Автоматизация нефтеперекачивающей станции "Муханово" ОАО "Самаранефтегаз"

Размещено на http://www.allbest.ru

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

УДК 681.5:622.692.4.052.012

Дипломный проект

Автоматизация нефтеперекачивающей станции «Муханово» ОАО «Самаранефтегаз»

Студент гр. АГ 07-01

К.А. Багаутдинова

Руководитель

доц. И.Н. Мымрин

Уфа

2012

Реферат

Дипломный проект 104 с., 16 рисунков, 19 таблиц, 12 использованных источников, 1 приложение.

Система Автоматизации НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ, УРОВНИ АВТОМАТИЗАЦИИ НПС, МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ СГЛАЖИВАНИЯ ВОЛН ДАВЛЕНИЯ, алгоритм ОТКАЧКИ ИЗ ЕМКОСТИ ССВД

Объектом исследования является система автоматизации НПС «Муханово»

В процессе исследования рассмотрены существующие расходомеры и алгоритмы работы ССВД.

Цель работы - модернизация существующей системы сглаживания волн давления, благодаря установке ультразвукового расходомера фирмы ЕЕSiFlo серии 4000 с накладными акустическими датчиками и усовершенствования алгоритма откачки из емкости ССВД.

В результате исследования произведена замена существующего датчика потока в ССВД на ультразвуковой расходомер, изучены алгоритмы работы ССВД, разработана программа откачки из емкости ССВД на стандартном языке ST.

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

Внедрение отсутствует.

Эффективность проекта заключается в увеличении эффективности и надежности работы ССВД, контроле объемов нефти в резервуарах, позволяющих избежать отключения НПС при отказах ССВД.

Содержание

Определения, обозначения и сокращения

Введение

1. Технологическая характеристика НПС

1.1 Общая характеристика объекта

1.2 Основы технологического процесса

1.3 Описание технологической схемы

1.4 Характеристика основного технологического оборудования

1.5 Вспомогательные системы насосного цеха

1.6 Характеристика исходного сырья, энергии и продуктов производства

1.7 Порядок пуска и остановки НПС

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

2.2 Регламент поиска

2.3 Результаты поиска

2.4 Анализ результатов поиск

3. Автоматизация НПС

3.1 Описание процесса как объекта автоматизации

3.2 Система автоматизации НПС «Муханово»

3.3 Аппаратура виброконтроля СВКА 1-02.03

3.5 Датчик давления Yokogawa EJX510A

4. Модернизация ССВД.

4.1 Принципы работы системы сглаживания волн давления ССВД

4.2 Предложения по модернизации системы ССВД

5. Охрана труда и техника безопасности

5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей на НПС «Муханово»

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

5.3 Мероприятия по пожарной безопасности

5.4 Расчет вентиляции в насосном зале НПС

6. Оценка экономической эффективности модернизации НПС «Муханово»

6.1 Критерии оценки экономической эффективности

6.2 Обоснование коммерческой эффективности проекта

6.3 Расчет эффективности проекта

Заключение

Список использованных источников

Приложение А. Перечень демонстрационных листов

Определения, обозначения и сокращения

НПС	- нефтеперекачивающая станция
АСУ	- автоматизированная система управления
ССВД	- система сглаживания волн давления
МНА	- магистральный насосный агрегат
ФГУ	- фильтр-грязеуловитель
САРД	- система автоматического регулирования давления
АППТ	- система автоматического пенного пожаротушения
РДП	- районный диспетчерский пункт
ТДП	- территориальный диспетчерский пункт
МДП	- местный диспетчерский пункт
МПК	- международная патентная классификация
ПАЗ	- противоаварийная защита
УСО	- устройство сбора и обработки информации
КСАП	- контроллер системы автоматического пожаротушения
ЩСУ	- щит станции управления
НКПР	- нижний концентрационный предел распространения
МНС	- магистральная насосная станция
ПНА	- подпорный насосный агрегат
АСУ ТП	- автоматизированная система управления технологическим процессом
МН	- магистральный нефтепровод
РД	- регулятор давления
АРМ	- автоматизируемое рабочее место
САР	- система автоматического регулирования
АВР	- автоматический ввод резерва
ЗРУ	- закрытые распределительные устройства
СА	- система автоматизации
РС	- рабочая станция
КЦ	- контроллер центральный
ШУ	- шкаф управления
БИУ	- блок информационно-управляющий
БИ	- блок информационный
ДЭС	- дизельная электростанция
АЧР	- автоматическая разгрузка по частоте
КТП	- комплектная трансформаторная подстанция
БРУ	- блок ручного управления
ШУИ	- шкаф управления и информации
БП	- блок пожпоста
ТУ	- телеуправление
ПЛК	- программируемый логический контроллер
ПО	- программное обеспечение
СЗУ	- согласующий зарядовый усилитель
КИП	- контрольно-измерительные приборы
ПУЭ	- правила устройства электроустановок
ПБ	- пожарная безопасность
НПБ	- нормы пожарной безопасности
ПТБ	- правила технической безопасности
ПТЭ	- правила технической эксплуатации
ССБТ	- система стандартов безопасности труда
СНИП	- строительные нормы и правила
ЧДД	- чистый дисконтированный доход
ИД	- индекс доходности
ВНД	- внутренняя норма доходности
СО	- срок окупаемости инвестиций
ПНР	- пуско-наладочные работы
СМР	- строительно-монтажные работы
ЗП	- заработная плата

Введение

Важность проблемы автоматизации определяется тенденциями в развитии современных промышленных производств. В современном мире большая часть задач управления передается АСУТП, которые выполняют не только такие традиционные для промышленной автоматики функции, как измерение и централизованный контроль технологических параметров, автоматическое регулирование, защиту от аварий и т.п., но и вычисление технико-экономических показателей работы производств, оптимальное управление технологическим режимом, пуск и останов агрегатов и т.д.

Внедрение автоматизации на НПС обеспечивает непрерывность процесса перекачки, за счет АВР оборудования, а так же предотвращение аварийных ситуаций, связанных с пожаром или экологическим загрязнением. Снижаются затраты на простой оборудования и ликвидацию последствий аварии, что несомненно является актуальной проблемой.

Цель данного дипломного проекта - усовершенствование системы сглаживания волн давления ССВД.

Задачами дипломного проекта являются:

- изучение технологии перекачки нефти;

- модернизация системы сглаживания волн давления;

- выбор расходомера и усовершенствование алгоритма откачки из емкости ССВД.

При работе над проектом были использованы материалы ОАО «Самаранефтегаз» (отраслевой регламент по автоматизации технологического процесса перекачки нефти, руководящий документ по автоматизации и телемеханизации магистральных нефтепроводов).

1. Технологическая характеристика НПС

1.1 Общая характеристика объекта

Нефтеперекачивающая станция (НПС) «Муханово» входит в состав линейной части магистральных нефтепроводов «Муханово - Куйбышев». НПС «Муханово» является структурным подразделением ОАО «Самаранефтегаз». НПС «Муханово» представляет собой комплекс сооружений и устройств для приема и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу «Муханово - Куйбышев» и относится по назначению к нефтеперекачивающей станции без ёмкости. НПС без ёмкости предназначены для повышения давления в магистральном нефтепроводе при перекачке нефти.

Основное оборудование НПС «Муханово» включает в себя:

- насосную станцию с магистральными насосными агрегатами и системами смазки, охлаждения и откачки утечек;

- фильтры-грязеуловители;

- узел регулирования давления;

- систему сглаживания волн давления;

- технологические трубопроводы;

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

1.2 Основы технологического процесса

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

Основной схемой технологического процесса перекачки нефти для промежуточной НПС является перекачка «из насоса в насос». Нефть перекачивается по нефтепроводу «Муханово - Куйбышев» через промежуточную НПС «Муханово».

Существенным недостатком режима «из насоса в насос» является снижение пропускной способности магистрального трубопровода на участке перед станцией, работающей на этом режиме, по сравнению с работой при наличии емкости. Это обусловлено тем, что на всасывании основной насосной нельзя снижать давление ниже минимально допустимого по условиям кавитации насосных агрегатов. Поэтому на нефтепроводах больших диаметров при работе промежуточных станций на режиме «из насоса в насос» пропускная способность снижается до 10%. По этой схеме весь трубопровод разбивается на несколько участков длиной по 400…600 км. В начале каждого участка строится станция с емкостью, на которой имеется резервуарный парк, подпорная насосная и магистральная насосная. Через определенные расстояния на трубопроводе строятся промежуточные насосные (от трех до десяти). Нефть на станции с емкостью подается в трубопровод из резервуаров с помощью подпорной и основной насосных [1].

Нефть на головной станции подпорными и магистральными насосными агрегатами подается в трубопровод из емкостей резервуарного парка. Эта нефть под давлением непосредственно из трубопровода подается на прием насосных агрегатов следующей промежуточной насосной. Расстояние от станции с емкостью до промежуточной насосной определено с таким расчетом, чтобы давление нефти, поступающей на промежуточную насосную, было выше кавитационного запаса магистральных насосных агрегатов. К этому давлению добавляется напор, создаваемый данной промежуточной насосной, и нефть по трубопроводу движется к следующей промежуточной насосной, где также поступает прямо на прием насосных агрегатов. Здесь снова поднимается давление нефти в трубопроводе, и т. д. В конце участка нефть направляется в емкость. При работе по этой схеме все насосные участки оказываются связанными между собой единым потоком жидкости. При этом запасы энергии, сохранившиеся на участке между двумя промежуточными станциями, передаются на следующий участок и должны учитываться при рассмотрении характеристик насосной станции и трубопровода на этом участке. Поэтому условия работы каждой станции оказывают влияние на работу других станций и все станции объединяются общим режимом работы.

1.3 Описание технологической схемы

Технологическая схема приведена на рисунке 1.1.

Нефть поступает на НПС «Муханово» через приёмную задвижку, расположенную в узле подключения станции (или узле пропуска очистных устройств). нефтеперекачивающий станция автоматизация насосный

Нефть проходит через фильтры-грязеуловители Ф1 - Ф3 (задвижки № 1-№ 6), где она очищается. Фильтры-грязеуловители устанавливаются для улавливания крупных механических частиц. О работоспособности фильтров судят по разнице давлений на приёме и выходе фильтров. Перепады давления в фильтрах-грязеуловителях необходимо регистрировать один раз в 12 часов, а после проведения работ на линейной части не реже одного раза в час. Минимальный перепад на фильтре-грязеуловителе является признаком повреждения фильтрующего элемента; максимальный перепад - признак засорения фильтра. Значение максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе принимается по техническим требованиям завода-изготовителя. Для очистки фильтра-грязеуловителя необходимо предварительно включить резервный фильтр-грязеуловитель, затем закрыть электрозадвижки на входе и выходе неисправного фильтра и открыть дренажную задвижку для слива остатков нефти.

Рисунок 1.1 - Технологическая схема НПС «Муханово»

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 «Муханово» установлена система типа АРКРОН-1000 с клапанами Флексфло в количестве 6 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-1000» на НПС используется 3 резервуара особой конструкции Е-290.

ССВД может быть отключена от приёмной линии магистральной насосной электрозадвижками № 7 и № 8.

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 «Муханово» 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 входе и выходе каждого насоса установлены электрозадвижки (№ 9 - № 16). Между входом и выходом каждого насоса установлены обратные клапаны (ОК1 - ОК4).

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 - 0,5 МПа;

- максимальное давление на выходе магистральной насосной - 3,95 МПа.

Регулирование давления осуществляется методом дросселирования потока.

В узле регулирования давления установлены две регулирующие заслонки фирмы «BIFFI» c Р_у=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 через выкидную задвижку НПС подается далее.

Система маслосмазки предназначена для принудительной смазки подшипников скольжения насосов и электродвигателей.

В качестве смазки подшипников применяется турбинное масло ТП-22.

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, 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 +35⁰С до +55⁰С, при превышении температуры масла на выходе из маслоохладителя более +55⁰С, 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 0,03 МПа.

Система нефтеутечки служит для сбора утечек нефти с магистральных насосных агрегатов и состоит из насосов откачки утечек и ёмкости сбора утечек.

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

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

Откачка нефти из ёмкостей сбора утечек ЕП-40 производится автоматически, включением вертикального насоса, в резервуар сброса ударной волны или на прием насоса откачки утечек и далее на прием насосной станции.

1.4 Характеристика основного технологического оборудования

1.4.1 Фильтры-грязеуловители (ФГУ)

На НПС «Муханово» установлены 3 фильтра-грязеуловителя типа ФГУ-700-4,0 производства Черновицкого аппаратного завода, Украина, 1976 г.в. Технические характеристики приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1 - Технические характеристики ФГУ НПС «Муханово»

Наименование параметра	Значение параметра
Диаметр корпуса фильтра, мм	1400
Диаметр фильтрующего элемента, мм	700
Диаметр отверстий фильтрующего элемента, мм	4,0
Давление условное, МПа	4,0
Диаметр приемно-выкидных патрубков, мм	700

1.4.2 Система автоматического регулирования давления САРД НПС «Муханово»

Узел САРД № 1 НПС «Муханово» располагается в отдельном блок-боксе на территории НПС и состоит из трех регулирующих заслонок HD-24 Ду-600, Ру-75 с исполнительными механизмами МЭО-М20-1000/8-0254-11АТЗ-43 и отсекающих задвижек, предназначен для контроля и регулировки рабочего давления по нефтепроводу.

1.4.3 Насосно-силовое оборудование НПС «Муханово»

На НПС «Муханово» установлено 4 МНА НМ 10000-210. Технические характеристики МНА НМ 10000-210 № 1, 3 и МНА НМ 10000-210 № 2, 4.

Таблица 1.2 - Технические характеристики МНА

Параметр	МНА НМ 10000-210 № 1, 3	МНА НМ 10000-210 № 2, 4
Подача Q, м3/ч	10000	12500
Напор Н, м	210	210
Диаметр рабочего колеса, мм	505	515
Тип муфты	УКПМ, типа УКМ-1668.00000	УКПМ, типа УКМ-1668.00000
Торцевые уплотнения	ТМ-120М	ТМ-120М
Тип электродвигателя	СТД-8000-2	СТД-8000-2
Мощность N, кВт	8000	8000
Частота вращения n, об/мин	3000	3000
КПДМНА, %	88	88

1.5 Вспомогательные системы насосного цеха

1.5.1 Система маслоснабжения МНА НПС «Муханово»

Система маслоснабжения магистральных насосных агрегатов предназначена для принудительной смазки подшипников качения и скольжения насосов и электродвигателей.

В качестве смазки подшипников применяется турбинное масло ТП-22. Техническая характеристика масла, применяемого в системе маслоснабжения, должно соответствовать требованиям ГОСТ-32-74.

Масло из рабочего маслобака забирается работающим маслонасосом типа Ш-40-19,5/4,0 проходит через маслофильтр и подается на маслоохладители, откуда поступает в аккумулирующий бак, расположенный на высоте 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°С до +55°С, регулировка температуры масла на выходе из маслоохладителя осуществляется открытием или закрытием жалюзей на атмосферных маслоохладителях. 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 0,03 МПа. Регулирование подачи масла к каждому подшипнику осуществляется с помощью подбора дроссельных шайб, устанавливаемых на подводящих маслопроводах.

1.5.2 Системы сбора и откачки утечек нефти НПС «Муханово»

Система служит для сбора утечек нефти и дренажа с МНА, САРД, ФГУ, ССВД и состоит из насосов откачки утечек типа 12НА9х4 -2 шт. и емкостей сбора утечек ЕП-40 объемом 40 м³ - 2 шт.

Утечки нефти с МНА, САРД, ФГУ, ССВД поступают в емкости сбора утечек нефти ЕП-40. Откачка нефти из емкостей сбора утечек ЕП - 40 производится автоматически, включением вертикального насоса типа 12НА9х4 в резервуар сброса ударной волны объемом 300 м³ или на прием насоса откачки утечек ЦНС - 60 - 330 и далее на прием насосной станции.

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

1.5.3 Системы автоматического пенного пожаротушения (АППТ) НПС «Муханово»

Система пенного пожаротушения включает в себя:

- насосную пенотушения с пожарными насосами типа 4К-6А, предназначенных для подачи раствора пенообразователя, позволяющий получить пену низкой, средней и высокой кратности, в стационарную сеть пенотушения;

- емкость для хранения пенообразователя объемом l,5 м³ и резервуары для воды РГС-50 2шт.;

- систему пенопроводов с арматурой и пеногенераторами для подачи раствора в насосную НПС, блок-бокс САРД, блок-бокс ССВД;

- систему автоматики пенотушения и пожарной сигнализации.

При поступлении сигнала пожара из любого защищаемого объекта, автоматически включается один из насосов типа 4К-6А подающий раствор пенообразователя в напорный коллектор к месту возгорания.

1.5.4 Система вентиляции НПС «Муханово»

Система приточно-вытяжной вентиляции насосной состоит из двух приточных вентиляторов с калориферами и двух вытяжных вентиляторов. В функции приточно-вытяжной вентиляции входит:

- ограничение максимальной концентрации паров в воздухе насосного зала;

- подача воздуха для отопления машинного зала и поддержания температуры в пределах требований, предъявляемых по техническим уровням установленного оборудования и аппаратуры автоматики;

- поддержания перепада давления между воздушной камерой уплотнения промежуточного вала и помещением насосного зала.

Промежуточный вал, соединяющий валы насоса и электродвигателя и проходящий через разделительную стенку, имеет уплотнение. Уплотнение находится под избыточным давлением, создаваемым приточными вентиляторами. Электрозал в этом случае находится под избыточным давлением воздуха за счет работы специальных подпорных вентиляторов.

В состав вытяжной вентиляции входят также дефлекторы, устанавливаемые на крыше насосной. Дефлекторы имеют шибера, регулирующие расход воздуха. Открытие шибера осуществляется при помощи троса.

1.6 Характеристика исходного сырья, энергии и продуктов производства

Характеристика перекачиваемых товарных нефтей приведена в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Характеристика перекачиваемых товарных нефтей

Наименование показателя	Единицы измерения	Предельные значения
		мин.	макс.
Плотность при 200С	кг/м3	858,9	862,1
Содержание воды	%	0,20	0,25
Содержание солей	мг/л	30	40
Содержание мехпримесей	%	отсутствует
Массовая доля серы	%	1,13	1,27
Кинематическая вязкость (при 200С)	Ст	11,75	15,51
Содержание парафина	%	-	-
Упругость паров	кПа	38,6	44,3

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

1.7 Порядок пуска и остановки НПС

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

В зависимости от пусковых характеристик электродвигателя и схемы электроснабжения программы пуска МНА могут предусматривать различные последовательности, отличающиеся положением задвижки на выходе насоса в момент пуска электродвигателя:

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

- на закрытую задвижку (программа пуска № 2);

- на открывающуюся задвижку (задвижка сдвинулась с закрытого положения или находится в промежуточном положении) (программа пуска № 3).

Программа пуска МНА предусматривает полное открытие входной задвижки до момента пуска электродвигателя. При наличии индивидуальных вспомогательных систем программа пуска МНА предусматривает их включение, таким образом, чтобы до момента пуска электродвигателя соответствующие параметры пришли в норму.

Программа пуска МНА не должна изменяться оператором во время программного пуска или программного отключения МНА.

Программа пуска на открытую задвижку является предпочтительной, так как обеспечивает наименьшие динамические нагрузки в трубопроводной обвязке МНА. Программу необходимо применять, если пусковые характеристики электродвигателя и схема электроснабжения рассчитаны на соответствующие пусковые режимы.

Программа пуска на закрытую задвижку применяется, если установленное электрооборудование не может обеспечить пуск на открытую задвижку.

Программа пуска на открывающуюся задвижку применяется, когда неприемлема программа на открытую задвижку и когда установленные у насоса задвижки имеют привод небольшой мощности и поэтому не могут быть открыты при перепаде давления, создаваемом насосным агрегатом при закрытой задвижке.

При режиме «Автоматический резервный» осуществляется автоматический пуск агрегата по программе пуска на открытую задвижку при отключении из-за неисправности одного из работавших насосных агрегатов устройствами агрегатной защиты.

При переводе агрегата в режим «автоматический резервный» должна осуществляться подготовительная программа пуска, включающая:

- открытие задвижек на приеме и выходе агрегата;

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

Если при (или после) выполнении подготовительной программы пуска появляется сигнал аварии вспомогательных систем агрегата, должна начать работу программа автоматического отключения насосного агрегата защитой с соответствующей сигнализацией.

Пуск двигателя насосного агрегата, находящего в режиме «автоматический резервный», осуществляется для МНА после получения сигнала подтверждения об отключении работавшего МНА по защитам.

При любом режиме должны исключаться пуск и работа агрегата, если не включены устройства автоматической защиты насосной и агрегата, либо эти устройства сработали и не деблокированы.

Программа автоматического отключения должна предусматривать остановку электродвигателя магистрального насосного агрегата, а также закрытие задвижек агрегата (если это предусмотрено выбранной программой пуска).

Закрытие агрегатных задвижек и отключение индивидуальных вспомогательных систем должно производиться после подтверждения остановки агрегата [2].

При применении программы пуска на закрытую задвижку должен быть предусмотрен запрет запуска агрегата, расположенного за последним (по потоку) из работающих агрегатов, в случае, если давление на выходе насосов (в коллекторе) столь велико, что при его суммировании с дифференциальным напором (который создаст подлежащий пуску агрегат) возникнет давление, превышающее уставку предельного максимального давления, установленную для задвижки или участка трубопровода от насоса до этой задвижки.

При срабатывании систем автоматической защиты магистральной насосной или МНА должна выполняться программа автоматического отключения МНА, которая не зависит от режимов управления для всех агрегатов.

Системы подпорной вентиляции (электродвигателей, камер беспромвального соединения, электрозала) должны включаться перед включением в работу МНА НПС.

Автоматическое отключение маслонасосов централизованной системы смазки МНА должно выполняться только после подтверждения отключения всех МНА, за исключением защиты «Пожар в маслосистеме».

Все программы пуска и остановки агрегатов и управления запорной арматурой должны предусматривать контроль продолжительности выполнения последовательности каждой операций по выполняемой программе.

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

В дипломном проекте рассматриваются вопросы автоматизации нефтеперекачивающей станции, в частности системы сглаживания волн давления.

Одним из измеряемых параметров в системе сглаживания волн давления является расход. В ССВД для этих целей планируется использовать ультразвуковые расходомеры фирмы ЕЕSiFlo серии 4000 с накладными датчиками, поэтому при проведении патентного поиска особое внимание было уделено поиску и анализу ультразвуковых расходомеров.

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 пять лет (2007-2011 гг.). Поиск проводился по индексам международной патентной классификации (МПК) - G 01 F 1/66 «Измерение объема или массы жидкостей, газов или сыпучих тел путем пропускания их через измерительные устройства непрерывным потоком с измерением частоты, фазового сдвига, времени распространения электромагнитных или других волн, например ультразвуковые расходомеры».

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» (2007-2011 гг.).

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	G 01 F 1/66	2298768 - 2436049	№ 2316733 «Способ и устройство для определения и контроля объемного и/или массового расхода» № 2375682 «Датчик ультразвукового расходомера» № 2410647 «Способ измерения расхода жидких сред и ультразвуковой расходомер (варианты)» № 2411456 «Расходомер жидких и газовых сред в напорных трубопроводах»

2.4 Анализ результатов поиска

Рассмотрим более подробно аналоги, перечисленные в таблице 2.1.

Патент России № 2316733. Расход, протекающий через трубу, измеряют ультразвуковым расходомером с двумя накладными ультразвуковыми преобразователями. Полученные в данный момент фактические измерительные сигналы или соответствующие фактические данные измерений сравнивают с хранящимися в памяти заданными измерительными сигналами или заданными данными измерений для вывода о том, каким источником ошибки - в измерительном устройстве (расходомере) или в системе: «труба-протекающая среда», вызвано отклонение. Выдают сообщение при возникновении отклонения между заданными и фактическими измерительными сигналами (данными измерений), лежащего вне заданного допустимого значения. В варианте осуществления измерительный сигнал описывают посредством выведенного соответствующего условного обозначения. Изобретение упрощает определение причины возникновения ошибки измерения.

Патент России № 2375682. Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения скорости потока жидких и газообразных сред ультразвуковым методом. Технический результат направлен на повышение точности измерений за счет уменьшения уровня реверберационных сигналов и уменьшения искажения полезного сигнала. Датчик ультразвукового расходомера содержит мерный участок трубопровода с установленными в нем обратимыми передающим и приемным пьезоэлектрическими преобразователями, каждый из которых состоит из соединенных между собой пьезоэлемента, звукопровода и демпфера, осуществляющих излучение и прием ультразвука в измеряемой среде без преломления, выполнен так, что длины звукопроводов излучающего и приемного пьезоэлектрических преобразователей не одинаковы. Длины звукопроводов отличаются на величину, кратную нечетному числу четвертей длины ультразвуковой волны в материале звукопровода на рабочей частоте пьезоэлектрических преобразователей.

Патент России № 2410647. Изобретения относятся к области расхода жидких сред и могут быть использованы в измерительных устройствах для измерения расхода жидкости с помощью ультразвука. Сущность: излучают пьезоэлектрическими преобразователями ультразвуковую волну по потоку и против него. Принятую ультразвуковую волну преобразуют в электрический сигнал. Компаратором из положительных полуволн электрического сигнала формируют последовательность прямоугольных импульсов с одинаковой амплитудой с информацией о времени прохождения ультразвуковыми волнами обоих направлений. Преобразуют ультразвуковую волну в синусоидальный электрический сигнал таким образом, что его первая полуволна всегда положительная. В расходомере по варианту первому электрический сигнал после прохождения приемно-усилительного тракта инвертируют. По варианту второму один из пьезоэлектрических преобразователей подключают к соответствующим входам-выходам управляемого коммутатора электродом противоположной полярности по отношению к другому преобразователю. Технический результат: повышение точности измерения расхода жидких сред путем устранения погрешности, обусловленной «эффектом Доплера».

Патент России № 2411456. Накладной расходомер содержит ультразвуковой излучающий преобразователь, приемный преобразователь, а также электронный блок приема и обработки сигналов. Оба преобразователя размещены на поверхности трубы в диаметрально противоположных точках. Излучающий преобразователь содержит элемент излучения объемных ультразвуковых волн, выполненный в виде упругого стержня (или трубки, заполненной жидкостью), изогнутого в плоскости осевого сечения трубы по форме дуги, кривизна которой пропорциональна скорости потока в заданном диапазоне скоростей. К концам элемента излучения подключены управляемые линии задержки ультразвуковых импульсов, идущих от ультразвуковых генераторов, размещенных в электронном блоке. Приемный преобразователь выполнен из пьезоэлемента, который имеет звуковой контакт с трубой в точках выхода ультразвуковых импульсов, проходящих через среду в трубе, а также по стенке трубы в поперечном ее сечении. Изобретение повышает точность измерения расхода протекающих сред при одновременном упрощении конструкции.

Патентные исследования показали, что на сегодняшний день существует достаточно большое количество ультразвуковых расходомеров, разнообразных по своему устройству и имеющих достоинства и недостатки.

Таким образом, большое количество найденных при поиске аналогов подтвердило целесообразность применения ультразвуковых расходомеров.

3. Автоматизация НПС

3.1 Описание процесса как объекта автоматизации

3.1.1 Требования к системе управления НПС

Объём автоматизации на насосных станциях зависят от способа перекачки нефти по нефтепроводу. На НПС «Муханово» применяется способ перекачки «из насоса в насос». При таком способе перекачки нефть с предыдущей станции поступает непосредственно в насос последующей. На промежуточных станциях нет резервуаров, что предотвращает потери продукта от испарения. Этот способ перекачки позволяет использовать подпор предыдущей станции и тем самым исключает необходимость установки подпорных насосов в отличие от других способов перекачки.

Функциональная схема автоматизации приведена на рисунке 3.1.

Управление НПС может осуществляться в двух режимах: местном или дистанционном (телемеханическом).

Местное управления НПС осуществляется в трех режимах:

- кнопочный (ручной) - насосный агрегат и задвижки управляются отдельными кнопками на щите управления;

- автоматический - пуск и остановка агрегата происходит по заданной программе при нажатии кнопки «Пуск» («Cтоп»). При аварии и срабатывании противоаварийной защиты (ПАЗ) агрегат останавливается автоматически;

- автоматический резерв - насосный агрегат включается автоматически при остановке системой ПАЗ любого из работающих насосных агрегатов.

Пуск насосных агрегатов производится после выполнения всех подготовительных мероприятий, а также после проверки нормальной работы всех вспомогательных систем (маслосмазки, САРД и др.) по параметрам контрольно-сигнальной аппаратуры.

Рисунок 3.1 - Функциональная схема автоматизации



Рисунок 3.1 - Функциональная схема автоматизации (продолжение)

В таблице 3.1 приведена перечень КИП и средств автоматики.

Таблица 3.1 - Перечень КИП и средств автоматики

Поз. обозначение	Наименование	Кол-во, шт	Примечание
1	Термопреобразователь сопротивления
	ТСМ 012-19.50 РГАЖ 4.819.002-16	1
	вид взрывозащиты - 1ExdIICT4
2, 15	Датчик перепада давления	3
	Сапфир 22МТ-Вн-2440-02-У2**-0,5-
	-250кПа/16-42-Н1
	вид взрывозащиты - 1ExdIIВТ5
3, 4, 13	Манометр показывающий МТИ-1246	3
5	Датчик избыточного давления	1
	ROSEMOUNT 2088G-3-S-22-D-1-B4-ED-Q4
	вид взрывозащиты - 1ExdIIСТ5
6,12	Датчик избыточного давления	2
	ROSEMOUNT 2088G-4-S-22-D-1-B4-ED-Q4
	вид взрывозащиты - 1ExdIIСТ5
7, 8, 14	Сигнализатор давления CCS 646GEMY11-7008	3
9	Сигнализатор уровня OMUV 05/1	1
	вид взрывозащиты - ЕExdIIВТ5
10	КСАП	1
11	Устройство регулирующее BIFFI	2
16, 17	Блок управления задвижками с электроприводом	24

Система автоматизации НПС предназначена для централизованного контроля, защиты и управления оборудованием НПС и должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима ее работы, а также его изменение по командам оператора НПС или диспетчера РДП (ТДП). Такая система должна обеспечивать выполнение следующих основных функций:

- защита оборудования НПС (общестанционными и агрегатными защитами);

- управление оборудованием НПС;

- регулирование давления (расхода) в магистральном нефтепроводе;

- контроль технологических параметров и параметров состояния оборудования;

- отображение и регистрация информации;

- связь с другими системами.

3.1.2 Требования к защите оборудования НПС

Объекты нефтепроводного транспорта, как носители опасных и вредных факторов, относятся к категории повышенной опасности. Основными факторами, определяющими категорию повышенной опасности НПС «Муханово» являются:

- взрыво- и пожароопасность нефтегазовой среды;

- способность нефтегазовой среды проникать в закрытые полости и пространства, здания и сооружения, скапливаться в различных углублениях;

- опасные значения технологических параметров, в том числе высокие давления;

- большие скорости распространения волн давления от гидравлических ударов, возникающих при аварийных остановках технологического оборудования и изменениях режимов работы.

Поэтому на НПС «Муханово» предусматривается контроль и защита технологического оборудования. Они подразделяются на агрегатные и общестанционные.

При агрегатном контроле в случае отклонений параметров от заданных производится отключение агрегата. Контроль ведется за такими параметрами как:

- температура подшипников насоса и двигателя;

- температура корпуса насоса и двигателя;

- вибрация агрегата;

- понижение давления масла для охлаждения подшипников;

- электрическая защита.

При общестанционном контроле обеспечиваются защиты по параметрам:

- давление на всасе станции;

- давление на выкиде станции;

- давление к коллекторе;

- загазованность, сигнализация о пожаре и затоплении.

Общестанционные защиты в свою очередь делятся на допускающие запуск и не допускающие дистанционный запуск. К первым относятся защиты по давлениям, то есть при срабатывании этих защит возможен повторный дистанционный запуск агрегатов, если давление пришло в норму.

При срабатывании вторых (пожар, загазованность, затопление) запуск нефтенасосной возможен только при деблокировании защит оперативным персоналом.

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

- одновременное отключение всех работающих магистральных агрегатов;

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

Для защиты магистрального трубопровода и НПС по давлениям должны применяться две защиты.

Эти защиты выполняются самостоятельными контурами, включающими индивидуальные датчики, и настраиваются на разные значения давления (предельное и аварийное) и обеспечивают взаимное дублирование.

Защиты по аварийным давлениям должны предусматривать отключение всех работающих магистральных агрегатов.

Защиты по предельным давлениям должны воздействовать на отключение одного (первого по потоку) агрегата. При сохранении предельного давления должно осуществляться отключение следующего (по потоку) агрегата и т.д.

Срабатывание защит по давлению на приеме насосной осуществляться с выбираемой в пределах до 15 секунд выдержкой времени, необходимой для исключения их срабатывания при прохождении воздушных пробок, запуске агрегатов, отключении агрегатов на соседних станциях и т.п.

Защиты по пожару, по затоплению, по аварии в системе маслоснабжения и аварийное отключение станции кнопкой предусматривают одновременное отключение всех работающих магистральных агрегатов, в остальных случаях предусматривается поочередное отключение всех работающих магистральных агрегатов.

Защиты по пожару, затоплению, превышению допустимого уровня загазованности (аварийный уровень или длительное (более 10 минут) сохранение предельного уровня), аварийному уровню нефти в емкостях сбора утечек и сброса ударной волны, аварийному уровню в маслобаках маслосистемы, минимальному давлению воздуха камер беспромвального соединения, аварии вспомогательных систем: подачи масла к подшипниковым узлам, охлаждения электродвигателей, подпорной вентиляции (камер беспромвального соединения, электродвигателей, электрозала) и аварийное отключение НПС кнопкой «Стоп» предусматривают закрытие задвижки подключения НПС к магистральному нефтепроводу.

В помещении, где возник пожар, должны быть отключены все системы вентиляции.

При срабатывании газосигнализаторов в помещении должна автоматически включаться аварийная вентиляция.

Датчики газосигнализаторов должны устанавливаться в производственных помещениях и в заглубленных помещениях и приямках в пределах территории взрывопожароопасной установки, куда возможно проникновение взрывоопасных газов и паров извне.

При срабатывании защит по параметрам, отклонение которых от нормы вызвано изменениями режима в трубопроводе, должна предусматриваться возможность повторного дистанционного пуска насосных агрегатов из РДП после выяснения причины нарушения режима.

Срабатывание предупредительных и аварийных защит должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией в операторной и МДП.

Для аварийной звуковой сигнализации на территории допускается использовать общую сирену на НПС, которая слышна во всех помещениях.

В операторной, МДП и помещении насосной следует предусматривать кнопки аварийного отключения насосной.

Вне помещения насосной вблизи всех эвакуационных выходов в доступных и безопасных местах должны устанавливаться кнопки «Стоп» для аварийного отключения насосной по пожару.

В таблице 3.2 приведена перечень блокировок (ПАЗ).

Таблица 3.2 - Перечень блокировок (ПАЗ)

Номер блокировки	Технологический параметр	Действие блокировки
1	Давление на входе МНС < < 0,7 МПа	Запрет включения агрегатов следующих по ходу нефти
2	Давление на входе МНС < 0,5 МПа	Через 15с - отключение агрегата первого по ходу нефти
3	Давление на входе МНС < 0,45 МПа	Через 20с - аварийное отключение НПС
4	Уровень утечек в МНС	Аварийное отключение НПС при уровне 70мм от дна
5	Давление на входе блок-бокса РД 4,55 МПа	Запрет включения агрегатов следующих по ходу
6	Давление на входе блок-бокса РД 5,65 МПа	Отключение агрегата первого по ходу нефти
7	Давление на входе блок-бокса РД 6 МПа	Аварийное отключение НПС
8	Давление на выходе блок-бокса РД 5,2 МПа	Отключение агрегата первого по ходу нефти
9	Давление на выходе блок-бокса РД 5,5 МПа	Аварийное отключение НПС

3.2 Система автоматизации НПС «Муханово»

3.2.1 Назначение системы автоматизации НПС «Муханово»

Система автоматизации НПС предназначена для контроля, защиты и управления оборудованием НПС. Она должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима работы насосной станции и его изменение по командам с АРМ оператора-технолога и по каналам телемеханики из территориального диспетчерского пункта (РДП).

Система автоматизации НПС выполняет следующие функции:

- выполнение общестанционных защит по аварийным и предельным значениям контролируемых параметров и при отказах вспомогательных систем;

- программное управление и поддержание заданного режима НПС и нормальных условий эксплуатации;

- контроль параметров технологического процесса и параметров состояния оборудования;

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

- контроль готовности к запуску магистральных насосных агрегатов;

- управление (программный и кнопочный пуск, программное и кнопочное отключение), контроль режима работы и защита магистральных насосных агрегатов;

- задание уставок САР давления в нефтепроводе;

- корректировка уставки САР при пуске магистрального агрегата;

- контроль положения заслонок регулирования давления;

- управление (открытие, закрытие, стоп) и контроль задвижек НПС;

- управление (открытие, закрытие, стоп) и контроль агрегатных задвижек магистрального насосного агрегата;

- программное управление и контроль работы оборудования вспомогательных систем, включая АВР:

а) маслосистемы МНС;

б) системы подпорной вентиляции электрозала;

в) приточно-вытяжной вентиляции насосной;

г) системы беспромвальной вентиляции МНС;

д) системы откачки утечек;

е) приточно-вытяжной вентиляции КРД;

ж) вытяжной вентиляции ССВД;

- контроль и управление узлом пропуска скребка;

- контроль и управление системой ЗРУ;

- контроль и управление системой автоматического пожаротушения;

- прием и передача сигналов в систему телемеханики;

- формирование:

а) кадров отображения технологического процесса;

б) табличных форм отображения информации;

в) форм печати оперативных сообщений;

г) архивных данных;

д) отчетных документов.

3.2.2 Технические характеристики системы автоматизации

Технические характеристики системы автоматизации приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Технические характеристики системы автоматизации

Функциональные возможности	Требования к выполняемым функциям
Интервал времени от появления сигнала на входе модуля ввода до появления реакции на выходе модуля вывода при работе программ автоматической защиты и регулирования вывода, не более	0,5 с
Время обработки сигналов и появления сообщения на экране, не более	2 с
Время обновления кадров на экране и регистрации сообщений устройством печати не должно превышать	2 с
Время передачи управляющего сигнала с клавиатуры, не более	0,5 с
Питание Системы автоматизации:	Трехфазный переменный ток U = = 220 В 20 %, f= 50 Гц 2%
Время сохранения работоспособ-ности при пропадании напряжения питания от источников бесперебойного питания (без питания аварийной звуковой и световой сигнализации), не менее:	1,0 час
Вид взрывозащиты оборудования, устанавливаемого во взрывоопасных зонах (категорий В-1а, В-1 г):	Искробезопасная электрическая цепь уровня не ниже «ib» или «взрывонепроницаемая оболочка»
Основная приведенная погрешность измерительных каналов, не более: - температура нефти (абс. погрешность, град С); - температура подшипников, масла, воздуха (абс. погрешность, град С); - сила эл.тока, напряжение; - виброскорость(среднекв. значение); - загазованность; - давление нефти на входе, в коллекторе и на выходе МНС; - давление нефти, масла, воды, воздуха	1,0 1,0 0,8% 5,1% 5% 0,4% 0,8%
Назначенный срок службы системы автоматизации	10 лет

3.2.3 Назначение системы автоматизации НПС «Муханово»

Микропроцессорная система автоматизации (СА) НПС имеет двухуровневую структуру. Она приведена на рисунке 3.2.

Верхний уровень СА включает в себя программируемые логические контроллеры, АРМ оператора НПС в операторной МНС и операторной МДП, реализованные на базе двух рабочих станций (PC) - IBM-совместимых персональных компьютеров.

Контроллеры и PC работают в локальной вычислительной сети.

Верхний уровень СА НПС обеспечивает:

- сбор информации от преобразователей сигналов нижнего уровня;

- фильтрацию, линеаризацию и масштабирование входных аналоговых сигналов;

- формирование управляющих воздействий на исполнительные механизмы системы;

- мониторинг технологического процесса;

- оперативное управление технологическим процессом;

- архивацию событий нижнего уровня и действий оператора;

- связь с РДП по выделенным телефонным каналам с использованием коммуникационных контроллеров.

Каждый из PC АРМ может работать независимо друг от друга, для чего имеет в своем составе модуль сетевой для подключения к полевой шине интерфейса RS 485 по протоколу SDLC. Каждый компьютер подключается к собственной полевой шине. Тем самым обеспечивается «горячий» резерв АРМа оператора-технолога.

К компьютеру РС2 АРМ оператора-технолога в МДП подключен принтер для распечатки отчетов о работе станции.

На принтер выводится следующая информация:

- таблицы, выводимые на экран;

- периодические отчеты о работе НПС;

- перечни аварийных ситуаций за сутки, неделю, месяц;

- перечни моментов конкретных неисправностей.

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

Рисунок 3.2 - Структурная схема микропроцессорной системы автоматизации НПС «Муханово»

В системе предусмотрено использование следующих программируемых логических контроллеров:

- контроллер центральный (КЦ), устанавливаемый в операторной МНС (шкаф управления ШУ1) и выполненный по схеме «горячего» резервирования, выполняющий функции противоаварийных автоматических общестанционных защит в части загазованности помещений НПС и вибрации МНА, а также обеспечения связи с РДП через коммуникационный контроллер;

- контроль и управление (открыть/закрыть/стоп) задвижками узла ФГУ №№ 1-6, задвижками подключения ССВД №№ 7,8, задвижками блок- бокса РД №№ 17-22, задвижкой № 1-13 на выходе сборника нефти ССВД;

- включение обогрева импульсных линий датчика перепада давления на фильтрах-грязеуловителях.

Входные сигналы о состоянии задвижек, включенном или выключенном состоянии MB МНА поступают на вход блоков БИУ и по канальному интерфейсу RS-485 передаются на вход модуля центрального процессорного устройства. Управляющие воздействия на исполнительные механизмы поступают с выходов БИУ.

Контроллер УСО 2 выполняет:

- прием через блоки БИ аналоговых и дискретных сигналов датчиков и сигнализаторов, контролирующих технологические параметры работы МНА №№ 1-4 (температуры обмоток и сердечников статора фаз, температура воздуха на входе и выходе электродвигателя, температура нефти в корпусе насоса, температуры подшипников, давление на выходе насоса, давления масла на входе в подшипники агрегата);