Автоматизация технологических процессов НПС

Министерство  образования и науки РФ

Государственное общеобразовательное учреждение

Высшего профессионального  образования

Новосибирский государственный технический университет

Факультет «Мехатроники и автоматизации»

Кафедра «Электротехнические  комплексы»

 

 

 

 

 

 

 

Курсовая  работа

по  дисциплине

“Автоматизация технологических процессов и производств”

Тема: “Автоматизация технологических процессов НПС”

 

 

 

 

 

 

 

 

Факультет: МА

Группа: ЭМА-81

Студент: Колб А.Э.

Преподаватель: к.т.н. М.Е. Вильбергер

Дата сдачи:

Отметка о защите:

 

 

 

     

 

 

 

 

Новосибирск 2012

 

Содержание

 
Введение ..............................................................................................................3 
1. Классификация нефтеперекачивающих станций и основные компоненты..........................................................................................................4 
2. Характеристика объектов автоматизации  
      2.1 Описание автоматизированных объектов.............................................6 
      2.2 Организация системы автоматизации...................................................8

2.3 Требования  к функциям защиты...........................................................10

2.4 Требования  к метрологическому обеспечению,  сертификации и надежности..........................................................................................................12

2.5 Технические средства рабочей станции...............................................13

3. Автоматизация нефтеперекачивающих  станций

3.1 Функции, реализуемые системой  автоматики НПС............................17

3.2 Контрольно-измерительная аппаратура, используемая в системе автоматизации магистрального насосного агрегата

3.2.1 Термопреобразователь ТСМУ-274..........................................17

3.2.2 Датчик давления Метран-100...................................................19

3.2.3 Виброизмерительный прибор "Янтарь"..................................20

3.2.4 Виброизмерительный прибор "Янтарь"..................................22

4. Программа  управления насосным агрегатом

4.1 Контроль  технологического процесса работы  НПС............................23

4.2 Алгоритм  управления магистральным насосным  агрегатом..............23

4.3 Входные  и выходные параметры...........................................................24

4.4 Блок-схема процесса...............................................................................25

4.5 Разработка процесса в CoDeSys.............................................................26

4.6 Программы пуска и остановки МНА.....................................................27

Заключение.................................................... ......................................................30

Список использованных источников.................................................................31

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Успехи  в развитии отечественной нефтяной и газовой промышленности в значительной степени стали возможны вследствие создания и развития средств и  систем автоматизации.

Автоматикой называется отрасль науки и техники, которая охватывает совокупность технических  средств и методов, освобождающих  человека от непосредственного выполнения функций контроля и управления производственными  процессами. Автоматизация производства повышает надежность протекания процесса, уровень информативности персонала о процессе, экономичность. Уменьшаются трудовые затраты, средства автоматизации позволяют вести точный учет средств и продуктов труда.

Успешный  процесс переработки нефти и  газа зависит от строгого контроля и поддержания на заданном уровне давления, температуры, расхода, а также  от контроля качества выходного продукта. Поэтому современное производство возможно только при оснащении технологических  установок соответствующими автоматическими  измерительными приборами, информационно-измерительными системами и системами автоматического  управления. Применение ЭВМ и микропроцессорных  контролеров повышает качество автоматизации  за счет гибкого программирования, возможности изменения параметров настройки регуляторов в зависимости  от требований технологического процесса.

Назначением системы  является автоматизация технологических  процессов НПС. Она должна обеспечивать автономное поддержание режима работы насосной и его изменение по командам с АРМ технолога из операторной  и из вышестоящего уровня управления по каналам телемеханики.

Целями  создания системы являются:

• автоматизация НПС в соответствии с "Техническими требованиями на разработку системы автоматизации НПС";
• унифицирование системы;
• расширение функциональных возможностей автоматизации по сравнению с существующими средствами;
• достижение высоких технико-экономических показателей работы за счет автоматизированного поддержания наиболее рационального режима работы технологического оборудования;
• повышение уровня надежности работы и живучести технологического оборудования и средств автоматизации;
• повышение экологической безопасности производства;
• снижение трудозатрат на техническое обслуживание и ремонт.

Система автоматики должна обеспечивать выполнение заданных функций как автономно под  наблюдением оператора из МДП, так  и в составе СДКУ под наблюдением  диспетчера РДП.

 

 

1. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ  СТАНЦИЙ И ОСНОВНЫЕ КОМПОНЕНТЫ

 

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая  предназначается для приема нефти  с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей  закачки нефти в магистральный  нефтепровод. Промежуточные станции  обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки.

Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно  условно подразделить на две группы: первую – объекты основного (технологического) назначения и вторую – объекты  вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учёта  нефти с фильтрами, магистральная  насосная, узел урегулирования давления и узлы с предохранительными устройствами, камеры пуска и приёма очистных устройств, технологические трубопроводы с  запорной арматурой.

К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами, комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции, комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков, котельная с тепловыми сетями, инженерно-лабораторный корпус, пожарное депо, узел связи, механические мастерские, мастерские ремонта и наладки контрольно-измерительных приборов (КИП), гараж, складские помещения, административно-хозяйственный блок и т.д.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: приём и учёт нефти, краткосрочное  хранение нефти в резервуарах, внутристанционные  перекачки нефти (из резервуара в  резервуар), закачка нефти в магистральный  трубопровод, пуск в трубопровод  очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов  или попутных нефтепромыслов.

На промежуточных  нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения  её дальнейшей перекачки.

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают  на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 – 600 км, состоящие из 3 – 5 участков, разделенных  ПНПС, работающих в режиме "из насоса в насос", и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.

 

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТОВ АВТОМАТИЗАЦИИ

 

1. Описание автоматизированных объектов

 

Объектами автоматизации  НПС являются:

• Магистральная насосная с насосным залом и отделением электродвигателей, разделенными брандмауэрной стеной;
• Магистральные насосные агрегаты МНА1-МНА4 типа НМ-10000 с электродвигателями СТД-8000 (МНА № 1-3), а также входные и выходные задвижки.
• Маслосистема принудительной смазки подшипников насосных агрегатов (маслонасосы, маслобаки, маслофильтры, аккумулирующие баки, емкости хранения масла и вентиляторы охлаждения масла);
• Система сбора и откачки утечек МНС (емкости сбора утечек ЕП-40, 2 погружных насоса и 2 центробежных насоса откачки утечек);
• Система приточно-вытяжной вентиляции насосного зала МНС (2 приточных и 2 вытяжных вентилятора);
• Система подпорной вентиляции отделения электродвигателей МНС (2 подпорных вентилятора);
• Система беспромвальной вентиляции отделения электродвигателей (2 вентилятора).

Автоматизируемое  оборудование должно быть оснащено приспособлениями для установки датчиков контроля и дополнительных механизмов.

Все исполнительные механизмы должны быть оснащены приводом с электрическими сигналами управления.

Запорная  арматура трубопроводов и внутренней обвязки нефтенасосной должна быть оснащена датчиками сигнализации крайних положений (открыто, закрыто).

 Товарная нефть, поступающая от поставщиков в нефтяную транспортную сеть подвергается анализу и учету в узлах учета количества и качества нефти, установленных на НПС.

 

 

Физико-химические свойства нефти по данным заказчика  следующие и представлены в таблице 2.1.1.

 

Таблица 2.1.1- Физико-химические свойства нефти

Наименование показателей	Значение
Температура нефти, °С: максимальная минимальная	50 20
Плотность нефти, кг/м³: максимальная минимальная	885 860
Вязкость нефти, м2/c: максимальная минимальная	0,00004 0,00025
Массовая доля серы, %	4,0
Массовая доля воды, %	до 1,0
Концентрация хлористых  солей, не более, г/см3	0,0003
Массовая доля механических примесей, не более, %	0,05
Давление насыщенных паров, не более, Па	665

 

Насосный  цех относится к взрывоопасным  помещениям. В зале насосов установлены  три основных насосных агрегата. В зале электродвигателей, который находится в соседнем помещении с насосной, размещены три синхронных электродвигателя, а также расположен блок централизованной маслосистемы с аккумулирующим баком. Насосные агрегаты обвязаны трубопроводами-отводами, которые соединяют их приемные и напорные патрубки с общим коллектором. Агрегаты нефтяные электронасосные центробежные магистральные типа НМ предназначены для транспортирования по магистральным трубопроводам нефти. Электронасосный агрегат состоит из насоса и приводного электродвигателя. Принцип действия насоса заключаются в преобразовании механической энергии в гидравлическую за счет взаимодействия жидкости с рабочими органами.

Маслосистема предназначена для смазки и охлаждения подшипников основных насосных агрегатов по перекачке нефти.

Перед пуском насосных агрегатов необходимо осуществить подачу масла на подшипники скольжения и проконтролировать поступление масла визуально через смотровые окна в линии слива с целью предотвращения "сухого" запуска агрегатов, что может привести к выходу насосных агрегатов из строя.

Система сбора утечек предусматривается  для приема капельных утечек от торцов, возникающих в процессе эксплуатации, а также на случай возникновения  на насосах аварийных ситуаций: образования  щелей или полного раскрытия  их торцов. Отвод утечек осуществляется в специальный сборник, размещаемый  вне помещения насосов. В этом сборнике должен постоянно сохраняться  незаполненный объем емкости, достаточный  для приема максимальных утечек.

В общественных зданиях применяется приточно-вытяжная вентиляция с приточной камерой  расположенной в подвале, и вытяжной камерой расположенной на чердаке.

Блок  приточных и подпорных вентиляторов обеспечивает подачу воздуха в нефтенасосную и корпуса электродвигателей.

Оборудование  вентиляционных систем работает автоматически. В случае аварийной остановки  включается резервный вентилятор. При  остановке обоих подпорных или  приточных вентиляторов аварийно отключается  вся станция.

Охлаждение  масла в подшипниках подпорных  насосных предусматривается перекачиваемой нефтью с помощью холодильников, встроенных в масляные ванны подшипников.

Отвод утечек из торцевых уплотнений предусматривается  в специальный сборник, расположенный  при насосной.

Система автоматического регулирования (САР) давления предназначена для регулирования  давления в магистральном нефтепроводе с помощью поворотных затворов –  регулирующих заслонок.

 

2.2 Организация микропроцессорной  системы автоматизации

 

Система автоматики НПС имеет трехуровневую структуру  – нижний, средний и верхний  уровни. Структурная схема ПТК  НПС приведена в приложении А.

К нижнему уровню системы автоматики относятся:

• средства измерений технологических параметров;
• сигнализаторы технологических параметров;
• исполнительные механизмы (в том числе средства визуальной и звуковой сигнализации).

К нижнему уровню следует также отнести БРУ, который  размещается в операторной и  блок ручного управления системы  автоматического пожаротушения  который расположен в операторной. Блоки ручного управления имеют в своем составе сигнализацию непосредственно от датчиков сигналов и кнопки управления, воздействующие непосредственно на магнитные пускатели или соленоиды масляных выключателей.

К среднему уровню системы автоматизации относятся программно-аппаратные модули (блоки) управления узлов и агрегатов НПС на базе ПЛК.

Оборудование  обеспечивает:

• сбор информации от датчиков, устанавливаемых по месту;
• обработку и передачу информации о состоянии объектов на верхний уровень системы автоматизации НПС (центральный контроллер в операторной);
• автоматическое управление технологическим оборудованием станции и контроль его работы;
• прием информации с верхнего уровня системы автоматизации и формирование управляющих воздействий на исполнительные механизмы.

Для перехода от одного оборудования ввода/вывода к оборудованию других фирм используется мост Modbus Plus Bridge:

• передача сигналов телемеханики;
• связь с системой автоматического пожаротушения;
• связь с системой автоматического регулирования давления.

Средний уровень  должен обеспечивать получение информации от системы контроля уровня загазованности, системы виброконтроля и системы автоматического регулирования давления, как в виде дискретных сигналов, так и по протоколу Modbus c отображением информации на АРМ оператора.

Станция сбора  данных служит для реализации мониторинга  за состоянием ответственных элементов  системы автоматики и раннего  предупреждения возможного отказа.

Верхний уровень системы автоматики включает в себя АРМ оператора-технолога, АРМ для контроля за нормативными параметрами НПС, АРМ системы мониторинга, АРМ системы автоматического пожаротушения.

АРМ оператора-технолога реализован на базе трех персональных компьютеров (2 рабочих и резервного), работающих в режиме горячего резервирования: АРМ полностью идентичны по программно-апппаратному составу, имеют общий источник точного времени и выделенный интерфейс (независимый от сегмента сети) для организации самоконтроля. Во всех системах должно устанавливаться московское время.

АРМ для контроля за нормативными параметрами НПС, АРМ  системы мониторинга реализованы  на базе персональных компьютеров и  АРМ системы автоматического  пожаротушения.

Верхний уровень  системы автоматики обеспечивает:

• прием информации о состоянии объекта;
• мониторинг технологического процесса и получение трендов измеряемых технологических параметров;
• оперативное управление технологическим процессом;
• архивацию событий нижнего уровня, действий оператора и команд из РДП;
• формирование базы данных;
• настройку, программирование, конфигурирование контроллера МПСА, редактирование экранных форм (с АРМ инженера).

Компьютеры из состава АРМ оператора-технолога  работают независимо друг от друга  и связаны с контроллерами  среднего уровня по собственным независимым  полевым шинам. Выполнение инженерных функций реализуется на третьем  персональном компьютере- АРМ инженера.

Верхний уровень  системы автоматизации в части  АРМа контроля за нормативными параметрами обеспечивает:

• контроль за соответствием фактических параметров работы оборудования НПС и линейной части магистрального нефтепровода нормативным параметрам контролируемым на уровне НПС по системе автоматики и телемеханики операторами НПС;
• отображение отклонения контролируемых параметров от нормативных величин на мониторе персонального компьютера и сопровождение звуковыми сигналами;

− вход в ЛВС  АСУТП по протоколу TCP/IP и передачу данных в соответствии с регламентом  контроля за нормативными параметрами.

Верхний уровень  системы автоматизации в части АРМа системы мониторинга обеспечивает прием, обработку и отображение информации, получаемой со станции сбора данных.

Рабочие станции  всех АРМ-ов связаны между собой посредством сети Ethernet с помощью сетевого концентратора и могут объединяться с другими узлами сети. Основной протокол связи верхнего уровня: промышленный Ethernet, в реализации ModBus TCP от Schneider Electric.

Коммуникационный  контроллер для управления по каналам  телемеханики должен обеспечивать:

• работу как по каналам тональной частоты со скоростью 1200 и 600 бит/с, так и по цифровым каналам ВОЛС со скоростью 115,2 кбит/с;
• работу по MODBUS MASTER RTU от 1 до 8 микропроцессорных программируемых контроллеров систем автоматизации;
• прием и передачу метки точного времени, получаемого с магистрали МЭК в MODICON;
• возможность конфигурирования в процессе эксплуатации; наращивание и изменение количества каналов;
• передачу сигналов телесигнализации, телеизмерений, телеуправления и телерегулирования;
• формирование массива для ТМ должно производиться на каждом цикле сканирования с меткой времени.
• Сопряжение локальных сетей АСУТП и АСУП должно производиться посредством маршрутизатора, который выполняет функции сетевого фильтра. Порты маршрутизатора, к которым подключены АРМ-оператора, должны программироваться так, чтобы пропускать в сеть АСУТП только пакеты с определенных IP-адресов, а в сеть АСУП на шлюз узла связи направлять пакеты с IP-адресов АРМ.

 

2.3 Требования к функциям  защиты

 

Функции защиты оборудования НПС должны выполняться:

• по общестанционным аварийным защитам – как программно с использованием алгоритмических модулей защитных отключений, так и с БРУАЗ кнопками, воздействующими непосредственно на схемы управления приводами;
• по остальным защитам и блокировкам – программно с использованием алгоритмов защитных отключений.

Программы, реализующие  функции защиты, кроме выполнения защитных отключений, должны предусматривать:

• маскирование и симуляцию общестанционных и агрегатных защит и имитацию отдельных аналоговых параметров должны выполняться через диалоговые окна (для ремонта соответствующих датчиков и проверки защит);
• блокировку отдельных защит (вибрации, и др.) на время переходного процесса;
• проверку работы общестанционных и агрегатных защит без воздействия на оборудование (симуляцию задвижек, вспомсистем).

Функции управления должны предусматривать  программный пуск и остановку  каждого агрегата, а также дистанционное  и автоматическое управление вспомогательными агрегатами и запорной арматурой.

Управление  магистральным насосным агрегатом должно быть реализовано в следующих режимах:

• дистанционный из РДП;
• программный из операторной (МДП);
• автоматический резервный;
• ремонтный;
• испытательный;
• кнопочный.

Все режимы управления должны предусматривать подачу команд управления на насосные агрегаты только через систему автоматики НПС.

Испытательный режим  должен быть предназначен для проверки алгоритмов работы (программных модулей), автоматических защит без воздействия на ВВ насосных агрегатов.

Команды аварийного отключения насосных агрегатов от агрегатных кнопок "Стоп", от кнопок "Стоп МНС" должны выполняться во всех режимах управления агрегатов, в том числе при отказе системы автоматизации.

Последовательность  действий при пуске и остановке  насосного агрегата в кнопочном  режиме должна определяться технологическим  регламентом управления НПС. В этом режиме изменение положения задвижек агрегата по командам, формируемым  через систему автоматики НПС  при пуске насосного агрегата, не должно приводить к срабатыванию агрегатной защиты "Несанкционированное изменение состояния любой из агрегатных задвижек работающего агрегата".

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

 

2.4 Требования к метрологическому  обеспечению, сертификации и надежности.

 

К измерительным  каналам относятся следующие  каналы измерения:

• давление в магистральном нефтепроводе;
• давление во вспомогательных трубопроводах;
• температура обмоток и подшипников агрегата;
• температура нефти;
• температура масла;
• температура воздуха;
• вибрация агрегата;
• сила тока, напряжение, мощность;
• загазованность.

Измерительные каналы систем автоматизации должны обеспечивать получение результатов с нормируемой  точностью. Средства измерения, входящие в состав измерительного канала, должны иметь сертификаты утверждения  типа средств измерений, выданные уполномоченной организацией в установленном порядке.

Нормированными  метрологическими характеристиками являются основная и дополнительная погрешности, указанные ниже.

Основная погрешность  измерительных каналов не должна превышать следующих значений, приведенных  в таблице 2.4.2.

Дополнительная  погрешность СИ не должна превышать  половины основной погрешности при  изменении температуры окружающей среды во всем диапазоне рабочих  температур и отклонении напряжения питания в допустимых пределах. Основная и дополнительная погрешность показывающих приборов, устанавливаемых на технологическом  оборудовании, должны обеспечивать достоверный  контроль режима работы до его передачи в монтаж субподрядчику.

 

Таблица 2.4.2- Основная погрешность измерительных каналов.

Название параметра	Значение
Давление нефти на входе  МНС в системе автоматического  регулирования, %	±0,1
Давление нефти в  коллекторе МНС, на выходе НПС в системе  автоматического регулирования, %	±0,2
Давление нефти в  остальных случаях, %	±0,4
Давление вспомогательных  систем, %	±1,0
Сила тока, напряжение, мощность, %	±1,0
Вибрация, %	±10,0;
Загазованность, %	±5,0

 

 

2.5 Технические средства  рабочей станции

 

АРМ оператора  строится на базе Intel совместимого процессора с производительностью Pentium 4 и должен включать в свой состав элементы с характеристиками не ниже следующих:

• процессор с тактовой частотой 2,4 ГГц;
• ОЗУ объемом 512 Мб для рабочих станций, 1 ГБ для серверов;
• накопитель на жестких магнитных дисках с объемом памяти 80 Гб, для сервера с RAID контроллером;
• привод компакт-дисков;
• монитор на основе ЖКИ. 20’’ 1280*1024 для АРМ специалистов;
• клавиатура, манипулятор "мышь" (оптика);
• сетевая плата Ethernet;
• наличие USB портов (стандарт USB 2.0) с кабелем для подключения устройств;
• принтер с функциями построчной печати;
• принтер лазерный, опционально – цветной;
• источник бесперебойного питания 1000 VA.
• Опционально: плата сетевого интерфейса Modbus Plus.