Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

Дипломный проект

Автоматизация насосных агрегатов на нефтеперекачивающей НПС «Травники»

Студент гр. АГз 06-01

И.Т. Зайнутдинова

Руководитель

доцент С.В. Емец

Консультанты

по технологическому

техническому и специальному

разделам доцент С.В. Емец

по безопасности и экологичности проекта

канд. техн. наук, доц. А.А. Гилязов

по экономике преподаватель Е.В. Астафьев

по патентной проработке доцент М.Ю. Прахова

Нормоконтролер М.Ю. Прахова

РЕФЕРАТ

Объектом исследования является система автоматики магистрального насосного агрегата.

В процессе исследования выполнен анализ существующего уровня автоматизации МНА и методов контроля за технологическим процессом.

Цель работы - построение системы управления МНА на базе ПЛК.

В результате исследования произведен выбор микропроцессорной системы автоматики и написана программа управления магистральным насосным агрегатом.

Технико-экономические показатели свидетельствуют о повышении надежности и живучести технологического оборудования и средств автоматизации МНА, расширение функциональных возможностей, увеличение периодичности технического обслуживания и ремонта станции.

Степень внедрения - отсутствует.

Эффективность проекта основывается на повышении качества работы насосных агрегатов за счет замены релейной системы автоматики на микропроцессорную. Экономический эффект показал необходимость внедрения этой системы и ее окупаемость.

1 Технологическая характеристика МНА

1.1 Технологическая характеристика НПС «Травники»

Нефтеперекачивающая станция (НПС) «Травники» входит в состав Челябинского районного нефтепроводного управления ОАО Урало-Сибирских нефтепроводов АК «Транснефть» имени Д.А. Черняева.

НПС «Травники» состоит из двух НПС, которые обеспечивают транспорт нефти в двух направлениях:

- Нижневартовск-Курган-Куйбышев;

- Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск.

Назначением системы является автоматизация технологических процессов НПС «Травники». Она должна обеспечивать автономное поддержание режима работы и его изменение по командам оператора из МДП и из вышестоящего уровня управления по каналам телемеханики.

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 - 600 км, состоящие от 3-х до 5-ти участков, разделенных НПС, 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.

Технологический процесс перекачки нефти по трубопроводам в зависимости от принятых проектных решений и технико-экономических показателей оборудования может осуществляться по трём основным схемам:

- перекачка «из насоса в насос»;

- перекачка «с подключенными резервуарами»;

- перекачка из резервуара.

НПС «Травники» является промежуточной нефтеперекачивающей станцией без резервуарного парка и обеспечивает повышение напора транспортируемой нефти с целью поддержания ее дальнейшей перекачки.

Технологический режим перекачки нефти по магистральному нефтепродуктопроводу определяется принятыми на этапе проектирования значениями следующих основных параметров:

- максимально допустимых рабочим давлением на нагнетании насосов;

- максимально допустимым рабочим давлением на нагнетании;

- максимально и минимально допустимыми рабочими давлениями на приёме насосов;

- наибольшей и наименьшей вязкостью и температурами нефти, закачиваемой в трубопровод [1].

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 следующие и представлены в таблице 1.1 [2].

Таблица 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, %, не более	1,0
Концентрация хлористых солей, г/см3, не более	0,0003
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
Давление насыщенных паров, Па ,не более	665

1.2 Технологическое описание НПС «Травники»

В состав технологического объекта управления входят:

- МНС с 4-мя насосными агрегатами и узлом регулирования давления;

- вспомогательные системы, обеспечивающие нормальную работу МНА (маслосистема);

- вспомогательные системы, обеспечивающие нормальную работу производственных помещений НПС (приточно-вытяжная вентиляция, система откачки утечек, система пожаротушения).

На НПС «Травники» поток нефти проходит ее объекты в следующей последовательности (рисунок 1.1): узел подключения станции к магистрали, фильтры-грязеуловители, магистральная насосная, узел регулирования давления, узел подключения, магистраль.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1 - система фильтров-грязеуловителей; 2 - система сглаживания волн давления; 3 - система сбора и откачки утечек, и нефти, сброшенной из блока гашения ударной волны; 4 - магистральная насосная; 5 - узел регулирования давления с заслонками.

Рисунок 1.1 - Схема технологических сооружений НПС

Технологические объекты управления (ТОУ) по технологическим информационным признакам разделяется на отдельные системы, включающие объекты управления, которые, в свою очередь, могут содержать составные блоки, называемые подобъектами. Технологическая схема НПС «Травники» приведена на рисунке 1.2. В таблице 1.2 приведена разбивка ТОУ на системы, объекты и подобъекты.

Таблица 1.2 - Технологическая классификация ТОУ

Наименования системы	Технологические объекты
ФГУ	Задвижки ФГУ (6 шт.)
Узел регулирования давления	- Задвижки САР (6 шт.); - регулирующие заслонки (2 шт.)
Узел подключения станции	- Задвижки узла подключения (10 шт.); - сигнализатор прохождения скребка (1шт)
Система откачки утечек	- Погружной насос МНС (2 шт.); - сборник утечек нефти МНС (2 шт)
Блок гашения ударной волны	Задвижки блока гашения ударной волны (6 шт.)
МНС	- МНА (4 шт.) в составе: 1) насос; 2) электродвигатель; 3) возбудитель электродвигателя; 4) приемная задвижка; 5) выходная задвижка; - приемная линия МНС; - коллектор МНС (до узла регулирования САР); - выходная линия МНС (после узла САР);
Маслосистема	- Маслонасос (2 шт); - маслобак (2 шт); - маслофильтр; - маслолиния к МНА; - аккумулирующий бак (1шт)
Вытяжная вентиляции блока гашения ударной волны	Вытяжной вентилятор (1шт)
Система пожаротушения НПС	- пенонасос (2шт); - коллектор подачи пены (пенолиния); -задвижки подачи пены к объектам (4 шт); - резервуар раствора пенообразователя емкостью 45 м3 (2шт); - водонасос (1шт)
Система энергоснабжения	- Ввод секции шин 10кВ (2шт) в составе: 1) вводной масляный выключатель; 2) секционный масляный выключатель; 3) масляный выключатель электродвигателя (4 шт); 4) ДЭС - секция шин 10кВ (2шт); - секция шин 1ЩСУ (2 шт); - секция шин 2ЩСУ (2 шт); - секция шин 3ЩСУ (2 шт); - секция шин ЩСУ ССВД (1шт); - секция шин ЩСУ скребка (2шт); - секция шин ЩСУ КТП (2шт)

1.2.1 Камера пропуска средств очистки и диагностики

В перекачиваемой нефти в малых количествах содержатся механические примеси, растворенный или кристаллический парафин и другие вещества. При перекачке по трубопроводу при определенных условиях эти вещества осаждаются на внутренней поверхности стенки трубопровода, образуя плотные отложения.

Для удаления отложений применяют механические очистные устройства. Согласно правилам технической эксплуатации нефтепроводов очистку производят при снижении пропускной способности на 3% от проектной величины. Периодичность очистки не реже одного раза в квартал с пропуском не менее двух устройств. Камера пуска и приема очистного устройства представляет собой тупиковый участок трубопровода с концевым затвором.

Трубопроводы насосной подключаются к магистральному нефтепроводу в узле пропуска средств очистки и диагностики (СОД), где устанавливаются задвижки, отсекающие насосную от магистрали. Узел СОД позволяет вести перекачку нефти как через магистральную насосную, так и минуя ее.

НПС «Травники» на период пропуска очистного устройства, как правило, останавливают согласно режиму работы трубопровода, предусматривающему пропуск очистного устройства, во избежание попадания удаляемых отложений в технологические трубопроводы и насосы. Остановка станции производится не менее чем за два часа до расчетного времени подхода очистного устройства.

магистральный насосный агрегат пенный

1.2.2 Фильтры-грязеуловители

По технологической схеме нефть из трубопровода поступает в узел фильтров-грязеуловителей. Они необходимы для защиты насосов от грязи и парафина, содержащихся в нефти и трубопроводе, перед магистральной насосной устанавливают площадку фильтров-грязеуловителей. Перепады давления в фильтрах-грязеуловителях № 1,2,3 необходимо регистрировать раз в 12 часов, а после проведения работ на линейной части не реже одного раза в час. Значение максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе принимается по техническим требованиям завода-изготовителя. Для очистки фильтров-грязеуловителей закрывают отсекающие задвижки очищающего фильтра, предварительно включив резервный фильтр-грязеуловитель.

1.2.3 Система гашения ударной волны

При внезапной остановке одной из промежуточных НПС возникает волна повышенного давления, которая со скоростью звука движется к предыдущей перекачивающей станции и суммируется с развиваемым ею давлением. При этом суммарное давление в трубопроводе вблизи предыдущей НПС может значительно превысить допустимое значение. Разрыв трубопровода вследствие чрезмерно высокого давления в большинстве случаев происходит на расстоянии 20-40 км после предыдущей НПС, то есть прежде, чем волна повышенного давления достигнет предыдущей станции и на ней сработает система защиты по максимальному давлению, отключающая насосы.

Гашение волны повышенного давления непосредственно в месте ее возникновения позволяет исключить перегрузку трубопровода. Для этого достаточно снизить скорость нарастания давления у остановленной НПС до допустимых пределов, что будет достигнуто при выполнении следующего условия: уменьшение расхода через остановленную НПС должно происходить постепенно за время, соизмеримое с временем пробега ударной волной участка между остановленной и предыдущей НПС.

На магистральных трубопроводах нашел широкое распространение способ автоматического сброса части нефти в резервуар. При этом используются регуляторы скорости повышения давления - системы сглаживания волны давления. Задача такого устройства - осуществлять сброс при отключениях данной станции и не реагировать на изменения давления, происходящие из-за отключений на соседних станциях, изменения уставки регулятора на этой станции или даже отключения одного агрегата на этой станции. Все эти события различаются крутизной волны давления, то есть скоростью изменения давления в данной точке.

Исполнительный механизм, в качестве которого используется клапаны, подключается входным патрубком к трубопроводу на приеме НПС. Выходной патрубок соединяется с трубопроводом, по которому нефть сбрасывается в емкость сброса при появлении волны давления.

Система должна срабатывать при повышении давления в нефтепроводе на величину не более 0,3 МПа, происходящим со скоростью выше 0,3 МПа/с. Дальнейшее повышение давления в зависимости от настройки ССВД должно происходить плавно со скоростью от 10 до 30 кПа/с [3, 4].

1.2.4 Магистральный насосный агрегат

Каждый МНА содержит следующие объекты: насос, электродвигатель, приемную и выкидную задвижку.

Насоные агрегаты связываются трубопроводами-отводами изогнутой формы, которые соединяют их всасывающие и нагнетательные патрубки через общий коллектор наружной установки. В общем укрытии прокладывают трубопроводные коммуникации вспомогательных систем.

Обратный клапан, разделяющий линию всасывания и нагнетания каждого насоса, пропускает жидкость только в одном направлении. При работающем насосе давление, действующее на заслонку клапана справа (давление нагнетания), больше, чем давление, действующее на эту заслонку слева (давление всасывания), вследствие чего заслонка закрыта, и нефть идет через насос. При неработающем насосе давление слева от заслонки клапана больше, чем давление справа от нее, вследствие чего заслонка открыта, и нефть поступает через обратный клапан к следующему насосу, минуя неработающий. Технологическая схема МНА представлена на рисунке 1.3.

В состав оборудования МНА входит насос марки НМ 10000-210 и электродвигатель типа СТД-8000.

Насос - это устройство для принудительного перемещения жидкости от сечения с меньшим значением напора (в линии всасывания насоса) к сечению с большим значением напора (в линии нагнетания).

Центробежные насосы - основной вид нагнетательного оборудования для перекачки нефти по МН. Они отвечают требованиям, предъявляемым к МНА для перекачки значительных объемов нефти на дальние расстояния.

Магистральным насосам необходимо иметь избыточное давление на входе. Это давление должно предотвратить опасное явление - кавитацию, которая может возникать внутри насоса в результате уменьшения давления в быстро движущейся жидкости.

Кавитация состоит в образовании пузырьков, заполненных парами перекачиваемой жидкости. Когда эти пузырьки попадают в область высокого давления, они схлопываются, развивая при этом огромные точечные давления. Кавитация приводит к быстрому износу рабочего колеса насоса. Поэтому для подачи нефти к магистральным насосам головных НПС обычно используют подпорные насосы.

Рисунок 1.2 - Технологическая схема МНА

Характеристика магистрального насосного агрегата НМ 10000-210 представлена в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Основные технические данные и характеристики НМ 10000-210

Наименование параметра	Значение
Перекачиваемая жидкость	Нефть
Температура перекачиваемой жидкости, С	От - 5 до + 80
Кинематическая вязкость, не более м2/с	3x10-4
Объемный вес, кг/см3	900-830
Упругость паров, м	1,0 - 6,0
Подача, м3/ч	10000
Напор, м	210
Допустимый кавитационный запас, м	65
КПД насоса/агрегата, %	89
Внешние утечки через уплотнения вала, не более см3/ч (л/ч)	300 (0,3)
Частота вращения вала, об/мин	3000
Мощность насоса, кВт (на воде)	5550
Тип присоединения к трубопроводу	Вварной
Диаметр рабочего колеса, мм	485
Масса насоса, кг	9791
Габаритные размеры насоса, мм	2505x2600x2125

МНА промежуточных НПС магистральных нефтепроводов, работающих по схеме «из насоса в насос», используют для нормальной работы подпор создаваемый предыдущей перекачивающей станцией, поэтому подпорных насосных агрегатов на НПС «Травники» нет.

Маркировка насоса НМ 10000-210 расшифровывается: насос магистральный с подачей 10000 м3/ч и напором 210 м. Кавитационный запас (на воде) составляет 87 м, КПД (на воде) - 87%.

Используемый насос типа НМ (насос магистральный) предназначен для перекачки нефти с температурой до 80 0С, кинематической вязкостью не выше 3 см2/с и содержанием механических примесей не более 0,06%. Насос НМ - центробежный, одноступенчатый, горизонтальный, спирального типа.

В качестве привода насосного агрегата используется электродвигатель типа СТД (синхронный трехфазный) мощностью 8000 кВт.

Характеристика электродвигателя, используемого для работы насосного агрегата, представлена в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Характеристика электродвигателя

Наименование параметра	Значение
Обозначение электродвигателя	СТД - 80000
Мощность, кВт	8000
Напряжение, В	10000
Частота вращения, об/мин	3000
Масса электродвигателя, кг	21100

1.2.5 Узел регулирования давления

Система регулирования давления обеспечивает поддержание заданного давления при различных гидравлических возмущениях, предотвращая падение давления на линии всасывания станции ниже некоторого минимального значения (около 0,2 МПа), а на линии нагнетания - подъем не выше определенного максимального значения (6,4 - 7,0 МПа).

Система автоматического регулирования (САР) предназначена для поддержания безопасного давления нефти в трубопроводе при максимальной производительности. Система представляет собой сочетание объекта регулирования и устройства автоматического регулирования. Функциональная схема САР представлена на рисунке 1.4.

Регулирование напора и подачи насосов на НПС осуществляется дросселированием потока нефти регулирующим органом на выходе из насосной.

Для реализации системы автоматического регулирования давления используется комплекс средств автоматического регулирования «Вектор» на базе самописца ЭС-8, управляющий двумя параллельно установленными электроприводными заслонками типа «BIFFI» с регулирующим органом диаметром 700 миллиметров.

Рисунок 1.3 - Функциональная схема САР

Комплекс САР реализует работу в режиме релейного и пропорционально-интегрально-дифференциального (ПИД) закона регулирования.

Рассмотрим действие схемы регулирования давления в насосной НПС «Травники» (рисунок 1.5).

Для преобразования давления на всасе и нагнетании насосной в стандартный токовый сигнал дистанционной передачи используется датчик для преобразования давления EJX.

В регуляторе давления всасывания и давления нагнетания эти значения сравниваются со значениями, заданными задатчиками давления.

Блок селектирования программно выбирает наибольший из двух сигналов, формируемых регуляторами. Далее управляющая команда поступает на блок силовой электроники, который управляет электроприводом регулирующих заслонок.

Выдача сигналов управления на электропривод производится при превышении текущего значения давления на выходе НПС выше значения уставки, или понижения давления на приеме НПС ниже заданного значения.

Комплекс САР позволяет обеспечить быстродействие исполнительных механизмов в пределах от 8 до 60 секунд.

Возможно два режима управления регулирующей заслонкой - ручной и автоматический. При запуске магистрального агрегата реализуется программное изменение значения уставок на приеме (выходе) НПС.



Рисунок 1.4 - Принципиальная схема регулирования давлений в насосной

1.2.6 Система приточно-вытяжной вентиляции насосной

Блок приточных и подпорных вентиляторов обеспечивает подачу воздуха в нефтенасосную.

Предусмотрено резервирование систем вентиляции. В случае аварийной остановки включается резервный вентилятор. При остановке обоих подпорных или приточных вентиляторов аварийно отключается вся станция.

Система вентиляции состоит из двух приточных вентиляторов 1 с калорифером, двух вытяжных вентиляторов 3 и разводящих воздуховодов.

В условиях автоматизированных НПС, работающих без постоянного обслуживающего персонала в машинном зале, функция системы приточно-вытяжной вентиляции заключается в: ограничении максимальной концентрации взрывоопасных паров в воздухе машинного зала и поддержании температуры в пределах требований, предъявляемых по техническим условиям установленного там оборудования и аппаратуры автоматики.

Управление системой приточно-вытяжной вентиляции, при повышении концентрации взрывоопасных паров в воздухе насосного отделения, осуществляется с помощью сигнализаторов горючих газов. Воздух для анализа концентрации отбирают в местах, где наиболее вероятно повышенное содержание горючих газов. В этом случае датчики газоанализаторы устанавливаются у каждого насосного агрегата. При повышении концентрации паров нефти или нефтепродуктов в анализируемом воздухе до 20% от нижнего предела взрываемости контактные устройства вторичных приборов сигнализаторов подают импульсы на включение приточно-вытяжной вентиляции и включаются на контрольный анализ. Если испарение горючих газов в насосном отделении не превышает допустимых пределов, то концентрация за это время должна несколько снизиться и тогда аппаратура автоматического управления по истечении 15-20 минут, необходимых для очистки воздуха, включает систему приточно-вытяжной вентиляции. Если контрольный анализ установит сохранение концентрации горючих газов на прежнем уровне, что характеризует повышенные утечки перекачиваемой жидкости из технологического оборудования, аппаратура автоматически включает перекачивающую насосную станцию и отключает ее от магистрали. При аварийном выключении отключаются все потребители электроэнергии насосной, за исключением приточных и вытяжных вентиляторов и аппаратуры автоматики, которые остаются включенными. Сигнализаторы горючих газов имеют также устройства, извещающие о неисправности самих приборов [5].

Технологическая схема системы вентиляции насосного зала приведена на рисунке 1.5.



1 - приточный вентилятор; 2 - МНА; 3 - вытяжной вентилятор

Рисунок 1.5 - Технологическая схема системы вентиляции насосного зала

1.2.7 Маслосистема

Маслосистема предназначена для смазки и охлаждения подшипников основных насосных агрегатов по перекачке нефти (рисунок 1.7).

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 состоит из маслобака 2, для заполнения которого предусмотрен шестеренчатый насос 1, основного насоса 6, нагнетающего масло через фильтр 4 и маслоохладитель 5 в маслопроводы, ведущие к подшипникам агрегата. Обратно масло возвращается самотеком в маслобак 2. Отработанное масло перекачивается насосом 3 в емкость 8. Аккумулирующий бак 7 предназначен для подачи масла в аварийных ситуациях.

Давление масла перед подшипниками насоса и электродвигателя устанавливается в пределах 0,03 - 0,08 МПа. Регулирование подачи масла к каждому подшипнику осуществляется с помощью подбора дроссельных шайб, устанавливаемых на подводящих маслопроводах.

Рисунок 1.6 - Система смазки подшипников МНА

Маслобак 2 представляет собой емкость сварной конструкции, на которой устанавливают указатель уровня масла, фланцы для присоединения трубопроводов и предохранительный клапан.

Маслофильтры 4 имеют два одинаковых фильтрующих патрона с сетками, включенными в маслосистему через трехходовой кран. Этот кран дает возможность пропускать масло через оба патрона одновременно или только через один из них, что позволяет заменять фильтрационные сетки без остановки агрегата. Степень засоренности фильтров можно контролировать по показаниям манометров, установленных до и после каждого из них.

Подача циркуляционной смазки к подшипникам осуществляется под давлением 0,05 МПа централизованно. При работе насосной масло подается одновременно ко всем насосным агрегатам параллельно. Подачу маслонасосов выбирают с таким расчетом, чтобы смазка циркулировала и через насосные агрегаты, находящиеся в резерве.

Маслоохладитель предназначен для охлаждения масла, подаваемого в систему маслоснабжения. В качестве маслоохладителя применяется аппарат воздушного охлаждения.

1.2.8 Система разгрузки торцевых уплотнений, сбора утечек и откачки из резервуаров-сборников

При эксплуатации НПС жидкость поступает в резервуары-сборники из различных источников. Сюда направляются утечки из уплотнительных устройств насосов, сборы через предохранительные клапаны, а также канализируется нефть при ремонте оборудования, чистке фильтров-грязеуловителей.

Система разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений центробежных нагнетателей предназначена для защиты торцевых уплотнений каждого центробежного нагнетателя от чрезмерных перегрузок по давлению и высоких температур, возникающих при выделении тепла трения.

Некоторая часть перекачиваемой нефти за счет избыточного давления в линии всасывания нагнетателя сначала продавливается через каналы в теле торцевого уплотнения, а затем подается либо в резервуар сбора утечек, либо в коллектор насосной со стороны всасывания.

Система сбора утечек из торцевых уплотнений насоса представлена на рисунке 1.7. Утечки из линии разгрузки 2 насоса 1 поступают самотеком на прием в резервуар утечек 5. Периодически нефть из резервуара утечек закачивают насосами 4 в линию всасывания 3 насосов [6].



Рисунок 1.7 - Система сбора утечек из торцевых уплотнений насоса

Система нефтеутечек служит для сбора утечек нефти с магистральных насосных агрегатов и состоит из насосов откачки утечек и емкости сбора утечек объемом 40 м3.

Система утечек оснащена защитой по максимальным утечкам. Для контроля утечек МНА установлен бачок сигнализации особой конструкции. При превышении рабочего уровня нефти в бачке срабатывает защита на отключение насосного агрегата.

1.3 Режимы работы НПС и оборудования

Уровень управления НПС определяется совокупностью заданных режимов управления для НПС, МНА и агрегатов вспомогательных систем.

Для НПС предусмотрено два уровня управления: «Местное» - управление из операторной НПС и «Дистанционное» - управление определенными системами и агрегатами из РДП по каналам телемеханики. Уровень управления выбирается оператором.

«Местный» режим не допускает управление из РДП.

При «Дистанционном» режиме диспетчеру РДП разрешается управление всеми объектами НПС в объеме, предусмотренном системой телемеханики.

Для магистральных агрегатов предусмотрено два уровня управления: автоматическое программное управление из операторной и автоматическое программное управление из РДП по каналам телемеханики.

Для агрегатов вспомогательных систем и сооружений предусмотрены три уровня управления: автоматическое управление (для группы взаиморезервируемых агрегатов это может быть режим основной или резервный), кнопочное управление с клавиатуры дисплея в операторной и ручное управление кнопками по месту. Кроме того, предусматривается режим «Ремонтный».

Выбор режимов производится оператором или автоматически. Выполняются требования, что выбранный уровень управления допускает управление на более низких уровнях, но не допускает управления с более высоких уровней.

Для МНА предусмотрены следующие режимы управления:

- «основной» - выбирается оператором и применяется для запуска выбранного агрегата оператором из РДП или МДП. Агрегатные задвижки могут управляться кнопками по месту или по команде оператора до пуска агрегата. После пуска агрегата управление задвижками кнопками по месту или с клавиатуры заблокировано. Управление агрегатом по каналам телемеханики запрещено;

- «телемехнический» - выбирается оператором в режиме управления станции «Дистанционный». Применяется для запуска выбранного агрегата диспетчером РДП или оператором. В этом режиме управление задвижками кнопками по месту или из операторной заблокировано после пуска агрегата;

- «резервный» - выбирается оператором при открытых агрегатных задвижках. Управление агрегатными задвижками кнопками по месту или по команде оператора заблокировано;

- «ремонтный» - выбирается оператором и выставляется при наличии агрегатных защит. При установке режима происходит автоматическая остановка агрегата с закрытием агрегатных задвижек. Открытие агрегатных задвижек и пуск агрегата запрещены;

- «готовность к пуску» - дополнительный режим к «Телемеханическому», «Основному» или «Резервному» режимам. Выставляется автоматически при отсутствии агрегатных и общестанционных защит и наличии соответствующих технологических параметров, определяющих готовность агрегата к запуску.

Для агрегатов вспомогательных систем предусмотрены следующие режимы управления:

- «основной» - запуск и останов агрегата автоматический, по команде оператора и по месту;

- «резервный» - автоматический запуск резервного агрегата взамен неисправного основного. Разрешен пуск по месту. Применим для агрегатов, входящих в систему взаиморезервируемых агрегатов;

- «ручной» - управление агрегатом кнопками по месту. Отсутствует автоматическая остановка агрегата по результатам контроля пуска или работы. Остановка агрегата при работе защит разрешен;

- «ремонтный» - устанавливается автоматически по результатам контроля работы или пуска агрегата, а также может быть установлен оператором. Запуск этого агрегата запрещен.

Кнопки управления по месту работают всегда, независимо от выбранного режима. При наличии общестанционных защит, требующих остановки соответствующих вспомогательных систем, автоматический останов выполняется независимо от выбранного режима управления с запретом на повторный запуск [7].

Пуск в кнопочном режиме. При пуске насосного агрегата в кнопочном режиме ключ выбора режима управления на общестанционной панели устанавливается в положение «местное», а на панели запускаемого агрегата в положение «кнопочное».

Пуск насосного агрегата производится в следующей последовательности:

- кнопкой ПУСК открывается задвижка на приеме агрегата;

- кнопкой ПУСК запускается открытие задвижки на нагнетании агрегата;

- кнопкой ПУСК включается агрегат на открывающуюся выкидную задвижку.

Ход работы агрегата контролируется по показаниям амперметра и приборов давления. Остановка насосного агрегата производится кнопкой СТОП закрытие агрегатных задвижек кнопкой «закрытие».

1.4 Требования к системе

1.4.1 Требования к функциям системы

Система автоматизации должна обеспечивать выполнение следующих функций:

- контроль технологического процесса и защита НПС;

- контроль и управление оборудованием НПС;

- регулирование технологических параметров;

- контроль и анализ заданных режимов работы;

- отображение и регистрация информации;

- составление отчетов и сводок;

- ведение архива;

- работа в составе АСУ верхнего уровня;

- связь с другими системами.

Перечень функций, выполняемых системой автоматизации НПС приведен в таблице 1.5.

Таблица 1.5 - Перечень функций, выполняемых системой автоматизации НПС

Группа задач	Функции системы автоматизации НПС
МНС	Анализ режимов работы технологического оборудования НПС; контроль технологических параметров НПС; управление и контроль состояния задвижек НПС; контроль работы магистральной насосной; обмен информацией с системой ТМ; управление вспомогательными системами; управление и контроль состояния секущих задвижек узла подключения станции; управление и контроль состояния задвижек узла подключения станции
МНА	Контроль готовности к запуску магистральных насосных агрегатов; управление и контроль работы магистрального агрегата; управление и контроль работы магистральных задвижек; управление задвижкой последовательно-параллельного режима; контроль технологических параметров магистрального агрегата
САРД	Регулирование давления на входе НПС; регулирование давления на выходе НПС; задание уставок регулирования; корректировка уставки регулирования при пуске агрегата
Система пожаротушения	Управление и контроль работы насосов пенотушения; управление и контроль состояния пожарных задвижек; управление и контроль работы насосов водотушения
Система откачки утечек	Управление и контроль работы насосов откачки утечек
Маслосистема	Управление и контроль работы маслонасосов
Система приточно-вытяжной вентиляции насосной	Управление и контроль работы приточных вентиляторов магистральной насосной; управление и контроль работы вытяжных вентиляторов магистральной насосной
Система вентиляции блок-бокса маслосистемы	Управление и контроль работы вытяжного вентилятора блок-бокса маслосистемы
Система вентиляции блок-бокса гашения ударной волны	Управление и контроль работы вытяжного вентилятора блок-бокса гашения ударной волны..
Система хозяйственно-производственного водоснабжения	Управление и контроль работы насосов хозяйственно-производственного водоснабжения
Система энергоснабжения	Контроль состояния вводных и секционного выключателей ЗРУ-10кВ; управление и контроль состояния масляных выключателей электродвигателей; контроль состояния ДЭС
Обработка текущей архивной информации	Месячная сводка по НПС; сводка работы оборудования НПС; режим работы НПС; сводка текущего состояния оборудования; сводка текущих измерений по агрегатам
Связь с системой телемеханики	Обработка и передача информации по телемеханическому протоколу в РДП
Отображение состояния и управление технологическими процессами	Кадры отображения технологического процесса; табличные формы отображения информации

1.4.2 Требования к БРУ

БРУ предназначаются для предотвращения аварии оборудования при выходе из строя средств микропроцессорной автоматики.

БРУ НПС устанавливается в операторной и должен предусматривать световую сигнализацию от:

- датчиков аварийного давления на входе, в коллекторе и на выходе НПС;

- каналов системы пожарной сигнализации;

- каналов средств контроля загазованности;

- датчика переполнения резервуара-сборника;

- датчиков затопления насосной и блок-бокса маслосистемы;

- реле аварии ЗРУ.

На БРУ должны быть расположены следующие кнопки подачи команд управления:

- аварийное отключение НПС;

- отключение магистральных агрегатов;

- включение и отключение пожарных насосов;

- открытие задвижек на линиях подачи пены;

- открытие и закрытие задвижек подключения станции.

Кнопки на БРУдолжны воздействовать непосредственно на магнитные пускатели или соленоиды масляных выключателей.

В проходной должна быть установлена панель сигнализации, на которой предусматривается световая сигнализация:

- минимального уровня в резервуарах воды и пены;

- минимального давления в системах подачи воды и пены;

- положения задвижек в линиях подачи пены;

- состояния пожарных насосов (включен, отключен) [8].

2 Патентная проработка

Темой диплома, как отмечалось раньше, является автоматизация магистрального насосного агрегата на НПС «Травники». В дипломном проекте рассматривается замена релейной системы автоматики на микропроцессорную. Особенностью разработки проекта является внедрение программируемых логических контроллеров. Нижний уровень автоматизации в данном дипломном проекте детально не рассматривается, что связано с особенностями разработки проекта. Система автоматизации среднего и верхнего уровня базируется на серийных аппаратных и программных средствах, защищенных товарными знаками и являющихся открытыми.

Согласно действующим законодательным и нормативным актам программное обеспечение рассматривается исключительно, как объект авторского права. Патентование конкретной реализации конкретного алгоритма невозможно.

Таким образом, патентная проработка является нецелесообразной в связи с отсутствием объекта патентной защиты.

3. Система автоматизации магистрального насосного агрегата

3.1 Назначение системы автоматизации

Система автоматики должна осуществлять:

- автоматический контроль всех необходимых технологических параметров, параметров состояния оборудования;

- автоматическую защиту по аварийным и предельным значениям контролируемых параметров и при отказах систем обеспечения;

- управление и поддержание заданного режима работы и нормативных условий эксплуатации оборудования;

-управление подготовкой и переключением оборудования по командам диспетчера МДП или РДП;

- отображение и регистрацию основных контролируемых технологических параметров и параметров, характеризующих состояние оборудования в процессе перекачки и в условиях проведения ремонтных и наладочных работ;

- подготовку и передачу результатов обработки информации на уровень РДП (г. Челябинск) по существующим каналам телемеханики.

Система автоматизации насосной станции предусматривает следующие защиты и сигнализации:

аварийная остановка насосно-силового агрегата из операторной и по месту;

- пожар на площадке;

- аварийная загазованность;

- аварийный максимальный и минимальный уровень на сборнике утечек;

- затопление насосного цеха и блок - боксов вспомогательных систем;

- неисправность вспомогательных систем;

- минимальное давление всасывания станции;

- максимальное давление нагнетания станции;

- максимальное или минимальное давление нагнетания насоса;

- максимальное или минимальное давление всасывания насоса;

- повреждение или авария в регулирующих устройствах;

- сигнал о прохождении скребка при пуске, пропуске или приёме;

- остановка станции с РДП с разрешением нового запуска.

В зависимости от параметра, по которому срабатывает общестанционная защита, система может осуществлять:

- одновременное отключение всех работающих магистральных агрегатов;

- поочередное отключение всех работающих магистральных агрегатов, начиная с первого по потоку нефти.

Функции управления должны предусматривать программный пуск и остановку магистральных, подпорных насосных агрегатов и вспомогательных систем [9].

Управление магистральными насосными агрегатами должно быть реализовано в следующих режимах:

- дистанционный из РДП, ТДП (телемеханический);

- программный из операторной (основной);

- резервный;

- кнопочный;

- ремонтный;

- испытательный.

Управление вспомогательными системами должно быть реализовано в режимах:

- автоматический основной;

- автоматический резервный;

- ремонтный;

- кнопочный.

Вспомогательные системы (смазки, охлаждения, вентиляции), которые являются общими для всех агрегатов и всегда работают при работающих магистральных и подпорных агрегатов, могут включаться одновременно одной командой. Их отключение может проводиться также общей командой после остановки всех агрегатов.

В системе подачи масла к подшипниковым узлам насосных агрегатов следует предусматривать:

- сигнализацию минимального уровня в аккумулирующем баке маслосистемы;

- сигнализацию максимального и минимального уровня в баках маслосистемы.

Насосы системы откачки утечки нефти могут управляться автоматически в зависимости от предельных уровней в резервуаре-сборнике. Автоматическое отключение насоса, откачивающее нефть из резервуара-сборника, может производиться по минимальному уровню или через определенное время после включения.

В системе откачки утечек рекомендуется предусматривать автоматическое включение резервного насоса параллельно основному, если через заданное время (1,5 минуты) после запуска основного насоса уровень в сборнике не снижается.

Схема откачки утечек на НПС должна предусматривать контроль аварийного максимального уровня в емкостях сбора утечек с помощью независимых датчиков.

Средства автоматического регулирования давления магистральной насосной предназначены для поддержания давления на приеме НПС не ниже допустимого значения по условиям кавитации насосов и давления в магистральном нефтепроводе на выходе НПС (после регуляторов давления), не выше допустимого значения по гидравлическому расчету линейной части нефтепровода или исходя из технологического режима перекачки.

Функции контроля должны предусматривать:

- контроль соответствия текущих значений основных технологических параметров заданным значениям;

- контроль изменения состояния оборудования НПС, срабатывания защит, что должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией.

3.2 Требования к автоматизации нефтеперекачивающей станции

Для реализации автоматизации НПС должно обеспечиваться выполнение следующих задач [2]:

– централизованный контроль, включающий регистрацию, архивацию, документирование и отображение информации о работе технологического оборудования НПС;

– защиту технологического оборудования НПС;

– защиту линейной части магистрального нефтепровода от превышения давления;

– управление технологическим оборудованием НПС;

– автономное поддержание заданного режима работы НПС;

– изменение режима работы НПС по командам оператора НПС или диспетчера РДП (ТДП);

– связь с другими системами автоматизации и информационными системами на НПС;

– формирование и выдачу в систему автоматизации предыдущей (по потоку нефти) НПС сигналов об аварийной остановке МНА;

– прием от системы автоматизации следующей (по потоку нефти) НПС сигналов об аварийной остановке МНА.

Для контроля загазованности в насосном зале установлены приборы сигнализации. Для пожарной безопасности насосный зал контролируется датчиками пожарной сигнализации. При нарушении герметичности технологического оборудования в насосном зале предусматривается защита по затоплению насосного зала. Температура в помещении насосной контролируется датчиками температуры.

Для измерения и контроля за аварийными параметрами давления на всасывающей и нагнетательной линии насоса устанавливаются датчики давления и электроконтактные манометры.

3.3 Автоматизированная система управления магистральным насосным агрегатом

В период бурного строительства системы магистральных нефтепроводов России в 60 - 70-е годы системы промышленной автоматики в основном строились на релейной логике и дискретных полупроводниковых элементах. Релейные системы автоматики обладают довольно высокой живучестью вследствие того, что они являются распределенными до уровня отдельного механизма с приводом. Поломка отдельного механизма, либо его аппаратуры контроля и управления, не ведет к остановке станции, поскольку его функции выполнит резервный механизм. Указанные системы эксплуатируются 34 года, в настоящее время эти системы морально и физически устарели и износились. Кроме того, связи по поставкам запчастей к системам автоматики производства ВНР не осуществляются.

Предприятиями АК «Транснефть» в 90-х годах была проделана огромная работа по реконструкции систем телемеханики и созданию единой автоматизированной системы управления компании. Однако все это коснулось НПС лишь частично. На большинстве станций продолжают эксплуатироваться указанные системы производства MMG AUTOMATIKA MUVEK ВНР. На НПС «Травники» магистрального нефтепровода НКК указанная система эксплуатируется с 1978 года.

Блочная система автоматизации предназначена для сигнализации, контроля, защиты и управления магистральным насосным агрегатом. Система автоматики обеспечивает:

? централизованный контроль и отображение информации о работе МНА;

? автоматическую защиту МНА;

? управление МНА;

? изменение режима работы МНА по командам оператора НПС или диспетчера РДП;

? связь с системой ТМ.

Система контроля и управления магистрального насосного агрегата имеет трехуровневую структуру: нижний, средний и верхний уровни.

Основными приборами нижнего уровня системы автоматизации МНА являются:

? датчики температуры подшипников насосов и электродвигателей магистральных насосных агрегатов, корпусов насосов, масла в трубопроводе к подшипникам;

? датчики избыточного давления нефти в трубопроводе (на приеме магистральных насосов);

? датчики уровня в сборнике нефти разгрузки;

? технические манометры для местного измерения давления;

? сигнализаторы давления жидкости (нефти, масла);

? сигнализаторы давления воздуха в системах контроля вентиляции;

? сигнализаторы уровня жидкости;

? датчики-реле уровня агрегатных утечек;

? приборы виброконтроля МНА;

? измерительные преобразователи силы тока электродвигателей МНА;

? приборы пожарной сигнализации;

? приборы пожарной сигнализации загазованности.

В качестве датчиков и измерительных преобразователей используются серийно выпускаемые приборы и средства автоматизации со стандартными токовыми сигналами 4-20 мА и вторичные микропроцессорные приборы, выдающие по последовательному интерфейсу пакеты данных.

Все приборы и аппараты, расположенные во взрывоопасных зонах классов 0, 1 и 2 в соответствии с правилами устройства электроустановок и серией ГОСТ Р 51330, включены в искробезопасную электрическую цепь или имеют вид взрывозащиты - взрывонепроницаемая оболочка (Exd).

Связь между средствами автоматизации нижнего уровня и оборудованием среднего уровня осуществляется контрольным кабелем.

В шкафу ТК расположены программно-аппаратные модули (блоки) управления МНА на базе программируемых логических контроллеров (ПЛК).

Блок ручного управления (БРУ) предназначен для осуществления функций резервирования аварийных защит, как в ручном, так и в автоматическом режимах, вне зависимости от состояния микропроцессорной системы.

Контроллер обеспечивает:

- прием дискретных и аналоговых сигналов от датчиков, измерительных преобразователей, аварийных сигналов от вторичных приборов;

- контроль достоверности и первичную обработку информации (вычисление текущих значений, сравнение с уставками, вычисление средних значений);

- регулирование технологических параметров в соответствии с выбранными законами регулирования с выдачей команд управления в виде аналогового выхода 4-20 мА постоянного тока;

- программно-логическое управление, защиту и блокировку технологических агрегатов и оборудования с выдачей команд управления на исполнительные устройства в виде сигналов логического выхода постоянного тока;

- обмен информацией с компьютером верхнего уровня.

Для обработки и прередачи информации о состоянии МНА установлен микропроцессорный контроллер «ЭЛСИ-Т», в котором сосредоточен основной интеллект, управляющий технологическим процессом. Программирование контроллера осуществляется в единой программной среде на базе пакета Open PCS фирмы Infoteam, который соответствует международному стандарту IEC-1131.

В состав верхнего уровня системы автоматизации входят:

? серверы ввода/вывода;

? компьютеры оператора местного диспетчерского пункта (МДП);

? компьютер начальника станции или системный компьютер;

? цветной струйный или лазерный принтер.

Верхний уровень системы автоматизации обеспечивает:

? прием информации о состоянии МНА;

? мониторинг технологического процесса и получение трендов измеряемых технологических параметров;

? оперативное управление технологическим процессом;

? архивацию событий нижнего уровня, действий оператора и команд РДП;

? формирование базы данных.

Магистральный насосный агрегат оснащен необходимыми датчиками, исполнительными механизмами и имеет соответствующий щит управления.

Система, построенная по такому принципу, называется распределенной. К положительным качествам такой системы можно отнести:

? упрощение прикладного программного обеспечения в результате разбиения общей программы управления на простые подпрограммы, функционирующие параллельно и автономно (обмен между подпрограммами осуществляется стандартными сетевыми средствами);

? повышение быстродействия системы за счет распараллеливания вычислений;

? возможность пространственного приближения интеллекта к технологическому узлу и соответственно сокращение затрат на кабельную продукцию;

? повышенную «живучесть» системы без 100%-ного резервирования интеллектуальных ресурсов;

? возможность резервирования интеллектуальных технических ресурсов в соответствии с правилами резервирования, принятыми в технологии;

? возможность незапланированного наращивания системы, вызванного наращиванием технологических мощностей (в централизованной системе ресурс для этого должен предусматриваться заранее);

? возможность проведения последовательной реконструкции автоматики МНА исходя из наличия инвестиционных ресурсов.

Оповещение оператора о возникновении на установке аварийной ситуации осуществляется с помощью звукового оповещения на ПК и аварийной сирены установленной в операторной.

3.3.1 Шкаф ТК МНА

Основой технических средств комплекса является шкаф ТК. В шкафу ТК установлен программируемый контроллер «ЭЛСИ-Т», который функционирует совместно с МНА. При этом обеспечиваются:

? прием информации от датчиков технологических параметров и ее первичная обработка (фильтрация, масштабирования; определение достоверности и др.);

? автоматическое управление агрегатом с выдачей соответствующих команд на исполнительные механизмы;

? защитные блокировки;

? передача информации о состоянии объекта в технологическую сеть;

? прием информации из технологической сети.

Конструктивно шкаф ТК МНА выполнен в закрытом исполнении, с передним обслуживанием. На внутренних панелях шкафа размещаются:

? программируемый контроллер;

? блок питания;

? активные искробезопасные барьеры для ввода сигналов от аналоговых и дискретных датчиков, размещенных во взрывоопасной зоне;

? блоки сопряжения с электроприводами задвижек;

? блоки защиты от наведенных перенапряжений;

? выходные реле контроллера;

? блоки зажимов.

3.3.2 Система противоаварийной защиты

Надежность функционирования систем обеспечения безопасности опасных объектов промышленности целиком зависит от состояния электронных и программируемых электронных систем, связанных с безопасностью. Эти системы называются системой противоаварийной защиты (ПАЗ). Такие системы должны быть способны сохранять свою работоспособность даже в случае отказа других функций АСУ ТП нефтеперекачивающей станции.

Главные задачи, возлагаемые на такие системы:

– предотвращение аварий и минимизация последствий аварий;

– блокирование (предотвращения) намеренного или ненамеренного вмешательства в технологию объекта, могущего привести к развитию опасной ситуации и инициировать срабатывание ПАЗ.

Для некоторых защит предусматривается наличие задержки между обнаружением аварийного сигнала и защитным отключением. Отключение основных вспомогательных систем, закрытие задвижек подключения НПС к магистральному нефтепроводу.

У насосного агрегата непрерывно контролируется ряд технологических параметров, аварийные значения которых требуют отключения и блокировки работы агрегата. В зависимости от параметра или условия, по которому сработала защита, может выполняться:

? отключение электродвигателя;

? закрытие агрегатных задвижек;

? пуск резервного агрегата.

Для всех параметров защиты предусмотрен испытательный режим. В испытательном режиме устанавливается флаг защиты, запись в массиве защит и передается сообщение оператору, но управляющие воздействия на технологическое оборудование не формируются.

В зависимости от того, по какому контролируемому параметру срабатывает общестанционная защита, связанная с отключение насосных агрегатов, система должна осуществлять:

- отключение одного из работающих МНА, первого по ходу нефти;

- одновременное или поочередное отключение всех работающих МНА;

- закрытие задвижек подключения НПС к МН;

- отключение тех или иных вспомогательных систем;

- включение световой и звуковой сигнализации.

Агрегатные защиты МНА должны обеспечивать его безаварийную эксплуатацию и отключение при выходе контролируемых параметров за установленные пределы.

Структура релейной системы аварийной защиты представлена на рисунке 3.1.



Рисунок 3.1 - Структура релейной системы ПАЗ

Алгоритмическое содержание функций ПАЗ состоит в реализации следующего условия: при выходе значений определенных технологических параметров, характеризующих состояние процесса или оборудования, за установленные (допустимые) пределы должно проводиться отключение (останов) соответствующего агрегата или всей станции.

Входную информацию для группы функций противоаварийной защиты содержат сигналы о текущих значениях контролируемых технологических параметров, поступающие на логические блоки (программируемые контроллеры) от соответствующих первичных измерительных преобразователей, и цифровые данные о допустимых предельных значениях этих параметров, поступающие на контроллеры с пульта АРМ оператора НПС. Выходная информация функций противоаварийной защиты представлена совокупностью управляющих сигналов, посылаемых контроллерами на исполнительные органы систем защиты.