Автоматизация нефтеперекачивающей станции "Муханово" ОАО "Самаранефтегаз"

- прием через блоки БИ аналоговых и дискретных сигналов датчиков и сигнализаторов вспомогательных систем МНС:

- температура воздуха в помещениях насосной, электрозала, б/б РД, б/б ССВД;

- температура воздуха на приеме приточных вентиляторов №№ 1,2 насосной и подпорных вентиляторов №№ 1,2 электрозала;

- температура масла к подшипникам МНА;

- давления на выходе маслонасосов №№ 1,2;

- перепад давления на маслофильтрах;

- уровни нефти в емкости №№ 1,2 сборника утечек и емкости ССВД;

- минимальных давлений на выходе приточных и вытяжных вентиляторов насосной, подпорных вентиляторов электрозала, беспромвальных вентиляторов №№ 1,2, вытяжных вентиляторов б/б ССВД, приточных и вытяжных вентиляторов б/б РД;

- минимальных давлений на выходе насосов №№ 1,2 откачки утечек, погружных насосов №№ 1,2;

- минимальных и максимальных уровней в маслобаках №№ 1,2;

- минимальных уровней в аккумулирующем баке и резервуарах для дизельного топлива №№ 1,2;

- реле контроля наличия напряжения ДЭС и секций №№ 1,2 КТП-400кВА;

- прием через блоки БИУ дискретных информационных сигналов включения/отключения электродвигателей вытяжных вентиляторов ССВД, масляных выключателей вводов 1,2 и секционных выключателей КТП-400кВА, а также, информационных сигналов контроля наличия напряжения цепей управления исполнительными органами вытяжных вентиляторов №№ 1,2 ССВД;

- выдача через блоки БИУ сигналов управления на включение/отключение ДЭС, вытяжных вентиляторов №№ 1,2 ССВД.

Блоки БИ и БИУ разделены на две группы, каждая из которых соединена отдельной информационной шиной. В первую группу включены блоки БИ, принимающие входные сигналы от датчиков, сигнализаторов МНА № 1,2.

Во вторую группу включены блоки БИ, принимающие входные сигналы от датчиков, сигнализаторов МНА № 3,4 и БИУ вспомогательных систем МНС.

Контроллер УСО 3 выполняет:

- прием через блоки БИ и БИУ дискретных информационных сигналов аппаратуры контроля и управления MB МНА №№ 1-4;

- включение/отключение через блоки БИУ MB МНА №№ 1-4;

- прием через блоки БИУ информации аппаратуры контроля и управления агрегатными задвижками №№ 9-16 МНА и формирование команд управления исполнительными механизмами задвижек.

Блоки БИ и БИУ контроллера УСО 3 также распределены на две группы, каждая из которых соединена отдельной информационной шиной. В первую группу включены блоки контроля и управления MB агрегатов МНА №№ 1,2 и их задвижек. Во вторую группу включены блоки контроля и управления MB и задвижек агрегатов МНА №№ 3,4.

Контроллер УСО 4 выполняет:

- прием через блоки БИУ информации аппаратуры контроля и управления агрегатами вспомогательных систем (маслонасосы №№ 1,2, приточные вентиляторы №№ 1,2 насосной, вытяжные вентиляторы №№ 1,2 насосной, подпорные вентиляторы №№ 1,2 электрозала, приточные вентиляторы №№ 1,2 б/б РД, насосы откачки утечек №№ 1,2, погружные насосы №№ 1,2, вентиляторы №№ 1,2 беспромвальных камер, вытяжные вентиляторы №№ 1,2 РД, электрокалориферы №№ 1,2 приточной вентиляции насосной, электрокалориферы №№ 1,2 приточной вентиляции электрозала, электрокалориферы №№ 1,2 приточной вентиляции б/б РД) и формирование команд управления исполнительными механизмами;

- прием через блоки БИ информации преобразователей силы тока и активной мощности МНА №№ 1-4, преобразователей силы токов вводов №№ 1,2, преобразователей напряжения секций 1,2 10 кВ, реле контроля напряжения секций 1,2 10 кВ, секций 1,2 КТП-6ЗО кВА, реле контроля исправного состояния ЗРУ, реле контроля работы АЧР;

- прием через блоки БИУ информации микропереключателей приводов MB о включенном/отключенном состоянии MB вводов 1,2, секционного выключателя ввода 10 кВ, трансформаторов ТСН 1,2, MB вводов 1,2 КТП-630 кВА, секционного выключателя КТП-630 кВА.

Блоки БИ и БИУ контроллера УСО 3 также распределены на две группы, каждая из которых соединена отдельной информационной шиной. В первую группу включены блоки контроля и «основного» контура вспомогательных систем МНС. Во вторую группу включены блоки контроля и управления «резервного» контура вспомогательных систем МНС и блоки БИ и БИУ, отвечающие за связь с оборудованием системы энергообеспечения.

Контроллер УСО 5 выполняет:

- прием по интерфейсу RS 485 сигналов расходомера нефти на приеме и выходе НПС;

- прием от блока БИ аналоговых сигналов датчиков давления нефти на приеме и на выходе узла пропуска скребка;

- прием от блока БИ дискретных сигналов сигнализатора прохождения очистного устройства узла пропуска скребка;

- прием от блоков БИУ сигналов концевых выключателей и блок-контактов магнитных пускателей задвижек узла пропуска скребка №№ 23-32 и выдачу управляющих сигналов на исполнительные органы данных задвижек.

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

Связь между КЦ, контроллерами УСО, а также модулями контроллеров УСО осуществляется по интерфейсу RS 485.

В составе СА предусмотрено использование контроллера системы автоматического пожаротушения КСАП-01, расположенного в операторной (ШУП).

Контроллер системы автоматического пожаротушения КСАП осуществляет прием от пожарных извещателей аналоговых сигналов о пожаре в насосной, энергозале, маслоприямке, блок-боксах ССВД и РД, дизельной, ЗРУ, КТП и ЩСУ и формирует сигналы на включение пожарной сигнализации в помещениях НПС и пожаротушение в автоматическом или ручном режиме (в зависимости от установки режима пожаротушения в КСАП-01).

Контроллер осуществляет прием сигналов от датчиков уровня в резервуарах раствора пенообразователя, резервуаров противопожарного запаса воды №№ 1,2, датчиков давления на выходе насосов системы пожаротушения №№ 1,2, реле контроля наличия напряжения, блок-контактов магнитных пускателей исполнительных органов насосов и задвижек и конечных выключателей задвижек и осуществляет передачу управляющих сигналов на исполнительные устройства насосов и задвижек пожаротушения №№ 1-п, 1а-п, 2-п, 3-п, 4-п, 5-п.

Контроллер КСАП-01 подключается к КЦ по резервированной полевой шине (интерфейс RS 485 SDLC).

Контроллеры имеют средства самоконтроля, обеспечивающие тестовый контроль:

- функционирования активных элементов;

- программ пользователя;

- интерфейсных магистралей;

- функционирования всех модулей ввода-вывода;

- резервного источника питания.

При обнаружении неисправности, система автоматизации индицирует ее характер и место, и формирует сигналы, которые могут быть использованы для принятия мер по устранению последствий отказа.

В АРМ оператора-технолога входит технологический блок ручного управления (БРУ), установленный в ШУ2 и обеспечивающий функциональное резервирование микропроцессорной системы автоматизации - аварийную сигнализацию и непосредственное управление отключением НПС и отдельных МНА.

БРУ предусматривают световую сигнализацию непосредственно от источников сигналов. На блоке ручного управления расположены кнопки подачи команд управления непосредственно на исполнительные устройства (магнитные пускатели агрегатов или соленоиды масляных выключателей).

БРУ системой пожаротушения, установленной в операторной (ШУИ) также предусматривают световую сигнализацию непосредственно от источников сигналов. На блоке ручного управления расположены кнопки подачи команд управления непосредственно на исполнительные устройства задвижек и насосов системы пожаротушения.

На пожпосту устанавливается блок пожпоста (БП), предназначенный для звуковой и визуальной сигнализации пожара в помещениях НПС и контроля за работой оборудования системы пожаротушения с панели оператора, установленной на блоке.

3.2.4 Функции, выполняемые системой автоматизации НПС «Муханово»

Система автоматизации является многофункциональным, многоканальным изделием.

Первичная информация о технологических параметрах, параметрах состояния оборудования и окружающей среды помещений НПС, формируемая с помощью аналоговых измерительных приборов (датчики давления, перепада давления, температуры, вибрации, силы тока, уровня) и сигнализирующих приборов релейного типа (датчики-реле напора, сигнализирующие манометры и реле давления, сигнализаторы уровня), поступает на блоки БИ или БИУ программируемых логических контроллеров связи с объектом (контроллеров УСО).

Токовые или потенциальные сигналы преобразуются в цифровой код для обработки в процессоре контроллера.

Состояния «включено/выключено» входных цепей преобразовываются в уровень сигналов, необходимых для работы контроллера.

Функции контроля в СА заключаются в непрерывном мониторинге значений технологических параметров, параметров состояния оборудования и окружающей среды в помещениях. Сигналы от устройств нижнего уровня подвергаются первичной обработке. Для аналоговых сигналов первичная обработка включает:

- преобразование аналогового сигнала в цифровой код;

- фильтрацию высокочастотных колебаний сигнала («единичное» измерение вычисляется как среднее значение по 8 измерениям, за исключением крайних значений, выполненным в течение 5 мс);

- определение текущего значения параметра как среднего значения 4 последних «единичных измерений», выполняемых с заданным при генерации системы периодом;

- установление факта недостоверности текущего значения параметра по выходу за допустимые пределы его абсолютного значения или скорости его изменения (отображение и вывод на печать этих параметров выполняются с меткой недостоверности);

- сравнение текущих значений параметров с 4 уставками (2 верхними и 2 нижними предельными значениями), задаваемыми при генерации системы индивидуально для каждого параметра;

- фильтрацию случайных колебаний текущего значения параметра вокруг уставок в течение заданного при генерации системы для каждого параметра интервала времени (в том числе нулевого);

- запуск соответствующих задач дальнейшей обработки и управления при стабильном (в течение указанного времени) выходе параметра за уставки, а также при его возврате к норме;

- расчет действительного текущего значения параметра в принятых единицах измерения.

Первичная обработка дискретного сигнала включает:

- выявление факта изменения сигнала;

- фильтрацию случайных колебаний входного сигнала в течение заданного при генерации системы для каждого параметра интервала времени (в том числе нулевого);

- запуск соответствующих задач дальнейшей обработки и управления.

Функции управления предусматривают пуск и остановку каждого магистрального насосного агрегата (в том числе программный - по одной команде), управление отдельными узлами агрегатов, управление вспомогательными системами, запорной и коммутационной аппаратурой.

Предусматривается два режима управления станцией в целом, задаваемые с АРМ оператора-технолога (с клавиатуры АРМ):

1) ТУ - управление из РДП по каналам телемеханики;

2) МЕСТ - режим программного управления из операторной;

Для каждого магистрального насосного агрегата предусматриваются следующие режимы управления:

1) режим управления из РДП по каналам телемеханики (ТУ) - программный пуск и остановка насоса по команде из РДП;

2) автоматический (АВТ) - программный пуск и остановка насоса по команде с рабочего места оператора;

3) автоматическое включение резерва (РЕЗ) - данный агрегат запускается автоматически при отключении одного из работающих агрегатов собственной защитой. При запуске агрегата, находящегося в качестве резервного, его режим автоматически меняется на ТУ или АВТ в зависимости от режима управления станцией;

4) кнопочный (КНОП) - индивидуальное управление с пульта оператора отдельными узлами агрегата (электродвигателем и задвижками);

5) испытательный (ИСП) - при выполнении программы пуска не формируется команда на включение двигателя;

6) ремонт (РЕМ) - управление агрегатом из любого пункта невозможно.

Программный пуск магистрального насосного агрегата может выполняться по одной из программ, задаваемых с рабочего места оператора индивидуально для каждого агрегата:

1) на открытую выходную задвижку - электродвигатель включается после полного открытия входной и выходной задвижек. Защита по «нормальному» максимальному уровню вибрации блокируется на время открытия входной задвижки, пуска двигателя и в течение заданного времени после запуска двигателя;

2) на закрытую выходную задвижку - электродвигатель включается после полного открытия входной задвижки, затем открывается выходная задвижка. Защита по «нормальному» максимальному уровню вибрации блокируется на весь интервал времени от начала открытия входной задвижки до конца открытия выходной задвижки;

3) на открывающуюся выходную задвижку - полное открытие входной задвижки, подача команды на открытие выходной задвижки и, спустя заданный интервал времени с начала ее открытия, включение электродвигателя. Защита по «нормальному» максимальному уровню вибрации блокируется от начала открытия входной до конца открытия выходной задвижки.

При выборе режима РЕЗ управления агрегатом его задвижки автоматически открываются, и ему автоматически назначается программа пуска 1.

При выборе режима КНОП автоматически назначается программа пуска О (отсутствие программы).

При назначении программ пуска 2 и 3 для неработающего агрегата находящегося в режиме ТУ, АВТ и ИСП, автоматически закрываются его выходные задвижки.

В процессе программного пуска система автоматизации выполняет всю необходимую последовательность действий, включая выдачу команд на исполнительные устройства, проверку исполнения команд и соблюдения необходимых условий, блокировку на определенных этапах некоторых защит агрегата (например, по вибрации) и т.д.

При любом режиме управления насосными агрегатами и станцией в целом блок ручного управления обеспечивает аварийную сигнализацию и непосредственное управление отключением НПС и отдельных агрегатов и управление задвижками подключения станции.

Для агрегатов вспомогательных систем (насосов, вентиляторов и др.) предусматриваются следующие режимы управления:

1) основной - работа в автоматическом режиме в качестве основного агрегата;

2) резервный (при наличии не менее двух агрегатов данного назначения) - автоматический запуск данного агрегата в качестве резервного при неисправности основного;

3) кнопочный - управление агрегатом (пуск/остановка) с PC оператора. Автоматическое управление агрегатом в этом режиме исключается;

4) местный - управление агрегатом (пуск/остановка) с помощью установленных по месту кнопок;

5) ремонт - управление агрегатом из любого пункта невозможно.

Назначение режима производится исходя из условия, что выбранный уровень управления допускает управление на более низких уровнях, но не допускает управления с более высоких уровней.

Для контролируемых системой автоматизации задвижек узла ФГУ №№ 1-6, задвижек подключения ССВД №№ 7,8, задвижек блок-бокса РД №№ 17-22, задвижек узла пропуска скребка №№ 23-32 предусмотрены режимы дистанционного и местного управления. Режим управления задвижками определяется положением переключателя на соответствующей станции управления. В режиме дистанционного управления возможно управление задвижкой, как с PC оператора, так и из РДП (при подключении данной задвижки к системе телемеханики), в зависимости от режима управления станцией.

Функции защит предусматривают отключение отдельных насосных агрегатов, или станции в целом с отключением вспомогательных систем и с закрытием задвижек подключения НПС при достижении аварийных значений соответствующими технологическими параметрами или при поступлении сигналов от приборов релейного типа, контролирующих соответствующие параметры состояния оборудования и окружающей среды (или от установленных по месту кнопок).

Защита магистральных насосных агрегатов по вибрации осуществляется по достижении контролируемым параметром разных предельных значений при различных режимах: в стационарном режиме - по достижении «нормального» аварийного значения, а при пуске любого из агрегатов в любом режиме управления - по достижении сверх аварийного значения.

Функции защит и тревожной сигнализации резервируются с помощью кнопок аварийной остановки насосных агрегатов и станции в целом, устанавливаемых по месту и в технологическом блоке ручного управления (БРУ) и пожарном БРУ.

Аварийные сигналы поступают в БРУ, минуя микропроцессорную систему, непосредственно от сигнализирующих приборов, а управляющие сигналы от местных кнопок аварийной остановки насосных агрегатов и кнопок БРУ поступают непосредственно на соответствующие исполнительные устройства.

Информация о срабатывании местных кнопок аварийной остановки и кнопок БРУ поступает в ПЛК и при работающей микропроцессорной системе регистрируется на верхнем уровне системы автоматизации.

Функции противопожарной сигнализации и защиты резервируются с помощью блока пожпоста и кнопок аварийного запуска агрегатов и задвижек пожаротушения станции в целом, устанавливаемых в пождепо и пожарном блоке ручного управления, установленном в операторной МНС совместно с КСАП-01 в ШУП.

Блок пожпоста предназначен для звуковой и визуальной сигнализации пожара в помещениях НПС и контроля за работой оборудования системы пожаротушения с расположенной в нем панели оператора UniOP.

3.2.5 Программное обеспечение системы автоматизации НПС «Муханово»

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

- обработки первичной информации;

- управления и контроля магистральных насосных агрегатов, вспомогательных систем и запорной арматуры НПС;

- контроля технологических параметров, параметров окружающей среды и защиты НПС;

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

- обработки команд управления с верхнего уровня;

- обмена информацией с РДП и связи с линейной телемеханикой.

Программное обеспечение верхнего уровня (прикладное программное обеспечение PC АРМ оператора-технолога), разработанное на основе SKADA- пакета FIX фирмы Intellution (США), реализует отображение информации на экранах мониторов PC (видеокадры, табличные формы, графики) для выполнения технологического мониторинга, формирование трендов по измеряемым параметрам, формирование архивной информации, файлов журнала событий и системного журнала, формирование команд управления с пульта оператора-технолога.

Кроме обеспечения основных задач ПО системы автоматизации реализует дополнительные специальные функции, необходимые для работы оператора в реальной обстановке (при регламентных работах, ремонте, тестировании работы Системы автоматизации и др.):

- маскирование параметров - принудительное введение запрета на обработку соответствующего аналогового или дискретного входного сигнала от датчика (на случай неисправности датчика или временного отсутствия его в системе);

- установление признака недостоверности аналоговых параметров системными средствами (по выходу за допустимые пределы по абсолютному значению или скорости изменения параметра) или ручным вводом; при этом отображение и вывод на печать этих параметров выполняется с меткой недостоверности;

- имитация аналоговых параметров - игнорирование физического входа и замещение текущего значения параметра значением, введенным с операторской станции; отображение и печать значения имитируемого параметра выполняется с соответствующей меткой;

- испытательный режим аналоговых и дискретных параметров, при котором по предельным значениям параметра выдаются только оперативные сообщения с соответствующей меткой без выдачи управляющих сигналов;

- имитация состояния задвижек (кроме агрегатных) - имитация открытого или закрытого положения задвижки при маскировании сигналов от концевых выключателей (для неисправных задвижек или при отсутствии напряжения в цепи управления);

- квитирование звуковой сигнализации (зуммера) и световой сигнализации (пульсации на видеокадре);

- ограничение доступа к системе;

- по паролю оператора - разрешение текущей работы по управлению технологическим процессом и оборудованием НПС, выставления режимов телеуправления для НПС и отдельных магистральных и подпорных насосных агрегатов, маскирования, имитации и задания испытательного режима параметров;

- по паролю лица, ответственного за безопасную работу НПС - разрешение корректировки уставок срабатывания общестанционных и агрегатных защит, корректировки временных уставок, констант генерации, предельных значений аналоговых параметров и ручного ввода параметров состояния оборудования.

Сформированные системой автоматизации сигналы на управление технологическими объектами с помощью модулей вывода, осуществляющих коммутацию выходного напряжения на активную и/или индуктивную нагрузку, передаются на соответствующие исполнительные устройства [3].

Связь Системы автоматизации с РДП и линейной телемеханикой осуществляется по выделенным телефонным каналам через аппаратуру телемеханики (коммуникационный контроллер).

3.3 Аппаратура виброконтроля СВКА 1-02.03

Устройство предназначено для преобразования механических колебаний в электрический сигнал, для измерения среднеквадратических значений виброскорости и мгновенных значений ускорения, а также непрерывного преобразования сигнала в унифицированный сигнал постоянного напряжения и тока [4].

В состав устройства виброконтроля СВКА 1-01.03 входят:

- вибропреобразователь АСН 066-02;

- блок электронный СВКА 1-02.03;

- коробка распределительная КР11;

- кабели.

Принцип действия вибропреобразователя основан на использовании явления пьезоэффекта. При воздействии вибрации пьезоэлемент деформируется под воздействием инерционной силы, пропорциональной действующему ускорению. При этом на обкладках пъезоэлемента или пьезомодуля появляется знакопеременный заряд, пропорциональный в рабочей полосе частот действующему ускорению. Напряжение, создаваемое этим зарядом, поступает на вход согласующего усилителя [5].

Согласующий зарядовый усилитель (СЗУ) необходим для согласования выходного сопротивления вибропреобразователя с линией связи и вторичной аппаратурой. СЗУ расположен в корпусе распределительной коробки. Электрический сигнал с СЗУ поступает на вход электронного блока. Пьезоэлектрический вибропреобразователь преобразует контролируемую вибрацию в электрический сигнал. Блок-схема устройства виброконтроля СВКА 1-02.03 приведена на рисунке 3.3.

1...12 -вибропреобразователь; 13...24 - коробка распределительная КР11; 25 - блок электронный; 38...49 - блок измерительный; 50 - блок контроля и индикации; 51 - блок питания; 52, 53 -плата интерфейсная по заказу; 54...82 - кабель-удлинитель

Рисунок 3.3 - Блок - схема устройства виброконтроля СВКА 1-02.03

3.4 Датчик давления Yokogawa EJX510A

Преобразователи (датчики) давления серии EJA и EJX обладают всеми функциями современных интеллектуальных датчиков. Отличительной особенностью преобразователей серий EJA и EJX является принцип измерения давления: в качестве чувствительного элемента в них используется кремниевый механический резонатор - уникальная разработка фирмы Yokogawa.

Кремниевый резонатор представляет собой параллелепипед плоской формы, защищенный герметичной капсулой и интегрированный в плоскость кремниевой мембраны. При изготовлении чувствительных элементов применяются самые современные технологи роста кристаллов, благодаря чему вся эта сложная структура получается с единой монокристаллической решеткой. Схема кремниевого резонатора приведена на рисунке 3.5.

Рисунок 3.5 - Схема кремниевого резонатора

В зависимости от знака приложенного давления резонатор растягивается или сжимается, в результате чего частота его собственных механических колебаний соответственно растет или уменьшается. Колебания механического резонатора в постоянном магнитном поле преобразуются в колебания электрического контура, и, в итоге, на выходе чувствительного элемента получается цифровой (частотный) сигнал, точно отражающий величину измеряемого давления [6].

Датчик давления EJX510A - предназначен для измерения абсолютного давления различных сред: жидкости, газа и пара.

Погрешность измерений ± 0,1% шкалы.

Пределы измерения приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Пределы измерения датчика

Капсула	Диапазон измерения, MПа	Диапазон перенастройки шкалы, MПа
A	0…0,2	0 - 0,008…0 - 2
B	0…2	0 - 0,04…0 - 2
C	0…10	0 - 0,2…0 - 10
D	0…50	0 - 1…0 - 50

Допускается полное смещение нуля вниз (подавление нуля) или вверх (поднятие нуля) в пределах диапазона измерения капсулы.

Основные характеристики датчика давления EJX510A:

1) максимальное рабочее давление:

- капсула A: 200 кПа;

- капсула B: 2 МПа;

- капсула C: 10 МПа;

- капсула D: 50 МПа.

2) выходной сигнал:

- 4…20 мА с функцией цифровой связи по BRAIN или HART протоколу, Foundation Fieldbus;

- реле сигнализации (опционально);

- выходной сигнал программно может быть задан линейным, v или произвольно сегментно линеризован.

3) время отклика - 90 мсек;

4) температура процесса -40...+120 °С;

5) температура окружающей среды:

- -51 °С (без индикатора);

- -30…80 °С (с индикатором).

6) питание 10,5...42 В постоянного тока;

7) материал, контактирующий со средой:

- стандартно: мембрана - Hastelloy C-276;

- остальное - нержавеющая сталь 316L SST.

8) конструктивное исполнение:

- стандартное;

- искробезопасное;

- взрывонепроницаемое.

4. Модернизация системы сглаживания волн давления

4.1 Принципы работы системы сглаживания волн давления

Для промежуточных нефтеперекачивающих станций, таких как НПС «Муханово», большое значение имеет режим работы соседних станций, которые влияют как на входное давление станции, так и на выходное.

При перекачке по схеме «из насоса в насос» возмущение в виде волны давления, возникшей при включении или отключении одного из насосов какой -либо станции, распространяется в обе стороны от места возникновения. К возмущениям в виде волны давления также относятся возникновение или изменение попутного сброса продукта или его подкачки в трубопровод. При этом стенки трубопровода и оборудования испытывают импульсное воздействие повышения давления, что может привести к прорыву трубопровода. Система сглаживания волн давления (ССВД) предусматривается для промежуточных нефтеперекачивающих станций и предназначена для защиты трубопровода от гидравлического удара. При остановке НПС открываются клапаны ССВД, находящиеся на этой же НПС, происходит сброс энергии ударной волны в емкость, что приводит к медленному нарастанию давления в трубопроводе. Емкости для сброса энергии ударной волны оснащаются дыхательной арматурой и средствами КИП. При остановке агрегата или НПС происходит сброс нефти в емкость. При этом в каждом отводе ССВД поток нефти контролируется датчиком потока, установленный на выходе клапана «Флексфло». Если в течение 60 секунд датчик продолжает выдавать сигнал (в УСО1) о наличии потока (а по сути сброса нефти нет), то по истечении этого времени автоматика выдает сигнал (УСОЗ) на закрытие электроприводной задвижки данного отвода, тем самым происходит отсечение клапана от приемного трубопровода. Схема работы ССВД приведена на рисунке 4.1.



Рисунок 4.1 - Схема работы ССВД

Такая последовательность команд предотвращает избыточный взлив нефти в емкости сбора, при этом контролируется герметичность клапана, то есть работа ССВД в целом. Контроль текущего состояния и управление электроприводными задвижками, контроль сброса ударной волны по отводам ССВД, откачка нефти из емкости сброса ударной волны и закрытие задвижек при достижении аварийного максимального уровня осуществляется системой автоматики.

4.2 Предложения по модернизации системы ССВД

Возросшие требования к надежности и безопасности объектов магистральных нефтепроводов диктуют необходимость внедрения в производство передовых технических решений. В связи с этим большую роль играет оснащение нефтеперекачивающих станций современными системами сглаживания волн давления (ССВД).

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 используются 3 резервуара особой конструкции Е-290. Технологическая схема ССВД изображена на рисунке 4.2.

Рисунок 4.2 - Технологическая схема ССВД

Для устранения недостатков работы системы сглаживания волн давления и увеличения надежности работы предлагается модернизировать автоматику сброса ударной волны путем замены датчиков-реле ДУЖЕ-200М на ультразвуковой расходомер с накладными акустическими датчиками, а также предлагается усовершенствовать алгоритм откачки из емкости ССВД.

4.2.1 Обоснование выбора датчика

В качестве датчиков потока в ССВД используются датчики реле уровня жидкости ДУЖЕ-200М. Так при сбросе нефти поток давит на крыльчатку, установленную на планке с магнитом. При этом происходит отклонение постоянного магнита от неподвижной трубки, внутри которой также находится постоянный магнит с контактной группой. Переключение контактов происходит в результате взаимодействия магнитных полей постоянных магнитов [7].

В процессе эксплуатации ДУЖЕ-200М выяснилось, что конструкция датчика является ненадежной: зачастую при сбросе нефти по отводу ССВД происходит чрезмерный изгиб планки, на который крепится магнит, тем самым датчик выходит из строя и дальнейший контроль потока по отводу становится не возможным. Так как возврат планки на место не происходит, датчик постоянно выдает сигнал о наличии сброса и согласно алгоритму автоматики через определенную выдержку времени (60 секунд) происходит автоматическое закрытие соответствующей задвижки - отсечение клапана от приемного трубопровода. Также возникают случаи нестабильной работы ДУЖЕ-200М, проявляющийся в самопроизвольном срабатывании группы контактов, даже когда клапан полностью герметичен. Результат - автоматическое закрытие задвижки.

Другими недостатками датчика ДУЖЕ-200М являются:

- залипание подвижного магнита, установленного на планке, причиной которого служит притяжение магнитом металлических взвесей, присутствующих в нефти и как следствие этому недостоверное показание датчика;

- крайнее неудобство технического обслуживание ДУЖЕ-200М, так как датчик крепится к отводу снизу вертикально при помощи фланца, при этом приходится сливать остатки нефти, воды, накопившееся в присоединительном патрубке.

Для устранения описанных недостатков предлагается модернизировать автоматику сброса ударной волны путем замены датчиков-реле ДУЖЕ-200М.

Рассмотрим вихревой расходомер LXW. Принцип действия вихревых расходомеров основан на эффекте Кармена, заключающегося в том, что если в потоке жидкости или газа установить призму с острыми ребрами, например, треугольную в сечении, перпендикулярном к движущемуся потоку, то на этих ребрах происходит срыв потока с образованием вихрей, частота которых пропорциональна скорости потока.

Технические характеристики расходомера LXW приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Технические характеристики расходомера LXW

Наименование показателя	Значение
Тип измеряемых сред:	Жидкости (в том числе, агрессивные и неэлектропроводные), газ и пар (в том числе, насыщенный и перегретый)
Измеряемые величины	Объемный расход
Относительная погрешность, %	1…1,5
Диапазон измерений температур, ?C	-30 …+130
Выходы	Токовый выход (4-20 мA), частотный выход
Питание	24 В пост. тока +10% (внутреннее питание 3,6 В пост. тока )

Рассмотрим ультразвуковой расходомер фирмы ЕЕSiFlo серии 4000 с накладными акустическими датчиками. Расходомер имеет метрологический сертификат Госстандарта РФ, сертификат Госгортехнадзора для применения во взрывоопасных зонах.

Расходомер предназначен для измерения расхода жидкости в полнопоточных системах без нарушения целостности трубы и остановки рабочего режима трубопровода.

Расходомер совмещает в себе два типа измерения: времяимпульсный и зондирующий.

При реализации время-импульсного метода измерения расхода пара датчиков, акустически связанных друг с другом, генерируют и принимают определенное число импульсов. Интервал времени между посылкой и приемом ультразвуковых сигналов измеряется в обоих направлениях. Сравнивая время прохождения сигнала по потоку и против потока, автоматически вычисляется скорость среды. Зная скорость и внутренний диаметр трубы, расходомер производит вычисление объемного расхода. Реализация времяимпульсного метода показана на рисунке 4.3.

Рисунок 4.3 - Реализация время-импульсного метода

При измерениях зондирующим методом датчики, за короткие интервалы времени, излучают тысячи групп ультразвуковых импульсов. Импульсы отражаются от инородных включений (пузырьков, твердых частиц или капель жидкостей с отличающейся плотностью). Каждая группа полученных импульсов представляет «мгновенную картину» потока. При сравнивании всех картин объекты, которые не движутся с потоком, исключаются из измерений. Расходомер определяет расход и направление потока, анализируя движение оставшихся объектов в последовательных мгновенных картинах потока. Для работы данным методом достаточно незначительное наличие пузырьков или твердых частиц в жидкости. Реализация зондирующего метода показана на рисунке 4.4.

Рисунок 4.4 - Реализация зондирующего метода

Внутреннее программное обеспечение расходомера не требует замены первичных датчиков, при переходе с одного метода на другой.

Технические характеристики датчика приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Технические характеристики датчика

Наименование показателя	Значение
Тип измеряемых сред: для время-импульсного метода: для зондирующего метода:	Все однородные и акустически проводящие жидкости с содержанием примесей не более 10 %(товарная нефть, бензин, керосин и т.д.) Двухфазные жидкости, суспензии, растворы, пульпа, жидкости с взвесями и газом
Измеряемые величины	Расход, массовый расход, скорость среды
Относительная погрешность, %	Объемный расход: 1 % от показания, при использовании калибровки 0,5 % от показания.
Диапазон измерений температур, °C	-40°…+150
Выходы	Гальванически изолированные от основного прибора  Токовый: 0/4 ...20 мА Бинарный импульсный: открытый коллектор: 24 В/4 мА. Цифровой: RS 232, с памятью 60 000 измеренных значений
Питание	220 В, 50 Гц или от 12 В до 36 В постоянного тока

Сравнив технические характеристики датчиков видно, что ультразвуковой расходомер фирмы ЕЕSiFlo серии 4000 с накладными акустическими датчиками обладает рядом преимуществ:

- время-импульсный и зондирующий метод более эффективны при работе с вязкими жидкостями, чем вихревой метод;

- более широкий диапазон измерения температур;

- основная приведенная погрешность ультразвукового расходомера ЕЕSiFlo серии 4000 меньше, чем вихревого расходомера LXW;

- ультразвуковой расходомер ЕЕSiFlo серии 4000 имеет цифровой выход, что позволяет , вывести информацию о наличии потока в отводах ССВД на АРМ оператора НПС в виде цифрового значения. Вывод информации о текущем расходе позволит оператору НПС оперативно принимать решения о состоянии ССВД.

Кроме этого преимуществом расходомеров с накладными датчиками являются:

- низкие эксплуатационные издержки (не требуют обслуживания и регулярной замены движущихся элементов);

- быстрая установка;

- отсутствие контакта с агрессивной средой.

Датчики расходомеров устанавливаются на трубопровод без так называемых громоздких «рельс» и линеек.

Для расширения возможностей расходомеров ЕЕSiFlo серии 4000, в программное обеспечение заложена возможность определения пользователем своего алгоритма влияния указанных факторов на показания прибора, начиная от простой, линейной аппроксимации, до задания полинома или любой другой определяемой квалифицированным пользователем функции.

Следует отметить еще ряд очень существенных преимуществ расходомера ЕЕSiFlo серии 4000. Прибор выпускается в промышленном исполнении, а не в лабораторном, как у большинства производителей оборудования. Кабели расходомера защищены металлической оплеткой, что исключает обрыв и оплавление, корпуса антиударные и пылевлагозащищенные с отсутствием LEMO разъемов [8].

На основе выявленных преимуществ расходомера фирмы ЕЕSiFlo серии 4000 с накладными акустическими датчиками предлагается внедрение данных приборов в систему сглаживания волн давления на НПС «Муханово» для более эффективной и надежной работы.

4.2.2 Построение алгоритма работы

Основные положения работы ССВД:

- закрытие задвижек, отсекающих ССВД при пожаре, аварийной и длительной загазованности в ССВД, также при достижении аварийного максимального уровня в емкости ССВД;

- отключение насосов откачки при пожаре, аварийной и длительной загазованности в ССВД, помещении насосной, комплексе регулятора давления, маслоприямке, а также при аварийной остановке НПС кнопками с блока ручного управления и аварийных защит или АРМ оператора;

- автоматическое включение насосов откачки при максимальном уровне нефти в емкости ССВД и их автоматическое отключение при достижении минимального уровня;

- отключение МНА при достижении аварийного максимального уровня в емкости ССВД;

- включение вытяжной вентиляции ССВД при повышенной загазованности;

- автоматический ввод резерва (АВР) насосов откачки и вытяжных вентиляторов по низкому давлению на выходе и самопроизвольному отключению магнитного пускателя;

- возможность установки режимов технологического оборудования в режимы - автоматический основной, автоматический резервный, кнопочный, ремонтный;

- возможность установки сигналов в испытательный режим, а также в режимы имитации и маскирования;

- выдачу визуальной и звуковой сигнализации при изменении состояния технологического оборудования и параметров технологических процессов;

- архивацию событий нижнего уровня и действий оператора.

Вместе с тем, особенности проектной технологической схемы ССВД обусловили применение в программном обеспечении ряда новых алгоритмических модулей, к которым можно отнести:

1) автоматический пуск насосов откачки утечек при поступлении сигнала максимального уровня в емкости ССВД возможен только при наличии флага готовности насосов к пуску, при этом один насос должен находиться в режиме «основной автоматический», второй - в режиме «резервный». Готовность насосов к пуску выводится на АРМ ССВД, флаг готовности формируется при соблюдении следующих условий:

- задвижки подключения НПС к магистральному нефтепроводу открыты;

- открыта основная задвижка линии откачки из емкости ССВД;

- закрыта дополнительная задвижка линии откачки;

- давление на приеме НПС ниже максимального значения, определяемого производительностью насоса откачки (Q-H характеристикой);

2) при сохранении сигнала максимального уровня в течение заданного времени производится автоматический пуск резервного насоса откачки и автоматическое открытие дополнительной задвижки на линии откачки;

3) при поступлении сигнала минимального уровня в емкости ССВД производится автоматическое отключение насосов и закрытие дополнительной задвижки линии откачки.

Однако опыт эксплуатации рассматриваемых систем сглаживания волн давления показывает, что необходима доработка алгоритма откачки из емкости ССВД. Имели место случаи, когда после остановки МНА и срабатывания ССВД не происходило герметичного закрытия одного или нескольких клапанов вследствие попадания в пространство между седлом и клапаном инородных тел. При попадании достаточно крупных включений сброс через клапан сопоставим с его полной пропускной способностью (до 14 м³/сек). Даже при одновременной работе двух насосов откачки объем сброса в резервуары превысит объем откачки, что неизбежно приведет к остановке НПС при достижении максимального аварийного уровня и переполнению резервуаров.

С целью исключения негативных причин нерегулируемого сброса нефти и повышения надежности работы предлагаются следующие доработки алгоритмов функционирования автоматики ССВД:

1) учитывая, что производительность насосов откачки снижается при повышении давления на приеме НПС, ввести в программу значение давления на приеме «максимальное 1», при достижении которого по сигналу максимального уровня происходит одновременное включение основного и резервного насосов с открытием дополнительной задвижки линии откачки. В качестве источника сигнала использовать уже имеющийся в системе автоматики датчик контроля давления на приеме НПС с унифицированным токовым выходом 4-20 мА. Значение «максимальное 1» определяется характеристиками насосов откачки и необходимыми объемами откачки за определенное время, при этом следует предусмотреть возможность изменения этого значения с верхнего уровня. Значение давления, при котором блокируется запуск насосов, задекларировать как «максимальное 2»;

2) если на момент поступления сигнала максимального уровня давление на приеме не превышает значение «максимальное 1», включается основной насос откачки, при сохранении сигнала в течение заданного времени t1 включается резервный насос и открывается дополнительная задвижка линии откачки;

3) если при работе двух насосов в течение времени t2 сигнал максимального уровня сохраняется, формируется команда на закрытие задвижек подключения ССВД к нефтепроводу, при этом необходимо предусмотреть возможность изменения значения t2 с верхнего уровня;

4) если не произошло включение резервного насоса, команда на закрытие задвижек подключения ССВД к нефтепроводу формируется без выдержки времени t2;

5) если на момент поступления сигнала максимального уровня и давлении на приеме, не превышающем значение «максимальное 1», не включился основной насос откачки, проходит АВР резервного насоса, и при сохранении сигнала максимального уровня в течение заданного времени t1 формируется команда на закрытие задвижек подключения ССВД к нефтепроводу;

6) если на момент поступления сигнала максимального уровня давление на приеме превышает значение «максимальное 1», а включился только один насос откачки, то при сохранении сигнала максимального уровня в течение заданного времени t1 формируется команда на закрытие задвижек подключения ССВД к нефтепроводу. Если не включились оба насоса, команда на закрытие задвижек подключения ССВД к нефтепроводу формируется без выдержки времени t2;

7) если на момент поступления сигнала максимального уровня давление на приеме превышает значение «максимальное 2» (при котором пуск насосов заблокирован), команда на закрытие задвижек подключения ССВД к нефтепроводу формируется без выдержки времени. В качестве дополнительной меры повышения надежности целесообразно ввести ограничения на время работы ССВД, используя сигналы с датчиков протока нефти, установленных после каждого клапана.

Предлагаемые доработки алгоритмов позволяют повысить надежность рассматриваемых систем автоматики ССВД до уровня более технологичных систем с четырехуровневым контролем объемов нефти в резервуарах, позволяющих избежать отключения НПС при отказах ССВД.

Список переменных, применяемых в программе, приведен в таблице 4.3.

Граф алгоритма откачки из емкости ССВД проиллюстрирован на рисунке 4.5.

Таблица 4.3 - Список переменных

Название	Тип переменной	Вид переменной	Описание
Xosnzd	bool	input	Сигнал о открытии основной задвижки
Pmax1	bool	input	Сигнал о достижении давления «максимальное1»
Pmax2	bool	input	Сигнал о достижении давления «максимальное2»
Hmax	bool	input	Сигнал о максимальном уровне в емкости
Hmin	bool	input	Сигнал о минимальном уровне в емкости
Xosn	bool	input	Сигнал о продолжении работы основного насоса
Xrez	bool	input	Сигнал о продолжении работы резервного насоса
Ysb	bool	input	Сигнал о сбросе значений
Z1, Z2	bool	input	Таймерная выдержка времени
Ioper	bool	output	Сигнал оператору
Igot	bool	output	Сигнал готовности насосов к пуску
Udopzd	bool	output	Сигнал о работе дополнительной задвижки
Uzdpodkl	Bool	output	Сигнал о работе задвижек подключения
Uosn	time	internal	Сигнал о работе основного насоса
Urez	bool	output	Сигнал о работе резервного насоса
T1, T2	bool	output	Таймеры

Рисунок 4.5 - Граф алгоритма откачки из емкости ССВД

Далее разрабатывается программа на стандартном языке ST в среде ISаGRAF [9].

Листинг программы:

CASE step of

0: Ioper:=false;

Udopzd:=false;

Uosn:=false;

Urez:=false;

Igot:=false;

Uzdpodkl:=true;

if (not Pmax1) AND Xosnzd then step:=1; end_if;

1: Igot:=true;

if Hmax then step:=2; end_if;

2: T1:=t#0s;

TSTART(T1);

step:=21;

21:If (not Hmax) then step:=1; end_if;

if (T1>t#20s) AND Hmax then step:=3; end_if;

3: TSTOP(T1);

if Pmax1 AND (not Pmax2) then step:=4; end_if;

if (not Pmax1) then step:=6; end_if;

4: TSTOP(T1);

Uosn:=true;

Urez:=true;

Udopzd:=true;

T2:=t#0s;

TSTART(T2);

step:=41;

41: if (T2>t#20s) AND Hmax then step:=5; end_if;

if Hmin then step:=1; end_if;

5: TSTOP(T2);

TSTOP(T1);

Uzdpodkl:=false;

Ioper:=true;

if Ysb then step:=0; end_if;

6: Uosn:=true;

if Xosn then step:=8; end_if;

if (not Xosn) then step:=7; end_if;

7: if Xrez then step:=9; end_if;

if (not Xrez) then step:=5; end_if;

8: T1:=t#0s;

TSTART(T1);

step:=81;

81:if (T1>t#20s) AND Pmax2 then step:=5; end_if;

if (T1>t#20s) AND Hmax then step:=4; end_if;

9: T1:=t#0s;

TSTART(T1);

step:=91;

91:if (T1>t#20s) AND Hmax then step:=5; end_if;

END_CASE;

Проверка правильности работы программы была выполнена в системе ISaGRAF в режиме отладки с использованием встроенного эмулятора ПЛК. Результаты отладки показаны на рисунках 4.6 - 4.7.

На рисунке 4.6 видно, что при включении входного сигнала о открытии основной задвижки Xosnzd, срабатывает выходной сигнал готовности насосов к пуску Igot.

Рисунок 4.6 - Состояние готовности к пуску насосов

Если на момент поступления сигнала максимального уровня Hmax давление на приеме не превышает значение «максимальное 1», а включился только один насос откачки, то при сохранении сигнала максимального уровня в течение заданного времени t1 формируется команда на закрытие задвижек подключения ССВД к нефтепроводу Uzdpodkl и подается сигнал оператору Ioper. Это состояние алгоритма и программы показано на рисунке 4.7.



Рисунок 4.7 - Формирование команды отключения ССВД

В данном разделе была рассмотрена модернизация автоматики сброса ударной волны по отводам системы сглаживания волн давления путем замены ненадежных датчиков потока ДУЖЕ-200М на ультразвуковые расходомеры фирмы EESiFlo серии 4000 с накладными датчиками и усовершенствование алгоритма откачки из емкости ССВД.

Модернизация автоматики сброса ударной волны приведет к:

- увеличению срока службы автоматики;

- уменьшению числа ложных срабатываний электроприводных задвижек, отсекающих клапан сброса ССВД.

Кроме того, за счет внедрения расходомера и модернизации алгоритма, автоматика приобретает новую функцию вычисления объемного расхода нефти, проходящей по отводам ССВД в момент сброса с выводом на монитор АРМ оператора и исключение негативных причин нерегулируемого сброса нефти, что предполагает принятие оператором НПС оперативных решений по работе ССВД в целом.

5. Охрана труда и техника безопасности

Темой дипломного проекта является автоматизация нефтеперекачивающей станции (НПС) «Муханово». С целью обеспечения безопасности производства при монтаже и эксплуатации средств автоматизации, рассмотренных в технической части, необходимо дать характеристику производственной среды, в которой производится автоматизация, сделать анализ производственных опасностей и вредностей.

Безопасность производства и экологическая безопасность на НПС должны соблюдаться при всех видах работ, связанных с монтажом, обслуживанием и наладкой средств автоматизации. Несоблюдение требований безопасности производства на НПС может привести к производственным травмам, отравлениям, а экологической безопасности - к загрязнению окружающей среды. Надежности работы системы автоматизации увеличивается, рассматриваемый объект становится более безопасным и безвредным, при соблюдении техники безопасности во время всех видов работ исключается возможность возникновения аварийных ситуаций, взрывов, пожаров и получения производственных травм [10].

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

Первичные датчики устанавливаются непосредственно на технологические объекты (трубопроводы, емкости дренажные), где в процессе эксплуатации системы рабочей средой является нефть, а вторичные приборы в операторной.

Производственные опасности и вредности могут быть обусловлены следующими факторами:

- при монтаже, эксплуатации первичных приборов в насосном зале может возникнуть опасность отравления парами нефтяного газа через неплотные соединения арматуры, трубопроводов. В таблице 5.1 приведены токсические свойства и попутного нефтяного газа;

- взрывопожароопасность обусловлена тем фактом, что при обслуживании системы автоматизации в производственной среде возможно наличие взрывожароопасных смесей и при нарушении норм, правил и инструкций по технике безопасности не исключена возможность возникновения источника зажигания (искра, открытый огонь), и как следствие, пожара и взрыва. Классификация объектов НПС по их взрывопожароопасности приведена в таблице 5.2;

- поражение электрическим током с напряжением U=380 В, в случае выхода из строя заземления электрооборудования или пробоя электроизоляции, неприменения средств защиты и так далее при обслуживании средств автоматизации;

- воздействие электрического тока с напряжением В, при смене вторичной аппаратуры, из-за случайного прикосновения к токоведущим частям стоек системы контроля и управления, а также в случае нарушения изоляции кабелей, проводов без снятия напряжения;

- опасности, связанные с наличием давления при обслуживании первичных приборов (P ? 0,6 МПа возникают при нарушении «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих с давлением» ПБ 03-576-03, а также в случае отказа регулирующих органов и приборов контроля системы автоматизации);

- воздействие атмосферного (удар молнии) и статического электричества. Прямой удар молнии, при котором ток может достигнуть 200 А, напряжением 150 миллионов вольт, а температура более 200 ?С вызывает разрушения большой силы;