Автоматизация нефтеперекачивающей станции 'Муханово' ОАО 'Самаранефтегаз'

Автоматизация нефтеперекачивающей станции 'Муханово' ОАО 'Самаранефтегаз'

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

УДК 681.5:622.692.4.052.012

Дипломный проект

Автоматизация нефтеперекачивающей станции «Муханово» ОАО «Самаранефтегаз»

Студент гр. АГ 07-01

К.А. Багаутдинова

Руководитель

доц. И.Н. Мымрин

Уфа

Реферат

Дипломный проект 104 с., 16 рисунков, 19 таблиц, 12 использованных источников, 1 приложение.

Система Автоматизации НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ, УРОВНИ АВТОМАТИЗАЦИИ НПС, МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ СГЛАЖИВАНИЯ ВОЛН ДАВЛЕНИЯ, алгоритм ОТКАЧКИ ИЗ ЕМКОСТИ ССВД

Объектом исследования является система автоматизации НПС «Муханово»

В процессе исследования рассмотрены существующие расходомеры и алгоритмы работы ССВД.

Цель работы - модернизация существующей системы сглаживания волн давления, благодаря установке ультразвукового расходомера фирмы ЕЕSiFlo серии 4000 с накладными акустическими датчиками и усовершенствования алгоритма откачки из емкости ССВД.

В результате исследования произведена замена существующего датчика потока в ССВД на ультразвуковой расходомер, изучены алгоритмы работы ССВД, разработана программа откачки из емкости ССВД на стандартном языке ST.

Технико-экономические показатели свидетельствуют о повышении надежности и живучести технологического оборудования и средств автоматизации НПС, расширение функциональных возможностей, увеличение периодичности технического обслуживания и ремонта станции.

Внедрение отсутствует.

Эффективность проекта заключается в увеличении эффективности и надежности работы ССВД, контроле объемов нефти в резервуарах, позволяющих избежать отключения НПС при отказах ССВД.

Содержание

Определения, обозначения и сокращения

Введение

. Технологическая характеристика НПС

.1 Общая характеристика объекта

.2 Основы технологического процесса

.3 Описание технологической схемы

.4 Характеристика основного технологического оборудования

.5 Вспомогательные системы насосного цеха

.6 Характеристика исходного сырья, энергии и продуктов производства

.7 Порядок пуска и остановки НПС

. Патентная проработка

.1 Выбор и обоснование предмета поиска

.2 Регламент поиска

.3 Результаты поиска

.4 Анализ результатов поиск

3. Автоматизация НПС

.1 Описание процесса как объекта автоматизации

.2 Система автоматизации НПС «Муханово»

3.3 Аппаратура виброконтроля СВКА 1-02.03

.5 Датчик давления Yokogawa EJX510A

4. Модернизация ССВД.

.1 Принципы работы системы сглаживания волн давления ССВД

.2 Предложения по модернизации системы ССВД

5. Охрана труда и техника безопасности

.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей на НПС «Муханово»

.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

.3 Мероприятия по пожарной безопасности

.4 Расчет вентиляции в насосном зале НПС

. Оценка экономической эффективности модернизации НПС «Муханово»

.1 Критерии оценки экономической эффективности

.2 Обоснование коммерческой эффективности проекта

.3 Расчет эффективности проекта

Заключение

Список использованных источников

Приложение А. Перечень демонстрационных листов

Определения, обозначения и сокращения

Введение

Важность проблемы автоматизации определяется тенденциями в развитии современных промышленных производств. В современном мире большая часть задач управления передается АСУТП, которые выполняют не только такие традиционные для промышленной автоматики функции, как измерение и централизованный контроль технологических параметров, автоматическое регулирование, защиту от аварий и т.п., но и вычисление технико-экономических показателей работы производств, оптимальное управление технологическим режимом, пуск и останов агрегатов и т.д.

Внедрение автоматизации на НПС обеспечивает непрерывность процесса перекачки, за счет АВР оборудования, а так же предотвращение аварийных ситуаций, связанных с пожаром или экологическим загрязнением. Снижаются затраты на простой оборудования и ликвидацию последствий аварии, что несомненно является актуальной проблемой.

Цель данного дипломного проекта - усовершенствование системы сглаживания волн давления ССВД.

Задачами дипломного проекта являются:

изучение технологии перекачки нефти;

модернизация системы сглаживания волн давления;

выбор расходомера и усовершенствование алгоритма откачки из емкости ССВД.

При работе над проектом были использованы материалы ОАО «Самаранефтегаз» (отраслевой регламент по автоматизации технологического процесса перекачки нефти, руководящий документ по автоматизации и телемеханизации магистральных нефтепроводов).

1. Технологическая характеристика НПС

.1 Общая характеристика объекта

Нефтеперекачивающая станция (НПС) «Муханово» входит в состав линейной части магистральных нефтепроводов «Муханово - Куйбышев». НПС «Муханово» является структурным подразделением ОАО «Самаранефтегаз». НПС «Муханово» представляет собой комплекс сооружений и устройств для приема и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу «Муханово - Куйбышев» и относится по назначению к нефтеперекачивающей станции без ёмкости. НПС без ёмкости предназначены для повышения давления в магистральном нефтепроводе при перекачке нефти.

Основное оборудование НПС «Муханово» включает в себя:

насосную станцию с магистральными насосными агрегатами и системами смазки, охлаждения и откачки утечек;

фильтры-грязеуловители;

узел регулирования давления;

систему сглаживания волн давления;

технологические трубопроводы;

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

1.2    Основы технологического процесса

Технологический процесс перекачки осуществляется согласно утвержденным технологическим картам нефтепровода и технологическим режимам перекачки.

Основной схемой технологического процесса перекачки нефти для промежуточной НПС является перекачка «из насоса в насос». Нефть перекачивается по нефтепроводу «Муханово - Куйбышев» через промежуточную НПС «Муханово».

Существенным недостатком режима «из насоса в насос» является снижение пропускной способности магистрального трубопровода на участке перед станцией, работающей на этом режиме, по сравнению с работой при наличии емкости. Это обусловлено тем, что на всасывании основной насосной нельзя снижать давление ниже минимально допустимого по условиям кавитации насосных агрегатов. Поэтому на нефтепроводах больших диаметров при работе промежуточных станций на режиме «из насоса в насос» пропускная способность снижается до 10%. По этой схеме весь трубопровод разбивается на несколько участков длиной по 400…600 км. В начале каждого участка строится станция с емкостью, на которой имеется резервуарный парк, подпорная насосная и магистральная насосная. Через определенные расстояния на трубопроводе строятся промежуточные насосные (от трех до десяти). Нефть на станции с емкостью подается в трубопровод из резервуаров с помощью подпорной и основной насосных [1].

Нефть на головной станции подпорными и магистральными насосными агрегатами подается в трубопровод из емкостей резервуарного парка. Эта нефть под давлением непосредственно из трубопровода подается на прием насосных агрегатов следующей промежуточной насосной. Расстояние от станции с емкостью до промежуточной насосной определено с таким расчетом, чтобы давление нефти, поступающей на промежуточную насосную, было выше кавитационного запаса магистральных насосных агрегатов. К этому давлению добавляется напор, создаваемый данной промежуточной насосной, и нефть по трубопроводу движется к следующей промежуточной насосной, где также поступает прямо на прием насосных агрегатов. Здесь снова поднимается давление нефти в трубопроводе, и т. д. В конце участка нефть направляется в емкость. При работе по этой схеме все насосные участки оказываются связанными между собой единым потоком жидкости. При этом запасы энергии, сохранившиеся на участке между двумя промежуточными станциями, передаются на следующий участок и должны учитываться при рассмотрении характеристик насосной станции и трубопровода на этом участке. Поэтому условия работы каждой станции оказывают влияние на работу других станций и все станции объединяются общим режимом работы.

1.3 Описание технологической схемы

Технологическая схема приведена на рисунке 1.1.

Нефть поступает на НПС «Муханово» через приёмную задвижку, расположенную в узле подключения станции (или узле пропуска очистных устройств). нефтеперекачивающий станция автоматизация насосный

Нефть проходит через фильтры-грязеуловители Ф1 - Ф3 (задвижки № 1-№ 6), где она очищается. Фильтры-грязеуловители устанавливаются для улавливания крупных механических частиц. О работоспособности фильтров судят по разнице давлений на приёме и выходе фильтров. Перепады давления в фильтрах-грязеуловителях необходимо регистрировать один раз в 12 часов, а после проведения работ на линейной части не реже одного раза в час. Минимальный перепад на фильтре-грязеуловителе является признаком повреждения фильтрующего элемента; максимальный перепад - признак засорения фильтра. Значение максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе принимается по техническим требованиям завода-изготовителя. Для очистки фильтра-грязеуловителя необходимо предварительно включить резервный фильтр-грязеуловитель, затем закрыть электрозадвижки на входе и выходе неисправного фильтра и открыть дренажную задвижку для слива остатков нефти.

Рисунок 1.1 - Технологическая схема НПС «Муханово»

Для предохранения приёмного коллектора технологических трубопроводов НПС от чрезмерных давлений на приёме станции, возникающих при внезапных отключениях НПС, на участке трубопровода между фильтрами-грязеуловителями и магистральной насосной на байпасе предусмотрена система сглаживания волн давления (ССВД).

На НПС «Муханово» установлена система типа АРКРОН-1000 с клапанами Флексфло в количестве 6 штук. Устройство типа «Аркрон» работает по следующему принципу: при резком нарастании давления на приёме станции со скоростью более 0,3 МПа/с открываются клапаны устройства «Аркрон» и происходит уменьшение скорости нарастания давления, что гарантирует невозможность гидравлического удара. При постепенном нарастании давления (со скоростью менее 0,1..0,2 МПа/с) «Аркрон» не срабатывает.

Для приема сбрасываемой нефти устройством «Аркрон-1000» на НПС используется 3 резервуара особой конструкции Е-290.

ССВД может быть отключена от приёмной линии магистральной насосной электрозадвижками № 7 и № 8.

После прохождения фильтров-грязеуловителей и площадочных сооружений промежуточной НПС с системами сглаживания и сброса волн давления нефть поступает в насосную на вход магистрального насосного агрегата.

Обычно на нефтеперекачивающей станции устанавливается четыре насосных агрегата (МНА№ 1 - МНА№ 4), три из которых - рабочие, один - резервный. Из-за небольших объёмов перекачки на НПС «Муханово» одновременно работает только один насос, в редких случаях - два. Каждый насос имеет свою производительность, поэтому оператор для поддержания заданного режима перекачки включает в работу определённый насос. На входе и выходе каждого насоса установлены электрозадвижки (№ 9 - № 16). Между входом и выходом каждого насоса установлены обратные клапаны (ОК1 - ОК4).

На участке трубопровода от магистральной насосной до магистрального нефтепровода установлен узел регулирования давления для поддержания заданных величин давления:

минимальное давление на входе в магистральную насосную - 0,5 МПа;

максимальное давление на выходе магистральной насосной - 3,95 МПа.

Регулирование давления осуществляется методом дросселирования потока.

В узле регулирования давления установлены две регулирующие заслонки фирмы «BIFFI» c Р_у=75 на суммарную производительность Q=12500 м/ час.

Применение системы автоматического регулирования давления обусловлено тем, что регулирование давления является одной из важнейших функций, обеспечивающей нормальный режим работы нефтепровода. Изменение условий перекачки в процессе эксплуатации (изменение расхода, временный выход из строя какой-либо станции) может привести к нарушению нормального режима работы: к кавитациям на одних станциях и к давлениям, превышающим предельное, на других. Это означает, что пропускные способности отдельных участков нефтепровода окажутся неодинаковыми. Согласование работы насосных станций достигается регулированием.

После узла регуляторов давления нефть через выкидную задвижку НПС подается далее.

Система маслосмазки предназначена для принудительной смазки подшипников скольжения насосов и электродвигателей.

В качестве смазки подшипников применяется турбинное масло ТП-22.

Система смазки магистральных насосных агрегатов состоит из рабочего и резервного масляного насосов, оборудованных фильтрами очистки масла, рабочего и резервного маслобаков, аккумулирующего маслобака и маслоохладителей.

Масло с основного маслобака забирается работающим маслонасосом, проходит через маслофильтр и подается на маслоохладители, откуда поступает в аккумулирующий бак, расположенный на высоте 6..8 м от уровня пола насосной. С аккумулирующего бака масло подается к подшипникам насосного агрегата и далее возвращается в маслобак. Рабочая температура масла в общем коллекторе перед поступлением на магистральные насосные агрегаты должна находится в интервале от +35⁰С до +55⁰С, при превышении температуры масла на выходе из маслоохладителя более +55⁰С, автоматически включаются дополнительные вентиляторы обдува. При низкой температуре масла допускается работа маслосистемы, минуя маслоохладители.

Давление масла перед подшипниками насоса и электродвигателя устанавливается не более 0,08 МПа и не менее 0,03 МПа.

Система нефтеутечки служит для сбора утечек нефти с магистральных насосных агрегатов и состоит из насосов откачки утечек и ёмкости сбора утечек.

Утечки нефти с торцовых уплотнений насосов поступают в ёмкости сбора утечек ЕП-40.

Система утечек оснащена защитой по максимальным утечкам. Для контроля утечек магистральных насосных агрегатов установлен бачок сигнализации особой конструкции. При превышении рабочего уровня нефти в бачке срабатывает защита на отключение насосного агрегата.

Откачка нефти из ёмкостей сбора утечек ЕП-40 производится автоматически, включением вертикального насоса, в резервуар сброса ударной волны или на прием насоса откачки утечек и далее на прием насосной станции.

1.4 Характеристика основного технологического оборудования

1.4.1 Фильтры-грязеуловители (ФГУ)

На НПС «Муханово» установлены 3 фильтра-грязеуловителя типа ФГУ-700-4,0 производства Черновицкого аппаратного завода, Украина, 1976 г.в. Технические характеристики приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1 - Технические характеристики ФГУ НПС «Муханово»

1.4.2 Система автоматического регулирования давления САРД НПС «Муханово»

Узел САРД № 1 НПС «Муханово» располагается в отдельном блок-боксе на территории НПС и состоит из трех регулирующих заслонок HD-24 Ду-600, Ру-75 с исполнительными механизмами МЭО-М20-1000/8-0254-11АТЗ-43 и отсекающих задвижек, предназначен для контроля и регулировки рабочего давления по нефтепроводу.

1.4.3 Насосно-силовое оборудование НПС «Муханово»

На НПС «Муханово» установлено 4 МНА НМ 10000-210. Технические характеристики МНА НМ 10000-210 № 1, 3 и МНА НМ 10000-210 № 2, 4.

Таблица 1.2 - Технические характеристики МНА

1.5    Вспомогательные системы насосного цеха

.5.1 Система маслоснабжения МНА НПС «Муханово»

Система маслоснабжения магистральных насосных агрегатов предназначена для принудительной смазки подшипников качения и скольжения насосов и электродвигателей.

В качестве смазки подшипников применяется турбинное масло ТП-22. Техническая характеристика масла, применяемого в системе маслоснабжения, должно соответствовать требованиям ГОСТ-32-74.

Масло из рабочего маслобака забирается работающим маслонасосом типа Ш-40-19,5/4,0 проходит через маслофильтр и подается на маслоохладители, откуда поступает в аккумулирующий бак, расположенный на высоте 8 м от уровня пола насосной. С аккумулирующего бака масло подается к подшипникам насосного агрегата и далее возвращается в маслобак. Рабочая температура масла в общем коллекторе перед поступлением на магистральные насосные агрегаты должна находится в интервале от +35°С до +55°С, регулировка температуры масла на выходе из маслоохладителя осуществляется открытием или закрытием жалюзей на атмосферных маслоохладителях. При низкой температуре масла допускается работа маслосистемы, минуя маслоохладители. Давление масла перед подшипниками насоса и электродвигателя устанавливается не более 0,08 МПа и не менее 0,03 МПа. Регулирование подачи масла к каждому подшипнику осуществляется с помощью подбора дроссельных шайб, устанавливаемых на подводящих маслопроводах.

1.5.2 Системы сбора и откачки утечек нефти НПС «Муханово»

Система служит для сбора утечек нефти и дренажа с МНА, САРД, ФГУ, ССВД и состоит из насосов откачки утечек типа 12НА9х4 -2 шт. и емкостей сбора утечек ЕП-40 объемом 40 м³ - 2 шт.

Утечки нефти с МНА, САРД, ФГУ, ССВД поступают в емкости сбора утечек нефти ЕП-40. Откачка нефти из емкостей сбора утечек ЕП - 40 производится автоматически, включением вертикального насоса типа 12НА9х4 в резервуар сброса ударной волны объемом 300 м³ или на прием насоса откачки утечек ЦНС - 60 - 330 и далее на прием насосной станции.

Система утечек оснащена защитой по максимальным утечкам. Для контроля утечек магистральных насосных агрегатов установлен бачок сигнализации особой конструкции. При превышении рабочего уровня нефти в бачке срабатывает защита на отключение насосного агрегата.

1.5.3 Системы автоматического пенного пожаротушения (АППТ) НПС «Муханово»

Система пенного пожаротушения включает в себя:

- насосную пенотушения с пожарными насосами типа 4К-6А, предназначенных для подачи раствора пенообразователя, позволяющий получить пену низкой, средней и высокой кратности, в стационарную сеть пенотушения;

- емкость для хранения пенообразователя объемом l,5 м³ и резервуары для воды РГС-50 2шт.;

- систему пенопроводов с арматурой и пеногенераторами для подачи раствора в насосную НПС, блок-бокс САРД, блок-бокс ССВД;

- систему автоматики пенотушения и пожарной сигнализации.

При поступлении сигнала пожара из любого защищаемого объекта, автоматически включается один из насосов типа 4К-6А подающий раствор пенообразователя в напорный коллектор к месту возгорания.

1.5.4 Система вентиляции НПС «Муханово»

Система приточно-вытяжной вентиляции насосной состоит из двух приточных вентиляторов с калориферами и двух вытяжных вентиляторов. В функции приточно-вытяжной вентиляции входит:

ограничение максимальной концентрации паров в воздухе насосного зала;

подача воздуха для отопления машинного зала и поддержания температуры в пределах требований, предъявляемых по техническим уровням установленного оборудования и аппаратуры автоматики;

поддержания перепада давления между воздушной камерой уплотнения промежуточного вала и помещением насосного зала.

Промежуточный вал, соединяющий валы насоса и электродвигателя и проходящий через разделительную стенку, имеет уплотнение. Уплотнение находится под избыточным давлением, создаваемым приточными вентиляторами. Электрозал в этом случае находится под избыточным давлением воздуха за счет работы специальных подпорных вентиляторов.

В состав вытяжной вентиляции входят также дефлекторы, устанавливаемые на крыше насосной. Дефлекторы имеют шибера, регулирующие расход воздуха. Открытие шибера осуществляется при помощи троса.

1.6 Характеристика исходного сырья, энергии и продуктов производства

Характеристика перекачиваемых товарных нефтей приведена в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Характеристика перекачиваемых товарных нефтей

Техническая характеристика масла, применяемого в системе маслосмазки, должна соответствовать требованиям ГОСТ-32-74.

1.7 Порядок пуска и остановки НПС

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

В зависимости от пусковых характеристик электродвигателя и схемы электроснабжения программы пуска МНА могут предусматривать различные последовательности, отличающиеся положением задвижки на выходе насоса в момент пуска электродвигателя:

на открытую (полностью) задвижку (программа пуска № 1);

на закрытую задвижку (программа пуска № 2);

на открывающуюся задвижку (задвижка сдвинулась с закрытого положения или находится в промежуточном положении) (программа пуска № 3).

Программа пуска МНА предусматривает полное открытие входной задвижки до момента пуска электродвигателя. При наличии индивидуальных вспомогательных систем программа пуска МНА предусматривает их включение, таким образом, чтобы до момента пуска электродвигателя соответствующие параметры пришли в норму.

Программа пуска МНА не должна изменяться оператором во время программного пуска или программного отключения МНА.

Программа пуска на открытую задвижку является предпочтительной, так как обеспечивает наименьшие динамические нагрузки в трубопроводной обвязке МНА. Программу необходимо применять, если пусковые характеристики электродвигателя и схема электроснабжения рассчитаны на соответствующие пусковые режимы.

Программа пуска на закрытую задвижку применяется, если установленное электрооборудование не может обеспечить пуск на открытую задвижку.

Программа пуска на открывающуюся задвижку применяется, когда неприемлема программа на открытую задвижку и когда установленные у насоса задвижки имеют привод небольшой мощности и поэтому не могут быть открыты при перепаде давления, создаваемом насосным агрегатом при закрытой задвижке.

При режиме «Автоматический резервный» осуществляется автоматический пуск агрегата по программе пуска на открытую задвижку при отключении из-за неисправности одного из работавших насосных агрегатов устройствами агрегатной защиты.

При переводе агрегата в режим «автоматический резервный» должна осуществляться подготовительная программа пуска, включающая:

открытие задвижек на приеме и выходе агрегата;

Если при (или после) выполнении подготовительной программы пуска появляется сигнал аварии вспомогательных систем агрегата, должна начать работу программа автоматического отключения насосного агрегата защитой с соответствующей сигнализацией.

Пуск двигателя насосного агрегата, находящего в режиме «автоматический резервный», осуществляется для МНА после получения сигнала подтверждения об отключении работавшего МНА по защитам.

При любом режиме должны исключаться пуск и работа агрегата, если не включены устройства автоматической защиты насосной и агрегата, либо эти устройства сработали и не деблокированы.

Программа автоматического отключения должна предусматривать остановку электродвигателя магистрального насосного агрегата, а также закрытие задвижек агрегата (если это предусмотрено выбранной программой пуска).

Закрытие агрегатных задвижек и отключение индивидуальных вспомогательных систем должно производиться после подтверждения остановки агрегата [2].

При применении программы пуска на закрытую задвижку должен быть предусмотрен запрет запуска агрегата, расположенного за последним (по потоку) из работающих агрегатов, в случае, если давление на выходе насосов (в коллекторе) столь велико, что при его суммировании с дифференциальным напором (который создаст подлежащий пуску агрегат) возникнет давление, превышающее уставку предельного максимального давления, установленную для задвижки или участка трубопровода от насоса до этой задвижки.

При срабатывании систем автоматической защиты магистральной насосной или МНА должна выполняться программа автоматического отключения МНА, которая не зависит от режимов управления для всех агрегатов.

Системы подпорной вентиляции (электродвигателей, камер беспромвального соединения, электрозала) должны включаться перед включением в работу МНА НПС.

Автоматическое отключение маслонасосов централизованной системы смазки МНА должно выполняться только после подтверждения отключения всех МНА, за исключением защиты «Пожар в маслосистеме».

Все программы пуска и остановки агрегатов и управления запорной арматурой должны предусматривать контроль продолжительности выполнения последовательности каждой операций по выполняемой программе.

2. Патентная проработка

.1 Выбор и обоснование предмета поиска

В дипломном проекте рассматриваются вопросы автоматизации нефтеперекачивающей станции, в частности системы сглаживания волн давления.

Одним из измеряемых параметров в системе сглаживания волн давления является расход. В ССВД для этих целей планируется использовать ультразвуковые расходомеры фирмы ЕЕSiFlo серии 4000 с накладными датчиками, поэтому при проведении патентного поиска особое внимание было уделено поиску и анализу ультразвуковых расходомеров.

2.2 Регламент поиска

Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации. По зарубежным фондам поиск не проводился по причине их отсутствия.

Глубина поиска пять лет (2007-2011 гг.). Поиск проводился по индексам международной патентной классификации (МПК) - G 01 F 1/66 «Измерение объема или массы жидкостей, газов или сыпучих тел путем пропускания их через измерительные устройства непрерывным потоком с измерением частоты, фазового сдвига, времени распространения электромагнитных или других волн, например ультразвуковые расходомеры».

При этом использовались следующие источники патентной информации:

полные описания к патентам Российской Федерации;

документы справочно-поискового аппарата;

официальный бюллетень Российского Агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения. Полезные модели» (2007-2011 гг.).

2.3 Результаты поиска

Результаты патентного поиска приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Результаты патентного поиска

2.4 Анализ результатов поиска

Рассмотрим более подробно аналоги, перечисленные в таблице 2.1.

Патент России № 2316733. Расход, протекающий через трубу, измеряют ультразвуковым расходомером с двумя накладными ультразвуковыми преобразователями. Полученные в данный момент фактические измерительные сигналы или соответствующие фактические данные измерений сравнивают с хранящимися в памяти заданными измерительными сигналами или заданными данными измерений для вывода о том, каким источником ошибки - в измерительном устройстве (расходомере) или в системе: «труба-протекающая среда», вызвано отклонение. Выдают сообщение при возникновении отклонения между заданными и фактическими измерительными сигналами (данными измерений), лежащего вне заданного допустимого значения. В варианте осуществления измерительный сигнал описывают посредством выведенного соответствующего условного обозначения. Изобретение упрощает определение причины возникновения ошибки измерения.

Патент России № 2375682. Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения скорости потока жидких и газообразных сред ультразвуковым методом. Технический результат направлен на повышение точности измерений за счет уменьшения уровня реверберационных сигналов и уменьшения искажения полезного сигнала. Датчик ультразвукового расходомера содержит мерный участок трубопровода с установленными в нем обратимыми передающим и приемным пьезоэлектрическими преобразователями, каждый из которых состоит из соединенных между собой пьезоэлемента, звукопровода и демпфера, осуществляющих излучение и прием ультразвука в измеряемой среде без преломления, выполнен так, что длины звукопроводов излучающего и приемного пьезоэлектрических преобразователей не одинаковы. Длины звукопроводов отличаются на величину, кратную нечетному числу четвертей длины ультразвуковой волны в материале звукопровода на рабочей частоте пьезоэлектрических преобразователей.

Патент России № 2410647. Изобретения относятся к области расхода жидких сред и могут быть использованы в измерительных устройствах для измерения расхода жидкости с помощью ультразвука. Сущность: излучают пьезоэлектрическими преобразователями ультразвуковую волну по потоку и против него. Принятую ультразвуковую волну преобразуют в электрический сигнал. Компаратором из положительных полуволн электрического сигнала формируют последовательность прямоугольных импульсов с одинаковой амплитудой с информацией о времени прохождения ультразвуковыми волнами обоих направлений. Преобразуют ультразвуковую волну в синусоидальный электрический сигнал таким образом, что его первая полуволна всегда положительная. В расходомере по варианту первому электрический сигнал после прохождения приемно-усилительного тракта инвертируют. По варианту второму один из пьезоэлектрических преобразователей подключают к соответствующим входам-выходам управляемого коммутатора электродом противоположной полярности по отношению к другому преобразователю. Технический результат: повышение точности измерения расхода жидких сред путем устранения погрешности, обусловленной «эффектом Доплера».

Патент России № 2411456. Накладной расходомер содержит ультразвуковой излучающий преобразователь, приемный преобразователь, а также электронный блок приема и обработки сигналов. Оба преобразователя размещены на поверхности трубы в диаметрально противоположных точках. Излучающий преобразователь содержит элемент излучения объемных ультразвуковых волн, выполненный в виде упругого стержня (или трубки, заполненной жидкостью), изогнутого в плоскости осевого сечения трубы по форме дуги, кривизна которой пропорциональна скорости потока в заданном диапазоне скоростей. К концам элемента излучения подключены управляемые линии задержки ультразвуковых импульсов, идущих от ультразвуковых генераторов, размещенных в электронном блоке. Приемный преобразователь выполнен из пьезоэлемента, который имеет звуковой контакт с трубой в точках выхода ультразвуковых импульсов, проходящих через среду в трубе, а также по стенке трубы в поперечном ее сечении. Изобретение повышает точность измерения расхода протекающих сред при одновременном упрощении конструкции.

Патентные исследования показали, что на сегодняшний день существует достаточно большое количество ультразвуковых расходомеров, разнообразных по своему устройству и имеющих достоинства и недостатки.

Таким образом, большое количество найденных при поиске аналогов подтвердило целесообразность применения ультразвуковых расходомеров.

3. Автоматизация НПС

.1 Описание процесса как объекта автоматизации

.1.1 Требования к системе управления НПС

Объём автоматизации на насосных станциях зависят от способа перекачки нефти по нефтепроводу. На НПС «Муханово» применяется способ перекачки «из насоса в насос». При таком способе перекачки нефть с предыдущей станции поступает непосредственно в насос последующей. На промежуточных станциях нет резервуаров, что предотвращает потери продукта от испарения. Этот способ перекачки позволяет использовать подпор предыдущей станции и тем самым исключает необходимость установки подпорных насосов в отличие от других способов перекачки.

Функциональная схема автоматизации приведена на рисунке 3.1.

Управление НПС может осуществляться в двух режимах: местном или дистанционном (телемеханическом).

Местное управления НПС осуществляется в трех режимах:

кнопочный (ручной) - насосный агрегат и задвижки управляются отдельными кнопками на щите управления;

автоматический - пуск и остановка агрегата происходит по заданной программе при нажатии кнопки «Пуск» («Cтоп»). При аварии и срабатывании противоаварийной защиты (ПАЗ) агрегат останавливается автоматически;

автоматический резерв - насосный агрегат включается автоматически при остановке системой ПАЗ любого из работающих насосных агрегатов.

Пуск насосных агрегатов производится после выполнения всех подготовительных мероприятий, а также после проверки нормальной работы всех вспомогательных систем (маслосмазки, САРД и др.) по параметрам контрольно-сигнальной аппаратуры.

Рисунок 3.1 - Функциональная схема автоматизации

Рисунок 3.1 - Функциональная схема автоматизации (продолжение)

В таблице 3.1 приведена перечень КИП и средств автоматики.

Таблица 3.1 - Перечень КИП и средств автоматики

Система автоматизации НПС предназначена для централизованного контроля, защиты и управления оборудованием НПС и должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима ее работы, а также его изменение по командам оператора НПС или диспетчера РДП (ТДП). Такая система должна обеспечивать выполнение следующих основных функций:

защита оборудования НПС (общестанционными и агрегатными защитами);

управление оборудованием НПС;

регулирование давления (расхода) в магистральном нефтепроводе;

контроль технологических параметров и параметров состояния оборудования;

отображение и регистрация информации;

связь с другими системами.

3.1.2 Требования к защите оборудования НПС

Объекты нефтепроводного транспорта, как носители опасных и вредных факторов, относятся к категории повышенной опасности. Основными факторами, определяющими категорию повышенной опасности НПС «Муханово» являются:

взрыво- и пожароопасность нефтегазовой среды;

способность нефтегазовой среды проникать в закрытые полости и пространства, здания и сооружения, скапливаться в различных углублениях;

опасные значения технологических параметров, в том числе высокие давления;

большие скорости распространения волн давления от гидравлических ударов, возникающих при аварийных остановках технологического оборудования и изменениях режимов работы.

Поэтому на НПС «Муханово» предусматривается контроль и защита технологического оборудования. Они подразделяются на агрегатные и общестанционные.

При агрегатном контроле в случае отклонений параметров от заданных производится отключение агрегата. Контроль ведется за такими параметрами как:

- температура подшипников насоса и двигателя;

температура корпуса насоса и двигателя;

вибрация агрегата;

понижение давления масла для охлаждения подшипников;

электрическая защита.

При общестанционном контроле обеспечиваются защиты по параметрам:

- давление на всасе станции;

давление на выкиде станции;

давление к коллекторе;

загазованность, сигнализация о пожаре и затоплении.

Общестанционные защиты в свою очередь делятся на допускающие запуск и не допускающие дистанционный запуск. К первым относятся защиты по давлениям, то есть при срабатывании этих защит возможен повторный дистанционный запуск агрегатов, если давление пришло в норму.

При срабатывании вторых (пожар, загазованность, затопление) запуск нефтенасосной возможен только при деблокировании защит оперативным персоналом.

В зависимости от параметра, по которому срабатывает общестанционная защита, система может осуществлять:

одновременное отключение всех работающих магистральных агрегатов;

поочередное отключение работающих магистральных агрегатов, начиная с первого по потоку нефти.

Для защиты магистрального трубопровода и НПС по давлениям должны применяться две защиты.

Эти защиты выполняются самостоятельными контурами, включающими индивидуальные датчики, и настраиваются на разные значения давления (предельное и аварийное) и обеспечивают взаимное дублирование.

Защиты по аварийным давлениям должны предусматривать отключение всех работающих магистральных агрегатов.

Защиты по предельным давлениям должны воздействовать на отключение одного (первого по потоку) агрегата. При сохранении предельного давления должно осуществляться отключение следующего (по потоку) агрегата и т.д.

Срабатывание защит по давлению на приеме насосной осуществляться с выбираемой в пределах до 15 секунд выдержкой времени, необходимой для исключения их срабатывания при прохождении воздушных пробок, запуске агрегатов, отключении агрегатов на соседних станциях и т.п.

Защиты по пожару, по затоплению, по аварии в системе маслоснабжения и аварийное отключение станции кнопкой предусматривают одновременное отключение всех работающих магистральных агрегатов, в остальных случаях предусматривается поочередное отключение всех работающих магистральных агрегатов.

Защиты по пожару, затоплению, превышению допустимого уровня загазованности (аварийный уровень или длительное (более 10 минут) сохранение предельного уровня), аварийному уровню нефти в емкостях сбора утечек и сброса ударной волны, аварийному уровню в маслобаках маслосистемы, минимальному давлению воздуха камер беспромвального соединения, аварии вспомогательных систем: подачи масла к подшипниковым узлам, охлаждения электродвигателей, подпорной вентиляции (камер беспромвального соединения, электродвигателей, электрозала) и аварийное отключение НПС кнопкой «Стоп» предусматривают закрытие задвижки подключения НПС к магистральному нефтепроводу.

В помещении, где возник пожар, должны быть отключены все системы вентиляции.

При срабатывании газосигнализаторов в помещении должна автоматически включаться аварийная вентиляция.

Датчики газосигнализаторов должны устанавливаться в производственных помещениях и в заглубленных помещениях и приямках в пределах территории взрывопожароопасной установки, куда возможно проникновение взрывоопасных газов и паров извне.

При срабатывании защит по параметрам, отклонение которых от нормы вызвано изменениями режима в трубопроводе, должна предусматриваться возможность повторного дистанционного пуска насосных агрегатов из РДП после выяснения причины нарушения режима.

Срабатывание предупредительных и аварийных защит должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией в операторной и МДП.

Для аварийной звуковой сигнализации на территории допускается использовать общую сирену на НПС, которая слышна во всех помещениях.

В операторной, МДП и помещении насосной следует предусматривать кнопки аварийного отключения насосной.

Вне помещения насосной вблизи всех эвакуационных выходов в доступных и безопасных местах должны устанавливаться кнопки «Стоп» для аварийного отключения насосной по пожару.

В таблице 3.2 приведена перечень блокировок (ПАЗ).

Таблица 3.2 - Перечень блокировок (ПАЗ)

3.2 Система автоматизации НПС «Муханово»

.2.1 Назначение системы автоматизации НПС «Муханово»

Система автоматизации НПС предназначена для контроля, защиты и управления оборудованием НПС. Она должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима работы насосной станции и его изменение по командам с АРМ оператора-технолога и по каналам телемеханики из территориального диспетчерского пункта (РДП).

Система автоматизации НПС выполняет следующие функции:

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

- программное управление и поддержание заданного режима НПС 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 САР давления в нефтепроводе;

- корректировка уставки САР при пуске магистрального агрегата;

- контроль положения заслонок регулирования давления;

- управление (открытие, закрытие, стоп) и контроль задвижек НПС;

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

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

а) маслосистемы МНС;

б) системы подпорной вентиляции электрозала;

в) приточно-вытяжной вентиляции насосной;

г) системы беспромвальной вентиляции МНС;

д) системы откачки утечек;

е) приточно-вытяжной вентиляции КРД;

ж) вытяжной вентиляции ССВД;

- контроль и управление узлом пропуска скребка;

- контроль и управление системой ЗРУ;

- контроль и управление системой автоматического пожаротушения;

- прием и передача сигналов в систему телемеханики;

- формирование:

а) кадров отображения технологического процесса;

б) табличных форм отображения информации;

в) форм печати оперативных сообщений;

г) архивных данных;

д) отчетных документов.

3.2.2 Технические характеристики системы автоматизации

Технические характеристики системы автоматизации приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Технические характеристики системы автоматизации

3.2.3 Назначение системы автоматизации НПС «Муханово»

Микропроцессорная система автоматизации (СА) НПС имеет двухуровневую структуру. Она приведена на рисунке 3.2.

Верхний уровень СА включает в себя программируемые логические контроллеры, АРМ оператора НПС в операторной МНС и операторной МДП, реализованные на базе двух рабочих станций (PC) - IBM-совместимых персональных компьютеров.

Контроллеры и PC работают в локальной вычислительной сети.

Верхний уровень СА НПС обеспечивает:

- сбор информации от преобразователей сигналов нижнего уровня;

- фильтрацию, линеаризацию и масштабирование входных аналоговых сигналов;

- формирование управляющих воздействий на исполнительные механизмы системы;

- мониторинг технологического процесса;

- оперативное управление технологическим процессом;

- архивацию событий нижнего уровня и действий оператора;

- связь с РДП по выделенным телефонным каналам с использованием коммуникационных контроллеров.

Каждый из PC АРМ может работать независимо друг от друга, для чего имеет в своем составе модуль сетевой для подключения к полевой шине интерфейса RS 485 по протоколу SDLC. Каждый компьютер подключается к собственной полевой шине. Тем самым обеспечивается «горячий» резерв АРМа оператора-технолога.

К компьютеру РС2 АРМ оператора-технолога в МДП подключен принтер для распечатки отчетов о работе станции.

На принтер выводится следующая информация:

- таблицы, выводимые на экран;

- периодические отчеты о работе НПС;

- перечни аварийных ситуаций за сутки, неделю, месяц;

- перечни моментов конкретных неисправностей.

Нижний уровень СА включает в себя датчики и вторичные преобразователи, обеспечивающие формирование входных электрических аналоговых и дискретных сигналов Системы автоматизации НПС и показывающие приборы, устанавливаемые по месту на приборных щитах (стойках) или непосредственно на технологическом оборудовании, а также органы управления, входящие в состав технологических объектов управления.

Рисунок 3.2 - Структурная схема микропроцессорной системы автоматизации НПС «Муханово»

В системе предусмотрено использование следующих программируемых логических контроллеров:

- контроллер центральный (КЦ), устанавливаемый в операторной МНС (шкаф управления ШУ1) и выполненный по схеме «горячего» резервирования, выполняющий функции противоаварийных автоматических общестанционных защит в части загазованности помещений НПС и вибрации МНА, а также обеспечения связи с РДП через коммуникационный контроллер;

- контроль и управление (открыть/закрыть/стоп) задвижками узла ФГУ №№ 1-6, задвижками подключения ССВД №№ 7,8, задвижками блок- бокса РД №№ 17-22, задвижкой № 1-13 на выходе сборника нефти ССВД;

- включение обогрева импульсных линий датчика перепада давления на фильтрах-грязеуловителях.

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

Контроллер УСО 2 выполняет:

- прием через блоки БИ аналоговых и дискретных сигналов датчиков и сигнализаторов, контролирующих технологические параметры работы МНА №№ 1-4 (температуры обмоток и сердечников статора фаз, температура воздуха на входе и выходе электродвигателя, температура нефти в корпусе насоса, температуры подшипников, давление на выходе насоса, давления масла на входе в подшипники агрегата);

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

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

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

- температура масла к подшипникам МНА;

- давления на выходе маслонасосов №№ 1,2;

- перепад давления на маслофильтрах;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Контроллер УСО 3 выполняет:

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

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

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

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

Контроллер УСО 4 выполняет:

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

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

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

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

Контроллер УСО 5 выполняет:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Контроллеры имеют средства самоконтроля, обеспечивающие тестовый контроль:

- функционирования активных элементов;

- программ пользователя;

- интерфейсных магистралей;

- функционирования всех модулей ввода-вывода;

- резервного источника питания.

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

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

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

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

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

3.2.4 Функции, выполняемые системой автоматизации НПС «Муханово»

Система автоматизации является многофункциональным, многоканальным изделием.

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

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

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

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

- преобразование аналогового сигнала в цифровой код;

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

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

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

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

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

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

- расчет действительного текущего значения параметра в принятых единицах измерения.

Первичная обработка дискретного сигнала включает:

выявление факта изменения сигнала;

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

- запуск соответствующих задач дальнейшей обработки и управления.

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

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

1)      ТУ - управление из РДП по каналам телемеханики;

2)      МЕСТ - режим программного управления из операторной;

Для каждого магистрального насосного агрегата предусматриваются следующие режимы управления:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5)     ремонт - управление агрегатом из любого пункта невозможно.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.2.5 Программное обеспечение системы автоматизации НПС «Муханово»

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

- обработки первичной информации;

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

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

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

- обработки команд управления с верхнего уровня;

- обмена информацией с РДП и связи с линейной телемеханикой.

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

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

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

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

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

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

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

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

- ограничение доступа к системе;

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

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

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

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

3.3 Аппаратура виброконтроля СВКА 1-02.03

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

В состав устройства виброконтроля СВКА 1-01.03 входят:

вибропреобразователь АСН 066-02;

блок электронный СВКА 1-02.03;

коробка распределительная КР11;

кабели.

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

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

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

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

3.4 Датчик давления Yokogawa EJX510A

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

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

Рисунок 3.5 - Схема кремниевого резонатора

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

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

Погрешность измерений ± 0,1% шкалы.

Пределы измерения приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Пределы измерения датчика

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

Основные характеристики датчика давления EJX510A:

) максимальное рабочее давление:

капсула A: 200 кПа;

капсула B: 2 МПа;

капсула C: 10 МПа;

капсула D: 50 МПа.

) выходной сигнал:

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

реле сигнализации (опционально);

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

) время отклика - 90 мсек;

) температура процесса -40...+120 °С;

) температура окружающей среды:

-51 °С (без индикатора);

-30…80 °С (с индикатором).

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

) материал, контактирующий со средой:

стандартно: мембрана - Hastelloy C-276;

остальное - нержавеющая сталь 316L SST.

) конструктивное исполнение:

стандартное;

искробезопасное;

взрывонепроницаемое.

4. Модернизация системы сглаживания волн давления

.1 Принципы работы системы сглаживания волн давления

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

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

Рисунок 4.1 - Схема работы ССВД

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

4.2 Предложения по модернизации системы ССВД

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

Для предохранения приёмного коллектора технологических трубопроводов НПС от чрезмерных давлений на приёме станции, возникающих при внезапных отключениях НПС, на участке трубопровода между фильтрами-грязеуловителями и магистральной насосной на байпасе предусмотрена система сглаживания волн давления (ССВД). На НПС «Муханово» установлена система типа АРКРОН-1000 с клапанами «Флексфло» в количестве 6 штук. Устройство типа «Аркрон» работает по следующему принципу: при резком нарастании давления на приёме станции со скоростью более 0,3 МПа/с открываются клапаны устройства «Аркрон» и происходит уменьшение скорости нарастания давления, что гарантирует невозможность гидравлического удара. При постепенном нарастании давления (со скоростью менее 0,1..0,2 МПа/с) «Аркрон» не срабатывает.

Для приема сбрасываемой нефти устройством «Аркрон-1000» на НПС используются 3 резервуара особой конструкции Е-290. Технологическая схема ССВД изображена на рисунке 4.2.

Рисунок 4.2 - Технологическая схема ССВД

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

4.2.1 Обоснование выбора датчика

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

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

Другими недостатками датчика ДУЖЕ-200М являются:

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

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

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

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

Технические характеристики расходомера LXW приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Технические характеристики расходомера LXW

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

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

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

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

Рисунок 4.3 - Реализация время-импульсного метода

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

Рисунок 4.4 - Реализация зондирующего метода

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

Технические характеристики датчика приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Технические характеристики датчика

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

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

более широкий диапазон измерения температур;

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

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

Кроме этого преимуществом расходомеров с накладными датчиками являются:

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

быстрая установка;

отсутствие контакта с агрессивной средой.

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

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

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

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

4.2.2 Построение алгоритма работы

Основные положения работы ССВД:

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

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

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

отключение МНА при достижении аварийного максимального уровня в емкости ССВД;

включение вытяжной вентиляции ССВД при повышенной загазованности;

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

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

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

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

архивацию событий нижнего уровня и действий оператора.

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

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

задвижки подключения НПС к магистральному нефтепроводу открыты;

открыта основная задвижка линии откачки из емкости ССВД;

закрыта дополнительная задвижка линии откачки;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Граф алгоритма откачки из емкости ССВД проиллюстрирован на рисунке 4.5.

Таблица 4.3 - Список переменных

Рисунок 4.5 - Граф алгоритма откачки из емкости ССВД

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

Листинг программы:

step of

: Ioper:=false;:=false;:=false;:=false;:=false;:=true;(not Pmax1) AND Xosnzd then step:=1; end_if;

: Igot:=true;Hmax then step:=2; end_if;

: T1:=t#0s;(T1);:=21;

:If (not Hmax) then step:=1; end_if;(T1>t#20s) AND Hmax then step:=3; end_if;

: TSTOP(T1);Pmax1 AND (not Pmax2) then step:=4; end_if;(not Pmax1) then step:=6; end_if;

: TSTOP(T1);:=true;:=true;:=true;:=t#0s;(T2);:=41;

: if (T2>t#20s) AND Hmax then step:=5; end_if;Hmin then step:=1; end_if;

: TSTOP(T2);(T1);:=false;:=true;Ysb then step:=0; end_if;

: Uosn:=true;Xosn then step:=8; end_if;(not Xosn) then step:=7; end_if;

: if Xrez then step:=9; end_if;(not Xrez) then step:=5; end_if;

: T1:=t#0s;(T1);:=81;

:if (T1>t#20s) AND Pmax2 then step:=5; end_if;(T1>t#20s) AND Hmax then step:=4; end_if;

: T1:=t#0s;(T1);:=91;

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

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

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

Рисунок 4.6 - Состояние готовности к пуску насосов

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

Рисунок 4.7 - Формирование команды отключения ССВД

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

Модернизация автоматики сброса ударной волны приведет к:

увеличению срока службы автоматики;

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

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

5. Охрана труда и техника безопасности

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

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

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

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

Производственные опасности и вредности могут быть обусловлены следующими факторами:

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

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

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

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

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

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

производственные травмы, причиной которых может быть недостаточное освещение рабочего места. Освещение, несоответствующее условиям работы, вызывает повышенную утомленность, замедленную реакцию, приводит к ухудшению зрения и может явиться существенной причиной травматизма;

во время монтажа, ремонта на дренажных ёмкостях датчиков может возникнуть опасность падения с высоты, а также возможность получения механических травм у персонала обслуживающего средства автоматизации;

- метрологические параметры должны соответствовать допустимым нормам производственного микроклимата в операторной.

Таблица 5.1 - Взрывоопасные и токсические свойства нефти на НПС «Муханово»

Нефть, являясь легковоспламеняющейся жидкостью, при выходе на поверхность в случае аварии на трубопроводе создает предпосылки для возникновения пожароопасных событий.

В связи с тем, что продуктом перекачки является нефть, насосный зал НПС относится к категории А.

Испарение легких компонентов из разлившейся нефти может привести к образованию газовоздушной смеси и взрывоопасной концентрации.

Помещение операторной, где установлены вторичные приборы, согласно НПБ 105-03 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности», относится к помещениям без повышенной опасности к категории Д.

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

В данном разделе приведены правила и требования, которые необходимо соблюдать, чтобы избежать воздействия вредных и опасных производственных факторов, рассмотренных ранее в разделе 5.1.

5.2.1 Мероприятия по технике безопасности при эксплуатации объектов нефтеперекачивающей станции «Муханово»

Во избежание несчастных случаев при обслуживании объектов НПС, направляемый на работу, персонал должен иметь соответствующую подготовку, пройти производственный инструктаж, ознакомиться с правилами внутреннего распорядка, общими правилами техники безопасности и с безопасными методами работы при обслуживании объектов НПС, а также с методами оказания первой помощи. По окончании инструктажа направляемые на работу сдают экзамен по технике пожарной безопасности в соответствии с ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», ПУЭ, ПТБ, ПТЭ и получают удостоверение с присвоенной квалификационной группы. Инструктажи допуска персонала к самостоятельной работе соответствуют требованиям ГОСТ 12.0.004-90 (1999) «ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения».

Безопасные и безвредные условия труда, при проведении работ, связанных с облуживанием АСУ ТП, достигаются следующим:

заземление оборудования: емкостей, коммуникаций, в которых возникают заряды статического электричества (Rз ≤ 100 Ом). Необходимая защита от поражения электрическим током обеспечивается защитным заземлением корпусов всех приборов и оборудования. Электрическая изоляция между отдельными электрическими цепями и корпусом должна выдерживать в течение минуты действии испытательного повышенного напряжения 1000 В промышленной частоты. Электрическая изоляция между отдельными электрическими цепями и корпусом должна быть не менее 0,5 МОм.

по способу защиты человека от поражения электрическим током изделия АСУ ТП соответствуют классам 1 и 2 (для изделий, предназначенных для соединения с источником напряжения U=220 В) и классу 3 (для изделий, предназначенных для соединения с источником напряжения 24 В) по ГОСТ 12.2.007.0-75 (2001) «ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности»;

электрическое сопротивление между элементами защитного заземления и корпусом коммутационного панельного каркаса не более 0,1 Ом. Корпуса устройств заземляются в соответствии с 12.2.007.0-75 (2001), сопротивление контура заземление не более 4 Ом. Измерение сопротивления заземляющего устройства производится не реже одного раза в год;

все токоведущие части, находящиеся под напряжением, превышающим U = 2 В по отношению к корпусу, имеют защиту от случайных прикосновений во время работы;

подключение внешних цепей, разъемов, проведение ремонтных работ должны осуществляться только при отключенных напряжениях питания;

подключение источников сетевого питания должно осуществляться через автоматические выключатели;

защита технологических трубопроводов от атмосферного электричества и вторичных проявлений молний в соответствии с «Инструкцией по устройству молниезащиты зданий и сооружений и промышленных коммуникаций» (СО 1.53-34.21.122-03);

автоматическая аварийная защита технологического оборудования, позволяющая отключить возможность работы его в аварийных условиях;

оснащенность наглядными плакатами, четкими надписями, табличками, запорная арматура пронумерована;

насосы снабжены предохранительными клапанами, которые не допускают повышения давления выше регламентируемого;

конструкцией приборов: все части устройств, находящихся под напряжением размещены в корпусах, обеспечивающих защиту обслуживающего персонала от прикосновения к деталям, находящихся под напряжением;

надежным креплением оборудования при монтаже на объекте автоматизации;

подключение разъемов, замена плавких вставок, предохранителей производится только при отключенных напряжениях питания устройств. Подключение напряжения питания осуществляется через автоматы защиты [11].

Таким образом, в НПС осуществляется комплекс организационных и технических мероприятий, обеспечивающих надежность, эффективность, безопасность работы объектов с необходимой степенью защиты персонала и окружающей среды.

5.2.2 Мероприятия по промышленной санитарии

К ним относятся требования по спецодежде, требования к освещению, микроклимату, требования к организации и оборудованию рабочего места, которые нормируются ГОСТ 12.4.103-83 (2002) «ССБТ. Одежда специальная защитная, средства индивидуальной защиты ног и рук. Классификация»

Требования к спецодежде:

спецодежда и спецобувь выдаются операторам, технологам, слесарям КИП и А, слесарям-ремонтникам, слесарям-монтажникам в пределах установленных норм;

во время работы рабочие обязаны пользоваться выданной им спецодеждой и спецобувью.

Так же стоит заметить, что персонал объекта должен быть оснащен противогазами.

Противогазы применяют при объемной доле свободного кислорода в воздухе не менее 18% и суммарной объемной доле паро- и газообразных вредных примесей не более 0,5%. Средством индивидуальной защиты служит противогаз с коробкой марки ДОТ 600 А2В3Е3Р3. Индивидуальные фильтрующие противогазы должны храниться в специальных шкафах каждый в отдельной ячейке с надписью фамилии рабочего.

Передача противогаза другому лицу запрещается. Ремонтные рабочие (при выполнении работ по ремонту и очистке различных емкостей, а также при ремонтных работах в колодцах, подвальных помещениях и пр.) обязаны иметь шланговые противогазы типа ПШ-1М по ТУ 2568-194-05808014-99.

Шланговые противогазы предназначены для защиты органов дыхания и глаз человека при работе в атмосфере с объемной долей вредных веществ более 0,5% об. и объемной долей кислорода в воздухе менее 18% об.

Противогазы ПШ-1М хранятся вместе с инструментом, предназначенным для устранения аварии в опломбированном ящике в операторной.

На рабочих местах НПС предусмотрено рабочее и аварийное освещение. Напряжение сети рабочего и аварийного освещения составляет 220 В. Для аварийного и рабочего освещения предусмотрены светильники ВЗГ-200 (взрывозащитное исполнение) ГОСТ 12.2.007.13-2000 (2001) «ССБТ. Лампы электрические. Требования безопасности» с освещенностью равной 50 лк, в соответствии со СНИП 23-05-95 (2003) «Естественное и искусственное освещение».

Температуре воздуха в помещении насосной станции должна быть от 5 до 35ºС, относительная влажность воздуха - не более 80% при 25 ºС.

5.3 Мероприятия по пожарной безопасности

Мероприятия по пожарной безопасности при автоматизации НПС разработаны в соответствии с нормативным документом ППБ-01-03 «Правила пожарной безопасности в РФ» и в соответствии с ГОСТ 12.1.004-91 (1999 года) «ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования».

Датчики, входящие в систему измерения параметров, имеют взрывозащищенное исполнение. Соответствуют требованиям ГОСТ Р 51330.1-99 и ГОСТ Р 51330.10-99.

Перед началом работы ёмкостей, насосов система автоматизации должна быть в исправном состоянии, а в случае необходимости отремонтирована. При неисправности системы автоматизации эксплуатация объектов запрещается.

Основные мероприятия по пожарной безопасности:

территория нефтеперекачивающей станции должна содержаться в чистоте и порядке. Не допускается замазученность территории: загрязнение горючим мусором и хламом. Загромождение дорог, проездов к зданиям, сооружениям и средствам пожаротушения, а также противопожарных разрывов;

при производстве работ в газовой среде воспрещается применение ударных инструментов, изготовленных из стали: ударные инструменты должны быть изготовлены из цветного металла (меди, латуни, бронзы). Режущие инструменты должны обильно смазываться маслом, тавотом или мыльным раствором;

на объектах должен быть организован контроль воздушной среды газоанализаторами, предназначенными для контроля многокомпонентных смесей;

отогрев замерзших нефтепроводов допускается только паром или горячей водой или горячим песком при закрытой запорной арматуре;

категорически запрещается применение для освещения насосных, резервуаров и других производственных сооружений факелов, спичек. Свечей, керосиновых фонарей и других источников открытого огня;

необходимо постоянно следить за исправностью силовой и осветительной электропроводки. Различные неисправности электросетей, которые могут вызвать пожар, должны быть устранены;

обслуживающий персонал обязан знать устройство и инструкции по применению первичных средств пожаротушения;

для тушения электропроводки и электрооборудования разрешается использовать только углекислотные огнетушители ОПУ-5;

предусматривается молниезащита взрывоопасных зданий и сооружений согласно «Инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений» СО 153-34.21.122-03. Молниезащита нефтеперекачивающей станции предназначена для безопасности людей, сохранности зданий, сооружений от удара молнии. В комплекс грозозащитных устройств входят молниеприемники, токоотводы и заземление.

Пожарную защиту объектов НПС обеспечивает автоматическая система пенотушения, которая включает в себя средства обнаружения пожара, системы сигнализации, управления, пожаротушения. Срабатывание системы пенотушения происходит: автоматически, дистанционно или вручную.

При возникновении пожара сигнал от пожарных датчиков, приводит в действие систему пожаротушения согласно ГОСТ 12.3.046-91 (2001) «ССБТ. Установки пожаротушения автоматические. Общие технические требования».

Охлаждение технологических установок осуществляется из стационарных комбинированных лафетных стволов и от пожарных гидрантов, установленных на сети противопожарного водопровода с использованием передвижной пожарной техники.

5.4 Расчет вентиляции в насосном зале НПС

Исходные данные для расчета вентиляции являются:

1- рабочее давление, Р = 4 МПа;

2- температура перекачиваемого нефтепродукта, Т = 283 К;

3-      объём помещения, Vп = 750 м³;

4-      суммарный объем аппаратуры, Vа = 15 м³;

5-      свободный объём помещения, V=Vп - Vа = 750 - 15 = 735 м³.

Количество газа, выделяющееся через не плотности оборудования и трубопроводов, определяется по формуле:

, кг/час, (5.1)

где К - коэффициент, учитывающий износ оборудования и равен 1,2;

I - коэффициент, зависящий от рабочего давления и степени негерметичности равен 0,25;

М - молекулярная масса газа.

Подставляя в формулу (5.1), находим:

 кг/час.

Требуемый воздухообмен в производственном помещении, исходя из расчёта разбавления выделяющихся вредных газов до предельно допустимой концентрации, находиться по формуле:

, (5.2)

 м³/час.

где n = 1 - коэффициент, учитывающий долю производственных вредностей, которые поступают в рабочую зону, и определяются опытным путём;

g = 300 - предельно допустимая концентрация, мг/м³;

k = 0,002 - степень не герметичности технологического оборудования.

Определяем кратность воздухообмена, то есть сменяемость воздуха (число полных смен) в объёме помещения за час:

 (5.3)

По необходимому воздухообмену и кратности воздухообмена подбираем вентилятор, который удовлетворяет рассчитанным данным: L = 3570,5 м³/час и К = 4,86.

К производственной вентиляции, рассчитанной выше, предъявляются следующие требования:

- производственная вентиляции не должна быть источником дополнительной опасности и вредности;

- производственная вентиляция должна быть взрывопожаробезопасной;

- производственная вентиляция должна быть экономичной.

6. Оценка экономической эффективности модернизации НПС «Муханово»

.1 Критерии оценки экономической эффективности

Оценка эффективности инвестиционных проектов предусматривает расчет следующих показателей:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

индекс доходности инвестиций (ИД);

внутренняя норма доходности (ВНД);

срок окупаемости инвестиций (СО).

Важнейшим показателем эффективности инвестиционного проекта является чистый денежный доход (другие названия ЧДД - интегральный экономический эффект, чистая текущая приведенная стоимость, чистая текущая стоимость, Net Present Value, NPV) - накопленный дисконтированный эффект за расчетный период. ЧДД рассчитывается по следующей формуле:

ЧДД=, (6.1)

где - чистая прибыль, полученная в t-ом году от реализации инвестиционного проекта;

 - амортизационные отчисления в t-ом году;

 - инвестиции, необходимые для реализации проекта в t-ом году;

Е - норма дисконта (является экзогенно задаваемым основным экономическим нормативом) - это коэффициент доходности инвестиций;

 - коэффициент дисконтирования в t-ом году, позволяет привести величины затрат и прибыли на момент сравнения (t).

Если ЧДД > 0, проект следует принимать;

ЧДД = 0, проект ни прибыльный, ни убыточный;

ЧДД < 0, проект убыточный и его следует отвергнуть.

Метод чистого дисконтированного дохода не дает ответа на все вопросы, связанные с экономической эффективностью капиталовложений. Этот метод дает ответ лишь на вопрос, способствует ли анализируемый вариант инвестирования росту ценности фирмы или богатства инвестора вообще, но никак не говорит об относительной мере такого роста.

Эта мера всегда имеет большое значение для любого инвестора. Для восполнения такого пробела используется иной показатель - метод расчета рентабельности инвестиций.

Индекс доходности дисконтированных инвестиций (другие названия - ИД, рентабельность инвестиций, Profitability Index, PI) - отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности. ИД равен увеличенному на единицу отношению ЧДД (NPV) к накопленному дисконтированному объему инвестиций.

Формула для определения ИД имеет следующий вид:

. (6.2)

Если ИД > 1 - проект эффективен;

ИД < 1 - проект неэффективен.

В отличие от ЧДД индекс доходности является относительным показателем, что позволяет осуществлять выбор одного проекта из ряда альтернативных, имеющих приблизительно одинаковое значение ЧДД.

Внутренняя норма доходности (другие названия - ВНД, внутренняя норма дисконта, внутренняя норма прибыли, внутренний коэффициент эффективности, Internal Rate of Return, IRR).

Внутренней нормой доходности называется такое положительное число Ев, что при норме дисконта Е=Ев ЧДД проекта обращается в 0, при всех больших значениях Е - отрицательна, при всех меньших значениях Е - положительна. Если не выполнено хотя бы одно из этих условий, считается, что ВНД не существует.

ВНД определяется из равенства:

. (6.3)

Величина ВНД, найденная из этого равенства, сравнивается с заданной инвестором величиной дохода на капитал . Если  - проект эффективен. Смысл расчета этого коэффициента при анализе эффективности планируемых инвестиций заключается в следующем: ВНД показывает максимально допустимый относительный уровень расходов при реализации проекта. Например, если проект полностью финансируется за счет ссуды коммерческого банка, то значение ВНД показывает верхнюю границу допустимого уровня банковской процентной ставки, превышение которой делает проект убыточным [12].

На практике любое предприятие финансирует свою деятельность, в том числе и инвестиционную, из различных источников.

За пользование авансированными финансовыми ресурсами предприятия уплачивают проценты, дивиденды, вознаграждения и т. п., то есть несут определенные обоснованные расходы на поддержание своего экономического потенциала. Показатель, характеризующий относительный уровень этих расходов, называют «ценой» авансированного капитала (СС). Этот показатель характеризует минимум возврата на вложенный в деятельность предприятия капитал, его рентабельность.

Для инвестиций справедливо утверждение о том, что чем выше норма дисконта (Е), тем меньше величина интегрального эффекта (NPV), что как раз и иллюстрирует рисунок 6.1.

Рисунок 6.1 - Зависимость величины ЧДД (NPV) от уровня нормы дисконта (Е)

Как видно из рисунка 6.1, ВНД - это та величина нормы дисконта (Е), при которой кривая изменения ЧДД пересекает горизонтальную ось, т.е. ЧДД оказывается равным нулю.

Экономический смысл этого показателя заключается в следующем:

если ВНД > СС, то проект следует принять;

ВНД < СС, то проект следует отклонить;

ВНД = СС, то проект ни прибыльный, ни убыточный.

Точный расчет ВНД возможен только на компьютере или калькуляторе с встроенной функцией для расчета.

Если функция ВНД имеет несколько корней, то данный критерий неприменим.

4) Сроком окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования называется продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости с учетом дисконтирования.

Начальный момент указывается в задании на проектирование (обычно это начало операционной деятельности). Момент окупаемости - это тот наиболее ранний момент, когда поступления от производственной деятельности предприятия начинают покрывать затраты на инвестиции.

Алгоритм расчета срока окупаемости зависит от равномерности распределения прогнозируемых доходов от инвестиций. Если доход распределен по годам равномерно, то срок окупаемости рассчитывается делением единовременных затрат на величину годового дохода, обусловленного ими.

Если доход по годам распределен неравномерно, то срок окупаемости рассчитывается прямым подсчетом числа лет, в течение которых инвестиции будут погашены кумулятивным доходом.

Используя показатель срока окупаемости (Т_ок) при анализе, следует обратить внимание на ряд его недостатков:

не учитывает влияния доходов последних периодов;

не обладает свойством аддитивности;

не делает различия между проектами с одинаковой суммой кумулятивных доходов, но различным распределением их по годам, если при расчете срока окупаемости использовать не дисконтированные величины.

Помимо рассмотренных выше показателей эффективности инвестиционных проектов в Методических рекомендациях предусмотрено применение нижеследующих показателей:

чистый доход;

потребность в дополнительном финансировании;

индексы доходности затрат и инвестиций.

Чистым доходом называется накопленный эффект за расчетный период (сальдо денежного потока).

Потребность в дополнительном финансировании (ПФ) - максимальное значение абсолютной величины отрицательного накопительного сальдо от инвестиционной и операционной деятельности. Величина ПФ показывает минимальный объем внешнего финансирования проекта, необходимый для обеспечения его финансовой реализуемости. Поэтому ПФ называют еще капиталом риска.

Индекс доходности затрат - отношение суммы денежных притоков (накопительных поступлений) к сумме денежных оттоков (накопленным платежам).

Индекс доходности инвестиций - отношение суммы элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности.

6.2 Обоснование коммерческой эффективности проекта

Так как темой дипломного проекта является автоматизация НПС и рассматривается модернизация системы сглаживания волн давления, в частности замена существующего датчика потока на более современный, то в данной главе целесообразно оценить экономическую эффективность его применения.

Необходимость замены старого оборудования вызвана:

недостаточной надежностью;

- неудобством технического обслуживания;

- ее моральным износом.

Для устранения описанных недостатков предлагается модернизировать автоматику сброса ударной волны путем замены датчиков-реле ДУЖЕ-200М на ультразвуковой расходомер с накладными акустическими датчиками фирмы ЕЕSiFlo серии 7800.

Внедрение более совершенных средств измерения позволит повысить уровень автоматизации, надежность функционирования системы сглаживания волн давления.

6.3 Расчет эффективности проекта

Общие затраты (3t) проекта складываются из капитальных вложений (KB) и эксплуатационных затрат (Зэк):

Зt= КВ + Зэк (6.4)

К капитальным вложениям относятся затраты на приобретение оборудования, монтаж и наладку приборов. Стоимостные показатели предоставлены плановым отделом приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Капитальные вложения на средства автоматизации

Объём капиталовложений рассчитывается по формуле:

КВ = З_об +З_пнр +З_смр ,              (6.5)

где К - объём капиталовложений, тыс. руб;

З_об - затраты на оборудование, тыс. руб;

З_пнр - затраты на пуско-наладочные работы (ПНР), тыс. руб;

З_смр - затраты на строительно-монтажные работы (СМР), тыс. руб.

Капитальные вложения должны учитывать транспортные и монтажные расходы, которые определяются в процентах от стоимости приборов и средств автоматизации.

Годовые эксплуатационные затраты, связанные с обслуживанием и эксплуатацией приборов, средств или систем автоматизации, рассчитываются по следующей формуле:

, (6.6)

где З_вспом - затраты на вспомогательные материалы;

З_рем - затраты на ремонт;

З_обор - затраты на обслуживание оборудования, т.е. на заработную плату работника (работников), занимающегося обслуживанием;

З_ам - амортизационные отчисления по приборам, средствам автоматизации, внедряемому оборудованию;

 - заработная плата персонала обслуживающего оборудование, тыс.руб.;

 - отчисления на социальные нужды, тыс. руб.;

З_пр - прочие затраты.

Затраты на вспомогательные материалы составляют 20% от стоимости капитальных вложений:

, (6.7)

З вспом= 0,2*353 =70,6 тыс. руб.

Затраты на ремонт оборудования составляют 25 % от капитальных вложений:

, (6.8)

З рем = 0,25*353=88,25 тыс. руб.

Затраты на амортизацию составляют 10% от капитальных вложений, т.к. эксплуатационный срок оборудования 10 лет:

, (6.9)

Зам=0.1*353=35,3 тыс. руб.

где Н_а - норма амортизации.

Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования составляют 40% от капитальных вложений:

 (6.10)

З_обор= 0,4*353=141,2 тыс. руб.

Затраты системы на потребление электроэнергии составляют:

     (6.11)

З_пот=365*24*5*2,4=105,12 тыс.руб.

где W_y - установленная электромощность, 5 кВт;_p - число рабочих часов, (24·365 = 8760);

S_э - тариф на электроэнергию, руб./кВт·ч (2,4).

Заработная плата персонала обслуживающего оборудование:

 (6.12)

где ЗП_с, ЗП_о - ЗП соответственно слесаря КИП и А и оператора, (15; 21 тыс. руб.);_с, N_о - количество соответственно слесарей КИП и операторов:

6;8 чел. - до замены датчика;

2;5 чел. - после замены датчика.

- количество месяцев в году.

ЗП_об=(15*6+21*8)*12=3096 тыс. руб - до замены датчика;

ЗП_об=(15*2+21*5)*12=1620 тыс. руб - после замены датчика.

 - отчисления на социальные нужды, тыс. руб.;

С_о=ЗП_об*0,3

С_о=3096*0,3= 928,8 тыс. руб. - до замены датчика;

С_о=1620*0,3= 486 тыс. руб. - после замены датчика.

Величина прочих затрат принимается равной 25% от суммы других затрат:

 (6.13)

Зпр = 0,25*(70,6+88,25 +141,2 +35,3 +105,12)=110,1175

Результаты расчета эксплуатационных затрат представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Текущие затраты при использовании ультразвуковых расходомеров с накладными акустическими датчиками фирмы ЕЕSiFlo серии 7800

Замена датчика позволит уменьшить расходы за счет:

1)   сокращения количества обслуживающего персонала:

Э_п1 =(N_дв- N_пв)*ЗП_с*12=(6-2)*15*12=721 тыс. руб.;

Э_п2 =(N_дв- N_пв)*ЗП_о*12=(8-5)*21*12=1125 тыс. руб;

2)   сокращения отчислений на социальные нужды за счет сокращения фонда оплаты труда:

Э_сн=(Э_п1 +Э_п1)*0,3=810,8 тыс. руб.

Результаты формирования выгод от внедрения нового оборудования сведены в таблицу 6.3.

Таблица 6.3 - Выгоды от внедрения

Таким образом экономические выгоды составляют 1450,8 тыс. руб. в год. При расчете экономической эффективности инвестиционного проекта расчетный период Т складывается из времени внедрения объекта в производство, которое принимается равным одному году, и времени эксплуатации объекта, которое составляет 10 лет. Результаты расчета налога на имущества заносим в таблицу 6.4.

Таблица 6.4 - Расчет налога на имущество, тыс. руб.

Таблица 6.5 - Расчет эффективности проекта

Проводим расчеты экономической эффективности проекта для всех расчетных годов по приведённым формулам, а результаты вычислений заносим в таблицу 6.5.

По результатам расчета экономической эффективности построим финансовый профиль инвестиционного проекта для определения срока окупаемости (рисунок 6.2).

Как видно (рисунок 6.2), срок окупаемости проекта составляет около 1 года.

Изменение денежных потоков наличности изображено на рисунке 6.3.

На рисунке 6.4 показан график определения внутренней нормы доходности (ВНД).

Рисунок 6.2 - Определение срока окупаемости

Рисунок 6.3 - Изменение денежных потоков наличности

В таблицу 6.6 внесены показатели эффективности проекта.

Рисунок 6.4 - Определение внутренней нормы доходности

Таблица 6.6 - Эффективность проекта

Как видно из расчетов, приобретение нового датчика для предприятия целесообразно, т.к. дисконтированный денежный поток по проекту положительный, внутренняя норма доходности выше цены капитала, а индекс рентабельности больше 1.

Заключение

В данном дипломном проекте рассмотрены технологическое описание НПС «Муханово», система автоматизации НПС, система сглаживания волн давления ССВД. Неэффективность работы системы сглаживания волн давления вызывает дополнительные потери нефти, поэтому, решаемая в дипломном проекте задача замены датчика потока на ультразвуковой расходомер и усовершенствование алгоритма откачки из емкости ССВД, является важной и актуальной.

В процессе анализа существующей системы автоматизации было принято решение о ее модернизации.

В результате проделанной мной работы, была модернизирована автоматика сброса ударной волны ССВД на НПС «Муханово». Это стало возможно благодаря замене датчиков-реле ДУЖЕ-200М на ультразвуковые расходомеры фирмы ЕЕSiFlo серии 4000 с накладными акустическими датчиками, изучению и усовершенствованию алгоритмов откачки из емкости ССВД и разработке программы на специализированном языке ST. Это позволило переложить большую часть ответственности за происходящие процессы с человека на систему автоматизации, повысить безопасность, исключить человеческий фактор и сократить расходы на обслуживание системы автоматизации.

В ходе анализа экономической эффективности от замены расходомера было доказано, что инвестиции будут возвращены в течение 1 года, что свидетельствует об экономической эффективности проекта.

Предложенные мной доработки системы сглаживания волн давления позволяют повысить надежность рассматриваемых систем автоматики ССВД.

Список использованных источников

1. Шаммазов А.М. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций - М., ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 404 с.

. Антропов А.Т. Программно-технический комплекс для автоматизации нефтеперекачивающих станций - Нефтяное хозяйство, 2001. - № 10.

. Исакович Р. Я. Технологические измерения и приборы / Измерение расхода. - М.: Недра, 1986. - 344 с.

. Мастобаев Б. Н. Эксплуатация насосных станций: Учеб. пособие. - Уфа: Издательство УГНТУ, 2000. - 135 с.

5. Фатхутдинов А.Ш., Слепян М.А., Ханов Н.И. и др. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке - М.: Недра, 2002. - 417 с.

. Фарзане Н.Г. Технологические измерения и приборы. - М.: ВШ, 1989. - 456 с.

. Палагушкин В.А. Автоматизация технологических процессов в НГП. - Уфа: УНИ, 1985. - 89 с.

8. Митин Д.К., Озерицкий И.М., ЗАО «Мир Диагностики» Расходомеры и влагомеры EESIFLО - передовые технологии для нефтяной промышленности - «Территория Нефтегаз», 2006. - № 9.

9. Ганнель Л.В Реализация алгоритмов управления на базе контроллеров. Контроллеры, программирование программ [Электронный ресурс], 2010. - URL www.ingener.info <http://www.ingener.info>

. Кушелев В.П., Орлов Г.Г., Сорокин Ю.Г. Охрана труда в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. - М.: Химия, 2004. - 427 с.

. Митюшев В.С. Эксплуатация взрывозащищённых приборов и датчиков системы автоматики в нефтеснабжении. - М.: ВНИИОЭНГ, 1978. -220 с.

12. Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений: федерал. закон: принят Гос. Думой 25 фев. 1999 г. - М., 1999.

Приложение А

Перечень демонстрационных листов

Титульный слайд

Цели и задачи дипломного проекта

Технологическая схема НПС «Муханово»

Функциональная схема автоматизации НПС «Муханово»

Структурная схема НПС «Муханово»

Технологическая схема ССВД

Сравнение технических характеристик вихревого расходомера LXW и ультразвукового расходомера EESiFlo серии 4000

Выбор расходомера

Граф алгоритма откачки из емкости ССВД

Визуализация работы программы откачки из емкости ССВД

Оценка экономической эффективности проекта

Выводы