Автоматизация нефтеперекачивающей станции "Субханкулово" нефтепровода НКК

Размещено на http://www.allbest.ru

СОДЕРЖАНИЕ

Определения, обозначения и сокращения

Введение

1. Общие сведения о НПС «Субханкулово»

1.1 Характеристика НПС «Субханкулово»

1.2 Описание технологического процесса

1.3 Анализ технологического процесса как объекта автоматизации

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

2.2 Регламент поиска

2.3 Результаты поиска

2.4 Анализ результатов поиска

3. Автоматизация нефтеперекачивающей станции

3.1 Назначение и структура системы автоматизации

3.2 Состав микропроцессорной системы автоматизации

3.3 Функциональная схема автоматизации агрегата

3.4 Анализ средств измерения уровня вибрации

3.5 Обзор систем виброконтроля

4. Разработка программы управления МНА с применением алгоритмов защит по вибрации и осевому сдвигу

4.1 Программное обеспечение АРМ оператора

4.3 Разработка программы управления МНА

5. Охрана труда и техника безопасности

5.1 Анализ производственных опасностей

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

5.3 Расчет установки пенного тушения и пожарного водоснабжения

6 Оценка экономической эффективности проекта внедрения системы виброконтроля магистрального насосного агрегата

6.1 Экономическая характеристика ОАО «Уралсибнефтепровод»

6.2 Краткая характеристика объекта исследования

6.3 Методика расчета экономической эффективности проекта

6.4 Расчет экономической эффективности проекта

Заключение

Список использованных источников

Приложение А. Перечень демонстрационных листов

Приложение Б. Листинг программы управления МНА



ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

НПС МДП ПЛК МНА ЛПДС ФГУ ССВД СОД САРД СТД КПД СВКА СГАЭС АВР ПАЗ СА МПСА ТП КЦ АРМ УСО ТОУ ЗРУ УППС БРУ СЗУ ФНЧ ЦПУ	- нефтеперекачивающая станция - местный диспетчерский пункт - программируемый логический контроллер - магистральным насосным агрегатом - линейная производственно-диспетчерская станция фильтр грязеуловитель - система сглаживания волн давления - средства очистки и дренажа - система автоматического регулирования давления - синхронный трехфазный двигатель - коэффициент полезного действия - система виброконтроля автоматическая - система газоаналитическая - автоматическое включения резерва - противоаварийная защита - система автоматизации - микропроцессорная система автоматизации - технологический процесс - контроллер центральный - автоматизированное рабочее место - устройство связи с объектом - технологический объект управления - защитное распределительное устройство - узел приема-пуска систем очистки и диагностики - блок ручного управления - согласующий зарядовый усилитель - фильтр нижних частот - центральные процессорные устройства



ВВЕДЕНИЕ

Нефтеперекачивающая станция (НПС) представляет собой сложный комплекс технологических объектов осуществляющих транспортировку нефти.

Автоматическое управление НПС - это функционирование объекта с автоматическим выбором такого технологического режима, при котором обеспечивается наибольшая производительность с наименьшими затратами энергетических ресурсов, экономия которых является актуальной проблемой.

Система автоматизации НПС предназначена для контроля, защиты и управления оборудованием НПС нефтепровода. Она должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима работы насосной станции и его изменение по командам с пульта оператора НПС и из вышестоящего уровня управления - местного диспетчерского пункта (МДП).

Целью данного дипломного проекта является усовершенствование существующей системы автоматики НПС.

Задачами дипломного проекта являются:

- изучение технологии перекачки нефти через промежуточную НПС;

- модернизация системы автоматики НПС на базе современных программируемых логических контроллеров (ПЛК) серии DCS 2000;

- выбор системы вибромониторинга соответствующей современным требованиям защит по вибрации;

- разработка программы управления магистральным насосным агрегатом (МНА) с применением алгоритмов защит по вибрации и осевому сдвигу.

При работе над проектом были использованы материалы ЗАО «Эмикон» и ОАО АК «Транснефть» (Технологический регламент НПС «Субханкулово»).



1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О НПС «СУБХАНКУЛОВО»

1.1 Характеристика НПС «Субханкулово»

Нефтеперекачивающая станция «Субханкулово» является структурным подразделением филиалов ОАО Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы (УСМН) и представляет комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по магистральному нефтепроводу Нижневартовск-Курган-Куйбышев (НКК). НПС введена в эксплуатацию 17 октября 1976 г. [1].

Магистральный нефтепровод Нижневартовск-Курган-Куйбышев является нефтепроводом западного направления в системе трубопроводов АК «Транснефть». Его эксплуатация осуществляется нефтепроводным предприятием ОАО «Уралсибнефтепровод»

Заданная производительность перекачки нефтепровода НКК обеспечивается работой головной перекачивающей станции и промежуточных станций. Технологический процесс перекачки нефти на промежуточной НПС «Субханкулово» осуществляется по схеме «из насоса в насос». При этом станция оснащена лишь основными магистральными насосами, поскольку необходимый для их нормальной работы подпор создается предыдущей перекачивающей станцией. При перекачке «из насоса в насос» резервуары на предыдущих станциях отсутствуют, что предотвращает потери нефтепродукта от испарения [2]. Кроме того, этот способ перекачки позволяет использовать подпор предыдущей станции и избежать тем самым установки подпорных насосов. Однако при повреждении какого-либо участка трубопровода или выхода из строя оборудования НПС, транспорт нефти прекращается.

НПС «Субханкулово» в составе ЛПДС «Субханкулово» является структурным подразделением ОАО «Уралсибнефтепровод», представляет собой комплекс сооружений и устройств для приема и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу НКК на участке Нурлино-Самара, расположена на 1912-м километре трубопровода НКК и относится по назначению к нефтеперекачивающей станции без ёмкости. НПС без ёмкости предназначены для повышения давления в магистральном нефтепроводе при перекачке нефти.

В состав НПС «Субханкулово» входят:

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

- фильтры-грязеуловители;

- узел регулирования давления;

- система сглаживания волн давления;

- технологические трубопроводы;

- операторная;

- системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, АСУ, связи, производственно - бытовые здания и сооружения.

1.2 Описание технологического процесса

Технологическая схема НПС «Субханкулово» приведена на рисунке 1.1.

Технологический процесс перекачки осуществляется согласно утвержденным технологическим картам нефтепровода и технологическим режимам перекачки.

Нефть поступает с НПС «Нурлино» на НПС «Субханкулово».

Поток нефти, поступающий на станцию, попадает в камеру приема-пропуска скребка. При закрытых задвижках 83, 87 перекачивающая станция отключена от магистрали и поток нефти, пройдя задвижки 88, 89 и обратный клапан, транзитом направляется в магистральный трубопровод. Задвижки 85, 88 служат для приема и пропуска скребков-очистителей. На приемной части НПС установлены фильтры-грязеуловители ФГУ № 1, 2, 3, предотвращающие попадание механических примесей в перекачивающие агрегаты. Для очистки фильтров предусмотрены дренажная линия и задвижки. После фильтров-грязеуловителей поток нефти направляется в общестанционный коллектор. На приеме и нагнетании насосов

Рисунок 1.1 - Технологическая схема НПС «Субханкулово»

НМ 10000-210 № 1, 2, 3, 4 установлены задвижки 7-14, а параллельно насосам - обратные клапаны 1-4, так чтобы при остановке насосов и перекрытии его задвижек поток нефти автоматически направлялся по обводному трубопроводу (коллектору). Обратные клапаны предохраняют агрегаты от работы «на себя».

Для предохранения приёмного коллектора технологических трубопроводов НПС от чрезмерных давлений на приёме станции, возникающих при внезапных отключениях НПС, на участке трубопровода между фильтрами-грязеуловителями и магистральной насосной на байпасе предусмотрена система сглаживания волн давления (ССВД). На НПС «Субханкулово» установлена система типа «Аркрон» с клапанами в количестве шести штук. Устройство типа «Аркрон» работает по следующему принципу: при резком нарастании давления на приёме станции со скоростью более 0,3 МПа/с открываются клапаны устройства «Аркрон» и происходит уменьшение скорости нарастания давления, что гарантирует невозможность гидравлического удара. При постепенном нарастании давления (со скоростью менее 0,1…0,2 МПа/с) «Аркрон» не срабатывает.

Для приема сбрасываемой нефти устройством «Аркрон» на НПС используется резервуар особой конструкции Е-290.

После прохождения фильтров-грязеуловителей и площадочных сооружений промежуточной НПС с системами сглаживания и сброса волн давления нефть поступает в насосную на вход магистрального насосного агрегата.

Обычно на нефтеперекачивающей станции устанавливается четыре насосных агрегата (МНА № 1 - МНА № 4), три из которых - рабочие, один - резервный. Из-за небольших объёмов перекачки на НПС «Субханкулово» одновременно работает только один насос, в редких случаях - два. Каждый насос имеет свою производительность, поэтому оператор для поддержания заданного режима перекачки включает в работу определённый насос.

На участке трубопровода от магистральной насосной до магистрального нефтепровода установлен узел регулирования давления для поддержания заданных величин давления:

- минимальное давление на входе в магистральную насосную - 0,7 МПа;

- максимальное давление на выходе станции - 6 МПа.

Регулирование давления осуществляется методом дросселирования потока.

В узле регулирования давления установлены две регулирующие заслонки фирмы «BIFFI» c Ру=75 на суммарную производительность Q=12500 м/ час.

Применение системы автоматического регулирования давления обусловлено тем, что регулирование давления является одной из важнейших функций, обеспечивающей нормальный режим работы нефтепровода. Изменение условий перекачки в процессе эксплуатации (изменение расхода, временный выход из строя какой-либо станции) может привести к нарушению нормального режима работы: к кавитациям на одних станциях и к давлениям, превышающим предельное, - на других. Это означает, что пропускные способности отдельных участков нефтепровода окажутся неодинаковыми. Согласование работы насосных станций достигается регулированием.

После узла регуляторов давления нефть направляется в узел приема-пуска скребка и далее в магистральный нефтепровод. Обвязка узла подключения позволяет вести перекачку нефти через НПС и минуя НПС, пропускать средства очистки и дренажа (СОД) по нефтепроводу с остановкой НПС и без остановки.

В целях уменьшения механического напряжения в трубах и оборудовании, повышения их долговечности обеспечивается наиболее длительная работа нефтепровода на заданном технологическом режиме, избегая остановок одного или двух насосных агрегатов НПС, остановки перекачки нефти по трубопроводу и полного сброса давления.

Помещение магистральных насосных агрегатов предназначается для размещения основного технологического оборудования и создания нормальных условий его работы.

Помещение разделяется воздухонепроницаемой огнестойкой перегородкой на два отдельных зала с отдельными входами и выходами. Насосный зал относится к взрывоопасным помещениям класса В-1а. В насосном зале установлены: четыре магистральных насоса (три рабочих и один в резерве) типа НМ; блок откачки утечек.

Центробежные нефтяные насосы типа НМ, специально разработанные для нефтяной промышленности, предназначены для транспортирования нефти и нефтепродуктов Насосом называется гидравлическая машина, в которой подводимая извне энергия (механическая, электрическая) преобразуется в энергию потока жидкости.

При последовательном соединении, при одной и той же подаче напоры, создаваемые насосами, суммируются. Это позволяет увеличить напор на выходе станции. 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 насосов с подачей от 500 м3/ч и выше соединяют последовательно три насоса при одном резервном.

В зале электродвигателей с нормальной средой для привода насосов установлены:

- синхронные электродвигатели нормального исполнения типа СТД 8000;

- блок централизованной маслосистемы с аккумулирующим баком

Синхронные электродвигатели имеют большую мощность по сравнению с асинхронными. КПД синхронного двигателя изменяется незначительно при нагрузках, близких к номинальной мощности двигателя.

Магистральные насосные агрегаты и электродвигатели соединяются между собой с помощью соединительной муфты и устанавливаются на общих фундаментах с металлическими опорными рамами. Соединение осуществляется через специальное отверстие в герметизирующей камере фрамуги разделительной стенки. К этому отверстию в камере, в соответствии с требованиями техники безопасности, по специальной системе вентиляции подается чистый воздух для создания упругой пневмозащиты между помещениями насосов и электродвигателей.

Компоновка оборудования и технологическая обвязка в магистральной насосной и вне её, приняты из условия обеспечения следующих требований, определенных расчетными параметрами насосов:

- самотечное отведение утечек от торцевых уплотнений насосов в подземный сборник нефти ЕП-40;

- подача нефти погружными насосами на всасывающую линию магистральных насосов из емкости ЕП-40;

- подача под напором масла к насосным агрегатам и самотечное отведение его в масляные баки, установленные в специальном приемнике.

Для обеспечения нормальных условий работы магистральных насосов и электродвигателей по действующим стандартам предусмотрены следующие вспомогательные системы:

- смазки и охлаждения подшипников;

- сбора утечек от торцевых уплотнений;

- средств контроля и защиты насосных агрегатов.

Все системы имеют закрытое исполнение, рабочие реагенты циркулируют в них по замкнутому кругу[3].

Система разгрузки торцовых уплотнений насосов осуществляется путем отвода части перекачиваемой нефти после лабиринтных уплотнений валов в приемный коллектор НПС или в отдельно стоящий сборник нефти ударной волны и разгрузки. Отвод разгрузочной нефти от торцовых уплотнений насосов в сборник нефти ударной волны и разгрузки по защитному контуру производится при срабатывании предохранительного клапана лишь в отдельных случаях, когда давление в приемном коллекторе НПС поднимается выше допустимого по прочности торцов на 2,5 МПа.

Система сбора утечек предусматривается для приема капельных утечек от торцовых уплотнений, возникающих в процессе эксплуатации, а также на случай возникновения на насосах аварийных ситуаций: образования щелей или полного раскрытия торцовых уплотнений. Отвод утечек осуществляется в специальный сборник, размещаемый вне помещения насосов. В этом сборнике должен постоянно сохраняться незаполненный объем, достаточный для приема максимальных утечек, образующихся при раскрытии торцовых уплотнений за время перекрытия задвижек на основных трубопроводах-отводах неисправного насоса.

Централизованная система смазки и охлаждения подшипников служит для подачи масла насосным агрегатам и отвода его от них. Для этого от блока маслосистемы прокладываются распределительные трубопроводы, к которым присоединяется отдельно установленный на высоте 3 м аккумулирующий бак. Бак служит для снабжения подшипников в период выбега электродвигателей при обесточивании станции. Масло перед подачей к подшипникам агрегатов должно охлаждаться и иметь температуру на входе в маслоохладители не более 55 °С, а на выходе 35 °С. Температура подогретого масла летом должна снижаться в маслоохладителях на 10 °С.

1.3 Анализ технологического процесса как объекта автоматизации

Основной задачей автоматизации технологических процессов перекачки нефти по магистральным трубопроводам является поддержание необходимых технологических режимов, принятых на основании технологических расчетов, а также экономичной и безаварийной работы нефтепроводов.

Система автоматизации предназначена для контроля, защиты и управления оборудованием НПС. Она должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима работы и его изменение по командам с пульта оператора-технолога из операторной и из вышестоящего уровня управления по каналам телемеханики.

Система регулирования НПС призвана обеспечить поддержание заданного давления при различных гидравлических возмущениях, не допуская падения давления на линии всасывания станции ниже некоторого минимального значения, а на линии нагнетания - не выше некоторой максимальной уставки. Минимальное давление на линии всасывания станции зависит от кавитационных характеристик насоса, а максимальное давление на линии нагнетания определяется прочностью трубопровода.

Насосные станции магистральных нефтепроводов оборудуются центробежными насосами. На цикле перекачки обычно устанавливают четыре последовательно соединённых насосов, из которых один резервный. Автоматизация насосной станции включает в себя управление основными насосами в режимах запуска и остановки, автоматический контроль, защиту и сигнализацию насосных агрегатов и в целом станции по контролируемым параметрам, автоматическую остановку, контроль, защиту и сигнализацию по вспомогательным установкам насосной станции, автоматическое регулирование режима работы и защиты насосной станции. Система управления насосными агрегатами работает в режимах дистанционного пооперационного управления, программной остановки насосов и аварийной остановки.

Для насосных станций нефтепроводов большое значение имеет схема запуска основных насосов. Имеются различные программы запуска насосов в зависимости от характеристик насосов и схем электроснабжения. Агрегаты, переведенные в положение резервных для системы автоматического включения резерва (АВР), включаются также по программе. Таким образом, система автоматизации НПС должна обеспечивать выполнение следующих основных функций:

- защита оборудования НПС и линейной части (общестанционными и агрегатными защитами);

- управление оборудованием НПС; регулирование давление в магистральном нефтепроводе;

- контроль технологических параметров и параметров состояния оборудования;

- отображение и регистрация информации; связь с другими системами автоматизации.

Выбор и обоснование параметров контроля, регулирования, противоаварийной защиты.

Основным способом контроля режима магистрального нефтепровода является контроль давления в характерных точках общей технологической схемы нефтепровода. Контроль выполняется во всех точках технологической схемы, где возможно возникновение давлений, опасных для магистрального нефтепровода и его оборудования.

На линии всасывания станции давление должно поддерживаться в определённой зоне, как правило, достаточно малой. Поскольку снижение давления на всасывании насосных агрегатов приводит к кавитации, вызывающей повреждение агрегатов, требуется контроль давления на всасывании.

Регулирование давления на выходе станции необходимо для ограничения максимального давления, обусловленного механической прочностью нефтепровода.

Для НПС, в которых применяется автоматическое регулирование давлений способом дросселирования на выходе станции, давление контролируется также перед исполнительным механизмом системы дросселирования. Необходимость независимого контроля объясняется возможным повышением давления, опасным для насосов, арматуры насосной при прикрытии исполнительного механизма в процессе регулирования.

Перепад давления на регулирующем органе равен разности давлений на входе и выходе из регулирующего органа. При больших перепадах давления нефти в регулирующем органе из-за значительных скоростей перекачиваемой жидкости могут возникнуть кавитационные условия, при которых происходит сильный износ дроссельных поверхностей, а также сильный шум и повышенная вибрация. А в случае недостаточной мощности привода при достижении определённого перепада заслонка становится неуправляемой, её «заклинивает». В таких случаях приходится искусственным путём понижать давление до заслонки, чтобы обеспечить возврат к нормальной работе.

По приведённым выше обоснованиям системой автоматики станции «Субханкулово» предусматривается измерение и контроль технологических параметров:

- давления на приёме НПС;

- давления до регулирующих заслонок НПС;

- давления на выходе станции (после регулирующих заслонок) НПС;

- перепада давления на регулирующих заслонках.

Для предупреждения аварийных ситуаций, связанных с неисправностью магистральных насосных агрегатов, необходимо предусматривать контроль параметров, отражающих нормальный режим работы агрегата.

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

- отключение электродвигателя;

- закрытие агрегатных задвижек;

- отключение подпорной вентиляции;

- пуск резервного агрегата.

Измеряемые параметры:

- вибрация подшипников;

- температура корпуса насоса;

- температура холодного/горячего воздуха в корпусе электродвигателя;

- температура подшипников насоса и электродвигателя;

- сила тока электродвигателя;

- активная/реактивная мощность;

- давление масла в трубопроводе к МНА;

- давление на входе/выходе МНА;

- температура обмоток статора.

Существующие защиты и управляющие воздействия.

Для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации основного и вспомогательного оборудования нефтеперекачивающие станции имеют разветвленную систему средств контроля работы, сигнализации и блокировки как отдельных перекачивающих агрегатов, так и станции в целом [4].

Общестанционные защиты и сигнализации служат для аварийного отключения НПС в случае превышения технологическими параметрами регламентированных, необходимых для нормального хода технологического процесса. Общестанционная защита срабатывает автоматически без участия оператора с выдержкой времени. При этом на экране монитора в операторной НПС-6 и на местном диспетчерском пункте в Туймазинском нефтепроводном управлении отображается узел, в котором произошла авария.

Защита при аварийной загазованности в отделении насосов осуществляет отключение всех вспомогательных систем насосной, за исключением вентиляционных установок. Это требуется для предотвращения возможности взрыва в насосной. Отключение МНА производится по программе, с закрытием задвижек на всасывании и нагнетании каждого агрегата. Таким образом, при срабатывании этой защиты прекращается доступ нефти в насосный зал.

Одновременно со срабатыванием защиты при загазованности в отделении насосов автоматически включается световая и звуковая сигнализация, для оповещения обслуживающего персонал о необходимости покинуть помещение.

Защита при пожаре в отделении насосов срабатывает так же, как и защита при загазованности, за исключением того, что отключаются также и все вентиляционные установки. Одновременно со срабатыванием защиты при пожаре включается система автоматического пожаротушения, подающая пену в соответствующее помещение перекачивающей насосной, и включаются световая и звуковая сигнализации в насосной.

Защита при затоплении отделения насосов срабатывает при проливе в насосной больших количеств нефти и заполнении ею всех каналов насосной. Хотя содержание нефтяных паров в воздухе насосной часто намного меньше нижнего предела взрывоопасной концентрации, и сигнализаторы загазованности не срабатывают. Но непосредственно над поверхностью нефти имеется взрывоопасная концентрация, и при появлении искры может произойти взрыв.

Защита при максимальном аварийном уровне в резервуаре-сборнике утечек из насосных агрегатов осуществляет отключение всех МНА перекачивающей насосной.

Отключение МНА требуется для прекращения поступления нефти в резервуар-сборник утечек и предотвращения, таким образом, попадания нефти из этого резервуара на территорию станции.

Защита при аварии вспомогательных систем НПС, обеспечивающих циркуляцию смазочного масла и воды, а также подачу воздуха в воздушные камеры электродвигателей, осуществляется отключением МНА.

Анализ существующей системы автоматизации.

В 2002 году была проведена реконструкция существующей системы релейной автоматики внедрением микропроцесорной системы автоматизации (МПСА)

технологического оборудования НПС на базе программируемых логических контроллеров (ПЛК) серии ЭК-2000 производства ЗАО «ЭМИКОН».

Существующая система управления нефтеперекачивающей станции «Субханкулово» выполняет следующие функции:

- сбор информации о состоянии технологического объекта;

- управления;

- поддержание технологических параметров на заданных значениях-уставках;

- контроль за технологическими параметрами;

- сигнализация о параметрах, значения которых вышли за пределы, рассматриваемые как предельно допустимые;

- блокировка управлений, являющихся результатом ошибочных действий технологического персонала (запрет запуска агрегата);

- противоаварийная защита (ПАЗ) процесса при возникновении аварийных ситуаций [5].

Для сбора информации, как правило, используются датчики с унифицированным выходным токовым сигналом 4-20 мА. Обработка сигналов однотипных датчиков (температуры, вибрации и т.д.) производится специализированными комплексами: для датчиков вибрации СВКА-01; для датчиков загазованности - СГАЭС-ТН. В данных комплексах поддерживаются функции индикации и выработки дискретных сигналов по двум уставкам, что используется для системы защиты и блокировки. Регулирование давления осуществляется с помощью контроллера ЭС-8 с собственным алгоритмом регулирования, разработанным фирмой «СИНКРОСС».

Существующая система автоматизации обеспечивает оперативное управление производством в реальном времени по технологическим параметрам и показателям с учетом технических ограничений, то есть выполняет информационную функцию, регулирование и управление технологическим процессом.

Рассмотреная система автоматизации эксплуатируется более 10 лет. Однако новое время диктует новые требования к средствам автоматизации и требует совместимости уже существующих контроллеров, работающих на объектах, с различными нововведениями.

Необходимо введение более совершенных модулей, дополнительных средств самодиагностики, позволяющей контролировать работоспособность модулей во время работы, что позволит повысить надежность контроллера и предотвращать фатальные неисправности СА.

Также, на сегодняшний день влияние человека на управление процессом перекачки является определяющим. В перспективе необходимо стремиться к минимизации этого фактора. В первую очередь, эта необходимость вызвана тем, что человеку свойственно ошибаться. Во вторую ? время запаздывания в принятии решения человеком больше, чем у микропроцессорной техники. Поэтому в целях экономии следует внедрять более прогрессивную технику.



2. ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

В дипломном проекте рассматривается автоматизация нефтеперекачивающей станции «Субханкулово» нефтепровода НКК.

Для обеспечения нормального режима работы и своевременного обнаружения нарушений в работе МНА необходимы постоянный контроль ряда параметров и выдача аварийных сигналов при их отклонении. Одними из этих параметров являются уровень вибрации МНА и осевой сдвиг.

Существующая система виброконтроля МНА не соответствует требованиям нормативно - технической документации ОАО «Транснефть», поскольку не способна производить измерение осевого сдвига МНА с последующей выдачей тревожных сообщений и включением агрегатных защит. В рамках модернизации системы вибромониторинга МНА НПС «Субханкулово» была предложена система непрерывного виброконтроля «Аргус-М» для построения стационарной системы контроля технического состояния МНА по параметрам вибрации, поэтому при проведении патентного поиска особое внимание было уделено поиску и анализу устройств виброконтроля и способам измерения уровня вибрации и осевого сдвига.

2.2 Регламент поиска

Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации. По зарубежным фондам поиск не проводился по причине их отсутствия.

Глубина поиска составляет четыре года (2008-2011 гг). Поиск проводился по индексам международной патентной классификации (МПК):

- G01М 7/02 - «Испытания на вибрацию»;

- G01M 15/12- «Испытание машин и двигателей мониторинг вибраций».

При этом использовались следующие источники патентной информации:

- полные описания к патентам Российской Федерации;

- документы справочно-поискового аппарата;

- Официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения. Полезные модели».

2.3 Результаты поиска

Результаты поиска приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Результаты патентного поиска

Страна	Индекс МПК	Номера просмотренных патентов	Выявленные аналоги
Россия	G01М 7/02 G01М 15/12	№№ 2319129 -2437072 №№2319131 -2416788	№ 2325625 «Устройство для контроля вибраций» № 2356021 «Способ вибрационной диагностики роторных систем» № 2363936 «Способ вибродиагностики объектов» № 2363029 «Система вибрационного контроля» № 2393448 «Вибростенд испытательный электрогидравлический» № 2396531 «Стенд для испытания изделий на совместное воздействие вибрационных и линейных ускорений»

2.4 Анализ результатов поиска

Рассмотрим более подробно аналоги, перечисленные в таблице 2.1.

Устройство для контроля вибрации (патент № 2325625) содержит последовательно соединенные вибропреобразователь, полосовой фильтр и масштабирующий усилитель, три пороговых элемента, два элемента И-НЕ, схемы совпадений, задержки, блок питания, триггеры, блок предварительной сигнализации, блок аварийной сигнализации, блок защиты. Дополнительно введены задатчик уровней сигнализирующий, счетчик, индикатор времени.

Сущность предлагаемого устройства заключается в определении прогнозируемого времени достижения вибрации уровня аварийной ситуации на основе оценки динамики изменения текущих значений вибрации: фиксируются моменты превышения уровня вибрации двух заданных значений, определяется временной интервал, характеризующий скорость изменения амплитуды вибраций, далее прогнозируется время достижения третьего заданного - аварийного - уровня вибрации.

Способ вибрационной диагностики роторных систем (патент № 2356021). Включает измерение параметров вибрационного процесса работающего агрегата и сравнение получаемых параметров с этими же величинами, замеренными в первоначальном состоянии, при этом характеристики вибрации регистрируют в двух направлениях: вертикальном и горизонтальном по отношению к оси вращения ротора. Полученные данные сохраняют в компьютере в оцифрованном виде, при этом проводят анализ энергетического спектра, который заключается в получении энергетического спектра функции виброскорости в окрестностях частоты вращения ротора. А затем фильтрацию в вертикальном направлении, и по количеству пиков в энергетическом спектре судят о появлении усталостной трещины и ее глубины.

Способ вибродиагностики технического состояния объекта (патент № 2363936) заключается в том, что в информативной точке измеряют вибрацию диагностируемого объекта. Получают энергетический спектр вибрации во временной области, оценивают амплитуды и частоты информативных компонент энергетического спектра, соответствующих дефектам объекта, линеаризуют шаг расположения информационных составляющих путем нелинейного преобразования масштаба частот и определяют частоты существенных дефектов по величине существенных компонентов энергетического спектра, по которым оценивают состояние объекта.

Система вибрационного контроля (патент № 2363029) содержит измерительные блоки, аналоговые входы каждого из которых соединены с выходами соответствующих датчиков, которые объединены в группу, соответствующую узлу контролируемого агрегата, сетевой выход каждого из измерительных блоков соединен с сетевой шиной, которая подключена к компьютеру через сетевой адаптер. Выходы аварийных сигналов измерительных блоков соединены с шиной сигналов защиты контролируемого агрегата. Каждый измерительный блок содержит группы дополнительных аналоговых входов и выходов, которые соединены соответственно с выходами и входами соседних измерительных блоков отличающаяся тем, что с целью повышения надежности и достоверности функционирования, каждый измерительный блок содержит группы дополнительных аналоговых входов и выходов, которые соответственно соединены с выходами и входами соседних измерительных блоков, а также содержит дополнительные логические входы и выходы, которые соединены соответственно с логическими выходами и входами соседних измерительных блоков, входы синхронизации измерительных блоков соединены с выходами датчика синхронизации, а дополнительные выходы последовательного интерфейса измерительных блоков подключены к дополнительной шине интерфейса, которая соединена с дополнительным входом компьютера, выход которого является дополнительным выходом сигнала защиты агрегата.

Вибростенд испытательный электрогидравлический (патент № 2393448) включает исполнительный цилиндр со штоком, образующим две гидравлические полости, и столом с датчиками смещения и ускорения, насосную установку, гидравлический аккумулятор, блок управления блок измерений и линии связей агрегатов и блоков гидравлических и электрических. Каждая из двух равных по площади гидравлических полостей исполнительного цилиндра снабжена электрогидравлическим сервоклапаном при минимальной длине соединительных каналов. Блок управления содержит два выхода управляющих сигналов, сдвинутых по фазе на 180°, амплитуды которых идентичны, а на линии подачи рабочей жидкости к сервоклапанам установлен общий для двух сервоклапанов коллектор.

Стенд для испытания изделий на совместное воздействие вибрационных и линейных ускорений (патент № 2396531) содержит центрифугу, включающую электрический привод, ротор и устройство для передачи вращения с вертикально расположенного вала привода на ротор, выполненное в виде упругой муфты, состоящей из соединенных упругой связью ведущей и, по крайней мере, одной ведомой полумуфты, а также диска, закрепленных на стержне, установленном на валу электрического привода соосно ему, подвижные опоры для закрепления объектов испытаний на роторе. Диск закреплен горизонтально на стержне и снабжен штифтом, установленным вертикально на диске на заданном расстоянии от оси вала. Ротор выполнен в виде направляющих, установленных горизонтально симметрично относительно оси вала на силовом каркасе, жестко закрепленном, по крайней мере, на одной ведомой полумуфте. Подвижные опоры выполнены с возможностью продольного перемещения относительно направляющих и снабжены сменными упругими подвесками, ограничивающими их перемещение относительно направляющих. Вдоль направляющих размещены тяги, каждая из которых одним концом шарнирно соединена с соответствующей подвижной опорой, а другим концом шарнирно соединена со штифтом, при этом электрический привод выполнен с возможностью одновременной подачи постоянной и переменной составляющих тока на обмотку якоря электродвигателя постоянного тока. Технический результат заключается в упрощении конструкции, возможности независимой регулировки уровней вибрационных и линейных ускорений.

Патентные исследования показали, что на сегодняшний день существует достаточно большое количество устройств контроля вибрации различных моделей, отличающихся принципом действия, информативностью и точностью получаемых данных, что свидетельствует о высокой востребованности подобных устройств и развитии исследований в данном направлении.

Система контроля «Аргус-М», предложенная для контроля уровня вибрации магистральных насосных агрегатов на НПС «Субханкулово», имеет сравнительно простой и проверенный принцип действия, что свидетельствует о надежности прибора, отличается удобством использования, благодаря модульной структуре исполнения, и четкостью срабатывания по аварийным значениям.



3. АВТОМАТИЗАЦИЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ

3.1 Назначение и структура системы автоматизации

На НПС используется микропроцессорная система автоматизации (МПСА), которая является реализацией программно-технического комплекса автоматизаций нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов, входящих в систему АК «Транснефть», построенная на базе программируемых логических контроллеров технологического оборудования серии DCS-2000 фирмы «Эмикон» [7].

Микропроцессорные системы автоматизации нефтеперекачивающих станций предназначены для управления технологическим оборудованием, а также для обеспечения различных защит при отклонении параметров технологического процесса или режима работы технологического оборудования от нормы.

СА НПС выполняет следующие функции:

- анализ режимов технологического оборудования;

- контроль технологических параметров, режимов перекачки, готовности МНА к запуску;

- обработка предельных значений параметров по агрегату;

- управление и контроль станционных и агрегатных задвижек;

- управление (программный и кнопочный пуск, программное и кнопочное - отключение) и контроль МНА;

- задание уставок регулирования;

- регулирование давления на входе/выходе НПС;

- управление вспомогательными системами;

- управление и контроль агрегатов вспомогательных систем и вспомогательных сооружений;

- контроль исправности напряжения на вводах 6 кВ;

- контроль и сигнализация пожара;

- автоматическое пожаротушение;

- обработка измерений и контроль достоверности измеряемых параметров;

- отображение информации и документирование, формирование кадров отображения ТП, табличных форм представления информации, форм печати оперативных сообщений, архивных данных, отчетных документов;

- прием и передача сигналов в систему телемеханики.

Структурная схема системы автоматизации НПС приведена на рисунке 3.1.

СА имеет трехуровневую структуру:

Нижний уровень включает датчики и вторичные преобразователи, а также показывающие приборы и органы управления, устанавливаемые на приборных щитах и отдельно по месту.

Средний уровень обеспечивает сбор информации от датчиков и вторичных преобразователей, ее передачу в центральный контроллер верхнего уровня, а также получение выходной информации от центрального контроллера и формирование управляющих воздействий на ИМ СА НПС.

Верхний уровень обеспечивает:

- логическую обработку входной информации, поступающей от среднего уровня, в соответствии с заданным алгоритмом управления;

- формирование управляющих команд для контроллеров ввода/вывода;

- мониторинг ТП на РС-совместимых станциях оператора;

- архивацию событий, поступающих с объекта и действий оператора.

Верхний уровень МПСА включает в себя центральный контроллер и автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора. АРМ реализованы на базе двух рабочих станций (РС) - IBM-совместимых персональных компьютерах. Контроллеры и РС работают в локальной вычислительной сети.

Каждый из РС АРМ может работать независимо друг от друга, для чего имеет в своем составе модуль сетевой для подключения к полевой шине, связывающей контроллер центральный (КЦ) и РС. Каждый компьютер подключается к собственной полевой шине. Тем самым обеспечивается резерв АРМ оператора. К компьютеру РС2 АРМ оператора в МДП подключен принтер для распечатки отчетов о работе станции.

Рисунок 3.1 - Структурная схема системы автоматизации НПС

Средний уровень представлен контроллерами связи с объектом (УСО).

УСО 1 реализует функции противоаварийных автоматических общестанционных защит. На контроллер УСО 1, помимо функции связи с ТОУ, возлагается задача автоматического перевода НПС в безопасное состояние при потере работоспособности КЦ (основного и резервного). Перевод осуществляется по алгоритму, записанному в процессорном модуле УСО 1. МНА отключить, задвижки подключения НПС к МН закрыть, для НПС - включить блокировку пуска (отключить работающие) насосы откачки утечек. УСО 1 расположен в шкафу управления, включает в себя модули центрального процессора (основной и резервный), модули ввода-вывода для подключения оборудования полевого уровня, сетевые модули для подключения вторичных приборов систем контроля загазованности, виброконтроля, по интерфейсу RS-485.

УСО 2 обеспечивают контроль и управление МНА 1…4, включает в себя модули центрального процессора (основной и резервный), модули ввода-вывода, сетевые модули

УСО 3 обеспечивает контроль и управление вспомогательными системами, а также управление общестанционными и агрегатными задвижками. включает в себя модули центрального процессора (основной и резервный), модули ввода-вывода, сетевые модули. Подключение «интеллектуальных» задвижек по интерфейсу RS-485, протокол Modbus RTU выполняется посредством контроллера связи или сетевых модулей контроллера.

УСО 4 располагается в шкафу управления блок-бокса защитного распределительного устройства (ЗРУ) НПС. Включает в себя модули центрального процессора (основной и резервный), модули ввода-вывода для сбора информации об электрических параметрах (ток, напряжение, электрическая мощность), контроля состояния высоковольтных выключателей ЗРУ и управления МНА.

УСО 5 располагается в шкафу управления блок/бокса узла приема-пуска систем очистки и диагностики (УППС). В шкафу управления размещаются модули центрального процессора (основной и резервный), модули ввода-вывода для сбора информации о технологических параметрах на УППС, контроля и управления задвижками УППС.

Для резервирования основных функций защит НПС - тревожной сигнализации и защитных отключений, а также пожаротушения в состав СА включен блок ручного управления (БРУ), предназначенный для предотвращения аварии оборудования при выходе из строя средств микропроцессорной автоматики. На БРУ предусматривается световая сигнализация от источников следующих сигналов:

- аварийного давления на приеме, в коллекторе и на выходе НПС;

- аварийной загазованности в насосном зале НПС, в маслоприямке НПС и в блок/боксе регулирования давления;

- затопления насосного зала НПС;

- аварийного уровня в сборниках утечек НПС;

- включенного состояния магистральных насосных агрегатов.

На БРУ НПС расположены кнопки подачи непосредственно на исполнительные устройства (магнитные пускатели агрегатов или соленоиды масляных выключателей) с выдачей сигналов о подаче команд в микропроцессорную систему автоматизации следующих команд управления:

- аварийного отключения НПС;

- аварийного остановки магистральных насосных агрегатов.

Нижний уровень МПСА включает в себя датчики и вторичные преобразователи, обеспечивающие формирование входных электрических аналоговых и дискретных сигналов СА НПС и показывающие приборы, устанавливаемые по месту на приборных стойках или непосредственно на технологическом оборудовании, а также органы управления, входящие технологических объектов управления.

Для сбора информации, как правило, используются датчики с унифицированным выходным токовым сигналом 4-20 мА.

Аналоговые и дискретные входные сигналы поступают на соответствующие модули ввода контроллеров УСО, а выходные сигналы с модулей вывода контроллеров - на органы управления.

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

Работа системы автоматики происходит следующим образом. Первичная информация о технологических параметрах, параметрах состояния оборудования и окружающей среды помещений НПС, формируемая с помощью аналоговых измерительных приборов и сигнализирующих приборов релейного типа поступает на модули программируемых логических контроллеров УСО. Токовые или потенциальные сигналы преобразуются в цифровой код для обработки в процессоре контроллера.

Программное обеспечение КЦ и контроллеров УСО выполнено на языке программирования «CONT» с использованием интегрированной среды разработки ПО «CONT-Designer». ПО реализует алгоритмы:

- обработки первичной информации;

- управления и контроля МНА и вспомогательных систем;

- контроля технологических параметров и защиты НПС;

- подготовки и передачи информации о состоянии технологических объектов управления на верхний уровень (рабочие станции оператора и в МДП);

- обработки команд управления с верхнего уровня;

- обмена информацией с РДП и связи с линейной телемеханикой.

3.2 Состав микропроцессорной системы автоматизации

В рамках модернизации системы автоматизации предлагается центральный контроллер и контроллеры УСО выполнить на базе модулей серии DCS-2000C с модулем центрального процессорного устройства CPU-32A.

В связи с тем, что в настоящее время средствами коммуникации в системах все больше и больше используются интерфейсные каналы типа ETHERNET, современный модуль ЦПУ должен иметь несколько интерфейсных каналов ETHERNET для обеспечения основной и резервной линий передач, а также для подключения резервного модуля ЦПУ.

Модуль предназначен для работы в составе распределенных систем управления на базе программируемых контроллеров серии DCS-2000 для сбора информации, обработки ее по заданным алгоритмам и выдачи управляющих команд по пяти последовательным каналам RS-485 с гальванической изоляцией и цепями грозозащиты, одному последовательному неизолированным каналу RS-232 и от одного до пяти каналов Ethernet. Модуль является восстанавливаемым и ремонтно-пригодным изделием, предназначенным для круглосуточной непрерывной эксплуатации.

Основные технические характеристики модуля приведены в таблице 3.1

Таблица 3.1 - Основные технические характеристики модуля CPU-32A

Характеристика	Величина	Примечание
Тип процессора	SC-143 IEC	BECK
Тактовая частота процессора, МГц	96
Объем памяти программ. Мбайт	8	Внутренняя FLASH
Объем памяти данных. Мбайт	8	Внутреннее ОЗУ
Количество каналов низкоскоростных последовательных интерфейсов RS232	1	Скорость до 460800 бит/с, ASYNC
Количество каналов низкоскоростных последовательных интерфейсов RS485	1	Скорость до 460800 бит/с, ASYNC, с гальванической изоляцией (1000В) и цепями грозозащиты
Количество каналов высокоскоростных последовательных интерфейсов RS485	4	Скорость до 2,304 Мбит/с, ASYNC, SDLC, с гальванической изоляцией (1000В) и цепями грозозащиты
Количество каналов Ethernet	3	10/100 Base ТХ half/full duplex operation
Устройство резервирования		Есть
Индикация		Светодиодная и жидкокристаллическая панель (две строки по восемь символов)
Количество каналов USB-А	1

Конструкция модуля отвечает требованиям, предъявляемым к конструкции модулей серии DCS-2000 устанавливаемых в каркас. Модификация CPU-32A содержит три платы: плату CPU-32A, являющуюся платформой модуля, плату дисплея DP-31А и плату сетевого модуля Ethernet С-32А. На плате С-32А размещены два канала Ethernet. Печатные платы, соединенные между собой, помещается в металлический корпус [8].

На рисунке 3.2 показана структурная схема модуля, которая содержит:

- микропроцессор, МП;

- супервизор питания, СП;

- последовательные многофункциональные контроллеры, ПМК1 и ПМК2;

- формирователи интерфейсных каналов RS-485, ФКК8485;

- формирователь интерфейсного канала RS-232, ФКК8232;

- формирователь интерфейсного канала USB, ФК USB;

- схему резервирования, СР, формирователь сигнала Inhibit;

- схема ввода-вывода дискретных сигналов, ВВД;

- часы реального времени, ЧРВ;

- энергонезависимая память, EEPROM;

- модуль дисплейный, DP-31;

- сетевой модуль, С-32А;

- формирователи интерфейсных каналов ETHERNET, Е1.. .ЕЗ.

Модуль выполнен на базе микропроцессора типа SC143 фирмы BECK. МП состоит из ядра, совместимого с микропроцессором 180186, памяти и периферийных устройств. Память МП делится на память программ объемом восемь Мбайт и память данных объемом восемь Мбайт. Устройствами периферийными являются: последовательные интерфейсы, порты ввода-вывода и два встроенных контроллера ETHERNET. Кроме того МП имеет раздельную двадцати четырех разрядную шину адреса и шестнадцати разрядную шину данных.

Аппаратно-программные средства МП позволяют взаимодействовать с устройствами модуля, как с устройствами ввода-вывода и как с устройствами памяти. Устройствами ввода вывода являются ПМК1, ПМК2, модуль дисплейный DP-31 и СР. Для выборки устройств ввода-вывода используются сигналы, формируемые МП.

Адресное пространство памяти распространяется на двухпортовую память модуля С-32А. Двухпортовая память модуля С-32А является интерфейсом между

Рисунок 3.2 - Структурная схема модуля CPU-32A

МП и микропроцессором модуля С-32А. Обращение к памяти формируется двумя сигналами UCSOUT и FLSEL. Совпадение двух логических нулей на выходах UCSOUT и FLSEL характеризует обращение к памяти.

Для организации надежного запуска МП используется устройство супервизора питания, которое выполнено на базе микросхемы ADM706. СП в своем составе содержит охранный таймер и устройство контроля питания. СП формирует сигнал сброса в двух случаях, когда включается электропитание модуля и при сбое программы. Период формирования сигнала не должен превышать 1,6 с.

Модуль содержит пять интерфейсных каналов типа RS-485. Из них два канала Line 0 и Line l, скоростные, предназначены для информационного обмена с модулями, установленными в каркас. Два канала Line 2 и Line 3 предназначены для работы с другими уровнями системы или периферийным оборудованием. Каналы Line 0, Line 1, Line 2, Line 3 могут производить обмен по двум протоколам HDLC и MODBUS.

Формирователи изолированных каналов RS-485 со светодиодной индикацией реализованы по типовой схеме, где в качестве формирователей RS-485 использованы специализированные микросхемы ADM2582 с внутренней гальванической развязкой. В качестве элементов грозозащиты используются трансилы и позисторы.

Последовательный интерфейс USB является встроенным устройством МП. Устройства, подключенные к USB интерфейсу, могут питаться от источника питания модуля. Тип соединителя интерфейса USB - А.

Для формирования сигнала «горячий-холодный запуск» служат специальные RC элементы и инвертор с триггером Шмидта. Номиналы подобраны таким образом, что при пропадании электропитания более чем на 2,5 с (с последующим восстановлением) на линии C/W появится высокий уровень на время не более 0,5 с. Это событие информирует программное обеспечение о необходимости «холодного» запуска с полной инициализацией системы.

Если электропитание пропадало на меньшее время (или не пропадало вовсе, а сброс произошел из-за сбоя), то на линии C/W находится постоянно низкий уровень, что говорит о необходимости “горячего” запуска алгоритма с заданной точки с частичной инициализацией.

Если контроллер содержит два модуля CPU-32A, один из них работает в режиме основного, а второй - в режиме резервного, то арбитром выбора режимов этих модулей является схема резервирования. СР состоит из формирователя сигнала Inhibit и приемника внешних сигналов исправности основного модуля CPU. Формирователь сигнала Inhibit представляет собой счетчик, который с периодом не более 500 мс сбрасывается. Если счетчик в течение 500 мс не сбросится, сбой программного обеспечения или иная неисправность модуля, то на выходе INHO+ пропадет напряжение питающие входную цепь схемы резервирования резервного модуля и основной модуль перейдет в резерв, а резервный станет основным.