Автоматизация нефтеперекачивающей станции "Калейкино" Ромашкинского районного нефтепроводного управления

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

Дипломный проект

АВТОМАТИЗАЦИЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ «КАЛЕЙКИНО» РОМАШКИНСКОГО РАЙОННОГО НЕФТЕПРОВОДНОГО УПРАВЛЕНИЯ

Студент

Иванов В.С.

Содержание

Введение

1. Технологическое описание НПС «Калейкино»

1.1 Место и роль предприятия для экономики России

1.2 Назначение, место технологического объекта в структуре предприятия

1.3 Технологический процесс работы НПС

1.4 Система автоматического управления НПС

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

2.2 Регламент поиска

2.3 Результаты поиска

2.4 Анализ результатов поиска

3. Разработка АСУТП

3.1 Описание структуры проектируемой АСУТП

3.2 Микропроцессорный измерительно-вычислительный комплекс ADVANT OCS

3.3 Автоматическая установка пожаротушения

3.4 Синтез системы регулирования давления на НПС

3.5 Система автоматического регулирования давления

3.6 Принцип работы САРД

3.7 Анализ возможности разработки и внедрения системы автоматического регулирования давления в нефтепроводе с помощью регулируемого электропривода

4. Расчет коэффициентов передаточной функции по переходной кривой

4.1 Определение параметров моделей объекта методом «площадей Симою» по переходной кривой

4.2 Выбор законов регулирования и расчет коэффициентов регулятора

4.3 Моделирование в VisSim 3.0

4.4 Построение имитационных моделей

5. Охрана труда и техника безопасности

5.1 Характеристика нефтеперекачивающей станции «Калейкино»

5.2 Анализ производственных опасностей и вредностей

5.3 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

5.4 Расчёт вентиляции в помещении перекачивающей насосной станции

6. Технико-экономическая эффективность от внедрения частотно-регулируемого электропривода на НПС «Калейкино»

6.1 Техническая характеристика частотно-регулируемого привода

6.2 Методика расчета экономического эффекта

6.3 Расчет единовременных затрат

6.4 Расчет эксплуатационных затрат

6.5 Расчет экономического эффекта

Заключение

Список использованных источников

Приложение А. Перечень демонстрационных листов

Введение

Топливно-энергетический комплекс России представляет совокупность энергетических систем: газо-, угле-, нефтеснабжения, нефтепродуктообеспечения, электроэнергетики и др. Каждая из этих систем состоит из взаимосвязанных отдельных технологических процессов, управляемых и контролируемых человеком и предназначенных для транспорта, хранения, перевалки и распределения среди потребителей соответствующих энергоресурсов: нефти, нефтепродуктов, газа, угля, электроэнергии и т.д.

Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта нефти от мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы и экспорт. Магистральные трубопроводы, обеспечивая энергетическую безопасность страны, в то же время позволяют разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.

Трубопроводный транспорт нефти имеет ряд преимуществ по сравнению с водным и железнодорожным транспортом: минимальная дальность транспортировки, ритмичность работы поставщиков и потребителей, наименьшие потери нефти, наибольшая автоматизация технологических процессов.

Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно увеличивается, осуществляется модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязкой и застывающей нефти, сооружения и ремонта объектов магистральных трубопроводов.

Эффективное и рациональное использование электрической энергии является актуальной проблемой. Одним из важнейших и перспективных направлений современной электротехники является применение силовой преобразовательной техники для управления электроприводами переменного тока. Широкое внедрение мощных частотно-регулируемых электроприводов (ЧРП) в последние годы подтвердило их уникальные возможности как средства комплексного обеспечения задач автоматизации и энергосбережения. Наиболее эффективно использование ЧРП в электроприводе центробежных насосов, момент нагрузки которых связан с частотой вращения квадратичной зависимостью. Кроме снижения потребляемой мощности при регулировании производительности центробежных насосов, весьма значителен и ресурсосберегающий эффект, определяемый снижением утечек и нагрузок на элементы агрегата, исключением гидравлических ударов в системе. Для достижения наибольшей эффективности всех причисленных достоинств системы и плавного и безаварийного функционирования необходимо правильно подстроить работу системы контроля и регулирования частотно-регулируемого привода [1].

Цель данного дипломного проекта - разработка системы автоматического регулирования давления на основе частотно-регулируемого электропривода.

Задачами дипломного проекта являются:

- анализ технологического процесса и формирование требований по объему автоматизации;

- составление ФСА и структурной схемы;

- разработка структуры новой станционной системы автоматического регулирования давления на базе ЧРП;

- расчет параметров системы контроля и регулирования.

При работе над проектом были использованы материалы ОАО «СЗМН» РРНУ (Технологический регламент НПС № 3 «Калейкино», руководство оператора, РД. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения»).

1. Технологическое описание НПС «Калейкино»

1.1 Место и роль предприятия для экономики России

давление нефтепровод электропривод насосный

Развитие экономики России невозможно без обеспечения отечественной нефтеперерабатывающей промышленности нефтью для производства нефтепродуктов и сырья для нефтехимической промышленности, без экспорта нефти для получения валюты и закупки зарубежного оборудования, материалов и технологий. Наиболее дешевым и надежным видом транспорта нефти являются магистральные нефтепроводы. С разработкой нефтяных месторождений Восточной Сибири и Крайнего Севера, началом освоения шельфа и морских месторождений происходит дальнейшее удаление мест переработки от мест добычи и рост затрат на транспортировку углеводородов. В этих условиях трубопроводный транспорт становится важнейшим элементом топливно-энергетического комплекса страны, обеспечивающим снижение издержек и повышение прибыльности добычи нефти для нефтегазодобывающих компаний.

Для надежного снабжения народного хозяйства нефтью необходимо, чтобы средства транспорта и хранения соответствовали уровню добычи и переработки, экспортным потребностям и перспективам развития.

Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 218,9 тыс. км. По системе магистральных нефтепроводов транспортируется 93% добываемой нефти, в общем объеме грузооборота доля нефти доходит до 40,3% [2].

Открытое Акционерное Общество (ОАО) «АК «Транснефть», в которую входит ОАО «Северо-западные магистральные нефтепроводы», является государственным предприятием, 100% ее уставного капитала принадлежит государству. «Транснефть» - это монополист в системе транспортировки нефти.

«Северо-западные магистральные нефтепроводы» являются третьими по объемам производства среди подразделений ОАО «АК «Транснефть». Объекты ОАО «СЗМН» расположены на территориях Свердловской, Пермской, Самарской, Ульяновской, Кировской областей, Удмуртии, Чувашии, Татарстана, Башкортостана и Марий Эл. В общей сложности в ведении «СЗМН» находятся 6 тысяч км нефтепроводов, из которых более трети проложены по территории республики Татарстан, что существенным образом влияет на поддержание социально-экономической стабильности в этом регионе.

Сегодня ОАО «Северо-Западные Магистральные Нефтепроводы» - это стратегически важный участок перекачки нефти с месторождений Поволжья, Урала и Сибири на запад. Всего за пятьдесят четыре года существования предприятия введено в эксплуатацию более 10570 км нефтепроводов, перекачено около 6 миллиардов тонн нефти.

Сфера деятельности ОАО «СЗМН» достаточно обширна. Это транспорт и хранение нефти; капитальный ремонт нефтепроводов; проектирование объектов трубопроводного транспорта; осуществление промышленного и гражданского строительства; изготовление, обслуживание, ремонт, наладка и испытание оборудования магистральных нефтепроводов; внешнеэкономическая деятельность; коммерческая деятельность; обеспечение эксплуатации, ремонта и строительства объектов трубопроводного транспорта собственным автотранспортом и спецтехникой; организация и выполнение работ по обеспечению охраны труда и окружающей среды. Все эти направления обусловлены главной для всех дочерних предприятий «Транснефти» задачей - оказание транспортных услуг производителям нефти, обеспечение надежной и безопасной работы обслуживаемых магистральных нефтепроводов.

За последние пять лет существенно изменилась динамика основных показателей деятельности ОАО «СЗМН». Наблюдается их устойчивый рост. Так, объем перекачки достиг почти 170 млн. т., грузооборот превысил 120 млрд. ткм. В 2002 году по комплексной программе диагностики, технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов ОАО «СЗМН» была выполнена диагностика нефтепроводов протяженностью более 1,5 тыс. км и 38 резервуаров, заменены более 71 км труб и изоляция на 52 км нефтепроводов, устранены дефекты линейной части, реконструировано 8,6 км подводных переходов магистральных нефтепроводов. За последние два года проведена реконструкция 19 систем автоматики нефтеперекачивающих станций (НПС).

1.2 Назначение, место технологического объекта в структуре предприятия

Нефтеперекачивающая станция «Калейкино» введена в эксплуатацию в 1971 году, является структурным подразделением Ромашкинское РНУ ОАО «СЗМН» и представляет собой комплекс сооружений и устройств для приема, накопления и перекачки нефти из емкости в магистральный нефтепровод «Альметьевск - Горький». Диаметр нефтепровода составляет 1020 мм. Проект НПС разработан Институтом Гипротрубопровод г. Москва.

В состав НПС «Калейкино» входят:

- резервуарный парк;

- подпорная насосная;

- насосная станция с магистральными насосными агрегатами и системой смазки, охлаждения и откачки утечек;

- технологические трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой;

- узлы регулирования давления;

- узлы с предохранительными устройствами;

- коммерческий узел учета;

- технологические трубопроводы;

- системы автоматики, телемеханики, автоматизированные системы управления (АСУ), связи;

- системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, электроснабжения;

- производственно - бытовые здания и сооружения.

1.3 Технологический процесс работы НПС

НПС «Калейкино» занимается перекачкой товарной нефти, при этом возможно два режима перекачки:

- режим с подключенной емкостью;

- режим раздельной перекачки.

Принципиальная технологическая схема изображена на рисунке 1.

При режиме с подключенной емкостью резервуар подключен и на прием и на откачку, таким образом, часть потока непосредственно из трубопровода идет на вход подпорной насосной станции, а излишек попадает в резервуар.

При режиме раздельной перекачки нефть собирается в резервуары, подключенные на прием, а откачка производится из других, ранее заполненных резервуаров.

Тюменская нефть, с содержанием серы 1,15%, из нефтепровода УБКУА диаметром 1020, пройдя приемную гребенку, поступает в подключенные резервуары через приемные задвижка.

Далее нефть из резервуаров, подключенных на откачку, через выходные задвижки, поступает в камере фильтров, пройдя камеру фильтров, под статическим давлением поступает на вход подпорных насосных агрегатов.

Смесь нефти от ОАО «Татнефть» и ОАО «Башнефть» с содержанием серы 3,60% поступает в подключенные резервуары через приемные задвижки. Далее нефть из резервуаров, подключенных на откачку, через коллектор третьего ряда, попадает в камере фильтров, под статическим давлением поступает на вход одного из работающих подпорных насосных агрегатов.

Смесь девонской и удмуртской нефти с содержанием серы 2,30% из резервуарного парка «Дружба-1» через камеру фильтров, также под статическим давлением поступает на вход подпорного насосного агрегата.

В камере фильтров происходит механическая очистка нефти.

Подпорные насосы соединены между собой параллельно (по этой схеме давление подпорных насосов держится на постоянном уровне, а производительность меняется в зависимости от количества работающих насосов). Подпорные насосные агрегаты создают давление подпора, необходимое для того, чтобы основной насос не работал в кавитационном режиме.

Между подпорной и основной насосными станциями находятся коммерческий узел учета нефти, где производится учет количества и определяется качество откачиваемой нефти, и трубопоршневая установка, которая используется для поверки узла учета нефти.

Нефть, пройдя узел учета, под давлением 5,5 кгс/см² поступает на вход первого по ходу магистрального насосного агрегата (МНА). Основные магистральные насосные агрегаты соединены между собой последовательно. Магистральные насосы повышают давление перекачиваемой нефти до значения 44-47 кгс/см².

Для поддержания давления на определенном уровне на выходе основной насосной имеется регулятор давления (дроссельная заслонка).

После заслонки нефть поступает в магистральный нефтепровод «Горький-3» Ш 1020.

На выходе с НПС смонтирована камера пуска скребка, предназначенная для запуска очистных устройств по нефтепроводу «Горький-3», для очистки внутренней полости магистрального нефтепровода от парафина и механических примесей.

Прием и откачка нефти производится по утвержденным технологическим картам и режимам, которые приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Карта уставок основного и вспомогательного оборудования НПС «Калейкино»

Наименование	Уставка	Выдержка, с
Общестанционная защита
Давление входе станции, кгс/см2
Минимальное для запуска агрегата	3,5	10
1-ая ступень (аварийное отключение)	3,5	5
2-ая ступень (аварийное отключение)	3,1	10
Давление на выходе МНА до регулирующих заслонок, кгс/см2
Испытательное	80	нет
Рабочее	64	нет
1-ая ступень (аварийное отключение)	67,4	нет
2-ая ступень (аварийное отключение)	69,9	нет
Давление выхода подпорного агрегата, кгс/см2
Рабочее	7,7	нет
Загазованность, %
Аварийная загазованность НПС	30	нет
Повышенная загазованность НПС	20	нет
Уровни в емкостях сбора утечек, мм
ЕП-40 (V = 1 м3)	56	нет
ЕП-40 (V = 25 м3)	77	нет
Уровень масла в маслобаках, см от крышки бака
Аварийный максимальный уровень масла в маслобаке № 1	5	нет
Аварийный максимальный уровень масла в маслобаке № 2	5	нет
Агрегатные защиты магистрального насосного агрегата
Максимальная температура, оС
Подшипников	80	нет
Корпуса насоса	50	нет
Электродвигателя	80	нет
Давление масла на подшипниках, кгс/см2
Норма	0,8	нет
Минимум	0,5	5
Вибрация, мкм
Повышенная	7,1	нет
Аварийная	11,2	нет
Изменение состояния задвижек	-	10
Не выполнения программы пуска или останова	-	10
Отсутствие напряжения в схеме автоматики	-	4
Допустимый ток электродвигателя, А	448	5

Основной частью перекачивающей насосной является насосный агрегат. Насосный агрегат состоит из центробежного насоса, приводимого во вращение электродвигателем. Рабочий орган центробежного насоса - рабочее колесо устанавливается в кольцеобразной камере переменного сечения. На валу рабочего колеса посажены криволинейные лопатки, которые при вращении насоса увлекают жидкость, заполняющую корпус насоса, и под действием центробежной силы выбрасывают ее по постепенно расширяющейся спиралевидной камере корпуса насоса в напорный патрубок.

Вследствие постоянного выбрасывания жидкости во вращающемся потоке от центра колеса насоса в этой зоне может создаться разрежение, которое непрерывно пополняется из технологического трубопровода за счет внешнего давления на приеме насоса. При снижении внешнего давления в зоне разрежения могут возникнуть пузырьки газо-воздушной смеси. Возникающие полости, заполненные парами жидкости и выделяющимся из нее воздухом, располагаются на границах соприкосновения с металлом колеса. При конденсации пара эти пузырьки лопаются, и в полость с большой скоростью поступает жидкость, создавая очень большие местные давления, приводящие к коротким интенсивным ударам (кавитации). Под действием кавитации возникает вибрация агрегата, разрушается поверхность металла. Для предотвращения кавитации на приеме насоса надо иметь некоторое избыточное давление, называемое кавитационным запасом.

Для привода насоса обычно используются электродвигатели синхронные или асинхронные. Электродвигатель насосного агрегата имеет значительную мощность, измеряемую тысячами киловатт. К обмоткам электродвигателя подводится ток высокого напряжения 6000 или 10000 В. Чтобы избежать установки промежуточных муфт, насос и приводящий его в движение электродвигатель конструируют с одинаковой частотой вращения 3000 оборотов в минуту.

На перекачивающей насосной станции обычно устанавливается четыре насосных агрегата: три из них являются рабочими, а один - резервным. Резервный агрегат может быть включен в работу при неисправности любого из рабочих агрегатов. МНА соединяются, как правило, последовательно. Жидкость с выхода первого по потоку насоса поступает на прием второго насоса и т.д. При этом одинаковый поток жидкости проходит через все насосы, т.е. они работают с одной подачей. Каждый насос увеличивает энергию потока (давление в нем), как бы добавляет к энергии, поступающей в насос жидкости, добавочную порцию. Поскольку при последовательной работе все насосы работают при одной подаче, развиваемое ими давление равномерно распределяется между всеми насосами. Поэтому при изменении давления насосной станции перераспределение напоров происходит равномерно между всеми насосами.

Для работы центробежных насосов, необходимо определенное давление на приеме насоса для предотвращения возникновения зон пониженного давления при больших скоростях движения жидкости в корпусе насоса. Значение необходимого давления на приеме (кавитационного запаса) зависит от размеров и конструкции насоса и достигает для нефтяных насосов при большой подаче до 90 м столба жидкости. Для создания такого давления применяют специальные подпорные насосы. В отличие от насосов, применяемых в магистральных насосных, подпорные насосы более тихоходные и имеют небольшой кавитационный запас. Подпорные насосы, как правило, запускаются на открытые задвижки.

Для обеспечения необходимого кавитационного запаса для подпорных насосов их необходимо устанавливать ниже минимального уровня в резервуарах. При этом требуется значительное заглубление здания подпорной насосной.

МНА обладает следующими техническими характеристиками:

- тип - НМ - 7000 - 210;

- материал - сталь;

- производительность - 7000 м³/ч;

- напор - 210 м;

- КПД - 89%;

- тип электропривода - СТД - 4000;

- мощность - 4000 кВт/ч;

- частота оборотов - 3000 об/мин;

- КПД - 96,76%.

Подпорная насосная.

Подпорная насосная сооружена на НПС «Калейкино» для обеспечения требуемого подпора к магистральным насосам и оснащена тремя подпорными насосами производительностью 3600 мі каждый.

Смазка подшипников насосных агрегатов принята кольцевая, индивидуальная. Охлаждение масла в подшипниках подпорных насосных предусматривается перекачиваемой нефтью с помощью холодильников, встроенных в масляные ванны подшипников.

Подшипники электродвигателей специального охлаждения не требуют. Подпорные насосные агрегаты обвязываются следующими трубопроводами:

- трубопроводами удаления паров нефти;

- трубопроводами отвода утечек;

- трубопроводами дренажа корпуса насосов.

Отвод паров нефти осуществляется через огневой предохранитель в атмосферу. Отвод утечек из торцевых уплотнений предусматривается в резервуар емкостью 40 мі, расположенный при насосной. Из резервуара утечки направляются насосом АХП 45/31 либо на прием в магистральную насосную, либо в резервуарный парк.

Щиты автоматики подпорных насосов и системы вентиляции устанавливаются в блочном помещении электрощитовой, расположенной в 20 м от насосных агрегатов. При этом в операторную перекачивающей насосной и в местном диспетчерском пункте (МДП) ретранслируются только общие сигналы, характеризующие работу подпорных насосных агрегатов и вспомогательного оборудования.

Подпорный насосный агрегат обладает следующими техническими характеристиками:

- тип - НМ - 3600 - 78;

- материал - чугун;

- производительность - 3600 м³/ч;

- напор - 78 м;

- КПД - 83 %;

- тип электропривода - ДС-118-44-6;

- мощность - 800 кВт/ч;

- частота оборотов - 1000 об/мин;

- КПД - 95,76 %.

Служит для сбора утечек нефти с МНА и состоит из насосов откачки утечек типа АХП 45/31 и емкости сбора утечек объемом 40 м³.

Утечки нефти с торцовых уплотнений насосов поступают в емкости сбора утечек ЕП-40.

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.

Предназначена для принудительной смазки подшипников качения и скольжения насосов и электродвигателей.

В качестве смазки подшипников применяется турбинное масло Т-22 или Т-30 (использование масла ТП-22С согласовывается с заводом изготовителем).

Техническая характеристика масла, применяемого в системе маслосмазки, должна соответствовать требованиям ГОСТ-32-74.

Система смазки магистральных насосных агрегатов состоит из рабочего и резервного масляного насосов, оборудованных фильтрами очистки масла, рабочего и резервного маслобаков, аккумулирующего маслобака и маслоохладителей.

Масло с основного маслобака забирается работающим маслонасосом типа НШ 40-6-18/4, проходит через маслофильтр и подается на маслоохладители, откуда поступает в аккумулирующий бак, расположенный на высоте 6..8 м от уровня пола насосной. С аккумулирующего бака масло подается к подшипникам насосного агрегата и далее возвращается в маслобак. Рабочая температура масла в общем коллекторе перед поступлением на магистральные насосные агрегаты должна находится в интервале от +35 до +55^оС, при превышении температуры масла на выходе из маслоохладителя более +55^оС, автоматически включаются дополнительные вентиляторы обдува. При низкой температуре масла допускается работа маслосистемы, минуя маслоохладители.

Давление масла перед подшипниками насоса и электродвигателя устанавливается не более 0,08 МПа и не менее 0,05 МПа. Регулирование подачи масла к каждому подшипнику осуществляется с помощью подбора дроссельных шайб, устанавливаемых на подводящих маслопроводах.

Возмущение, возникающее на одном участке нефтепровода, передается последовательно другим участкам

К источникам возмущения можно отнести включение или отключение насосных агрегатов, появление или прекращение попутного сброса или подкачки. Наиболее сильный источник возмущения в нефтепроводе, которое сопровождается максимальными перегрузками, - внезапное отключение всех агрегатов работающей насосной станции.

В зависимости от характера возмущения и возникающих при этом перегрузок применяются различные методы борьбы с возмущениями. Например, при отключении агрегата на одной из насосных станций возникает возмущение, которое, распространяясь по трубопроводу, приводит к понижению давления на входе последующей станции и к повышению давления на выходе предыдущей станции. Для устранения подобных возмущений на насосных станциях магистральных нефтепроводов устанавливают систему автоматического регулирования давления (САРД).

Если произошло отключение всей насосной станции, резко уменьшается расход станции и закрывается обратный клапан, установленный на коллекторе насосной станции. Движение нефти через остановившуюся станцию прекращается.

При этом давление на входе насосной станции быстро нарастает, а на выходе понижается по мере снижения частоты вращения рабочих колес, отключенных насосов. Такое увеличение давления на входе насосной станции вызывает возникновение крутой гидравлической волны, которая начинает распространяться со скоростью звука в направлении предыдущей станции. В направлении последующей станции с той же скоростью распространяется волна понижения давления. Величина этих возмущений столь значительна, что система регулирования давления не может с ними справиться. Для этой цели на магистральных нефтепроводах устанавливают систему защиты трубопровода от повышения давления при переходных режимах его работы [3].

На магистральных нефтепроводах при их полной загрузке практически не имеется никаких запасов ни для увеличения давления на выходе, ни для уменьшения давления на приеме; давление в начале участка поддерживается на постоянном значении, равном предельно допустимому рабочему давлению, а в конце участка - равном минимально допустимому. Поэтому для обеспечения возможности непрерывной и безопасной работы магистральных нефтепроводов необходимо плавное ограничение давлений на приеме и выходе насосных станций. Так как снижение давления на выходе и повышение давления на приеме приводят к уменьшению пропускной способности магистрального трубопровода, применение ограничений давлений на станциях, работающих в режиме «из насоса в насос», оказывается в большинстве случаев необходимым.

На нефтепроводах, работающих по схеме «из насоса в насос», параметры работы данной станции зависят от состояния всех насосных станций рассматриваемого участка.

В зависимости от числа работавших агрегатов на всем участке, его протяженности и диаметра снижение пропускной способности будет различным и может достигать 20-30% от первоначальной. Плавное ограничение давлений на НПС «Калейкино» происходит дросселированием потока.

Для большей гибкости обеспечения ремонтов, в схему включены две параллельно установленные заслонки, работающие совместно.

По технологической схеме нефть из трубопровода поступает в фильтры-грязеуловители, которые удерживают остатки от строительного мусора, грунта, камней. На рассматриваемой НПС используются фильтры-грязеуловители диаметром 700 мм. Фильтрующая сетка изготовлена из просечно-вытяжной стали. На каждом фильтре-грязеуловителе измеряется перепад давления. По максимальному дифференциальному давлению объект отсекается и подвергается чистке.

1.4 Система автоматического управления НПС

Агрегатные защиты МНА должны обеспечивать его безаварийную эксплуатацию и отключение при выходе контролируемых параметров за установленные пределы. Автоматическое закрытие агрегатных задвижек МНА при срабатывании агрегатных защит должно производиться только для защит: «Аварийные утечки нефти через торцевые уплотнения», «Аварийное осевое смещение ротора насоса» и «Отключение агрегата кнопкой стоп по месту».

Стационарным режимом работы МНА является установившийся режим работы агрегата после 30 секунд с момента включения агрегата и до его отключения.

В зависимости от контролируемого параметра, по которому происходит срабатывание защиты система, должна осуществлять:

- одновременное отключение всех работающих МНА;

- поочередное отключение всех работающих МНА, с выдержкой времени, начиная с первого по потоку нефти;

- отключение одного (первого по потоку нефти).

Алгоритм одновременного отключения МНА предусматривает одновременную подачу команд на отключение работающих МНА.

Алгоритм поочередного отключения МНА предусматривает последовательное отключение МНА, начиная с первого по ходу нефти. Общее время для поочередного отключения всех МНА НПС составляет 5 секунд.

Для защиты МНА по давлению (минимальное на входе, максимальное на выходе) применяются две ступени защиты: защита по предельному давлению и защита по аварийному давлению. Каждая ступень защиты выполнена самостоятельным контуром, включающим индивидуальный датчик.

Предельная защита должна обеспечивать отключение одного (первого по потоку) насосного агрегата. При сохранении предельного давления в течении 10 секунд осуществляется отключение следующего по потоку агрегата.

Аварийные защиты предусматривают поочередное отключение всех работающих МНА.

Срабатывание защит по предельным и аварийным минимальным давлениям на входе МНА должны осуществляться с выдержкой времени, предотвращающей случайные срабатывания (в том числе при прохождении воздушных пробок), но не более 10 секунд.

Контроль соответствия текущих значений технологических параметров допускаемым значениям выполняется для всех измеряемых параметров, обеспечивающих безопасную эксплуатацию технологического оборудования.

Отклонения параметров режима работы нефтепровода и оборудования НПС от нормативных значений, изменения состояния оборудования НПС, срабатывание защит должно сопровождаться звуковой и визуальной сигнализацией в операторной, МДП и районного диспетчерского пункта (РДП).

Функции управления предусматривают пуск и остановку МНА. Управление МНА необходимо реализовать в следующих режимах:

- дистанционный из РДП;

- программный из операторной;

- автоматический резервный;

- ремонтный;

- испытательный;

- кнопочный.

Испытательный режим предназначен для проверки алгоритмов работы программных модулей, автоматических защит без воздействия на высоковольтный включатель насосных агрегатов.

Команда аварийного отключения насосных агрегатов от агрегатной кнопки «Стоп» выполняется во всех режимах управления агрегатов, в том числе при отказе системы автоматизации.

В системе автоматизации реализованы следующие программы пуска МНА:

- на открытую выходную задвижку;

- на закрытую выходную задвижку.

Включение электродвигателя насосного агрегата во всех режимах управления для всех программ пуска осуществляется только при условии полного открытия входной задвижки агрегата.

Для любого режима исключен пуск и работа агрегата, если не включены или отсутствует связь с системами, обеспечивающими автоматическую защиту агрегата.

Программа автоматического отключения МНА предусматривает остановку электродвигателя, а также закрытие задвижек агрегата. Закрытие агрегатных задвижек и отключение индивидуальных вспомогательных систем производится только после подтверждения остановки агрегата.

Средства автоматического регулирования давления МНА предусмотрено для ограничения давления на приеме МНА не ниже допустимого значения по условиям кавитации МНА, а также для ограничения давления на выходе не выше допустимого значения.

Система должна обеспечить следующие требования и функции:

- быстродействие исполнительных механизмов (время полного перемещения в сторону закрытия) в автоматическом режиме регулирования давления способом дросселирования при максимальной пропускной способности нефтепровода принимается не более 40 секунд.

- плавное протекание переходных процессов, особенно пусков и остановок, без динамических и ударных явлений в электродвигателе, насосных установках и трубопроводных системах;

- увеличение надежности работы и срока службы оборудования;

- реализацию функций релейного и/или ПИД-регулятора, контроля, управления и защиты в составе автоматизированных систем управления (АСУ) и систем автоматического регулирования (САР) давления;

- автоматическое и дистанционное управление приводами исполнительных устройств;

- измерения параметров (давление, расход, температура и т.п.) от датчиков или преобразователей, расположенных во взрывоопасных зонах.

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

В данном дипломном проекте рассматривается вопрос о замене САРД, по принципу дросселирования потока, на систему, основанную на частотном преобразователе (ЧП).

Современные преобразователи частоты состоят из трех основных частей: выпрямитель, звено постоянного тока и инвертор. Наиболее сложной и основной преобразующей частью является автономный инвертор. Инвертор может быть выполнен как звено, обеспечивающее постоянное напряжение (АИН), или как звено, обеспечивающее постоянный ток (АИТ). В данной работе рассмотрен метод АИН многоуровневого типа исполнения (multi-level).

2.2 Регламент поиска

Патентный поиск проводился с использованием сайта ФИПС по источникам патентной документации Российской Федерации и сайта Google по источникам патентной документации Соединенных Штатов Америки.

Глубина поиска пять лет (2007-2011 гг.). Поиск проводился по индексам международной патентной классификации:

- H02М 7/527 - «Устройства для необратимого преобразование энергии постоянного тока на входе, в энергию переменного тока на выходе, с помощью статических преобразователей, выполненных только на полупроводниковых приборах, с управляющим электродом, с синусоидальной формой выходного напряжения, и с автоматическим управлением формой или частотой выходного сигнала, путем широтно-импульсной модуляции»;

- H02M 5/40 - «Преобразование энергии переменного тока на входе в энергию переменного тока на выходе для изменения напряжения, частоты или числа фаз с промежуточным преобразованием в постоянный ток».

При этом использовались следующие источники патентной информации:

- полные описания к патентам Российской Федерации и США;

- документы справочно-поискового аппарата;

- официальный бюллетень Российского Агентства и по патентам и товарным знакам «Изобретения»;

- официальный бюллетень комитета Агентства США по патентам и товарным знакам «Изобретения».

2.3 Результаты поиска

Результаты патентного поиска приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Результаты патентного поиска

Страна	Индекс МПК	Номера просмотренных патентов	Выявленные аналоги
Россия	H02М 7/527	2289191-2412459	№ 2393619 «Многоуровневый автономный инвертор напряжения» № 2411627 «Многоуровневый автономный инвертор напряжения»
США	H02M 5/40	US 7626835 - US 8159840	US 8159840 «Многоуровневый инвертор»

2.4 Анализ результатов поиска

Рассмотрим более подробно аналоги, перечисленные в таблице 2.1.

Многоуровневый АИН (патент России № 2393619) содержит два модуля, каждый из которых состоит из n последовательно соединенных одноименными выводами ключей, каждый из которых образован встречно-параллельным соединением вентиля с полным управлением и диода, указанные модули образованы таким образом, что начальный и конечный выводы ключей первого модуля являются разноименными по отношению соответственно к начальному и конечному выводам ключей второго модуля, а точка соединения начальных выводов и точка соединения конечных выводов двух модулей служат для подсоединения нагрузки.

Изобретение по патенту России № 2411627 относится к электротехнике и может применяться в преобразователях частоты и напряжения, например, для электропривода. Многоуровневый АИН содержит звено постоянного тока с многообмоточным силовым трансформатором, блок выпрямителей и последовательно соединенные конденсаторы; вентильные секции с двумя плечами, мостовой выпрямитель. Каждое плечо содержит последовательно соединенные ключи с обратными диодами и попарно соединенные между собой блокирующие диоды. За счет введенного мостового выпрямителя и новых схем соединения обратных диодов и мостового выпрямителя достигается технический результат - снижаются потери мощности, и повышается к.п.д. устройства.

Многоуровневый АИН (патент США US 8159840) содержит блок преобразования; источник питания; пленочные конденсаторы, для стабилизации постоянного тока, преобразуемого преобразователем; инвертор, преобразующий выпрямленный постоянный ток в трехфазный; датчик выходного тока и напряжения; силовые ячейки; контроллер генерации широтно-импульсной модуляции (ШИМ) для управления напряжением и частотой выходного сигнала.

Патентные исследования показали, что на сегодняшний день существует достаточно большое количество изобретений многоуровневых АИН, разнообразных по своему устройству и имеющих достоинства и недостатки. Таким образом, большое количество найденных при поиске аналогов подтвердило широкое развитие данного направления в области построения инверторов ЧП и целесообразность применения инвертора для ЧП по технологии многоуровневого типа исполнения для управления МНА.

3. Разработка АСУТП

3.1 Описание структуры проектируемой АСУТП

АСУТП - автоматизированная система управления технологическими процессами - как правило, иерархически организованная двух- или трехуровневая система. Структурно и функционально разрабатываемая система управления делится на два уровня.

К задачам первого (нижнего) уровня относится:

- сбор информации об измеряемых технологических параметрах процесса;

- выработка управляющих воздействий на технологический процесс с целью поддержания технологических параметров на заданных значениях или изменения их по определенным законам;

- сигнализация о выходе их за заданные пределы;

- блокировка ошибочных действий персонала и управляющих устройств;

- противоаварийная защита (ПАЗ) процесса по факту аварийных событий [4].

Задачи первого уровня реализуются датчиками, исполнительными устройствами и программируемым логическим контроллером, принимающим и обрабатывающим информацию с датчиков и выдающим управляющие сигналы исполнительным механизмам для регулирования параметров технологического процесса. Также контроллер выполняет функцию обмена информацией с электронно-вычислительных машин (ЭВМ).

Второй уровень - автоматизированные рабочие станции. Они предназначены для отображения хода технологического процесса и управления им (включение и выключение, переход в ручное управление), архивирования информации и генерации отчетов.

С учетом требований предъявляемых проектируемой АСУТП была разработана трехуровневая функциональная схема автоматизации с автономной системой штатного контроля и управления и системой ПАЗ.

Спецификация технических средств автоматизации, обозначенных на ФСА, приведена в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Перечень КИПиА к функциональной схеме автоматизации

Обозначение позиции	Наименование	Количество
1,18	Пост управления кнопочный	1
2	Пост управления взрывозащищенный кнопочный 2ExemIICT4	2
2, 6, 9	Манометр МП4-Уc	3
4, 9, 12, 14, 15, 16	Датчик давления Rosemount 3051ТG 1ExiadIICT4X	6
6, 10, 13	Манометр электроконтактный взрывозащищенный ДМ 2005сг 2ExemIICT4	3
5	Уровнемер OMЮВ 05-1 II2GEExdIIBT5	1
3,17	Пускатель электромагнитный	2
19,21,22,23, 24,25	Извещатель пламени Диабаз-БМ 1ExdIIBT4X	7

Список противоаварийные защит, обозначенных на ФСА, приведен в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Перечень ПАЗ к функциональной схеме автоматизации

Номер позиции защиты	Условие срабатывания	Действие защиты
1	Уровень в приямке L = 200 мм выше дна	Закрытие станционных задвижек, остановка станции
2	Давление на входе НПС P = 0,35 МПа;	Отключение агрегата первого по ходу нефти
	Давление на входе НПС P = 0,31МПа	Остановка станции
3	Давление на входе НПС P = 6,74 МПа;	Отключение агрегата первого по ходу нефти
	Давление на входе НПС P = 6,99 МПа	Остановка станции
4	Пожар в насосной, либо в маслоблоке	Остановка станции

3.2 Микропроцессорный измерительно-вычислительный комплекс ADVANT OCS

Программно-аппаратный комплекс микропроцессорной системы автоматики (МПСА) разработан на базе свободно программируемых микропроцессорных контроллеров производства фирмы «АВВ», программного пакета iFIX компании «Intellution, Inc» и ОРС сервера Advant OPC Server For AF100 фирмы «АВВ» и обеспечивает:

- автоматизацию НПС «Калейкино»;

- работу системы автоматизации в составе АСУ АК «Транснефть»;

- повышения уровня надежности работы, живучести технологического оборудования и средств автоматизации;

- снижения трудозатрат на техническое обслуживание и ремонт.

Измерительно-вычислительный комплекс ADVANT OSC системы автоматики НПС "Калейкино" предназначен для автоматизированного контроля и управления в реальном масштабе времени основными и вспомогательными системами нефтеперекачивающей станции.

Комплекс обеспечивает централизованный контроль состояния объекта, сигнализацию отклонения параметров от нормы, дистанционное управление работой объекта, защиту (останов) технологического оборудования, формирование журнала аварийных и технологических сообщений, формирование и печать отчетных документов, ведение базы данных.

Диапазон рабочих температур:

- шкафов комплекса - от +5 до +45 ^оС при относительной влажности от 20 до 80%, без конденсации;

- панель вычислительных машин - от +5 до +40 ^оС при относительнойвлажности от 20 до 80%, без конденсации, концентрации пыли до 0,4 г/м³.

Напряжение питания - от 336 до 484 В трёхфазного переменного тока частотой 50/60 Гц (выбирается автоматически).

Потребляемая мощность комплекса - не более 15 кВт.

Масса комплекса - не более 1700 кг.

Средний срок эксплуатации - не менее 10 лет.

Комплекс состоит из следующих составных частей:

- шкаф центрального процессора (1 шт.);

- шкафы УСО (2 шт.);

- шкаф кроссовый (5 шт.);

- комплект АРМ и ПО оператора основной и резервный (1 шт.);

- комплект монтажный (1 шт.).

Микропроцессорная система автоматизации НПС «Калейкино» предназначена для защиты, контроля, управления и поддержания заданного режима перекачки нефти путем выполнения следующих задач:

- автоматического контроля технологических параметров и параметров состояния оборудования;

- автоматической защиты НПС по аварийным и предельным значениям контролируемых параметров и при отказах системы обеспечения;

- поддержания режима работы НПС в пределах нормативных условиях эксплуатации;

- управление запорной арматурой на технологических трубопроводах;

- программного управления и защиты магистральных насосных агрегатов;

- автоматического управления системы маслоснабжения;

- автоматического управления резервным фильтром при загрязнении работающего;

- автоматического управления системы откачки утечек;

- автоматического управления системы приточно-вытяжных вентиляторов;

- обнаружение отказов оборудования при его работе и переключении по результатам контроля выполнения команд;

- подготовка и передача информации в РДП;

- отображение и регистрации в операторной контролируемых технологических параметров и параметров состояния оборудования;

- документирование информации (архивацию событий нижнего уровня и действий оператора).

МПСА НПС «Калейкино» является централизованной системой построенной по трехуровневому иерархическому принципу.

Нижний уровень системы автоматизации выполняет функции сбора информации и передачу управляющих воздействий непосредственно к объектам управления. К нижнему уровню относятся:

- первичные средства измерения и датчики технологических параметров, устанавливаемые непосредственно на оборудовании;

- исполнительные механизмы;

- аппаратура управления и сигнализации, показывающие приборы, устанавливаемые по месту и на стойках контрольно-измерительных приборов и автоматизации.

Средний уровень системы является основным и обеспечивает прием информации от датчиков, обработку информации, решение прикладных задач по автоматизации НПС. Средний уровень системы строится на базе щитов управления и имеет в своем составе:

- щит центрального процессора - включает два контроллера (основной и резервный), обеспечивающих функцию горячего резервирования;

- два устройства связи с объектом (УСО) - включает в себя устройство ввода/вывода;

- коммуникационный контроллер ЭЛСИ-Т, обеспечивающий обмен данными с РДП по каналам телемеханики и связь со сторонними подсистемами;

- блок ручного управления, который обеспечивает управление НПС независимо от системы автоматизации.

Верхний уровень системы предназначен для отображения информации пользователю, архивирования данных системы и передачи управляющих воздействий оператора в систему автоматизации.

Для реализации верхним уровнем системы автоматизации поставленных задач используются две электронно-вычислительные машины (ЭВМ) АРМ оператора промышленного исполнения Р4-2800 (основной и резервный).

Основной частью системы автоматизации является центральный процессор среднего уровня системы, который обеспечивает автоматическое управление и контроль общестанционных и агрегатных защит. Зависание ЭВМ верхнего уровня, пропадания связи с центральным процессором среднего уровня или обесточивание ЭВМ не влияет на работу системы автоматизации.

3.3 Автоматическая установка пожаротушения

Система построена на базе контроллера К2000 фирмы «Синкросс». Комплекс технических средств (КТС) с переменным составом компонентов позволяет строить системы охранно-пожарной сигнализации и пожаротушения различных уровней сложности, видов и технологий и предназначен для:

- обнаружения пожара и несанкционированного проникновения;

- автоматического и дистанционного управления установками пожаротушения различных видов - аэрозольного, водяного и пенного, газового, порошкового и т.п., и различных технологий - подслойного, поверхностного, объемного, комбинированного и т.п., отдельно и в различных сочетаниях;

- выдачи извещений и служебной информации, в том числе по интерфейсу RS485, в аппаратуру верхнего иерархического уровня - АСУ, IBM PC, пульт централизованного наблюдения и т.п.;

- управления, контроля и защиты технологического оборудования.

КТС может применяться во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок.

КТС обеспечивает выполнение следующих функций:

- прием электрических сигналов от охранных, охранно-пожарных, пожарных извещателей, в том числе адресных и управление световой и звуковой сигнализацией;

- автоматический контроль КТС и пожарных шлейфов с индикацией и звуковой сигнализацией о возникшей неисправности (короткое замыкание, обрыв);

- преимущественную регистрацию и передачу во внешние цепи извещения о пожаре по отношению к другим сигналам, формируемым КТС;

- защиту органов управления КТС от несанкционированного доступа;

- автоматическое переключение электропитания с основного ввода на резервный и обратно с включением соответствующей индикации;

- программирование тактики формирования извещения о пожаре, сигналов пуска установки пожаротушения;

- прием электрических сигналов от датчиков контроля функционального состояния технических средств (положения, давления, уровня и т.п.);

- переключение автоматического управления на дистанционное (ручное) и обратно;

- индикацию о пуске установки пожаротушения с указанием направлений;

- сопряжение с другой аппаратурой, в т.ч. верхнего уровня (АВУ) по интерфейсу RS485: АСУ, устройствами телемеханики, IBM PC и т.д.

КТС также имеет возможность:

- подключения активных (энергопотребляющих) извещателей;

- отображения извещений и состояния КТС на дополнительном дисплее;

- автоматического контроля электрических цепей устройств - приборов, датчиков и т.п.), регистрирующих включение технических средств - пожарных насосов, насосов-дозаторов и т.п.;

- формирования сигналов управления другим оборудованием объекта - оповещения, эвакуации, дымогазоудаления и т.п.;

- подключения дополнительных исполнительных устройств (например пускателей подъемников, блокираторов дверей и т.п.).

3.4 Синтез системы регулирования давления на НПС

Необходимость регулирования давления на станции вызывается тем, что эти давления не остаются всё время постоянными.

Регулировать производительность НПС и давление на нагнетании и приёме можно при помощи следующих методов: изменение диаметров рабочих колёс насосов, изменение числа работающих насосов, установка обводных линий, дросселирование потока нефти, изменение частоты вращения насосов. Первые два метода позволяют регулировать давление и подачу нефти только дискретно, а также данные методы и установка обводной линии не позволяют создать защиту от угрозы кавитации, поэтому их применение ограничено.

Для быстрого и плавного изменения величины давления в настоящее время наибольшее распространение получил метод дросселирования потока. Но, несмотря на простоту и удобство этот метод неэкономичен.

3.5 Система автоматического регулирования давления

Микропроцессорная система автоматического регулирования давления САРД предназначена:

-для поддержания давления нефти на приеме НПС не ниже допустимых значений по условиям кавитации насосов и давления в магистральных нефтепроводах на выходе НПС;

- для исполнения регулировки работы запорной арматуры и установки допустимого значения по гидравлическому расчету линейной части нефтепровода методом дросселирования потока нефти на выходе НПС;

- для регулирования давления, в самом нефтепроводе, используются поворотные регулирующие заслонки.

В состав САРД входит следующее оборудование:

- Шкаф управления САР (ШУ);

- Шкаф щит станции управления (ЩСУ);

- два исполнительных электрических однооборотных механизма (МЭО);

- четыре датчика давления Rosemount 3051Т64А2В21АЕММ5-К05.

Система обеспечивает следующие режимы управления затворами:

- ручной. Управление осуществляется вручную при помощи ручных дублеров (ручных приводов), применяемых при наладочных работах или отсутствии питания двигателей механизмов;

- ручной-дистанционный. Управление осуществляется оператором вручную при помощи кнопок со шкаф САР;

- автоматический. Управление осуществляется без участия оператора при помощи контроллера со шкаф САР.

ШУ предназначено для контроля и регистрации параметров, обеспечения связи с верхним уровнем управления (автоматикой), управления регуляторами давления в автоматическом или ручном-дистанционном режиме, управления запорной арматурой с электроприводами ЭПЦ-4000 (далее - запорной арматурой) в ручном-дистанционном режиме.

ЩСУ предназначен для ввода и распределения электроэнергии, защиты отходящих линий от сверхтоков, местного и дистанционного управления асинхронными электродвигателями.

Механизмы, являющиеся основными частями регуляторов давления, предназначены для управления рабочими органами затворов (открытия/закрытия) по сигналам ШУ.

Датчики давления предназначены для непрерывного преобразования измеряемого избыточного давления нефти на приеме, выходе (после узла регулирования), в коллекторе НПС в аналоговый выходной сигнал постоянного тока от 4 до 20 мА. На приеме измерение давления осуществляется двумя датчиками («грубо», «точно»).

Специалисты по автоматизации предприятий во многих странах сегодня придерживаются общепринятой пятиуровневой структуры при построении автоматизированных систем управления производством. Первые три уровня из этой структуры реализуют автоматизированную систему управления технологическими процессами.

Микропроцессорная система автоматического регулирования давления представляет собой трехуровневую структуру:

- нижний уровень:

- средний уровень;

- верхний уровень.

Нижний уровень САРД включает в себя датчики и вторичные преобразователи, обеспечивающие формирование входных электрических аналоговых и дискретных сигналов САРД и исполнительные механизмы (электроприводы).

В подсистему нижнего уровня входит также блок ручного управления (БРУ), устанавливаемый в шкафу САРД, который находится в операторной НПС и обеспечивающий сигнализацию и непосредственное управление исполнительными механизмами в случае потери работоспособности САРД.

Средний уровень САРД включает в себя программируемый логический контроллер, работающий в локальной вычислительной сети Modbus.