Модернизация существующей системы автоматики резервуарного парка станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

РЕЗЕРВУАРНЫЙ ПАРК, АВТОМАТИЗАЦИЯ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА, МИКРОВОЛНОВЫЙ УРОВНЕМЕР MICROPILOT М FMR 230, ПРОГРАММИРУЕМЫЙ ЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЛЕР, СИГНАЛИЗАТОР УРОВНЯ, АЛГОРИТМ УПРАВЛЕНИЯ ЗАДВИЖКАМИ

Объектом исследования является резервуарный парк, предназначенный для приема, хранения и перекачки светлых нефтепродуктов.

В процессе исследования производится анализ существующего уровня автоматизации резервуарного парка.

Цель работы - модернизация существующей системы автоматики резервуарного парка станции.

В результате исследования усовершенствована функциональная схема автоматизации резервуарного парка, предложен микроволновый уровнемер Micropilot M FMR 230, составлена программа управления задвижками резервуаров.

Технико-экономические показатели, подтверждают необходимость, актуальность, экономичность и надежность данного проекта.

Степень внедрения - внедрение отсутствует.

Эффективность проекта основывается на расширении функциональных возможностей, снижении трудозатрат на техническое обслуживание и ремонт.

Определения, обозначения и сокращения

ЛПДС ПЛК РВС РВСП НПЗ АНП РП Д/Т А/Б МДП МПСА ПС АРМ МНПП РДП СДКУ ПО КИП и А ЦПУ АСУ ТП АВР САРД АРМ ТУ СУ БЛР МПК ПАЗ ПУЭ ПГУ ОС ST ИП ЧДД ИД ВНД	- линейная производственно-диспетчерская станция - программируемый логический контроллер - резервуар вертикальный стальной - резервуар вертикальный стальной с понтоном - нефтеперерабатывающий завод - авто-наливной пункт - резервуарный парк - дизельное топливо - автобензин - местный диспетчерский пункт - микропроцессорная система автоматизации - перекачивающая станция - автоматизированное рабочее место - магистральный нефтепродуктопровод - районный диспетчерский пункт - система диспетчерского контроля и управления - программное обеспечение - контрольно-измерительные приборы и автоматика - центральное процессорное устройство - автоматизированная система управления технологическим процессом - аварийное включение резерва - система автоматического регулирования давления - автоматизированное рабочее место - телеуправление - система управления - блок ручного управления - международная патентная классификация - противоаварийная защита - правила устройства электроустановок - преобразователь газовый универсальный - операционная система - язык программирования - инвестиционный проект - чистый дисконтированный доход - индекс доходности - внутренняя норма доходности

Введение

Автоматизация технологических процессов является одним из решающих факторов повышения производительности и улучшения условий труда. Все существующие и строящие объекты оснащены средствами автоматизации.

В настоящее время современные нефтегазодобывающие и перерабатывающие предприятия представляют собой комплекс технологических объектов рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают иногда сотен квадратных километров.

Технологические объекты связаны между собой через единый продуктивный пласт и поток продукции, циркулирующий по технологическим коммуникациям. Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду, поэтому для нормальной эксплуатации необходимо обеспечить постоянный дистанционный контроль работы технологических объектов и их состояния. Для этого необходимо использовать системы автоматизации на объектах.

Система автоматизации линейно-производственной диспетчерской службы (ЛПДС) предназначена для контроля, защиты и управления оборудованием нефтепровода. Она должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима работы насосной станции и его изменение по командам с пульта оператора ЛПДС и из вышестоящего уровня управления - районного диспетчерского пункта (РДП).

Актуальность совершенствования автоматизации систем управления на ЛПДС «Черкассы» возросла в связи с низким уровнем автоматики, наличием морально устаревших релейных схем и следовательно высокой погрешностью в показаниях и сложностью обслуживания.

Целью дипломного проекта является: модернизация существующей системы автоматики резервуарного парка станции.

Задачами дипломного проекта являются:

- изучение технологии хранения и перекачки нефти;

- изучения средств автоматизации, применяемых в ЛПДС «Черкассы»;

- выбор и замена уровнемера;

- разработка программы управления задвижками.

При работе над проектом были использованы материалы ОАО «Уралтранснефтепродукт» (регламент ЛПДС «Черкассы», инструкция по эксплуатации микропроцессорной системы автоматики регламент ЛПДС «Черкассы»).

1. Резервуарный парк ЛПДС «Черкассы»

1.1 Характеристика резервуарного парка

Основным технологическим объектом резервуарных парков (РП) являются резервуары. Резервуаром называется емкость, используемая для приема, хранения, учета, технологической обработки и отпуска различных жидкостей: нефти и нефтепродуктов, сжиженных газов, химических продуктов (аммиака, щелочей, кислот), воды и т. д.

Резервуары же предназначенные для отстаивания и хранения нефти представляют собой весьма многочисленную группу технологических объектов, которые являются принадлежностью нефтяных промыслов, резервуарных парков, раздаточных и перевалочных баз, нефтехимических и химических предприятий. Во всех случаях в резервуарных парках выполняются две основные задачи: учет и хранение жидкости [1].

Линейная производственно-диспетчерская станция «Черкассы» относится именно к таким объектам и представляет собой комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения технологических операций: приёма, хранения и откачки (перекачки) нефтепродуктов.

В состав ЛПДС «Черкассы» входят резервуарный парк из 47 резервуаров вертикальных стальных (РВС) и резервуаров вертикальных стальных с понтоном (РВСП) вместимостью по 5000 и 10000 куб.метров, общая емкость которых 370000 м3:17 резервуаров РВС-5000, 3 резервуара РВСП-5000, 15 резервуаров РВСП-10000, 12 резервуаров РВС-10000; три технологические насосные станции, обслуживающие магистрали нефтепродуктопроводов (МНПП) Уфа-Западное направление, Уфа-Камбарка, Уфа-Омск, Уфа-Петропавловск; более шестисот технологических задвижек различных диаметров; более 34 километров подземных и надземных технологических трубопроводов общей вместимостью 4,5 тысячи куб. метров; испытательная лаборатория для проведения анализов светлых нефтепродуктов, природных и сточных вод; автоналивной пункт; комплекс административно-хозяйственных и промышленных зданий и сооружений.

Кроме того, на территории ЛПДС «Черкассы» находится в эксплуатации 2 резервуара РВС-400 предназначенные для сбора нефтепродукта, уловленного нефтеловушками. Семь резервуаров РВС-5000 и один РВСП-5000 выведены из эксплуатации по техническому состоянию. Предусмотрено вместо двадцати РВС-5000,введенных в эксплуатацию еще в 1954году,на станции будет построено четыре РВСП-20000.

Объем эксплуатационной емкости по технологической карте и градуировочным таблицам составляет 301000 м3 (на максимальный эксплуатационный взлив), в том числе размер емкости, эксплуатируемой под различные сорта автобензинов (а/б) составляет 149630 м3, под дизельное топливо (д/т) различных сортов - 151370 м3.

Группа резервуаров, обслуживающих трубопровод по направлению «Уфа-Западное направление» состоит из 15 резервуаров, общая емкость которых составляет 150 000 м3. Все резервуары имеют емкость 10000 м3, каждый из них имеет порядковый номер с 33 по 47. С целью сокращения потерь от испарения семь из этих резервуаров снабжены понтонами. Резервуары, оснащенные понтонами, не оборудуются дыхательными и предохранительными клапанами, вследствие чего эксплуатируются при атмосферном давлении.

Таблица 1.1 - Технологическая карта ЛПДС «Черкассы»

Тип резервуара	№ резервуара	Вид нефтепродукта	Взливы, см
			сигнала предельного уровня	максимальный допустимый	максимальный эксплуатационный	минимальный эксплуатационный
РВС-5000	1	Д/Т	1040	1030	980	70
РВС-5000	2	Д/Т	1000	990	940	70
РВС-5000	3	Д/Т	1040	1030	980	70
РВС-5000	4	Д/Т	1040	1030	980	70
РВС-5000	5	Д/Т	1020	1010	960	70
РВС-5000	6	Д/Т	995	985	935	70
РВС-5000	7	Д/Т	995	985	935	70
РВС-5000	8	Д/Т	1040	1030	980	70
РВСП-5000	9	А/Б	940	930	885	200
РВС-5000	10	Д/Т	1030	1020	970	70
РВС-5000	11	А/Б	990	980	930	70
РВС-5000	12	Д/Т	1010	1000	950	70
РВС-5000	13	А/Б	610	600	570	70
РВС-5000	14	Д/Т	1040	1030	980	70
РВС-5000	15	А/Б	840	830	790	70
РВС-5000	16	Д/Т	990	980	930	70
РВС-5000	17	А/Б	930	920	875	70
РВС-5000	18	А/Б	780	770	730	70
РВСП-5000	19	А/Б	680	670	635	220
РВСП-5000	20	А/Б	990	980	930	220
РВСП-10000	21	А/Б	990	980	930	200
РВСП-10000	22	А/Б	1040	1030	980	200
РВСП-10000	23	А/Б	1040	1030	980	200
РВСП-10000	24	А/Б	1040	1030	980	200
РВСП-10000	25	А/Б	1010	1000	950	200
РВСП-10000	26	А/Б	1030	1020	970	200
РВСП-10000	27	А/Б	1040	1030	980	200
РВСП-10000	28	А/Б	1040	1030	980	200
РВС-10000	29	А/Б	1040	1030	980	100
РВС-10000	30	Д/Т	1040	1030	980	100
РВС-10000	31	Д/Т	970	960	910	100
РВС-10000	32	Д/Т	915	905	860	100
РВСП-10000	33	А/Б	1040	1030	980	130
РВСП-10000	34	А/Б	930	920	875	200
РВСП-10000	35	А/Б	1040	1030	980	200
РВСП-10000	36	А/Б	990	980	930	125
РВСП-10000	37	А/Б	1040	1030	980	200
РВСП-10000	38	А/Б	1040	1030	980	200
РВСП-10000	39	А/Б	1040	1030	980	200
РВС-10000	40	Д/Т	1040	1030	980	100
РВС-10000	41	Д/Т	1000	990	940	100
РВС-10000	42	Д/Т	1040	1030	980	100
РВС-10000	43	Д/Т	1040	1030	980	100
РВС-10000	44	Д/Т	1010	1000	950	100
РВС-10000	45	Д/Т	1040	1030	980	100
РВС-10000	46	Д/Т	1040	1030	980	100
РВС-10000	47	Д/Т	1040	1030	980	100

1.2 Описание технологической схемы резервуарного парка и взаимодействие с основными объектами ЛПДС «Черкассы»

На ЛПДС «Черкассы» предусмотрено:

- централизованное управление за всеми устройствами из помещения операторной;

- автоматическая защита насосной по общестанционным параметрам;

- автоматическое управление вспомогательными системами.

В состав технологической схемы ЛПДС «Черкассы» входит основное и вспомогательное оборудование:

- камеры пуска приема средств очистки и диагностики для приема и очистки нефтепродуктов (бензина и дизельного топлива) с Уфимской группы нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) и с ОАО «Салаватнефтеоргсинтез»;

- камеры фильтров-грязеуловителей и двух фильтров тонкой очистки;

- насосная станция, состоящая из трех магистральных насосов НМ 1250-260 на номинальный расход 1250 мі/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 мі/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;

- 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 присмотрена на перспективу для выполнения АВР);

- резервуарный парк;

- технологические трубопроводы с камерами (узлами) переключений для распределения принимаемых нефтепродуктов по резервуарам (группам резервуаров) и откачиваемых нефтепродуктов по насосным цехам;

- автоналивной пункт (АНП), состоящий из 4-х наливных островков под общим укрытием, каждый островок оборудован двумя наливными стояками, подача нефтепродуктов на налив осуществляется из резервуаров.

Технологический процесс транспортировки (прием, откачка и налив) нефтепродуктов осуществляется согласно технологической схеме (рисунок 1.1). До приема нефтепродуктов по любому из магистральных нефтепродуктопроводов или нефтепродуктопроводов уфимских НПЗ производится выбор и подготовка резервуаров к приему нефтепродуктов, открывается необходимая запорная арматура на технологических трубопроводах и приемных коллекторах.

Рисунок 1.1 - Технологическая схема резервуарного парка

Нефтепродукты с Уфимской группы НПЗ принимаются по продуктопроводам этих НПЗ, проложенным от заводов до территории ЛПДС, затем по приемным коллекторам, технологическим трубопроводам через камеры переключения нефтепродукты могут поступать во все резервуары, выделенные под соответствующие нефтепродукты.

Нефтепродукты с ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» после узлов приема внутритрубных очистных устройств поступают в приемные коллекторы, затем в технологические трубопроводы и через камеры переключения нефтепродукты могут поступать во все резервуары, выделенные под соответствующие бензины.

Откачка (перекачка) нефтепродуктов осуществляется в следующей последовательности:

- проверка исправности и готовности к работе подпорных и перекачивающих агрегатов и их вспомогательных систем, систем вентиляции, водоснабжения, сбора и откачки утечек, промышленной канализации, систем станционной технологической и агрегатной защиты, запорной и регулирующей арматуры, наличия скребка или разделителя в камерах запуска внутритрубных очистных устройств (при необходимости); выбор и подготовка резервуаров для откачки нефтепродуктов, открытие задвижек и заполнение нефтепродуктом технологических трубопроводов и насосов, проверка герметичности соединений и узлов уплотнений;

- открытие задвижек на нагнетательных коллекторах и камере запуска внутритрубных очистных устройств, проверка герметичности соединений, проверка готовности к пуску скребка или разделителя (при необходимости).

Основным оборудованием ЛПДС «Черкассы» являются:

- насосно-силовые и подпорные агрегаты для перекачки нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам, расположенные в трех насосных цехах;

- система автоматического регулирования давления (САРД), предназначенная для поддержания необходимого давления на входе в магистральный насос, также САРД обеспечивает надежность трубопровода посредством регулирования давления на выходе насоса и снижение нагрузки на электродвигатели магистральных насосных агрегатов при пусках;

- узел учета нефтепродукта, предназначенный для проведения оперативного учета перекачиваемых нефтепродуктов при помощи ультразвукового расходомера, преобразователя плотности, преобразователя давления, преобразователя температуры и системы обработки информации.

В насосном цехе № 1 магистрального нефтепродуктопровода «Уфа-Петропавловск» установлены магистральные насосы марки НМ1250/400, приводами к которым служат двигатели типа СТД1250/2, подпорные насосы марки 14НДсН, в качестве привода к ним используются двигатели типа ВАО2-315М6.

В насосном цехе № 2 магистрального нефтепродуктопровода «Уфа-Западное направление» установлены магистральные насосы марки НМ1250/260 с электродвигателями типа СТД1250/2 и 4АЗМВ1600/6000 и насосы марки НМ1250/400 с электродвигателями СТД1600/2 и 4АЗМВ1600/6000, подпорные насосы марки 14 НДсН, приводом служат двигатели типа ВАО 315 М6.

В насосном цехе № 3, для осуществления перекачки по направлению «Уфа - Омск», установлены магистральные насосы марки НМ500/800 в качестве привода используются двигатели типа СТД1250/2, подпорные насосы 8НДВ с электродвигателями типа 2В280S6; для осуществления перекачки по направлению «Уфа-Камбарка» - магистральные насосы марки 360/460 с электродвигателями 4АЗМП630, подпорные насосы 8НДВ, приводом служат электродвигатели типа АМ315.

1.3 Режимы работы ЛПДС «Черкассы»

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 «Черкассы».

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 1.2 приведены технологические параметры работы станции.

Таблица 1.2 - Технологические параметры работы ЛПДС «Черкассы»

Параметр	Значение
Место расположения станции по трассе МНПП, км	306
Высотная отметка, м	89,3
Максимальное допустимое рабочее давление на нагне-тании насосов (на коллекторе, до регулирующих уст-ройств), МПа	7,35
Максимальное допустимое рабочее давление на нагнетании станции (после регулирующих устройств), МПа	5,88
Минимальное и максимальное допустимое рабочее давление на приеме насосов, МПа	0,29-2,45
Наименьшая и наибольшая вязкость нефтепродукта, закачиваемого в трубопровод, ммІ/с	0,5-8
Предел изменения температуры закачиваемого нефте-продукта из резервуаров в МНПП, єС	4
Тип и назначение насоса	НМ1250-260 №1 основной НМ1250-260 №2 основной НМ1250-400 №3 основной НМ1250-400 №4 основной
Диаметр рабочего колеса, мм	460 №1 440 №2 420 №3 365 №4
,	1250/260 №1 1250/260 №2 1250/400 №3 1250/400 №4
Тип электродвигателя	СТД-1250/2 №1 СТД-1250/2 №2 СТД-1250/2 №3 4АЗМП- 1600/6000 №4
Номинальная нагрузка электродвигателя, А	139 №1 139 №2 139 №3 179 №4
,	3000/1250 №1 3000/1250 №2 3000/1250 №3 2980/1600 №4
Минимальное давление на приеме станции, МПа	0,2
Максимальное давление в МНПП на выходе стан-ции, МПа	6,08

1.4 Режим работы резервуаров

Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резервуара, оборудованного дыхательными и предохранительными клапанами или вентиляционными патрубками, определяется максимально возможным расходом через них паро-воздушной смеси нефтепродуктов, вызываемым одновременным действием: заполнения (опорожнения) резервуара, перетоков нефтепродуктов из заполняемого резервуара в порожний в результате операций переключения запорной арматуры при переходе с одного резервуара на другой, термического расширения (сжатия) газон в газовом пространстве резервуара из-за атмосферных явлении или по технологическим причинам, а также вследствие выделения паров нефтепродукта или растворенных в них газов. При этом расход газов через все дыхательные клапаны, установленные на резервуаре, не должен превышать 0,85 (для вентиляционных патрубков -- 0,45) от их суммарной проектной пропускной способности [1].

Суммарная проектная пропускная способность предохранительных клапанов, устанавливаемых на одном резервуаре, должна быть не ниже, чем пропускная способность дыхательных клапанов.

Производительность заполнения (опорожнения) резервуаров с понтонами или плавающими крышами ограничивается также допустимой скоростью изменения уровня нефтепродукта в резервуаре, которая не должна превышать 3,5 м/ч, если проектом не предусмотрено другое.

В случае подключения резервуара к технологической схеме пуск ПС. связанный с наполнением или опорожнением резервуаров, разрешается после того, как персонал удостоверится в правильности переключения задвижек. В дальнейшем персонал дежурной смены осуществляет постоянный контроль за поступлением или откачкой нефтепродукта в резервуары и из них, а также соответствием текущих технологических параметров оборудования проектным значениям.

Во избежание гидравлических ударов при переключении задвижек резервуаров необходимо соблюдать порядок их переключения, предусмотренный инструкциями.

Если по изменению уровня нефтепродукта или другим данным обнаруживается, что процесс наполнения или опорожнения резервуара отличается от проектного, установленного технологической картой, персонал должен немедленно принять меры по выяснению причины этого несоответствия, ее устранению; в случае невозможности устранения или определения причины отклонения процесса от проектного, заполнение резервуара должно быть прекращено: нефтепродукт направлен в другой резервуар, запорная арматура на первом перекрыта, либо должны быть выполнены действия, предусмотренные инструкциями.

Нижний технологический уровень нефтепродукта в резервуаре с понтоном не должен допускать постановки понтона на стойки (опоры) при проведении технологических операций.

Оперативный персонал, обслуживающий резервуарный парк, должен знать схему расположения трубопроводов и назначение задвижек резервуарного парка, чтобы при эксплуатации, а также при авариях или пожаре, быстро и безошибочно делать необходимые переключения.

Для каждого резервуара должен быть определен высотный трафарет, т.е. расстояние по вертикали от днища резервуара до постоянной точки измерения -- риски замерной планки, расположенной на горловине замерного люка или замерной трубы. Значение высотного трафарета следует проверять ежегодно и после капитального ремонта с составлением акта. Значение высотного трафарета должно быть нанесено несмываемой краской на видном месте вблизи замерного люка [2].

1.5 Требование к системе автоматизации резервуарного парка

В резервуарных парках с резервуарами объемом свыше 10000 м3 или при числе резервуаров меньшей вместимости свыше 6 необходимо предусматривать управление из местного диспетчерского пункта (МДП).

Автоматизация РП предусматривает:

- автоматическую защиту;

- централизацию управления резервуарным парком;

- автоматическое пожаротушение .

Автоматическая защита РП предусматривает:

- автоматическую защиту резервуаров от переливов;

- автоматическую защиту от превышения давления в трубопроводах подачи нефтепродуктов в резервуарный парк и технологических трубопроводах РП.

Система управления РП предусматривает:

- сигнализацию максимального и минимального уровней нефтепродуктов во всех резервуарах;

- аварийную сигнализацию при срабатывании защит;

- дистанционное управление задвижками резервуарного парка.

Система измерения массы нефтепродуктов предусматривает:

- дистанционное измерение уровня нефтепродукта в каждом резервуаре;

- дистанционное измерение массы нефтепродукта в каждом резервуаре;

- дистанционное измерение плотности нефтепродукта (при необходимости).

При использовании уровнемеров для коммерческих операций, основная абсолютная погрешность измерения не должна быть выше ±3,0 мм.

В результате достижения в резервуаре максимального аварийного уровня нефтепродукта (например, если произошел отказ в работе сигнализатора максимального уровня) автоматическая защита от перелива должна обеспечивать закрытие его приемной задвижки и переключение потока нефтепродукта в другой резервуар.

Для автоматической защиты резервуара от перелива нужно использовать датчик максимального аварийного уровня, не связанный с датчиком измерителя текущего уровня.

В резервуарах с плавающей крышей следует устанавливать три сигнализатора максимального аварийного уровня, повторяющих друг друга.

Установка максимального аварийного уровня резервуара производится выше максимального уровня, допустимого по конструкции резервуара, на величину, которая соответствует количеству нефтепродукта, который может поступить в резервуар за время закрытия его приемной задвижки с учетом инерционности датчика максимального аварийного уровня.

В системах управления (СУ) резервуарными парками должна предусматриваться блокировка задвижек для предотвращения смешения разных видов (марок) последовательно перекачиваемых нефтепродуктов.

Микропроцессорная система автоматизации (МПСА) ПС должна предусматривать:

- функционирование централизованной или распределенной системы автоматизации с возможностью расширения выполняемых функций без изменения структуры программного обеспечения;

- работу системы автоматизации ПС автономно и в составе многоуровневой автоматизированной системы управления трубопроводным транспортом нефтепродуктов;

- установку по месту или дистанционно системного времени и поддержание отсчета времени

1.6 Анализ существующей схемы автоматизации ЛПДС «Черкассы»

Автоматизируемое оборудование оснащено приспособлениями для установки датчиков контроля и исполнительных механизмов.

Все исполнительные механизмы оснащены приводами с электрическими сигналами управления. Запорная арматура трубопроводов внешней и внутренней обвязки ЛПДС оснащена датчиками сигнализации крайних положений (открыто, закрыто).

При реализации системы автоматики обеспечивается выполнение следующих задач:

- анализ режимов технологического оборудования;

- контроль технологических параметров;

- управление и контроль задвижек;

- контроль готовности к запуску магистральных и подпорных насосных агрегатов;

- обработка предельных значений параметров по магистральному насосному агрегату;

- управление и контроль магистрального и подпорного насосных агрегатов;

- управление и контроль приемной задвижки магистрального насосного агрегата;

- корректировка уставки регулирования при пуске магистрального агрегата;

- задание уставок регулирования;

- регулирование давления;

- управление и контроль маслонасосов;

- управление и контроль вытяжного вентилятора насосного отделения;

- управление и контроль насоса откачки утечек;

- обработка измеряемых параметров;

- приме и передача сигналов в системы телемеханики.

Состояние и параметры работы оборудования ЛПДС отображаются на экране АРМ оператора ЛПДС в виде следующих видеокадров:

- общая схема насосной станции;

- схема отдельных магистральных агрегатов и вспомогательных систем;

- схема энергохозяйства;

- схема прилегающих участков трассы.

Блок ручного управления (БРУ) ЛПДС, установленный в операторной (ЩСУ) предусматривает:

- световую сигнализацию от:

1) датчиков аварийного давления на входе, в коллекторе и на выходе ЛПДС;

2) каналов средств загазованности;

3) датчика переполнения резервуара-сборника;

4) датчика затопления насосной;

5) реле аварии ЗРУ;

- кнопки подачи команд управления;

- аварийного отключения ЛПДС;

- отключения магистральных и насосных агрегатов;

- включения магистральных и насосных агрегатов;

- открытия и закрытия задвижек подключения станции.

В настоящее время, при постоянном уменьшении добычи нефти, снижается объем перекачиваемой нефти. В связи с этим используют систему автоматического регулирования режима перекачки. Система предназначена для контроля и регулирования давления на приеме и на выходе перекачивающих насосных станций магистральных нефтепроводов. Система использует регулирующие заслонки с электрическим приводом для регулирования давления на приеме и на выходе нефтепроводов методом дросселирования потока на выходе.

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

В дипломном проекте рассматривается проект модернизации автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) линейно-производственной диспетчерской станции «Черкассы» ОАО «Уралтранснефтепродукт».

Одним из параметров измеряемых в резервуаре линейно-производственной диспетчерской станции является определение уровня продукта. На ЛПДС для этих целей предлагаю внедрения в систему автоматизации резервуарного парка радарного уровнемера «Micropilot M FMR 230» вместо ранее используемого уровнемера Н2-105 системы «КОР-ВОЛ». Также предлагается замена программируемого логического контроллера «Modicon» вместо релейной системы автоматики.

При проведении патентного поиска внимание было уделено поиску и анализу оределения уровня жидких, газообразных или сыпучих тел путем измерения параметров электромагнитных или звуковых волн, направленных непосредственно в жидкие или сыпучие тела в технологических объектах нефтегазовой промышленности. Патентный поиск для контроллера «Modicon» не проводила, так как не является изобретением. Программные комплексы являются интеллектуальной собственностью, которая охраняются авторскими правами.

2.2 Регламент патентного поиска

Патентный поиск производился с использованием фонда УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации.

Глубина поиска - пять лет (2008-2012 гг.). Поиск производился по индексу международной патентной классификации (МПК) G01F 23/28 - «Индикация или измерение уровня жидких, газообразных или сыпучих тел, например индикация изменения объема, индикация с помощью сигнальных устройств путем измерения параметров электромагнитных или звуковых волн, направленных непосредственно в жидкие или сыпучие тела».

При этом использовались следующие источники патентной информации:

- документы справочно-поискового аппарата;

- полные описания к патентам России;

- официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам.

2.3 Результаты патентного поиска

Результаты просмотра источников патентной информации приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Результаты патентного поиска

Страна	Индекс МПК	Номера просмотренных патентов	Выявленные аналоги
Россия	G01F23/28	№ 2419074-2468340	№ 2419074 «Ультразвуковой уровнемер»
			№ 2443981 «Резонансный акустический уровнемер»
			№ 2454637 «Устройство и способ измерения уровня жидкости»
			№ 2468340 «Способ определения уровня жидкости и поплавковый уровнемер для его осуществления»

2.4 Анализ результатов патентного поиска

Устройство и способ измерения уровня жидкости по патенту № 2454637. Изобретения относятся к акустическим методам измерения и контроля и могут быть использованы для определения глубины уровня жидкости (границы раздела фаз) в скважинах, колодцах и резервуарах. Акустический уровнемер содержит последовательно соединенные микропроцессор, генератор импульсов, акустический преобразователь и блок регистрации, соединенный с микропроцессором. Способ измерения уровня жидкости и степени загазованности трубного пространства в скважине включает излучение акустического импульса, регистрацию сигналов, отраженных от поверхности жидкости измерительным приемником, при этом в скважину дополнительно опускают на разную глубину калибровочные приемники и регистрируют сигнал на них в момент прохождения акустического импульса, после чего по расчетным формулам определяют указанные характеристики. Технический результат: повышение точности измерения скорости распространения импульса за счет минимизации температурной погрешности.

Резонансный акустический уровнемер по патенту № 2443981 относится к области ультразвуковой измерительной техники и предназначено для автоматического дистанционного измерения уровней жидкости различных типов в производственных и транспортных емкостях в нефтехимической, химической, горнодобывающей, пищевой и других отраслях промышленности. Сущность: резонансный акустический уровнемер содержит измерительную трубу, вдоль оси которой установлено не менее одной диафрагмы с центральным отверстием, электроакустический преобразователь и микрофон, установленные в верхней части трубы. Кроме того, уровнемер содержит генератор фазоманипулированного сигнала, подключенный к входу электроакустического преобразователя, подключенные к выходу микрофона последовательно соединенные предварительный усилитель, аналого-цифровой преобразователь, блок первого преобразования Фурье, блок логарифмирования, блок второго преобразования Фурье, блок выделения максимумов функции кепстра, блок селекции, а также последовательно соединенные блок вычисления уровня жидкости и индикатор. При этом уровнемер снабжен блоком коррекции положения максимумов функции кепстра, включенным между выходом блока селекции и входом блока вычисления уровня. Техническим результатом является повышение точности измерения уровня жидкости во всем диапазоне его изменения за счет снижения систематической ошибки определения уровня жидкости, возникающей при изменении скорости звука по длине газовой полости трубы, благодаря использованию сигналов от двух ближайших к жидкости отражательных диафрагм и поправке положения кепстрального максимума от ближайшей к жидкости отражательной диафрагмы, учитывающей влияние на него кепстрального максимума от жидкости.

Ультразвуковой уровнемер по патенту № 2419074 содержит электроакустический преобразователь, блок измерения и регистрации, вертикально закрепленный звукопровод, заполненный жидкостью, на конце которого установлен электроакустический преобразователь. Отражатель в конце звукопровода выполнен в виде угольника с прямым углом между сторонами и горизонтальной площадкой между ними, который ориентирован относительно звукопровода таким образом, что часть излучения от электроакустического преобразователя попадает на горизонтальную площадку под прямым углом, а часть - на сторону угольника под углом в 45° к поверхности. Технический результат: повышение надежности, упрощение и повышение точности измерения уровня жидкости в резервуарах, в том числе и подземных.

Способ определения уровня жидкости и поплавковый уровнемер для его осуществления по патенту № 2468340 относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения уровня жидкости преимущественно в резервуарах. Сущность: способ определения уровня жидкости включает формирование и подачу электрического импульса заданной длительности, преобразование сформированного электрического импульса в ультразвуковые колебания в звукопроводе, формирование постоянного магнитного поля на уровне измеряемой жидкости, преобразование ультразвуковых колебаний в электрические колебания с использованием обратного магнитострикционного эффекта, усиление электрических колебаний, формирование импульса отсчета для измерения интервала времени прохождения ультразвуковых колебаний, определение по известной скорости звука в звукопроводе и измеренному интервалу времени уровня жидкости. При этом усиление электрического колебания и формирование импульса отсчета осуществляют на уровне измеряемой жидкости. Технический результат: повышение надежности и точности определения уровня жидкости.

Патентные исследования показали, что на сегодняшний день существует достаточно большое количество уровнемеров, работающих на основе электромагнитных или звуковых волн, разнообразных по своему устройству и обладающих как достоинствами, так и недостатками.

Таким образом, использование уровнемеров, позволяющих определить уровень жидкости в резервуарах на основе применения свойств индикации с помощью сигнальных устройств путем измерения параметров электромагнитных или звуковых волн, направленных непосредственно в жидкие или сыпучие тела, вполне актуально.

3. Автоматизация ЛПДС «Черкассы»

3.1 Общие сведения об автоматизации резервуарного парка

В задачи автоматизации резервуарного парка входят дистанционный контроль за наполнением и опорожнением резервуаров; дистанционное управление задвижками на приемных и нагнетательных трубопроводах резервуаров; контроль параметров, обеспечивающих учет нефти, накапливаемой и хранимой в резервуарах.

В резервуарных парках используются электрические схемы контроля и управления. Приборы и датчики, установленные на резервуарах, соединяются с диспетчерским пунктом кабельными линиями связи. В помещении диспетчерского пункта располагаются вторичная измерительная и сигнализирующая аппаратура, пульты дистанционного управления.

Контроль за наполнением и опорожнением резервуара осуществляется с помощью уровнемеров, обеспечивающих как местное, так и дистанционное измерение уровня продукта. Аварийный сигнал уровнемера при заполнении резервуара используется для автоматического отключения насосов, а также открытия или закрытия электроуправляемых задвижек на трубопроводных коммуникациях.

Кроме аварийного сигнала схемой автоматизации резервуара предусматривается подача предупредительных сигналов о достижении максимального и минимального допустимых уровней. Контроль за температурой продукта для количественного учета осуществляется специальными многоэлементными термометрами.

При отстое воды в процессе хранения продукта возникает необходимость в выполнении операции по контролю за уровнем воды и ее сбросом в канализацию.

Во всех резервуарах независимо от сорта хранимого продукта осуществляется операция по периодическому отбору пробы продукта для определения качественного состава и его плотности.

Резервуарные парки, входящие в состав магистрального трубопровода, разделяются на резервуарные парки головных, промежуточных и конечных станций. Число резервуаров на них достигает несколько десятков. Особенностью работы резервуаров на станциях магистральных трубопроводов является повышенная скорость наполнения и опорожнения.

При больших скоростях наполнения и опорожнения резервуаров требуется также автоматическое подключение резервуаров к приемным и раздаточным трубопроводам. Последнее требование особенно важно для резервуарных парков головных перекачивающих станций магистральных нефтепроводов, где скорость наполнения и опорожнения резервуаров определяется производительностью магистральных насосов [1].

Из всех перечисленных выше задач автоматизации резервуарного парка в данном дипломном проекте рассмотрена задача, связанная с количественным учетом продукта, находящегося в пределах резервуарного парка. На ЛПДС «Черкассы» эта задача решена с помощью программно-аппаратного комплекса микропроцессорной системы автоматики, разработанного на базе контроллера «Modicon TSX Quantum» производства фирмы «Schneider Electric» и радарного уровнемера «Micropilot M FMR 230».

3.2 Структура системы автоматизации

В резервуарных парках используются преимущественно электрические схемы контроля и управления.

Структура системы автоматизации строится по трехуровневому иерархическому принципу (рисунок 3.1):

- нижний уровень;

- средний уровень;

- верхний уровень.

Рисунок 3.1 - Структура системы автоматизации резервуарного парка

3.2.1 Нижний уровень.

К нижнему уровню системы автоматизации относятся:

- датчики технологических параметров;

- исполнительные механизмы.

3.2.2 Средний уровень.

К среднему уровню системы автоматизации относятся программно-аппаратные модули (блоки) управления узлов и агрегатов РП НПС на базе программируемых логических контроллеров (ПЛК) Modicon серии Quantum производства компании Schneider Electric.

Сетевые модули, установленные в контроллерах, используют два независимых канала подключения.

Контроллеры обеспечивают:

- сбор информации от датчиков, устанавливаемых по месту;

- обработку и передачу информации о состоянии объектов на верхний уровень системы автоматизации ЛПДС «Черкассы»;

- обработку информации с узлов учета нефти;

- автоматическое управление технологическим оборудованием резервуарного парка и контроль его работы;

- прием информации с верхнего уровня системы автоматизации, и формирование управляющих воздействий на исполнительные механизмы.

Для работы системы автоматики резервуарного парка и системы автоматизации ЛПДС «Черкассы» используется мост Modbus Plus Bridge и коммуникационный контроллер фирмы «Элеси».

3.2.3 Верхний уровень.

Верхний уровень системы автоматизации РП ЛПДС «Черкассы», АРМ оператора-технолога, реализован на базе персонального компьютера.

Верхний уровень системы автоматизации 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 РДП;

- формирование базы данных.

На принтер оператора-технолога выводиться следующая информация:

- таблицы, отображаемые на видеомониторе;

- периодические отчеты о работе РП;

- перечни аварийных ситуаций за сутки, неделю, месяц;

- перечни неисправностей с указанием времени их возникновения;

- иная информация, формируемая АРМ оператора-технолога.

Компьютеры из состава АРМ-ов работают независимо друг от друга и связаны с контроллерами среднего уровня по собственным независимым полевым шинам.

3.3 Функциональная схема автоматизации резервуарого парка

Назначением системы является автоматизация технологических процессов резервуарного парка ЛПДС «Черкассы». Она должна обеспечивать автономное поддержание режима работы РП с автоматического рабочего места оператора-тех-нолога из МДП и из вышестоящего уровня управления по каналам телемеханики.

Целями создания системы являются:

1) автоматизация РП ЛПДС в соответствии с «Техническими требованиями на разработку системы автоматизации ЛПДС ОАО «Уралтранснефтепродукт»;

2) расширение функциональных возможностей автоматизации по сравнению с существующими средствами;

3) достижение высоких технико-экономических показателей работы за счет автоматизированного поддержания наиболее рационального режима работы технологического оборудования;

4) повышение уровня надежности, эффективности работы и живучести технологического оборудования и средств автоматизации;

5) повышение экологической безопасности производства;

6) снижение трудозатрат на техническое обслуживание и ремонт.

Схема оснащения резервуара комплексом контрольно-измерительных приборов (КИП) и средств управления показана на рисунке 3.2.

Работа функциональной схемы автоматизации резервуарного парка ЛПДС «Черкассы» состоит в следующем. Контроль за наполнением и опорожнением резервуара осуществляется при помощи уровнемера 3. При больших скоростях наполнения, учитывая опасность перелива, на резервуаре дополнительно устанавливается сигнализатор предельного уровня 1, при достижении максимального уровня взлива продукта в резервуаре, предусматривается автоматическое закрытие соответствующих входных задвижек на узле переключения системой противоаварийной защиты (ПАЗ). При откачки продукта в резервуаре ведется контроль предельного нижнего уровня, при помощи уровнемера 2. Для подачи извещения о пожаре, при повышении температуры контролируемой среды выше допустимой, устанавливается извещатель пожарный тепловой 5. При поступлении сигналов загазованности от газоанализатора 6 на площадке резервуаров производится включение световой и звуковой сигнализации.

Все приборы, установленные на резервуарах ЛПДС «Черкассы», обеспечивают своевременное обнаружение отклонений от нормальной работы резервуарного парка, что позволяет избежать аварийных ситуаций, облегчает работу эксплуатационного персонала.

В состав приборов, установленных на резервуар, входили: сигнализатор предельного уровня СУЖ-П-И; уровнемер Н2-105 системы «КОР-ВОЛ»; извещатель пожарный тепловой ИП 103-1В; газоанализатор ССС-903 М.

Перечень приборов, устанавливаемых на резервуар, приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Перечень оснащения резервуара комплексом КИП

Позиция	Наименование	Кол.
1, 2	Сигнализатор предельного уровня СУЖ-П-И	2
3	Уровнемер радарный Micropilot FMR 230	1
4	Извещатель пожарный тепловой ИП 103-1В	1
5	Газоанализатор стационарный взрывозащищенный ССС-903М	1

Надежность функционирования систем обеспечения безопасности опасных объектов промышленности целиком зависит от состояния электронных и программируемых электронных систем, связанных с безопасностью. Эти системы называются системой противоаварийной защиты. Такие системы должны быть способны сохранять свою работоспособность даже в случае отказа других функций АСУ ТП нефтеперекачивающей станции.

Рассмотрим главные задачи, возлагаемые на такие системы:

- предотвращение аварий и минимизация последствий аварий;

- блокирование (предотвращения) намеренного или ненамеренного вмешательства в технологию объекта, могущего привести к развитию опасной ситуации и инициировать срабатывание ПАЗ.

При наступление максимального уровня в резервуаре, предусматривается автоматическое закрытие соответствующих входных задвижек на узле переключения системой ПАЗ. При поступлении сигналов о пожаре на резервуарах (при срабатывании не менее двух датчиков в двух лучах пожарной сигнализации) производится:

- автоматическое закрытие входных задвижек резервуаров на узле переключения (системой ПАЗ);

- включение пожаротушения резервуаров;

Алгоритмическое содержание функций ПАЗ состоит в реализации следующего условия: при выходе значений определенных технологических параметров, характеризующих состояние процесса или оборудования, за установленные (допустимые) пределы должно проводиться отключение (останов) соответствующего агрегата или всей станции.

Входную информацию для группы функций противоаварийной защиты содержат сигналы о текущих значениях контролируемых технологических параметров, поступающие на логические блоки (программируемые контроллеры) от соответствующих первичных измерительных преобразователей, и цифровые данные о допустимых предельных значениях этих параметров, поступающие на контроллеры с пульта АРМ оператора. Выходная информация функций противоаварийной защиты представлена совокупностью управляющих сигналов, посылаемых контроллерами на исполнительные органы систем защиты.

Функции противоаварийной защиты и дистанционного управления должны выполняться в АСУ ТП РП с помощью программных логических контроллеров или промышленных компьютеров и сохранять свою работоспособность даже в случае прекращения функционирования системы АСУ или нарушения связи с ней, обеспечивая необходимый уровень полноты безопасности. К противоаварийной защите относятся сигнализаторы уровня СУЖ-П-И. Перечень ПАЗ, устанавливаемых на приборах резервуара, приведен в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Перечень ПАЗ

№ сцен. защ.	Позицион.обознач.	Условие срабатывания	Действие защиты
1	1-1	L>Lуст в 13 м	Закрытие задвижки ZD1
2	4-1	L<Lуст н 0,5 м	Закрытие задвижки ZD2

3.4 Технические характеристики контроллеров

Серия программируемых контроллеров Modicon TSX Quantum является хорошим решением для задач управления на базе высокопроизводительных совместмых программируемых контроллеров. Система на базе Quantum сочетает компактность и прочную промышленную конструкцию, обеспечивая экономичность и надежность установки даже в наиболее сложных промышленных условиях. Несмотря на малые размеры, контроллеры Quantum поддерживают высокий уровень производительности и надежности, свойственный продукции Modicon:

- высочайшее быстродействие контроллеров на процессорах до 486 серии для увеличения пропускной способности системы;

- интегрированные технологии автоматизации, включая управление перемещением, обмен информацией в ASCII-кодах (американский стандартный код обмена информацией), коммуникации и управление непрерывными процессами;

- резервируемые контроллеры, источники питания и кабели ввода/вывода обеспечивают надежность системы для ...