Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Описание технологического процесса

1.1 Общая характеристика объекта

1.2 Описание технологической схемы объекта

2. Автоматизация технологического процесса перекачки нефти на промежуточной НПС

2.1 Назначение системы автоматизации

2.2 Функции системы автоматизации

2.3 Объемы автоматизации

2.4 Структура системы автоматизации промежуточной НПС

2.5 Выбор элементов нижнего уровня

2.5.1 Общие требования, предъявляемые к техническому комплексу нижнего уровня

2.5.2 Выбор технического комплекса нижнего уровня

3. Выбор программируемого логического контроллера для системы управления

3.1 Назначение ПЛК

3.2 Выбор программируемого логического контроллера

3.3 Выбор проектной конфигурации контроллера

3.4 Расчет источника питания

3.5 Блок-схема алгоритма управления для контура регулирования

3.6 Схема электрических соединений в контуре регулирования

3.7 Расчет настроек в контуре регулирования

3.7.1 Выбор типа регулятора

3.7.2 Выбор метода расчета

3.7.3 Анализ структурной схемы, переход к дискретной форме

3.7.4 Выбор периода квантования

3.7.5 Расчет z- передаточной функции приведенной непрерывной части

3.7.6 Расчет настроек регулятора

3.7.7 Проверка оптимальности настроек регулятора

4. Программно - технический комплекс верхнего уровня

4.1 Обоснование выбора программного средства

4.2 Разработка программы оператора

4.3 Описание используемых кабелей для связи компонентов системы автоматизации

5. Безопасность и надежность системы

5.1 Обеспечение безопасности системы

5.2 Расчет надежности системы

5.2.1 Расчет и анализ показателей безопасности

5.2.2 Обеспечение требуемого уровня надежности

5.2.3 Расчет и анализ коэффициента готовности

5.3 Выводы по разделу

6. Расчет экономической эффективности проекта

6.1 Источники эффективности проекта

6.2 Расчет единовременных затрат

6.2.1 Расчет затрат на проектирование системы

6.2.2 Расчет затрат на разработку программного обеспечения

6.2.3 Расчет затрат на изготовление и отладку проектируемой системы

6.3 Расчет экономии эксплуатационных затрат

6.4 Определение показателей экономической эффективности проекта

6.5 Выводы по разделу

Заключение

Список использованных источников



Введение

Магистральный трубопроводный транспорт нефти - важнейшее звено нефтяной отрасли и энергетики в России в целом. Большая часть трубопроводов была построена до 1985 года. Эксплуатируемое оборудование показало свою низкую надежность в процессе эксплуатации.

Среди основных направлений деятельности при создании АСУ НПС: своевременное предупреждение аварий за счет выявления всех дефектов на основе проведения комплексной диагностики объектов линейной части трубопроводов и нефтеперекачивающих станций.

В системе задач социально - экономического развития России трубопроводная инфраструктура - нефтяная, нефтепродуктовая, газовая - это не только система транспортных услуг для добывающих отраслей промышленности или канал экспорта сырья. Логика развития системы трубопроводная транспорта зачастую вполне оправдано подчиняется логике ускорения программ развития нефтегазовой промышленности.

Эффективная работа нефтепроводного транспорта является одним из основополагающих принципов стабильного развития экономики любого государства. Важно также отметить, что требования к защите окружающей среды от вредных воздействий в последнее время возросли. В данной связи логично предположить, что роль автоматизации, контроля работы нефтеперекачивающих станций, а также их координации становится все более существенной. Добиться максимально эффективной и надежной работы нефтепровода можно с помощью внедрения технических средств на базе современных микропроцессорных и сетевых технологий.

Богатые месторождения нефти Тюменской области способствовали большому развитию нефтяной промышленности и являются одной из прибыльных статей дохода нашей страны. Транспорт нефти от мест добычи к потребителям осуществляется нефтеперекачивающими станциями (НПС), в задачу которых входит поддержание в трубопроводе необходимого давления.

Существующая ныне АСУ ТП НПС «Аремзяны-3» не удовлетворяет большинству современных требований к функционированию системы, техническому и программному обеспечению. Вследствие этого основной целью данного дипломного проекта является разработка автоматизированной системы управления нефтеперекачивающей станцией НПС «Аремзяны - 3» с применением современной микропроцессорной техники американской фирмы Allen-Bradley. Интеллектуальным ядром микропроцессорной системы является программируемый логический контроллер модульного исполнения - SLC 5/04. Вследствие применения и внедрения современных микропроцессорных систем повышается уровень автоматизации объектов магистральных нефтепроводов, что обеспечивает требуемый уровень контроля и управления работой технологического оборудования НПС, необходимую последовательность выполнения операций при управлении оборудованием и автоматическую защиту оборудования, а так же и самого трубопровода[2].

Объектом исследования данного выпускного диплома является нефтеперекачивающая станция «Аремзяны-3».

Цель-разработка системы автоматизации нефтеперекачивающей станции «Аремзяны-3».



1. Описание технологического процесса

1.1 Общая характеристика объекта

Трубопровод, предназначенный для перекачки нефти, называется нефтепроводом. В зависимости от назначения, территориального расположения и длины трубопроводы делят на внутренние (внутрибазовые, внутризаводские, внутрицеховые, внутри промысловые), местные (между перекачивающей станцией и нефтебазой, заводом и нефтебазой и т.д.), магистральные.

Магистральные нефтепроводы предназначены для транспорта нефти из районов ее добычи в морские, речные, железнодорожные пункты налива и на нефтеперерабатывающие заводы. Магистральный нефтепровод состоит из линейной части, головной и промежуточных насосных станций, системы подводящих и отводящих трубопроводов и наливных пунктов.

Объектом исследования и автоматизации в дипломном проекте является промежуточная нефтеперекачивающая станция НПС «Аремзяны-3» (без емкости) введенная в эксплуатацию в 1978 году. НПС «Аремзяны-3» входит в состав ЛПДС «Аремзяны», осуществляющая перекачку нефти месторождений Западной Сибири. НПС «Аремзяны-3» является структурным подразделением Тобольского УМН ОАО «Сибнефтепровод» ОАО «АК «Транснефть» и представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти и повышения давления в магистральном нефтепроводе Нижневартовск - Курган - Куйбышев (НКК) на участке 603-661 км [1].

В состав НПС «Аремзяны - 3» входят:

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

- фильтры-грязеуловители (ФГУ);

- узел регуляторов давления (САР);

- система сглаживания волн давления (типа Аркрон - 1000);

- технологические трубопроводы;

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

Технологический процесс перекачки осуществляется согласно утвержденным технологическим картам нефтепровода и технологическим режимам перекачки и должен обеспечивать перекачку нефти с требуемой пропускной способностью, с наименьшими затратами, а также безопасную и безаварийную эксплуатацию нефтепровода. Основной схемой технологического процесса перекачки нефти для промежуточной НПС является перекачка «из насоса в насос».

1.2 Описание технологической схемы объекта

В предыдущей главе было сказано, что основной схемой технологического процесса перекачки нефти для промежуточной НПС является перекачка «из насоса в насос».

Поскольку станция ориентирована на режим работы «из насоса в насос», то снижение давления на нагнетании станции и повышении на приеме при заданном режиме приводят к уменьшению пропускной способности магистрального трубопровода, применение автоматического регулирования давления является необходимым. Для реализации поставленной задачи на участке трубопровода от магистральной насосной до магистрального нефтепровода установлен узел регулирования давления для поддержания заданных величин давления.

Технологическая схема НПС «Аремзяны - 3» предполагает выполнение следующих операции:

- перекачку нефти минуя станцию (транзитом);

- пропуск скребка (очистного устройства) без остановки станции;

- сброс утечек нефти от основных насосных агрегатов;

- опорожнение трубопроводов регуляторов давления;

- сброс утечек нефти от фильтров-грязеуловителей.

Нефть поступает на НПС «Аремзяны - 3» из магистрального нефтепровода диаметром 1220 мм через приемную задвижку, расположенную в узле подключения станции (или узле пуска-приема очистных устройств). Узел пуска и приема очистных устройств позволяет вести перекачку нефти как через НПС «Аремзяны - 3», так и минуя ее. Принимаемая от поставщиков нефть по системе трубопроводов пропускается через площадку с фильтрами - грязеуловителями ФГУ, которые устанавливаются для предотвращения попадания в нефтеперекачивающие агрегаты различных механических примесей, парафино-смолистых отложений, посторонних предметов. Перепады давления в фильтрах-грязеуловителях необходимо регистрировать через определенные промежутки времени, чтобы контролировать степень загрязнения фильтров-грязеуловителей. При превышении максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе его подвергают очистке, с этой целью они комплектуются дренажной линией и соответствующими заслонками. Значение максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе принимается по техническим требованиям завода-изготовителя.

Далее поток нефти поступает в магистральную насосную станцию, где происходит перекачка нефти с помощью четырех магистральных насосных агрегатов. При превышении давления в шесть МПа происходит аварийная остановка станции для того, чтобы избежать разрыва нефтепровода.

На участке трубопровода между фильтрами-грязеуловителями и магистральной насосной на байпасе предусмотрена система сглаживания волн давления (ССВД) - типа Аркрон-1000 с клапанами Флекс-Фло в количестве 6 шт., производства США. Система предназначена для защиты магистральных нефтепроводов и основного оборудования НПС от ударных волн, возникающих при остановке магистральных агрегатов.

При появлении волн давления ССВД обеспечивает сброс части потока нефти с приемной линии магистральной насосной в сборник нефти системы сглаживания волн давления. СВД срабатывает при скорости выше 0,3 МПа сек и при повышении давления в нефтепроводе на величину не более 0,3 МПа в секунду, дальнейшее повышение давления в зависимости от настройки ССВД должно происходить плавно со скоростью от 0,1 до 0,03 МПа сек.

Система рассчитана на работу в рабочей среде сырой нефти со следующими данными:

- вязкость - 0,4 см²/с;

- плотность - 0,7 - 0,9 т/м³;

- содержание парафина - до 7 %;

- содержание механических примесей - до 0,06 %;

- содержание серы - до 3,5 %.

Система предназначена для работы в закрытом помещении с температурой окружающей среды от +5 до +30єС, возможна предельная концентрация паров нефти 300 мг/мі, пропускная способность системы составляет 13,700 -13,900 мі/час при заданной величине настройки повышения волны давления в диапазоне от 0,01 до 0,03 МПа.

Система «Аркрон» подключена к насосной станции параллельно и состоит из шести клапанов «Флекс-Фло», которые соединены посредством трубопроводов Ду 300 мм с одной стороны с приемным трубопроводом НПС, а с другой стороны с безнапорным сборником утечек нефти. С приемной и выкидной сторон клапана расположены запорные задвижки Ду 300х40.

Каждый клапан снабжен отдельным аккумулятором. В систему входят два бака: один из них с разделительной жидкостью другой с нефтью, два дроссельных клапана, резервуарно - насосный узел и комплекты жидкостных и воздушных коллекторов с клапанами, резервуарно - насосный узел и комплекты жидкостных и воздушных коллекторов с клапанами и вентиляторами для настройки. Устройство для отсечения каждого клапана «Флекс - Фло» позволяет выключать из работы любой клапан, получивший повреждение, оставляя в работе остальные. Для работы системы Аркрон пневматическая сторона заполняется воздухом до давлением 0,34 МПа, жидкостная сторона (разделительный бак и аккумулятор) заполняется тосолом до давления 0,15 МПа.

Камера клапана «Флекс - Фло» находится под давлением воздуха. Если давление воздушной полости клапана меньше давления нефти на выходе, нефть растягивает камеру до максимального перепада, происходит сброс нефти через щели сердечника. При поднятии давления в воздушной полости камера постепенно приближается к сердечнику и начинается процесс дросселивания. При давлении в воздушной полости равным или большим давлению нефти на выходе, камера плотно обжимает сердечник, и сброс нефти прекращается[2].



2. Автоматизация технологического процесса перекачки нефти на промежуточной НПС

2.1 Назначение системы автоматизации

Система автоматизации НПС имеет следующее назначение[3]:

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

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

- контроль параметров технологического процесса и параметров состояния оборудования;

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

- контроль готовности к запуску магистральных насосных агрегатов;

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

- задание уставок системы автоматического регулирования (САР) давления в нефтепроводе;

- корректировка уставок САР при пуске магистрального агрегата;

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

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

а) маслосистемы МНС;

б) приточно-вытяжной вентиляции насосного зала МНС;

в) подпорной вентиляции электрозала МНС;

г) подпорной вентиляции беспромвальной установки;

- программное управление и контроль работы вспомогательного оборудования НПС:

а) приточно-вытяжной вентиляции КРД;

б) вытяжной вентиляцией блока гашения ударной волны «Аркрон»;

в) откачки утечек;

г) системы автоматического пожаротушения;

- прием и передача сигналов в систему телемеханики;

- формирование кадров отображения технологического процесса, табличных форм отображения информации, форм печати оперативных сообщений, архивных данных и отчетных документов.

Технические характеристики системы автоматизации:

- интервал времени от появления сигнала на входе модуля ввода до появления реакции на выходе модуля вывода при работе программ автоматической защиты и регулирования вывода - не более 0,5 с;

- время обработки сигналов и появления сообщения на экране монитора - не более двух секунд;

- время обновления кадров на экране монитора и регистрации сообщений - не более двух секунд;

- время сохранения работоспособности при пропадании напряжения питания не менее одного часа;

- давление нефти на входе и выходе МНС - 0,4 %;

- давление на выходе насосов - 0,4 %;

- назначенный срок службы системы автоматизации - десять лет.

2.2 Функции системы автоматизации

автоматизация перекачка нефть контроллер

Функции системы автоматизации принято подразделять на четыре типа:

- управление технологическим оборудованием;

- контроль и регулирование техническими параметрами;

- противоаварийная защита;

- сигнализация.

2.3 Объемы автоматизации

Предусмотренный объем автоматизации для магистрального насосного агрегата обеспечивает:

- автоматическое регулирование давления на выходе в трубопровод (позиции 39а, 40а, 41а, 41б);

- автоматическое управление технологическим оборудованием:

а) насосы, при превышении диапазона давления (позиции 1а-33а);

б) емкости затопления (позиции 44а-49а, 49б);

в) система сглаживания волн давления (позиции 54а, 56а, 56б);

г) вентилятор, при превышении уровня загазованности (позиции 36а, 36б).

- контроль и регистрация технологических параметров:

а) температура(59а, 59б);

б) давление(6а, 39а, 40а, 41а, 55а, 57а).

- противоаварийная защита и сигнализация;

а) предельных значений температуры(3а-6а, 7а, 8а, 12а, 13а-19д, 18а, 19а-19д, 24а, 25а-25д, 30а, 31а-31д, 47а, 47б,);

б) предельных значений давления(1а, 8а, 8б, 37а, 37б, 37в, 45а, 45б, 52а, 54а,);

в) предельных значений вибрации(5а, 14а, 14б, 21а, 21б, 26а, 26б, 32а, 32б);

г) предельных значений уровня(2а, 11а, 17а, 23а, 29а, 46а, 46б, 50а);

д) предельных значений загазованности(35а).



2.4 Структура системы автоматизации промежуточной НПС

Для выполнения вышеперечисленных объемов автоматизации микропроцессорная система автоматизации имеет трехуровневую структуру.

Нижний уровень системы автоматизации включает в себя датчики и вторичные преобразователи, обеспечивающие формирование входных электрических аналоговых и дискретных сигналов системы автоматизации НПС, и показывающие приборы, установленные по месту или непосредственно на технологическом оборудовании, а также органы управления, входящие в состав технологических объектов управления.

Средний уровень представляет собой контроллер с соответствующим программным обеспечением, выполняющий функцию обработки информации и управления. Основная задача контроллера состоит в анализе информации о состоянии объекта. Производится обработка принятой информации, контроль правильности и достоверности данных и подготовка информации для передачи ее непосредственно на верхний уровень.

Помимо функций сбора, преобразования информации и управления объектом в зависимости от полученных с объекта данных состояния, контроллер может производить операции управления, полученные непосредственно от оператора, тем самым производить операции управления НПС по определенному алгоритму. Вся собранная информация контроля состояния объекта сохраняется в определенной области памяти контроллера и доступна для передачи ее на верхний уровень.

Верхний уровень системы автоматизации включает в себя автоматизированное рабочее место оператора-технолога (АРМ ОТ), расположенное в операторной НПС.

Оператор может осуществлять непосредственное управление всеми объектами в целом, корректировку режимов работы. На данном уровне производится контроль за состоянием всех объектов и управление НПС[3].

2.5 Выбор элементов нижнего уровня

2.5.1 Общие требования, предъявляемые к техническому комплексу нижнего уровня

Средства автоматизации должны выбираться с учетом особенностей технологического процесса и его параметров. Во внимание принимаются такие факторы, как пожаро- и взрывоопасность, агрессивность и токсичность среды, количество параметров, участвующих в управлении, дальность передачи сигналов информации и управления, требуемую точность.

При выборе приборов по функциональному признаку, следует учитывать требования, предъявляемые к качеству аппаратуры, а также стоимость данной продукции.

Одним из показателей качества для средств измерения является класс точности. В соответствии с правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов (ПТЭ МН), класс точности устанавливается для приборов:

- измерения давления (манометров) - 0,5;

- преобразователей давления - 0,6;

- термометров измерения температуры - 0,5;

- преобразователей температуры - 1,0;

- измерителей электрических параметров (напряжения, силы тока, мощности) - 2,5.

Пределы допускаемой приведенной основной погрешности средств контроля вибрации составляет ± 10,0%;

При выборе датчиков и вторичных приборов для совместной работы, следует подбирать их таким образом, чтобы выходной сигнал датчика и входной сигнал вторичного прибора согласовывались.

2.5.2 Выбор технического комплекса нижнего уровня

С учетом выше сказанного, из всего многообразия, представленного на сегодняшний день на рынке средств автоматизации, были выбраны необходимые приборы. Все датчики, преобразователи и исполнительные механизмы соответствуют требованиям по степени защиты от воздействия окружающей среды.

Датчик избыточного давления должен охватывать диапазон изменения давления (0-6) МПа и обладать погрешностью измерений не выше ±0,5%.

Для измерения давления на приеме и выходе магистральной насосной, выкиде магистральных агрегатов и давления после камеры регуляторов давления был выбран датчик избыточного давления. Были рассмотрены датчики EJX530A(C)[4] и Метран-150TG[5]. Основные характеристики этих датчиков приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Перечень основных технических характеристик датчиков

№	Наименование прибора/датчика	Диапазон измерения	Выходной сигнал	Класс точности	Завод Изготовитель,
1	EJX530A(C)	-0.1-10МПа	4-20 мА	0,5	ПГ«Тюмень-прибор»
2	Метран -150TG	0,1-4МПа	0-5 мА; 4-20 мА	0,5	ПГ«Тюмень-прибор»

На основе сравнительного анализа двух вышеназванных датчиков был выбран датчик EJX530(C), потому что у этого датчика шире диапазон измерения.

Принцип работы основан на использовании пьезорезистивного эффекта в гетероэпиксиальной пленке кремния. При деформации чувствительного элемента под воздействием входной измеряемой величины (давления) изменяется электрическое сопротивление кремневых пьезорезисторов мостовой схемы. Электронное устройство преобразует электрический сигнал от тензопреобразователя в стандартный аналоговый сигнал. Датчик предназначен для преобразования избыточного давления в стандартный токовый выходной сигнал дистанционной передачи в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами.

Датчик перепада давления должен охватывать диапазон изменения давления (0,1 - 3) МПа и обладать погрешностью измерений не выше ±0,5%.

Для измерения перепада давления на регулирующем органе (заслонке), на фильтрах-грязеуловителях был выбран датчик перепада давления. Были рассмотрены датчики EJX438A(A)[4] и Метран-150 CD[5]. Основные характеристики этих датчиков приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Перечень основных технических характеристик датчиков

№	Наименование прибора/датчика	Диапазон измерения	Выходной сигнал	Класс точности	Завод изготовитель
1	EJX438A(А)	-0,1-3,5МПа	4-20 мА	0,5	ПГ«Тюмень-прибор»,г. Тюмень
2	Метран-150СD	-100…100КПа	4-20 мА	0,5	«Тюмень-прибор»,г. Тюмень

На основе сравнительного анализа двух датчиков был выбран датчик EJX438A(A), потому что у него шире диапазон измерения. Принцип работы датчика EJX438A(A) аналогичен принципу работы вышеописанного датчика EJX530(C).

Датчик контроля и сигнализации двух предельных значений уровня в емкостях сбора утечек и уровня утечек с торцевых уплотнений агрегатов должен охватывать диапазон изменения уровня (0-5000)мм и обладать погрешностью измерений не выше ±0,5%.

Для контроля и сигнализации двух предельных значений уровня в емкостях сбора утечек и уровня утечек с торцевых уплотнений агрегатов был выбран ультразвуковой сигнализатор. Были рассмотрены датчики УЗС-107 И и УР с акустической системой АС(тип1)[6]. Основные характеристики этих датчиков приведены в таблице 2.3.



Таблица 2.3- Перечень основных технических характеристик датчиков

№	Наименование прибора/датчика	Диапазон измерения	Выходной сигнал	Класс точности	Завод изготовитель
1	УЗС -107 И	0-6000 мм	24В	0,5	ООО «УралТехноРесурс»
№	Наименование прибора/датчика	Диапазон измерения	Выходной сигнал	Класс точности	Завод изготовитель
2	УР с АС(тип 1)	0-5100мм	24В	0,5	ООО «Современные приборы»

На основе сравнительного анализа двух датчиков был выбран сигнализатор уровня УЗС107И, так как диапазон измерений этого датчика выше, чем диапазон измерения датчика УР.

Принцип действия сигнализатора основан на использовании метода импульсного зондирования ультразвуком с временной или частотной селекцией, который заключается в сравнении времени прохождения ультразвукового сигнала через рабочий зазор датчика, заполненной контролируемой средой или газом, с вырабатываемой в самом сигнализаторе временным интервалом. Предназначен для контроля предельных значений уровня в различных технологических резервуарах, емкостях и сосудах.

Датчик контроля взрывоопасных концентраций паров нефти в отделении магистральной насосной должен охватывать диапазон изменения взрывоопасных концентраций (0-50%)НВП и обладать погрешностью измерений не выше ±1%.

Для контроля взрывоопасных концентраций паров нефти в отделении магистральной насосной был выбран датчик загазованности. Были рассмотрены датчики ССС-903[7] и СТМ-30[7]. Основные характеристики этих датчиков приведены в таблице 2.4.



Таблица 2.4- Анализ основных технических характеристик датчиков

№	Наименование прибора/датчика	Диапазон измерения	Выходной сигнал	Класс точности	Завод Изготовитель, цена
1	СТМ-30	0-50, % НПВ	24В	1	ОАО «Аналитприбор», 14400руб.
2	ССС-903	0-50, % НПВ	24В	1	ОАО «Аналитприбор», 18750руб.

На основе сравнительного анализа был выбран датчик СТМ-30[8], так как использование этого датчика экономичнее.

Сигнализатор предназначен для непрерывного автоматического контроля довзрывоопасных и взрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей горючих газов и паров в процессе добычи, транспортировке нефти, газа, и нефтепродуктов. Принцип действия основан на измерении количества теплоты выделяемой при каталитическом окислении на платиновом термометре.

Датчик сигнализации предельных значений давлений на входе и выходе насосной, сигнализации давления масла к подшипникам магистральных насосных агрегатов и электродвигателей должен охватывать диапазон изменения уровня (0-6)МПа и обладать погрешностью измерений не выше ±0,5%.

Для сигнализации предельных значения давлений на входе и выходе насосной, а также для сигнализации давления масла к подшипникам магистральных агрегатов и электродвигателей был выбран электроконтактный манометр. Были рассмотрены ДМ 2010[8] и ЭКМ-1У[8]. Основные характеристики этих датчиков приведены в таблице 2.5.



Таблица 2.5- Перечень основных технических характеристик датчиков

№	Наименование прибора/датчика	Диапазон измерения	Выходной сигнал	Класс точности	Завод изготовитель
1	ДМ-2010	0-1,6; 4; 6 МПа	24В	0,5	ООО «БалтКиП»
2	ЭКМ-1У	0-5МПа	24В	0,5	ООО «БалтКиП»

На основе сравнительного анализа двух датчиков был выбран электроконтактный манометр ДМ-2010[8], так как диапазон измерения этого датчика шире, чем у датчика ЭКМ-1У.

Датчик ДМ-2010 предназначен для измерения избыточного и вакуумметрического давления жидкостей, паров, газов и управления внешними электрическими цепями в схемах автоматизации и блокировки трубопровода. Принцип работы основан на уравновешивании измеряемого давления с силами упругой деформации манометрической пружины, преобразующегося с помощью преобразователя в электрический сигнал.

Датчик для измерения температуры обмоток, корпусов, подшипников электродвигателей и магистральных насосных агрегатов должен охватывать диапазон изменения (0-150) °С и обладать погрешностью измерений не выше ±0,5%.

Для измерения температуры обмоток, корпусов, подшипников электродвигателей и магистральных насосных агрегатов был выбран термопреобразовател сопротивления. Были рассмотрены термопреобразователи ТСП 245[9] и Rosemount 644[10]. Основные характеристики этих датчиков приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6- Перечень основных технических характеристик датчиков

№	Наименование прибора/датчика	Диапазон измерения	Выходной сигнал	Класс точности	Завод изготовитель
1	ТСП245	-50-180°С	4-20 мА	0,5	ООО «Эталон»
2	Rosemount 644	-100...300 °C	4-20 мА	0,5	ООО «Эталон»

На основе сравнительного анализа двух датчиков выбран датчик ТСП245[9], так как диапазон измерения наиболее охватывает нужный диапазон измерения.

Датчик предназначен для измерения температуры малогабаритных подшипников и поверхности твердых тел. Принцип действия основан на измерении температуры чувствительным элементом (ЧЭ) (намотка из медной проволоки), электрическое сопротивление которого изменяется с изменением температуры измеряемой среды.

Датчик для измерения температуры нефти на примеме, выходе НПС и ЕП-40 должен охватывать диапазон изменения (0-300) °С и обладать погрешностью измерений не выше ±0,5%.

Для измерения температуры нефти на приеме, выходе НПС и ЕП-40 был выбран термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом. Были рассмотрены ТСПУ Метран-276-Exia и термопреобразователь Rosemount 248. Основные характеристики этих датчиков приведены в таблице 2.7.

В таблице 2.7 приведены основные технические характеристики датчиков ТСПУ Метран-276-Exia и Rosemount 248[10].

Таблица 2.7- Перечень основных технических характеристик датчиков

№	Наименование прибора/датчика	Диапазон измерения	Выходной сигнал	Класс точности	Завод изготовитель
1	ТСПУ Метран 276	0-500 єС	4-20 мА	0,2	ПГ «Метран», г. Челябинск
2	Rosemount 248	-200-300	4-20 мА	0,5	ПГ «Метран», г. Челябинск

На основе сравнительного анализа двух датчиков был выбран датчик ТСПУ Метран-276-Exia[9], так как диапазон измерения этого датчика наиболее охватывает нужный диапазон, чем второй датчик.

Предназначен для измерения температуры нейтральных и агрессивных сред. Принцип действия основан на том, что измеряемый параметр (температура), преобразуется в изменение омического сопротивления терморезистора, размещенного в термозонде. Измерительный преобразователь преобразуют напряжение, возникшее на термочувствительном элементе, в унифицированный токовый выходной сигнал.

Датчик для контроля вибраций насосов и электродвигателей должен охватывать диапазон изменения (0-10)мм и обладать погрешностью измерений не выше ±1%.

Для контроля вибраций насосов и электродвигателей был выбран датчик вибраций. Были рассмотрены датчики ИВД-2 и ДВП. Основные характеристики этих датчиков приведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8- Характеристики датчиков

№	Наименование прибора/датчика	Диапазон измерения	Выходной сигнал	Класс точности	Завод изготовитель
1	ИВД-2	0-16мм;	24В	1	«ProSoft»
2	ДВП	0-500мкм	24В	1	«Энергогазприбор»

На основе сравнительного анализа двух датчиков был выбран датчик ИВД-2[11], так как диапазон измерений этого датчика шире, чем диапазон измерения датчика ДВП.

Датчик производит одновременные измерения относительных перемещений объектов из электропроводящих материалов: статических(зазора между торцом чувствительной части датчика и поверхностью объекта) и динамических(амплитуды виброперемещения объекта относительно датчика).

В качестве исполнительных механизмов рассматривались механизмы типа МЭО и AUMA. Механизмы исполнительные электрические однооборотные постоянной скорости МЭО предназначены для перемещения регулирующих органов в системах автоматического регулирования технологическими процессами в соответствии с командными сигналами автоматических регулирующих и управляющих устройств.

Принцип работы механизмов заключается в преобразовании электрического сигнала поступающего от регулирующего или управляющего устройства во вращательное перемещение выходного вала. Основные функции:

- автоматическое или дистанционное перемещение рабочего органа;

- автоматический и дистанционный останов рабочего органа арматуры в любом промежуточном положении;

- позиционирование рабочего органа трубопроводной арматуры в любом промежуточном положении;

- ручное перемещение рабочего органа арматуры.

Механизмы обеспечивают фиксацию положения выходного вала при отсутствии напряжения питания.

Наличие механических ограничителей полного хода выходного органа позволяет предохранить арматуру от механического повреждения при отказе концевых микропереключателей.

Отличительной особенностью исполнительных механизмов AUMA является компоновка их отдельных функциональных блоков в рамках единого устройства, что существенно повышает удобство установки и эксплуатации механизма.

Центральной частью AUMA является микропроцессорный блок, который осуществляет контроль и управление работой электропривода и связь его с внешним контроллером. Кроме этого, в составе механизма присутствуют: плата управления и сигнализации, блок силовых реверсивных ключей, блок питания, группа концевых и путевых выключателей, плата позиционирования, интерфейсная плата и другие типовые модули.

Исполнительный механизм AUMA может управляться как с контроллера, так и в локальном режиме с помощью элементов платы управления и сигнализации. Ручным переключателем на плате осуществляется выбор режима управления: ЛОКАЛЬНЫЙ-ОТКЛЮЧЕН-УДАЛЕННЫЙ.

При работе в автоматическом режиме для управления клапаном AUMA используется один аналоговый управляющий сигнал 4-20 мА поступающий с выходного аналогового модуля внешнего контроллере и один аналоговый сигнал датчика положения клапана поступающий от механизма на входной аналоговый модуль типа.

Для НПС «Аремзяны-3» был выбран исполнительный механизм типа МЭО, так как использование этого механизма более эффективно, нежели использование механизма AUMA.

Перечень приборов нижнего уровня приведен в приложении Б. Общее число сигналов составило 210, аналоговых входных 64, дискретных входных 70, дискретных выходных 76. Для их обработки на среднем уровне используется программируемый логический контроллер.



3. Выбор программируемого логического контроллера для системы управления

3.1 Назначение ПЛК

Программируемый логический контроллер (ПЛК) - это микропроцессорная система, предназначенная для реализации алгоритмов логического управления. Они были созданы для замены релейно-контактных схем, собранных на дискретных компонентах - реле, счетчиках, таймерах, логических элементах. Принципиальное отличие ПЛК от таких схем заключается в том, что все его функции реализованы программно. На одном контроллере можно реализовать схему, эквивалентную тысячам логических элементов. При этом надежность работы не зависит от ее сложности. Функция контроллера заключается в опросе состояния входов (датчики, тумблеры ) и в соответствии с запрограммированным алгоритмом управления осуществлении включения/выключения выходов(реле, исполнительные механизмы).

Высокие эксплуатационные характеристики обеспечивают целесообразность применения ПЛК везде, где требуется логическая обработка сигналов от датчиков.

Применение контроллера обеспечивает: высокую надежность, простое тиражирование и обслуживание устройства управления, ускоряет монтаж и наладку оборудования, обеспечивает быстрое обновление алгоритмов управления( в том числе и на работающем оборудовании ).

Выбор ПЛК проводится по совокупности характеристик и свойств. Учитывая специфику устройств, критерии оценки можно разделить на три группы:

- технические характеристики(количество каналов ввода-вывода, быстродействие, напряжение изоляции, уровни напряжения входов-выходов);

- эксплуатационные характеристики (диапазон рабочих температур, относительная влажность воздуха);

- потребительские свойства( производительность, надежность, затраты);

Предлагаются следующие требования, которым могут удовлетворять ПЛК:

- адекватность функционально-технологической структуре объекта;

- оптимальное соотношение цена-производительность;

- широкая номенклатура специализированных модулей (сетевые модули, модули взвешивания, управления движением и др.);

- возможность построения систем резервирования и противоаварийной защиты[1].

3.2 Выбор программируемого логического контроллера

автоматизация перекачка нефть контроллер

Трубопроводы должны находиться под контролем постоянно. Они обычно располагаются в удаленных районах, где имеется лишь минимальная коммуникационная инфраструктура.

При возникновении проблемной ситуации незамедлительное отключение может стать необходимым для предотвращения экологической и экономической катастрофы. Разрабатываемая автоматизированная система обеспечивает полное решение проблем на каждой фазе работы НПС, контролируя и управляя работой насосов, электродвигателей и клапанов, обнаруживая признаки утечек и воспламенений.

Импортные ПЛК, такие как: EmersonProcessManagement, MitsubishiElectric, Motorola, RockwellAutomation, Siemens, Triconex, Toshiba, Yokogawa и др. имеют несравненно более высокую цену, что связано с более высокой, себестоимостью (более современные и дорогие микросхемы), затратами на транспортировку, таможенными сборами. При этом они превосходят контроллеры Российского производства по ряду таких показателей, как: надёжность, быстродействие, удобство программирования и др.

На основании этого сравнительный анализ производился из зарубежных контроллеров, производства фирм:Siemens, RockwellAutomation (AllenBradley)и DirectLogic[12].

Результаты анализа ПЛК различных производителей приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Результаты анализа характеристик ПЛК

Показатель	Производитель
	«RockwellAutomation», США	Direct Logic 405, Япония	«Siemens», Германия
Тип процессора	SLC-5/04	DL405	CPU 312
Тип монтажа	Шасси на 4, 7, 10, 13 модулей	Шасси на 4, 6, 8 модулей	Монтажная рейка. 32 модуля в 4 ряда
Выбор модулей	Более 48 модулей. Весь спектр+спец.модули	Более 30 модулей Весь спектр+спец.модули	Более 30 модулей. Есть спец. модули: связи,ПИД-регулирования и т.д.
Источник питания	4 типа: 210А/5В 0,462,88/24В	3 типа:220/30А,24/10А,125/20А	3 типа: 2А, 5А, 10А.
Встроенные порты	RS-232, DH-485, DH+	RS-232/RS-442	MPI
Память программная/ данных	20Кслов/4Кслов	6,5Кслов/32Кслов	16Кслов
Язык программ-я по IEC 1131-3	LD	IL	LD, FBD, IL
Средства программ-я	RSLogix500, A.I.Series	DLogix	STEP 7, CFCS7, S7-GRAF

Основываясь на ряде характеристик, таких как удобство программирования и монтажа, программная память, большой выбор модулей, по сравнению с другими фирмами, в данном проекте был выбран контроллер SLC500. Для контроллеров SLC-500 поставляется пакет программирования RSLogix 500, работающий на персональном компьютере под WindowsNT/2000. Программирование ведётся на языке релейно-контактной лестничной логики в наглядной графической форме. При этом пользователь не обязательно должен быть программистом, гораздо важнее для него знать объект управления. Сконфигурированная программа через каналы связи записывается в память процессорного модуля.

Разрабатываемая система автоматизации реализована на базе контроллера SLC-500 c процессором SLC 5/04. Процессор SLC 5/04 (каталожный номер 1747-L543B) обеспечивает до 960 точек ввода-вывода, с емкостью памяти 64К слов и дополнительными 4К для данных, с гибкими коммутационными возможностями, программирование в режиме ONLINE и переключатель для выбора одного из трех режимов функционирования (RUN, PROGRAMM, REMOTE). В состав процессора SLC 5/04 также включен канал RS - 232 , который обеспечивает асинхронный последовательный коммуникационный интерфейс данных с терминальными устройствами. Любой программируемый контроллер SLC 500 в сочетании с модулем непосредственной коммуникации (DCM), модулем сканера (SN) или модулем распределенного сканера (DSN) для реализации распределенного ввода/вывода может быть интегрирован в сеть дистанционного ввода/вывода Allen-Bradley 1771 Remote I/O.

3.3 Выбор проектной конфигурации контроллера

Семейство SLC 500 предлагает широкий выбор модулей аналогового и дискретного ввода/вывода, которые позволяют строить системы управления с минимальными затратами. Наличие тридцати двух канальных дискретных модулей ввода/вывода снижает, кроме того, требования к монтажному пространству.

Выбирая соответствующие шасси, источники питания, процессоры, дискретные или специальные модули ввода/вывода можно создать систему, спроектированную специально для конкретного применения.

Выбор модулей производился в соответствии с объемами автоматизации и необходимым резервом 10-15%:

- входной аналоговый сигнал - 64;

- входной дискретный -70;

- выходной дискретный - 76.

Модули 1746 - это платформа модульного оборудования ввода/вывода, разработанная для оснащения системы управления модулями ввода/вывода с минимальными требованиями к занимаемому пространству и стоимости.

Дискретные модули ввода/вывода предлагаются в различных модификациях как по количеству сигналов - четырех, восьми, шестнадцати, тридцати двух точек, так и по качеству - постоянного тока, переменного тока, ТТЛ. Наиболее оптимальным вариантом являют дискретные модули ввода/вывода постоянного тока 1746 -IB32 ,1746-IB8, 1746-OB16 и 1746-OB32, поскольку снижают требования к размерам шасси и монтажному пространству. Исходя из объема сигналов необходимо взять по два модуля 1746-IB32 и 1746-OB32, по одному модулю 1746-IB8 и 1746-OB16, обеспечивающих резерв системы на 20%.

Семейство SLC 500 предлагает шесть различных модулей аналогового ввода/вывода, однако наиболее оптимальными являются аналоговые модули, такие как 1746 NI8 class 3, обладающие возможностью проверки на наличие ошибок при работе каналов.

Выбранная конфигурация контроллера SLC - 500 содержит следующие модули:

- модуль процессора SLC 5/04;

- модули аналоговых входов 1746 NI8 - 1шт;

- модули аналоговых входов 1746 NI16-4

- модули дискретных входов 1746 IB32 - 2шт;

- модули дискретных входов 1746 IB8-1 шт;

- модули дискретных выходов 1746 OB32 - 2шт;

- модули дискретных выходов 1746 OВ16-1 шт.

Для шестидесяти четырех входных аналоговых сигналов с учетом резерва выбран один модуль 1746-NI8 и четыре модуля 1746-NI16. Характеристики модуля 1746-NI8 приведены в таблице 3.2 [13].

Таблица 3.2 - Характеристики модуля 1746-NI8

Число входных каналов на модуль	8 дифференциальных выбираемых на канал по току или напряжению, не изолированных
Число выходных каналов на модуль	Отсутствует
Потребляемый на шасси ток	5 V	35 mA
	24 V	85 mA

Для семидесяти входных дискретных сигналов с учетом резерва выбрано два модуля 1746 IB32 и один модуль 1746 IB8. Характеристики этих модулей приведены в таблицах 3.3 и 3.4 соответственно[13].

Таблица 3.3 - Характеристики модуля 1746-IB32

Технические характеристики	Диапазоны изменений
Диапазон напряжений	Входной сигнал 24V (с общей землей)
Число входов	32
Рабочее напряжение	10-30V dc (с общей землей)
Потребляемый ток шасси	5V:0.050A 24V:0.0A
Задержка сигнала (макс.)	Вкл=8 ms; Выкл = 8 ms
Напряжение состояния Off (макс.)	5.0V dc
Ток состояния Off (макс.)	1 mA
Номинальный входной ток	8 mA 24V dc

Таблица 3.4- Технические характеристики модуля 1746-IB8

Технические характеристики	1746-IB8
Количество входов	8
Каналов общих	8
Напряжение	24 VDC
Потребление мощности при напряжении 5В	0.050
Технические характеристики	1746-IB8
Потребление мощности при напряжении 24В	0
Задержка сигнала	on=8мс off=8мс
Ток составляющей выкл(макс)	1мА
Ток составляющей выкл(макс)	1мА

Для семидесяти шести дискретных выходных сигналов были выбраны два модуля 1746 OB32 и один модуль 1746 OВ16. Характеристики этих модулей приведены в таблицах 3.5 и 3.6 соответственно[13].

Таблица 3.5-Технические характеристики 1746-ОВ32

Технические характеристики	Диапазоны изменений
Диапазон напряжений	Входной сигнал 24V
Число входов	32
Рабочее напряжение	10-50V dc (с общим плюсом)
Потребляемый ток шасси	5V	0,452А
	24V	0.0A
Задержка сигнала (макс.)	Вкл=0,1 ms; Выкл = 1,0 ms
Ток нагрузки	1 mA

Таблица 3.6 - Технические характеристики модуля 1746-OВ16

Технические характеристики	Диапазоны изменений
Диапазон напряжений	Входной сигнал 24V
Число входов	16
Рабочее напряжение	10-50V dc (с общим плюсом)
Потребляемый ток шасси	5V	0,280А
	24V	0.0A
Задержка сигнала (макс.)	Вкл=0,1 ms; Выкл = 1,0 ms
Ток нагрузки	1 mA
Потеря напряжения в состоянии вкл.	1,20 V при 1.0A

Для обеспечения гибкости выбранной конфигурации приемлемо применить одно шасси 1746 -А13 по тринадцать слотов.

3.4 Расчет источника питания

Для обеспечения питания процессора и каждого слота ввода/ вывода был произведен выбор источника питания, расчет энергопотребления контроллера приведен в таблице 3.7.

Таблица 3.7 - Расчет энергопотребления контроллера

№ Шасси	№ слота	Каталожный номер	Источник питания 5В*	Источник питания 24В	Описание
0	0	1747-L543	1	0,2	ЦП SLC 5/04
1747-А13	1	1746-NI8	0.035	0.085	Входные аналоговые модули
	2	1746-NI16	0.125	0.075
	3	1746-NI16	0.125	0.075
	4	1746-NI16	0.125	0.075
	5	1746-NI16	0.125	0.075
	6	1746-IB32	0,106	0	Входные дискретные модули
	7	1746-IB32	0,106	0
	8	1746-IB8	0.050	0
	9	1746-OB32	0,19	0	Выходные дискретные модули
	10	1746-OB32	0,19	0
	11	1746-OB16	0,28	0
	12	-	-	-	Резервные модули
	13	-	-	-
Итого:	I,А	2,457	0,585	Источник питания 1746-Р2
БП:	I,А	5	0,96
Запас:	I,А	2,543	0,375

По данным таблицы 3.7 оптимальным вариантом источника питания является блок питания 1746-Р2[13].

3.5 Блок-схема алгоритма управления для контура регулирования

Алгоритм контроля и управления магистрального насосного агрегата представляет собой информационный процесс, включающий в себя проектирование, сбор, упорядочение, обработку данных и формирование управляющего воздействия по результатам обработки. Главной целью реализации алгоритма управления является поддержание непрерывного режима работы объекта и выявление аварийных ситуаций.

Алгоритм управления нефтеперекачивающей станции начинается с анализа проходящего давления, в зависимости от чего оператор посылает команду, определяющую режим работы. Режим может быть транзитным в зависимости от величины давление на входе НПС и вывода станции на аварийный ремонт. Если требуется повысить проходящее давление, то перекачка осуществляется непосредственно через НПС, с помощью 4 магистральных насосных агрегатов.

Если перекачка идет через НПС, то алгоритм работы можно разделить на два этапа.

На первом этапе система производит опрос и сбор информации с нижнего уровня о состоянии основных технологических параметров. Полученная информация обрабатывается контроллером и передается на верхний уровень в удобном для оператора виде. При обработке происходит сравнение полученных значений с уставками, выдача сообщений об возникших отклонениях, аварийных ситуациях и принятие соответствующих действий. Если технологические параметры в норме и отклонений нет, то цикл программы повторяется.

Второй этап осуществляется при неудовлетворении условиям первого, т.е. заключается в реализации аварийного отключения работающих магистральных агрегатов, включение резерва или останов самой станции нефтеперекачивающей станции. Поскольку основной функцией нефтеперекачки является поддержание заданного значения давления на выходе НПС, то в конце цикла происходит анализ и по необходимости регулирование данного параметра. Если все парамет...