АВТОМАТИЗАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ ЛПДС «КРОПАЧЕВО»

Выпускная квалификационная работа

(дипломный проект)

по специальности 220301.65 Автоматизация технологических процессов

и производств (в нефтяной и газовой промышленности)

СОДЕРЖАНИЕ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ.. 4

ВВЕДЕНИЕ. 5

1 Линейная производственная диспетчерская станция «Кропачево». 6

1.1 Краткая характеристика линейной производственной диспетчерской станции «Кропачево». 6

1.2 Характеристика технологического оборудования. 6

1.3 Характеристика технологических помещений. 8

1.4 Режимы работы ЛПДС «Кропачево». 10

1.5 Магистральный насосный агрегат. 11

1.6 Обвязка насосов ЛПДС «Кропачево». 15

2 Система автоматизации перекачивающей станции ЛПДС «Кропачево». 18

2.1 Назначение системы автоматизации, ее основные функции. 18

2.2 Структура системы автоматизации. 20

2.3 Электропитание технических средств автоматизации. 23

2.4 Программное обеспечение системы автоматизации на ЛПДС «Кропачево» 24

2.5 Автоматизация магистрального насосного агрегата №1. 25

2.6 Объем автоматизации магистрального насосного агрегата. 31

2.7 Канал связи центрального процессора с удаленными УСО ввода/вывода RIO Modicon. 34

2.8 Технические средства автоматизации. 35

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ЛПДС - линейная производственно-диспетчерская станция

МНА - магистральный насосный агрегат

МНПП - магистральный нефтепродуктопровод

ПС - перекачивающая станция

РДП - районный диспетчерский пункт

МДП - местный диспетчерский пункт

НСА - насосный силовой агрегат

АВР - аварийное включение резерва

АРМ - автоматизированное рабочее место

ПЛК - программируемый логический контроллер

КТС - комплекс технических средств

ПК - персональный компьютер

ПО - программное обеспечение

ТУ - телеуправление

БРУ - блок ручного управления

ПЛК - программируемый логический контроллер

ВК - виброконтроль

ВВЕДЕНИЕ

ЛПДС «Кропачево» представляет собой сложный технологический комплекс, состоящий из основных и вспомогательных систем, обеспечивающих бесперебойное выполнение операций по перекачке нефтепродуктов, поэтому автоматизация на этом объекте просто необходима.

Автоматизация магистрального насосного агрегата на ЛПДС «Кропачево» это функционирование объекта с автоматическим выбором такого технологического режима, при котором обеспечивается наибольшая производительность с наименьшими затратами энергетических ресурсов, экономия которых является актуальной проблемой.

Средства автоматизации обеспечивают автономное поддержание заданного режима работы перекачивающей станции и его изменение по командам оператора - из местного диспетчерского пункта - операторной или по командам диспетчера районного диспетчерского пункта по каналам телемеханики.

Цель данного дипломного проекта - совершенствование существующей системы автоматизации магистрально - насосного агрегата ЛПДС «Кропачево»

Задачами дипломного проекта являются:

– изучение технологической схемы ЛПДС «Кропачево»;

– изучение системы автоматизации на ЛПДС «Кропачево»;

– разработка программы пуска и останова магистрального насосного агрегата для контроллера Modicon TSX Quantum;

– выбор системы виброконтроля МНА.

При работе над данным дипломным проектом были использованы материалы ОАО АК «Транснефтепродукт» (технологический регламент линейной производственной диспетчерской станции «Кропачево»).

В данном дипломном проекте рассмотрена система автоматизации ЛПДС«Кропачево» на базе контроллера серии Modicon TSX Quantum.

1Линейная производственная диспетчерская станция «Кропачево»

1.1Краткая характеристика линейной производственной диспетчерской станции «Кропачево»

ЛПДС «Кропачево» входит в состав МНПП ОАО «Уралтранснефтепродукт» ОАО «АК «Транснефтепродукт».

Протяженность магистральных нефтепродуктопроводов составляет 580,2 км, диаметр труб 530´8; 9 мм, проектная мощность перекачки составляет 8,05 млн т/год. По магистральным нефтепродуктопроводам предусмотрена последовательная перекачка нефти, автобензина и дизельного топлива при скорости течения не менее 1,0 м/с.

ЛПДС «Кропачево» находится в Челябинской области, Ашинcкий район, пос. Кропачево, на расстоянии 206 км от головной перекачивающей станции ЛПДС «Черкассы». На рисунке 1.1 показана схема магистральных нефтепродуктопроводов ОАО «Уралтранснефтепродукт» - дочернего подразделения холдинга ОАО «АК «Транснефтепродукт».

1.2Характеристика технологического оборудования

В состав технологического оборудования ЛПДС «Кропачево» входят:

- три насоса магистральных НМ 1250-260 на номинальный расход 1250м³/ч с напором 260 м, с электродвигателями СТД 1250/2 мощностью N=1250 кВт, n=3000 об/мин и один насос магистральный НМ 1250-400 на номинальный расход 1250 м³/ч с напором 400 м, с электродвигателем АЗМП-1600 мощностью N=2000 кВт, n=3000 об/мин, расположенные в общем укрытии и разделенные брандмауэрной стеной;

- система регулирования давления, состоящая из трех регуляторов давления;

- маслосистема принудительной смазки подшипников насосных агрегатов, состоящая из двух маслонасосов, двух маслобаков, аккумулирующего бака, двух маслофильтров, двух маслоохладителей;

- система оборотного водоснабжения, состоящая из двух водонасосов;

- система сбора и откачки утечек, состоящая из четырех емкостей и двух насосов откачки утечек;

Рисунок 1.1 - Схема магистральных нефтепродуктопроводов ОАО«Уралтранснефтепродукт» - дочернего подразделения холдинга ОАО«АК«Транснефтепродукт»

- система вентиляции, состоящая из приточно-вытяжной вентиляции отделения насосов (два приточных и два вытяжных вентилятора); подпорной вентиляции отделения электродвигателей (один вентилятор существующий, установка второго предусмотрена на перспективу для выполнения аварийного включения резерва(АВР)); подпорной вентиляции беспромвальных камер (два вентилятора); вытяжной вентиляции камеры регуляторов давления (один вентилятор существующий, установка второго предусмотрена на перспективу для выполнения АВР); вытяжной вентиляции камеры на сов откачки утечек (один вентилятор существующий, установка второго пре смотрена на перспективу для выполнения АВР);

- электроприводные задвижки на технологических трубопроводах;

- система фильтров, состоящая из фильтра-грязеуловителя и двух фильтров тонкой очистки;

- система электроснабжения;

- система автоматического пожаротушения.

Камера регуляторов давления - защищаемое помещение: стены из

кирпича. В данном помещении находятся 3 регулятора давления.

Камера утечек - защищаемое помещение: стены из кирпича. В данном помещении находятся 2 насоса откачки утечек.

Все исполнительные механизмы, обеспечивающие автоматическую работу ПС, должны быть оснащены электроприводами. Запорная арматура трубопроводов должна быть оснащена датчиками сигнализации крайних положений (открыто, закрыто). Автоматизируемое оборудование оснащено приспособлениями для установки датчиков контроля и исполнительных механизмов.

Технологическая схема ЛПДС «Кропачево» приведена на рисунке 1.2.

1.3Характеристика технологических помещений

Общее укрытие насосной состоит из отделения насосов и отделения электродвига­телей, разделенных брандмауэрной стеной. Помещение отделения насосов относится к взрыво­опасной зоне В-1а согласно Правилам устройства электроустановок ПУЭ, (зона класса 1 согласно ГОСТ Р 51330.3-99), по пожарной опасности - к категории А согласно Нормам пожарной безопасности НПБ 105-95, по функциональной опасности - к категории Ф5.1 согласно Строительным нормам и правилам СНиП 21-01-97. Помещение подлежит автоматическому пожаротушению.

Пространство помещения отделения электродвигателей не относится к взрывоопасной зоне. По пожарной опасности помещение отделения электродвигателей относится к категории Д. В отделении электродвигателей располагается маслоприямок, относящийся по пожарной опасности к категории В согласно НПБ 105-95. Маслоприямок подлежит автоматическому пожаротушению. Пофункциональной опасности помещение отделения электродвигателей относится к категории Ф5.1 согласно СНиП 21-01-97.

Рис.1.2 - Технологическая схема ЛПДС «Кропачево»

Камера регуляторов давления - защищаемое помещение: стены из кирпича. В данном помещении находятся 3 регулятора давления. Пространство внутри помещения относится к взрывоопасной зоне В-1а согласно ПУЭ (зона класса 1 согласно ГОСТ Р 51330.3-99). По функциональной опасности - к категории Ф 5.1 согласно СНиП 21-01-97). По пожарной опасности - к категории А согласно НПБ 105-95. Камера регуляторов давления подлежит автоматическому пожаротушению. Трубопровод подачи огнетушащего вещества не предусмотрен. Система автоматики предусматривает реализацию автоматического пожаротушения камеры регуляторов давления.

Камера утечек - защищаемое помещение: стены из кирпича. В данном помещении находятся 2 насоса откачки утечек. Пространство внутри помещения относится к взрывоопасной зоне В-1а согласно ПУЭ (зона класса 1 согласно ГОСТ Р 51330.3-99), по функциональной опасности - к ка­тегория Ф5.1 согласно СНиП 21-01-97, по пожарной опасности - к категории А согласно НПБ 105-95. Трубопровод подачи огнетушащего вещества не предусмотрен. Система автоматики предусматривает реализацию автоматического пожаротушения камеры откачки утечек.

1.4Режимы работы ЛПДС «Кропачево»

Система автоматики должна обеспечивать следующие режимы управления насосными станциями:

- «телемеханический»;

- «не телемеханический».

Выбор режима осуществляется с автоматизированного рабочего места(АРМ) оператора-технолога насосной станции ЛПДС «Кропачево».

Каждый выбранный режим должен исключать другой.

Переключение из режима в режим должно осуществляться без останова работающих агрегатов и станции в целом.

В режиме «телемеханический» из РДП нефтепродуктопровода по системе телемеханики обеспечиваются следующие виды телеуправления (ТУ):

- пуск и останов вспомогательных систем насосной станции;

- открытие и закрытие задвижек на входе и выходе станции;

- пуск и останов магистральных насосных агрегатов по программам пуска и останова магистрального агрегата.

Управление агрегатами и системами, включая вспомогательные системы и задвижки на входе и выходе станции, по системе телемеханики должно сопровождаться, дополнительно к сообщению о состоянии (положении) агрегата, сообщением «Включено - отключено диспетчером трубопровода» на экране АРМа оператора и фиксироваться в журнале событий.

В режиме «не телемеханический» обеспечивается управление технологическими задвижками, подпорными и магистральными насосными агрегатами, агрегатами вспомогательных систем насосной станции общими командами «программный пуск», «программный останов» магистральных насосных агрегатов и вспомогательного оборудования.

В таблице 1.1 приведены технологические параметры работы станции.

В таблице 1.2 приведены максимальные допустимые рабочие давления на подводных переходах МНПП «Уфа – Западное направление».

1.5Магистральный насосный агрегат

Каждый МНА содержит следующие объекты: насос, электродвигатель, входную и выходную задвижку.

Таблица 1.1 - Технологические параметры работы ЛПДС «Кропачево»

Таблица 1.2 - Максимальные допустимые рабочие давления на подводных переходах МНПП «Уфа - Западное направление»

В качестве оборудования МНА используется насос марки НМ 1250-260 и электродвигатель типа СТД-1250/2, и один насос марки НМ 1250-400 с электродвигателем АЗМП-1600.

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

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

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

Кавитация состоит в образовании пузырьков, заполненных парами перекачиваемой жидкости. Когда эти пузырьки попадают в область высокого давления, они схлопываются, развивая при этом огромные точечные давления. Кавитация приводит к быстрому износу частей нагнетателя и снижает эффективность его работы.

Используемый насос НМ предназначен для транспортирования нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам с температурой от минус 5 до +80⁰С, с содержанием механических примесей по объему не более 0,05% и размером не более 0,02 мм. Насос горизонтальный, секционный, многоступенчатый, однокорпусный или двухкорпусной НМ, с рабочими колесами одностороннего входа, с подшипниками скольжения (с принудительной смазкой), с концевыми уплотнениями торцового типа, с приводом от электродвигателя.

В качестве привода насосного агрегата используется электродвигатель типа СТД мощностью 1250 кВт во взрывобезопасном исполнении. Он установлен в общем с нагнетателем зале. Взрывобезопасное исполнение электродвигателя достигается принудительным нагнетанием воздуха вентиляционной системой под защитный кожух привода для поддержания избыточного давления (исключающее проникновение в двигатель паров нефти), а также использованием взрывонепроницаемой оболочки.

В качестве привода к насосам используются также и асинхронные электродвигатели высокого напряжения. Однако при использовании асинхронных двигателей мощностью от 2,5 до 8,0 МВт требуется установка в помещениях насосной дорогостоящих статических конденсаторов мощностей (которые при колебаниях нагрузки станции и температуры окружающей среды часто выходят из строя), а также комплекса высоковольтного оборудования, усложняющего схему электроснабжения.

Синхронные электродвигатели обладают лучшим показателями устойчивости, по сравнению с асинхронным, что особенно важно при случающихся падениях напряжения в сети.

По стоимости синхронные электродвигатели, как правило, дороже, чем аналогичные асинхронные, однако имеют лучшие энергетические характеристики, что делает их применение эффективным. Считается, что коэффициент полезного действия (КПД) синхронного двигателя изменяется незначительно при нагрузках, близких к номинальной мощности двигателя. При нагрузках, составляющих от 0,5 до 0,7 номинальной мощности, КПД синхронных элек­тродвигателей значительно снижается.

Практика эксплуатации нефтепроводов показала, что в условиях постоянно изменяющегося уровня загрузки трубопроводных систем целесообразно использовать регулируемые приводы насосных агрегатов. Путем регулирования числа оборотов рабочего колеса нагне­тателя удается плавно менять его гидравлические и энергетические характеристики, подстраивая работу насоса к из­меняющимся нагрузкам.

Двигатели постоянного тока позволяют осуществлять регулирование числа оборотов про­стым изменением сопротивления (например, введением реостата в цепь ротора двигателя), однако у таких двигателей диапазон регулирования сравнительно узок. Двигатели пере­менного тока допускают регулирование числа оборотов путем изменения частоты питающего тока (с промышленной часто­ты 50 Гц до большего или меньшего значения в зависимости от того, требуется увеличить число оборотов вала ротора или уменьшить, соответственно).

1.6Обвязка насосов ЛПДС «Кропачево»

Обвязка насосов может осуществляться последовательно, параллельно и комбинированным способом (рисунки 1.3 – 1.5).

Рисунок 1.3 – Последовательная обвязка насосов

Рисунок 1.4 – Параллельная обвязка насосов

Рисунок 1.5 – Комбинированная обвязка насосов

Последовательное соединение насосов используется для повышения напора, а параллельное – для увеличения подачи насосной станции.

ЛПДС «Кропачево» включает четыре магистральных насосных агрегата с электродвигателями, расположенными в общем укрытии нефтенасосной. Для увеличения напора на выходе станции насосы соединяют последовательно (рисунок 1.6), так, чтобы при одной и той же подаче напоры, создаваемые насосами, суммировались. Обвязка насосов обеспечивает работу ЛПДС при выходе в резерв любого из агрегатов станции. На всасывании и нагнетании каждого насоса установлена задвижка, а параллельно насосу - обратный клапан.

Рисунок 1.6 – Обвязка насосов на ПС

Обратный клапан, разделяющий линию всасывания и нагнетания каждого насоса, пропускает жидкость только в одном направлении. При работающем насосе давление, действующее на заслонку клапана слева (давление нагнетания), больше, чем давление, действующее на эту заслонку справа (давление всасывания), вследствие чего заслонка закрыта, и нефть идет через насос. При неработающем насосе, давление справа от заслонки клапана больше, чем давление слева от нее, вследствие чего заслонка открыта, и нефть поступает через КО-1 к следующему насосу, минуя неработающий.

2Система автоматизации перекачивающей станции ЛПДС «Кропачево»

2.1Назначение системы автоматизации, ее основные функции

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

Благодаря внедрению автоматизации и телемеханизации в технологические процессы перекачки нефти достигают:

- автоматическое выполнение правильной последовательности операций при включении и отключении насосно-силового агрегата, автоматическое открытие и закрытие задвижек, включение в работу вспомогательных систем и резервного оборудования, срабатывание защит станции по различным параметрам и т.д.;

- постоянный контроль и сигнализация параметров работы насосно-силового агрегата, изменение которых может привести к аварийной ситуации;

- управление по каналам телемеханики.

Первичные приборы расположены в общих укрытиях основных и вспомогательных систем ПС. Вторичные приборы контроля технологических параметров насосной станции размещаются на приборных щитах, которые находятся в блок - боксе оператора. На приборном щите операторной находятся показывающие приборы давления, приборы предельных температур (подшипников электродвигателей и насосов, корпуса насоса, нефти, масла, охлаждающей воды), а также приборы, сигнализирующие загазованность.

Система автоматизации ПС предусматривает следующие защиты и

сигнализации:

- аварийный останов насосно-силового агрегата из операторной и по месту;

- пожар на площадке;

- аварийная загазованность;

- аварийный максимальный и минимальный уровень на сборнике утечек;

- затопление насосного цеха и блок – боксов вспомогательных систем;

- неисправность вспомогательных систем;

- минимальное давление всасывания станции;

- максимальное давление нагнетания станции;

- максимальное или минимальное давление нагнетания насоса;

- максимальное или минимальное давление всасывания насоса;

- повреждение или авария в регулирующих устройствах;

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

- останов станции с РДП с разрешением нового запуска.

В зависимости от положения переключателя режима работы станции, станция управляется в режиме «местное управление» и «дистанционное управление». В режиме работы «местное управление» управление возможно со шкафа управления оператора, а в режиме «дистанционное управление» - телемеханическим путем с местного или районного диспетчерского пункта (МДП или РДП). Кроме того, по месту у насоса и электродвигателя агрегата установлена кнопка "Стоп”. Кнопка «Пуск» у насоса и электродвигателя по месту не устанавливается во избежание ошибочных включений агрегата, могущих привести к аварийной ситуации на магистральном нефтепроводе.

Запуск магистрального агрегата можно производить при наличии параметров, обусловленных технологической картой уставок, отсутствии включенных агрегатных или общестанционных защит, исправности оперативных цепей управления.

Контроль давления со стороны всасывания и со стороны нагнетания станции происходит при помощи выключателей давления. Сигнализация и исполнение происходит на стороне всасывания при минимальном значении давления, на стороне нагнетания при максимальном значении на трех уровнях. При всех значениях давления имеется предупреждающая звуковая сигнализация. При первом значении происходит световая сигнализация, при втором значении – световая сигнализация и остановка первого работающего агрегата, при третьем значении – индикация на блинкере и поочередная остановка агрегатов.

2.2Структура системы автоматизации

Система автоматизации на ЛПДС «Кропачево» (далее по тексту - система автоматизации), в целом строится по трехуровневому иерархическому принципу в соответствии с рисунком 2.1.

К нижнему уровню системы автоматизации относятся:

- первичные средства измерения и датчики технологических параметров;

- местные показывающие приборы;

- исполнительные механизмы;

- аппаратура местного управления и сигнализации;

- блок ручного управления.

В качестве датчиков и систем нижнего уровня в проекте применяются следующие контрольно-измерительные приборы и аппаратура:

- сигнализатор избыточного давления ТЖИУ и датчики избыточного давления производства ВНИИА г. Москва;

- показывающие манометры ДМ2005Сг 1Ех и сигнализирующие манометры ДМ2005Сг 1Ех и показывающие манометры МП4А-КС производства ЗАО "Манотомь” г. Томск;

- сигнализаторы уровня поплавковые СУЖ производства АОЗТ "Завод Красное знамя” г. Рязань;

- термопреобразователи сопротивления ТСП завода "Эталон” г. Омск;

- расходомер ультразвуковой UFM 500 (врезной) фирмы KROHNE;

- устройство ультразвукового контроля плотности нефтепродукта УКП "Спектр” (накладной) производства ООО "Спектр-3” г. Воронеж;

- система газоаналитическая СГАЭС производства РНИИ "Электронстандарт” г. С-Петербург (установка выполняется по проекту ОАО «Институт Нефтепродукт проект» г. Волгоград);

Рисунок 2.1- Структурная схема автоматизации

- посты управления кнопочные взрывозащищенные типа КУ 91 производства завода «Электроаппарат» г. Зеленокумск;

- пост сигнализации (сирена) взрывозащищенный типа ПСВ производства завода «Электроаппарат» г. Зеленокумск;

В системе автоматического пожаротушения используются следующие типы извещателей:

- пожарные извещатели пламени типа ИП 330-5 «Ясень» фирмы «Группа КМ» г. Москва;

- пожарные извещатели дымовые типа ИП 212-44 производства ИВС "Спецавтоматика” г. Обнинск;

Блок ручного управления предназначен для непосредственного управления технологиче­ским оборудованием при выходе из строя средств микропроцессорной автоматики.

В состав технических средств среднего уровня входят:

- устройства сопряжения с объектом (УСО-1,УСО-2, УСО-3), реализующие сбор и обработку входной информации, выдачу управляющих сигналов на исполнитель­ные устройства;

- центральный контроллер, в котором реализованы алгоритмы станционных и агре­гатных защит, выполненный по схеме со 100%-ым горячим резервированием;

- автоматическая система пожаротушения АСПТ на базе контроллера Quantum, совмещающая в себе функции приемо - контрольной панели и прибора управления. Технические средства среднего уровня размещены в щитах управления. Контроллеры среднего уровня системы автоматизации объединены в общую технологиче­скую сеть посредством дублированной сети RIO. Контроллер системы пожаротушения АСПТ объединен в общую технологическую сеть посредством сети Modbus Plus.

Технические средства среднего уровня должны обеспечивать обмен информации по интерфейсу RS-485 с измерительными системами нижнего уровня (система газоаналитическая СГАЭС), с коммуникационным контроллером.

Технические средства среднего уровня обеспечивают:

- сбор информации от преобразователей сигналов нижнего уровня;

- фильтрацию, линеаризацию и масштабирование входных аналоговых сигналов;

- автоматический контроль и управление технологическим оборудованием ПС;

- передачу информации о состоянии технологического оборудования на верхний уровень системы автоматизации.

В состав технических средств верхнего уровня системы автоматизации входят:

- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора с функциями сервера вво­да/вывода, на базе двух IBM PC-совместимых компьютеров, включенных по схе­ме горячего резервирования;

- АРМ дежурного электрика;

- АРМ дежурного пожарного поста;

- коммуникационный контроллер, обеспечивающий управление системой автома­тизации по каналам телемеханики;

- сетевой коммутатор, обеспечивающий обмен информации по сети Ethernet между АРМ.

Верхний уровень системы автоматизации обеспечивает:

- прием и отображение информации с нижнего уровня;

- мониторинг и оперативное управление технологическим процессом;

- архивацию событий на нижнем уровне и действий оператора;

- контроль и управление работой системы автоматизации ПС по каналам телемеханики.

2.3Электропитание технических средств автоматизации

Технические средства системы автоматизации относятся к электроприемникам особой группы I категории надежности электроснабжения. Питание средств системы автоматизации осуществляется от существующей сети переменного тока с фазным напряжением 220 + 15% В 50 (+1) Гц, от двух секций ЩСУ (КТП) с организацией АВР. В качестве третьего независимого источника электроснаб­жения для питания средств системы автоматизации предусматриваются источники бесперебойного питания, обеспечивающие работоспособность системы автома­тизации в течение 1 часа. Кратковременное (до 20 с) снижение напряжения питания на 50 % не должно вызывать выдачу ложных команд и сигналов.

Питание АРМ оператора, АРМ дежурного пожарного поста, щитов управления системы автоматизации осуществляется от источников гарантированного питания.

Для питания промежуточных реле, искробезопасных барьеров и нормирующих преобразователей используются стабилизированные блоки питания с выходным напряжением 24 В постоянного тока.

2.4Программное обеспечение системы автоматизации на ЛПДС «Кропачево»

Программный комплекс «Восток», являющийся основой SCADA системы, состоит из сервера «Восток», клиентской части и программных средств коммуникации с другими проектами и системами. Сервер имеет модульную структуру.

В состав ОРС-сервера «Восток» входят следующие компоненты:

- модуль алармов (аларм - тревожное сообщение), обеспечивающий генерацию сообщений об авариях, их рассылку и сохранение в базу данных (БД);

- модуль трендов (тренд - графическое отображение изменяющихся параметров), обеспечивающий накопление и представление текущих данных в виде графических зависимостей от времени;

- модуль логики, позволяющий реализовывать сложные алгоритмы пересчета данных, анализировать логические выражения и др.;

- модуль ОРС, предназначенный для чтения записи данных, полученных от сторонних ОРС-серверов;

- модуль истории, обеспечивающий сохранение в БД технологических параметров в хронологическом порядке;

- модуль резервирования, обеспечивающий функцию автоматического резервного сервера при выходе из строя основного и наоборот;

- модуль CAN, позволяющий осуществлять обмен информацией по сети САN между контроллерами среднего уровня системы и компьютерами верхнего уровня;

- модуль МЭК, обеспечивающий обмен информацией между системой автоматизации ПС и другими системами по протоколу МЭК-870 (РДП, ТДП, КП линейных сооружений).

На компьютерах операторов и других рабочих станциях устанавливается следующее программное обеспечение:

- визуально-графический интерфейс фирмы Iconics;

- для отображения трендов аналоговых сигналов разработки

ЗАО «ЭлеСи»;

- для отображения оперативных и исторических алармов разработки ЗАО «ЭлеСи».

При этом с помощью SCADA-пакета Genesis 32отображаются:

- технологические схемы;

- оперативные, предупредительные и аварийные сообщения;

- текущие измеряемые параметры;

- табличные формы.

2.5Автоматизация магистрального насосного агрегата №1

2.5.1 Цель автоматизации магистрального насосного агрегата.

Целью автоматизации МНА является обеспечение его безопасной работы, поддержание оптимальных режимов перекачки, работа без обслуживающего персонала непосредственно в насосной. Функциональная схема автоматизации МНА представлена на рисунке 2.2.

2.5.2 Режимы работы магистральных агрегатов.

Система автоматизации должна обеспечивать следующие режимы управления магистральным насосным агрегатом насосной станции:

- автоматический основной;

- автоматический резервный;

- дистанционный;

- ремонтный.

Рисунок 2.2- Функциональная схема автоматизации

Выбор режима осуществляется с АРМ оператора-технолога насосной станции ЛПДС «Кропачево».

Каждый выбранный режим должен исключать другие.

Переключение из режима в режим должно осуществляться без остановки работающих агрегатов.

«Автоматический основной» режим обеспечивает программный запуск и программный останов магистрального насосного агрегата:

- в режиме работы насосной станции «телемеханический» - из районного диспетчерского пункта нефтепродуктопровода по системе телемеханики;

- в режиме работы насосной станции «не телемеханический» - с АРМ оператора насосной станции.

«Автоматический резервный» режим обеспечивает программный запуск резервного магистрального насосного агрегата при остановке одного из работающих МНА агрегатными автоматическими защитами. Программный останов работающего резервного агрегата осуществляется аналогично основным (резервный магистральный насосный агрегат после включения по системе автоматизации переводится в статус основного).

«Дистанционный» режим обеспечивает раздельное управление насосным агрегатом и агрегатными задвижками с АРМ оператора насосной станции. Данный режим управления вместе с дистанционным режимом управления регулирующей гидромуфтой используется при выводе насосной станции и магистрального нефтепродуктопровода на номинальный режим работы в нештатной ситуации. Штатная ситуация вывода насосной станции и магистрального нефтепродуктопровода на номинальный режим работы учитывается заданным набором уставок времени и выбранной программой пуска МНА.

«Ремонтный» режим обеспечивает исключение насосного агрегата и агрегатных задвижек из системы автоматического управления насосной станции. В данном режиме допускается местное (наладочное) управление агрегатными задвижками насосного агрегата кнопками, установленными у электроприводов задвижек. Магистральный насосный агрегат имеет по месту только кнопку «стоп».

Останов магистрального насосного агрегата от местной кнопки "стоп” осуществляется в любом режиме управления с регистрацией факта отключения на экране монитора и в журнале событий АРМ оператора насосной станции с расшифровкой «отключен по месту», и должен сопровождаться звуковой сигнализацией.

2.5.3 Автоматическая защита магистрального насосного агрегата.

Автоматическая защита осуществляет остановку магистральных насосных агрегатов и другие действия, необходимые для локализации аварийных ситуаций.

Отключение МНА происходит в следующих ситуациях:

- падение давления масла к подшипникам;

- повышение утечек из торцевых уплотнений;

- повышение температуры подшипников и корпуса магистрального

насосного агрегата;

- повышение вибрации магистрального насосного агрегата;

- неисправность цепей управления масляными выключателями;

- исчезновение оперативного напряжения;

- нажатие аварийных кнопок из насосного зала;

- нажатие кнопки "Стоп” на щите управления агрегата;

- срабатывание электрической защиты;

- от технологических защит станции при аварийных значениях

давления;

- повышенная загазованность;

- возникновение пожара;

- затопление насосного цеха;

- в случае аварии вспомогательных систем.

При срабатывании любой из вышеперечисленных защит срабатывает соответствующее электрическое табло и звуковая сигнализация.

В системе автоматизации насосной станции предусмотрены две программы останова, отличающиеся порядком закрытия задвижек на входе и выходе МНА в процессе его остановки для исключения возможности гидроударов:

- отключение МНА при открытых задвижках (открыты полностью);

- отключение МНА при закрывающихся задвижках (задвижки стронулись с открытого положения и находятся в промежуточном положении).

Вид программы останова МНА задаётся с пульта управления АРМа оператора вместе с заданием уставок срабатывания автоматических защит после введения специального пароля.

Останов МНА на открытые задвижки выполняется одновременной подачей сигнала на отключение электропривода МНА и на закрытие входной и выходной задвижек МНА.

Останов МНА на закрывающиеся задвижки выполняется в следующей последовательности:

- выдается команда на закрытие входной и выходной задвижек МНА;

- через выдержку времени DТ (от 3 с до 6 мин) отключается электродвигатель МНА.

Выдержка времени определяется с учетом характеристик оборудования и режимов перекачки при наладке и задаётся с пульта управления АРМа оператора вместе с заданием уставок срабатывания автоматических защит после введения специального пароля.

Система автоматизации насосной станции обеспечивает контроль выполнения команды и, в случае нарушения процесса остановки, регистрировать состояние «незавершен останов» с фиксацией причин.

Снятие звукового сигнала производится кнопкой "Деблокировка звука”, которая установлена на пульте в операторной.

Снятие светового сигнала производится только после устранения причины отключения кнопкой «Деблокировка авар. сигнала».

Все защиты агрегата выполнены по схеме, не допускающей повторного дистанционного запуска агрегата после остановки устройством автоматической защиты. Разрешение на повторный запуск даётся ключом, установленным на блоке устройства защиты агрегата, размещаемом в операторной перекачивающей насосной. Повторный запуск может осуществляться только после выяснения ремонтным персоналом причин отклонения параметра от нормы и проведения соответствующих ремонтных работ.

Защита при аварийном повышении температуры подшипников необходима для предотвращения их выплавления. При повышении температуры возможно загорание смазочного масла, а при выплавлении подшипника электродвигателя - оседание вала, приводящее к разрушению изоляции обмоток и загоранию двигателей.

Защита по максимальной температуре корпуса насоса необходима для предотвращения его перегрева при длительной работе с нулевым расходом, например на закрытую напорную задвижку. Обычно максимальная температура корпуса обуславливается нормальной работой резиновых деталей торцовых уплотнений и стойкостью краски насоса.

Защита по максимальной температуре воздуха на выходе электродвигателя требуется для предотвращения аварий электродвигателя. Аварийное повышение этой температуры может свидетельствовать о загорании обмоток электродвигателя.

Защита по максимальным утечкам из уплотнений насоса требуется для предотвращения разлива нефти в помещении насосов и переполнения резервуара-сборника утечек. При отсутствии на валу насоса соответствующих отбойных колец аварийные утечки из уплотнений могут привести к попаданию нефти в смазочное масло, циркулирующее в отделениях насосов и электродвигателей, что чревато опасностью возникновению пожаров и взрывов. Аварийные утечки могут быть при различных поломках механических уплотнений вала насосов. При сальниковых уплотнениях вала аварийные утечки возникают в результате выхода из строя набивки сальника.

Защита при повышенной вибрации дублирует защиту по температуре подшипников, а также защиту насосной по минимальному давлению на всасывании (кавитация). Кроме того, защита по вибрации срабатывает при всевозможных механических повреждениях агрегата.

Защита агрегата при срабатывании устройств электрической защиты электродвигателя требуется для отключения насоса от трубопроводной обвязки перекачивающей насосной. Остановка основного электродвигателя агрегата в этом случае осуществляется устройствами его электрической защиты.

Защита при затоплении отделения насосов срабатывает при проливе в насосной больших количеств нефти и заполнении ею всех каналов насосной.

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

Защита при аварии вспомогательных систем насосной, обеспечивающих циркуляцию смазочного масла, а также подачу воздуха в воздушные камеры электродвигателей, осуществляется отключением магистральных насосных агрегатов

2.6Объем автоматизации магистрального насосного агрегата

Объем автоматизации МНА предусматривает:

- управление (программный и дистанционный пуск, программное и

дистанционное отключение) и контроль насосного агрегата с помощью средств автоматизации и телемеханики;

- автоматическую защиту и программное управление каждым магистральным насосным агрегатом;

- централизацию контроля и управления насосной;

- контроль готовности к запуску;

- обработка предельных значений параметров по агрегату;

- контроль и управление автоматическим ввода резерва;

- управление (открытие, закрытие, стоп) и контроль агрегатной задвижки.

Система автоматизации строится на базе микропроцессорного контроллера серии Modicon TSX Quantum.

Система основана на архитектуре удаленного ввода/вывода. Для связи центрального процессора с удаленными УСО ввода/вывода используется дублированная сеть RIO (Remote Input/Output).

Физической средой передачи данных в сети RIO является коаксиальный кабель или оптоволокно.

Конструкция каждого шкафа автоматики обеспечивает возможность подключения внешних связей и взаимодействие с другими шкафами в составе комплекса технических средств (КТС).

Кабельные ввода располагаются в нижней части шкафов.

Диапазон рабочих температур шкафов автоматики от 0 до +40°С.

АРМ оператора-технолога строится на базе персональных компьютеров (ПК) Pentium IV, контроллера Modicon TSX Quantum.

Программное обеспечение (ПО) функционирует в среде Windows 2000 или Windows ХР Pro, операторский интерфейс разработан на основе программного пакета Genesis 7.1. Функциональные возможности пакета включают конфигурирование, операторское управление, сбор и архивирование данных и событий,

а также диагностику.

Центральный блок реализован на базе шестислотовой установочной панели, и включает в свой состав:

- модуль140 CPU 434 12А - центральный процессор (рисунок 3.3), обеспечивает работу контроллера по заданной программе;

- модуль 140 CHS 210 00 - контроллер горячего резерва, обеспечивающий переключение на резервный центральный блок при отказе главного и синхронизацию данных (опция заказа);

- 140 CRA 932 00 - адаптер удаленного ввода/вывода, обеспечивающий информационную связь с головным процессором по дублированной магистрали на базе шины RIO (коаксиальный кабель);

- модуль 140 NOM 212 00 - двухпортовый контролер связи Modbus Plus (по согласованию);

- модуль 140 NOE 77110 – контроллер сети Ethernet;

- модуль 140 CRP 932 00 - процессор удаленного ввода/вывода, обеспечивающий информационную связь с удаленными узлами ввода/вывода по дублированной магистрали на базе коаксиального кабеля;

- модуль 140 CPS 114 20 - источник питания, обеспечивающий работу системы в промышленных условиях, защищая систему от электрических помех и колебаний питающего напряжения.

Резервный блок полностью идентичен основному.

Модули ввода/вывода УСО установлены на десятислотовой установочной панели. Их состав зависит от функций, выполняемых УСО.

- 140 CPS 114 20 - источник питания.

Модули ввода/вывода сигналов:

- 140 AСI 040 00 - модуль ввода аналоговых сигналов 4…20 мА

(16 каналов);

- 140 AСO 040 00 - модуль вывода аналоговых сигналов 4…20 мА

(4 канала);

- 140 DDI 353 00 - модуль ввода дискретных сигналов (32 канала);

- 140 DDO 353 00 - модуль вывода дискретных сигналов (32 канала).

Ввод дискретных сигналов и выдача сигналов управления, производится через промежуточные реле.

Ввод сигналов из взрывоопасной зоны производится через барьеры искробезопасности, если приборы не имеют защиту «взрывонепроницаемая оболочка».

Программирование контроллера производится с помощью инструментального пакета UNITY Pro или Сoncept 2.6 ХL

1 – номер модели и цветовой код; 2 – светодиоды; 3 – съемная навесная дверца и этикетка для обозначения заказчика; 4 – батарея; 5 - микропереключатели; 6 – порт Modbus A; 7 – порт Modbus Plus В; 8 - порт Modbus Plus

Рисунок 2.3– Модуль 140 CPU 434 12А

2.7Канал связи центрального процессора с удаленными УСО ввода/вывода RIO Modicon

Сеть удаленного ввода/вывода (RIO) Modicon представляет собой высокоскоростную локальную сеть передачи данных, использующую стандартный

коаксиальный кабель и технологию CATV.

Сеть RIO поддерживает передачу битовых и регистровых данных из/в модули ввода и вывода Передачу сообщений в ASCII-кодах из/в некоторые сетевые адаптеры.

Сеть RIO обеспечивает высокую скорость передачи данных. Большинство транзакций между процессоромRIO (со стороны ПЛК) и адаптерами RIO (в удаленных узлах) занимают менее 1 мс на один узел в/в.

ПЛК обслуживает свои узлы ввода вывода в конце логических сегментов программы. Несколько логических сегментов могут быть обслужены за один цикл сканирования. Обновление данных RIO в конце сегмента обеспечивает правильную последовательность передачи информации. Проверка кадра СRС16 в сообщении обеспечивает надежность и безошибочность доставки данных по назначению.

Рисунок 2.4- Пример использования двойного кабеля в системах горячего резервирования RIO Modicon (Remote Input/Out)

Использование двойного кабеля (рисунок 2.4) в системах горячего резервирования (Hot-Standby) дает возможность строить очень мощные системы с резервированием как со стороны контроллера, так и по сети RIO. Такие топологии подразумевают использование головных процессоров и адаптеров с двойными портами подключения, а также использование двух разветвителей.

2.8Технические средства автоматизации

2.8.1 Термопреобразователь сопротивления ТСМ 320М.

Термопреобразователи сопротивления ТСМ 320М предназначены для измерения температуры подшипников и поверхности твердых тел.

Термопреобразователи состоят из чувствительного элемента, защитной арматуры и соединительного кабеля.

Чувствительные элементы термопреобразователей предназначены для преобразования изменения температуры измеряемой среды в изменение электрического сопротивления. Чувствительные элементы изготавливаются из медного или платинового микропровода и выполнены в виде каркасной намотки.

Защитная арматура термопреобразователей изготавливается из нержавеющей стали 12Х18Н10Т.

Соединительный кабель термопреобразователей состоит из токовыводов на основе многожильного провода типа МС (с посеребренными медными жилами в спеченной фторопластовой изоляции) или многожильного провода типа МГТФ, медной луженой плетенки типа ПМЛ, надетой на токовыводы, и фторопластовой трубки, являющейся наружной оболочкой кабеля. Отличительной особенностью кабелей является их повышенная маслостойкость. Для повышения вибропрочности термопреобразователей кабель в месте выхода его из защитной арматуры может быть усилен с помощью пружины.

Для установки термопреобразователя на объекте термопреобразователи снабжены комплектом монтажных частей. В состав комплекта входят гайка с резьбой М8х1 или М12х1,5, резиновая прокладка и шайба. Комплект монтажных частей входит в комплект поставки термопреобразователей. В таблице 2.1 представлены технические характеристики термопреобразователя сопротивления.

Общий вид и габаритные размеры термопреобразователя сопротивления приведены на рисунке 2.5.

Рисунок 2.5 - Общий вид и габаритные размеры термопреобразователя сопротивления

Таблица 2.1- Технические характеристики термопреобразователя сопротивления

2.8.2 Датчик контроля уровня агрегатных утечек ДС-СУ1-01.

Датчик ДС-СУ1-01 предназначен для контроля уровня утечек нефтепродуктов в магистральных и подпорных насосных агрегатах. В комплекте с преобразователем ПВ-СУ1 обеспечивается уровень взрывозащиты <0> (<особовзрывобезопасное оборудование>) и вид взрывозащиты <искробезопасная электрическая цепь> уровня <ia> по ГОСТ Р 51330.10-99 (МЭК 60070-11-98).

Принцип действия датчика заключается в том, что при превышении установленной скорости утечки уровень жидкости в поплавковой камере повышается, поплавок всплывает и герконовые контакты датчика замыкаются.

Датчик ДС-СУ 1-01 входит в состав сигнализатора СУ 1-01 (рисунок 2.6).

Критическая величина скорости утечки устанавливается с помощью поплавковой камеры ПК1 с калибровочным отверстием для стока нефти. Поплавковая камера входит в состав ДС. Датчик состоит из:

- чувствительного элемента (поплавок);

- контактного устройства;

- клеммной коробки и поплавковой камеры ПК 1.

Сверху камера закрывается крышкой с отверстием для установки датчика и окном для промывки камер. Контактное устройство содержит 4 геркона типа КЭМ 2, укрепленных на определённой высоте внутри трубки из нержавеющей стали с внешним диаметром 10 мм. Трубка вставлена в отверстие крышки и закреплена на ней при помощи стягивающегося разрезного штуцера. Нижний конец трубки герметично заварен, на верхний конец надета соединительная коробка.

Чувствительный элемент выполнен в виде тороидального поплавка с закреплённым на ней кольцевым магнитом. Поплавок надет на трубку контактного устройства. При изменении уровня жидкости поплавок перемещается вдоль трубки.

Датчик сигнализатора

Вход нефтепродукта

Поплавковая камера ПК1

Поплавок

В сборник

Рисунок 2.6– Сигнализатор уровня СУ 1-01

При приближении магнита к герконам контакты последних замыкаются.

На трубке имеются упоры, ограничивающие рабочее перемещение поплавка.

В случае, когда скорость притока нефти из трубопровода утечек больше скорости ее стока через калиброванное отверстие, уровень нефти в поплавковой камере повышается и датчик срабатывает. В состоянии поставки датчик установлен так, что срабатывание происходит при подъеме уровня жидкости с плотностью 690 кг/м³ на высоту 60 мм от дна поплавковой камеры. Изменение уровня срабатывания при эксплуатации достигается перемещением трубки датчика в крышке поплавковой камеры.

Очистка сливного отверстия, элементов поплавковой камеры и датчика от парафиновых осадков производится путём заливки кипящей воды в окно на крышке поплавковой камеры. Окно закрывается резьбовой заглушкой.

Скачать:  1-2-chast.rar [706,42 Kb] (cкачиваний: 138)