzer» с синхронными электродвигателями. Согласно ГОСТ 12.1.019-96, помещение насосной относится к помещениям с повышенной опасностью, так как имеет токопроводящие полы, возможно, одновременное прикосновение человека к соединяемым с землей технологическим аппаратам с одной стороны и к металлическим корпусам средств автоматизации с другой.

В процессе эксплуатации средств автоматизации существует опасность поражения электрическим током. Приборы и средства автоматизации находятся под напряжением 24 В постоянного тока. Так как насосный зал имеет токопроводящие полы, то возможно, одновременное прикосновение человека к соединяемым с землей технологическим аппаратом с одной стороны и к металлическим корпусам средств автоматизации с другой.

Удар электрическим током вызывает рефлекторную реакцию со стороны центральной нервной системы и ведет к нарушению нормального ритма работы сердца. В результате наблюдается нарушение или полное прекращение деятельности органов дыхания и кровообращения.

При монтаже, наладке, эксплуатации и ремонте систем автоматики производственные опасности и вредности могут быть обусловлены следующими факторами:

- недостаточная освещенность насосного зала при работе в темное время суток, вызывающая повышенную утомляемость, замедляющая реакцию, что может явиться причиной травм;

- воздействием атмосферного электричества в насосном зале в летнее время. Прямой удар молнии, при котором ток может достигать 200 кА, напряжение 100 кВ, а температура в канале молнии приблизительно 25000 ⁰С, вызывает разрушения большой силы;

- при перекачке нефтепродуктов создаются условия для накопления статического электричества с потенциалом до 80 кВ. Это является причиной нарушения технологических процессов, снижения точности показания приборов автоматики, неблагоприятно отражается на здоровье рабочих;

- наличием давления в аппаратах трубопровода до 10 МПа, в которых эксплуатируются приборы и средства автоматизации производственных процессов. В случаях разгерметизации, отказа регулирующих органов и приборов контроля системы автоматизации, а также при несоблюдении требований ГОСТ 12.2.085-2002 «ССБТ. Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные», возможно возникновение аварийной ситуации;

- воздействием движущихся и вращающихся частей оборудования насосов при монтаже, демонтаже и эксплуатации приборов и средств автоматизации;

- воздействием шума и вибрации, как на приборы, так и на обслуживающий персонал.