- Дипломы
- Курсовые
- Рефераты
- Отчеты по практике
- Диссертации
Разработка системы автоматического управления технологическим процессом перекачки нефти на нефтеперекачивающей станции с применением программируемого логического контроллера M340
| Код работы: | W001858 |
| Тема: | Разработка системы автоматического управления технологическим процессом перекачки нефти на нефтеперекачивающей станции с применением программируемого логического контроллера M340 |
Содержание
РЕФЕРАТ
Дипломный проект 96 с., 30 табл.иц , 20 рис., 2 приложения, 27 источников.
НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩАЯ СТАНЦИЯ, ДАВЛЕНИЕ, АВТОМАТИЗАЦИЯ, ДАТЧИК, РЕГУЛИРУЮЩАЯ ЗАСЛОНКА, ПРОГРАММИРУЕМЫЙ ЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЛЕР, АРМ ОПЕРАТОРА, ДИСТАНЦИОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ, СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ, ЦИФРОВОЙ РЕГУЛЯТОР, МОЛНИЕЗАЩИТА, ЭКОЛОГИЧНОСТЬ, ОКУПАЕМОСТЬ, РЕНТАБЕЛБНОСТЬ.
Целью данного проекта является разработка системы автоматического управления технологическим процессом перекачки нефти на нефтеперекачивающей станции с применением программируемого логического контроллера M340.
Объектом разработки данного проекта является нефтеперекачивающая станция «Уват – 1».
В проекте составлена схема автоматизации насосной станции, схема автоматизации магистрального насосного агрегата, схема внешних электрических соединений, блок-схема алгоритма управления, схема расчёта системы автоматического регулирования.
При разработке данного проекта использованы следующие программные пакеты: AutoCAD 2017, Microsoft Office 2016, iFix 5.8, Mathcad 15.02.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 4
1.ОПИСАНИЕ И ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ НА НПС 5
1.1.Понятие НПС и их краткая характеристика 5
1.2. Описание и общая характеристика НПС «Уват – 1» 6
1.3.Технологические режимы работы НПС «Уват – 1» 12
2. АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕСССА ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ 15
2.1.Принципы автоматизации нефтеперекачивающей станции 15
2.2. Требования предъявляемые к функциям автоматизации 16
2.3. Контроль технологического процесса работы НПС «Уват – 1» 20
2.4. Выбор технических средств автоматизации нижнего уровня 24
2.5. Обоснование выбора технических средств автоматизации 29
3. ПРОГРАММИРОВАННЫЙ ЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЛЕР В СИСТЕМЕ АВТОМАТИЗАЦИИ НПС 30
3.1 Программно-аппаратный комплекс 30
3.2. Выбор контроллера для системы автоматизации 31
3.3. Навигация по верхнему уровню системы автоматики 33
3.3.1. Верхняя панель навигации 33
3.3.2. Правая панель навигации 34
3.3.3. Окно оперативных сообщений 36
3.4. Экраны МПСА 37
3.4.1. Схема магистрального насосного агрегата 38
3.4.2. Схема маслосистемы 40
3.4.3. Схема системы откачек утечек 41
3.4.4. Схема системы вентиляции МНС 41
3.4.5. Схема узла регулирования давления 42
3.4.6. Схема системы энергоснабжения 43
3.4.7. Схема узла подключения НПС 44
3.4.8. Экраны диагностики оборудования СА 45
3.4.9. Экран диагностики шкафа центрального контроллера 48
4. СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ДАВЛЕНИЯ НЕФТИ НА НПС 51
4.1 Оборудование системы автоматического регулирования 51
4.2. Основные технические характеристики оборудования 52
4.3. Порядок работы системы автоматического регулирования 52
4.4. Сопряжение устройств системы автоматического регулирования давления 55
4.5. Исполнительное устройство системы регулирования давления 55
4.6. Функцианальная схема системы автоматического регулирования давления. 57
4.7. Определение передаточной функции объекта 61
4.8. Выбор закона регулирования 63
4.9. Расчет системы автоматического регулирования 64
4.10. Построение переходного процесса и оценка качества регулирования 68
4.11. Расчет исполнительного устройства. 71
5. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА 74
5.1. Безопасность работающих 74
5.2. Электробезопасность и молниезащита 75
5.3. Пожаробезопасность 80
5.4. Экологичность проекта 85
5.5. Возможные чрезвычайные ситуации 86
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 91
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 92
ПРИЛОЖЕНИЕ А 95
ПРИЛОЖЕНИЕ Б 96
ВВЕДЕНИЕ
Целью проекта является системы автоматического технологическим процессом нефти на станции с применением логического контроллера M производства Schneider Electric.
Объектом данного проекта нефтеперекачивающая станция – 1».
Автоматизированная управления транспортом является многоуровневой системой, состоящей автоматизированной системы производством и автоматизированной управления технологическими на уровне комплексов. Поскольку трубопроводы являются ответственными объектами, автоматизация объектов обеспечивать контроль оборудования, последовательность операций при технологическим оборудованием и защиту оборудования, а же и самого трубопровода.
Надежность и эксплуатации какого – трубопровода не обеспечиваться даже применением самых двигателей, насосов, и труб, если дополнительные устройства технологией, специальное отвечающее за необходимого уровня а так же средства и оборудование передаче данных, работу системы в с нужными технологическими и заданными режимами. Транспортирование нефтей и нефтепродуктов трубопроводы требует и хорошо функционирующие управления, вследствие уровень автоматизации магистральных нефтепроводов обеспечивать должный и управление работой оборудования НПС, помещения операторной.
И ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЦЕССА ПЕРЕКАЧКИ НА НПС
1.1.Понятие и их краткая
Нефтеперекачивающая станция представляет собой сооружений и устройств приема, накопления и нефти по нефтепроводу.
В состав станции входит:
- операторная;
- ЗРУ и
- здание магистральной станции;
- здание оборотного водоснабжения
- здание маслосистемы резервуары запаса и аппараты воздушного масла;
- узел давления на МНС;
- помещение ССВД;
- система и сбора утечек технологического оборудования – подземные емкости сбора утечек и дренажа с насосами сбора нефти ССВД;
- технологический с запорной аппаратурой;
- мачты-молниеотвод, мачты;
- котельная и для хранения
- дизельная электростанция с для топлива;
- система
- производственные и бытовые и сооружения.
Насосные размещаются на площадке, удаленной населенных пунктов и предприятий в соответствии с проектными решениями принятыми в ПАО «Магистральный трубопроводный нефти и нефтепродуктов станции. Нормы проектирования.».
Для эксплуатации зданий, и территорий НПС содержаться в исправном
- система отвода и грунтовых вод кюветы, водосточные отмостки и т.п.)
- автомобильные подъезды к пожарным и водоемам, мосты,
- системы водоснабжения, промышленной и хозяйственно – канализации, дренажа и
- источники питьевой водоемы и санитарные охраны источников
- обваливание резервуарных очистных сооружений.
На НПС (на воротах, помещениях, и объектах, относящихся к - и пожароопасным) должны установлены знаки и надписи, указывающие и класс взрыво - и а так же с указанием лиц, за технику и пожарную безопасность. На станцию оформлен паспорт (формуляр) с смонтированного оборудования и с краткой их характеристикой, формами записи фактов эксплуатации. Территории станций имеют исключающую попадание от насосной и трубопроводов в случае разлива в сторону объектов (электроподстанции, и др.).
1.2. Описание и характеристика НПС – 1»
Перекачивающая станция предназначена повышения давления в нефтепроводе при нефти.
Нефтеперекачивающая НПС «Уват – введена в эксплуатацию в году, является подразделением Тобольского АО «Транснефть-Сибирь» «Транснефть» и представляет комплекс сооружений и для перекачки по магистральному Усть-Балык-Омск (УБО) участке 300 – км.
В насосном устанавливаются основное и оборудование. К основному относят насосы и приводящие их в (в соединении насосными агрегатами), осуществляют перекачку по магистральному на наливные а также внутристанционную перекачку. К относят оборудование, насосные агрегаты, смазки, охлаждения, и защит. Кроме насосный цех системами водоснабжения, вентиляции и канализации. Насосные и вспомогательное оборудование, в насосном цехе, иметь порядковый в соответствии с технологической схемой. Схема насосного агрегата в приложение B.
Насосный должен иметь защиту при технологических параметров установленные пределы, уставками:
- аварийная температура корпуса
- аварийная максимальная подшипников электродвигателя насоса, обмоток статора электродвигателя;
- аварийные нефти через уплотнение насоса;
- аварийная вибрация подшипников или насоса;
- аварийное давление масла системы смазки подшипниками;
- аварийное или аварийное давление охлаждающей электродвигателя;
- аварийное избыточное давление в корпусе электродвигателя;
- недостоверности указанных выше параметров.
Не станция должна отключатся при ситуациях:
- аварийная парами нефти основных систем;
- аварийный уровень затопления систем;
- аварийный уровень в емкостях утечек и дренажа
- аварийный максимальный аварийный минимальный масла в маслобаках
- авария основных систем;
- аварийное или аварийное давление на или выходе
- предельный максимальный давления на регулирования давления выходе магистральной станции;
- пожар в с основными системами НПС.
Карты технологических защит, и сигнализации нефтеперекачивающей находиться у диспетчера, и технических служб а дежурный персонал журнал эксплуатации агрегатов, где время работы ведется запись измерительных приборов.
Основной магистральной насосной магистральный насосный который состоит центробежного насоса, во вращение электродвигателем.
К оборудованию НПС – 1» относятся насосы типа для перекачки нефти. Насос имеет следующие
- производительность – 7000
- напор – 210
- допустимый противокавитационный – 65 м;
- скорость ротора насоса – об/мин;
- предельное выдерживаемое корпусом – 7,5 МПа;
- внешняя через одно уплотнение – не 0,25 л/ч;
- давление в уплотнения – не 5,5 МПа;
В привода к магистральным используются электродвигатели - 4000 со характеристиками:
- номинальная – 4000 кВт;
- частота ротора – 3000
- род тока – переменный трёхфазный;
- номинальное питания – 6 кВ;
- номинальное возбуждения – 157
- номинальное КПД – %;
- номинальный ? – 0.9;
Управление агрегатами предусматривается заключающееся в автоматическом заданной последовательности и отключения агрегата получении соответствующей команды. Программа МА может последовательностью открытия и запуска основного агрегата.
Каждый агрегат оборудован и вспомогательными системами:
- маслосистемой;
- сбора и утечек нефти торцевых уплотнений.
Маслосистема смазки подшипников и качения электродвигателей и насосов.
Маслосистема насосных агрегатов из рабочего и маслобаков, рабочего и масляного насосов, маслобака и маслоохладителей, очистки масла.
Давление перед подшипниками и электродвигателя устанавливается более 0,08 и не менее 0,03МПа. Регулирование масла к каждому осуществляется с помощью дроссельных шайб, на подводящих маслопроводах.
Масло с маслобака забирается маслонасосом типа проходит через и подается на откуда поступает в бак, расположенный высоте 6..8 м уровня пола насосной. С бака масло к подшипникам насосного и далее возвращается в маслобак. Температура в общем, коллекторе поступлением на насосные агрегаты находится в интервале +250С до при превышении масла на из маслоохладителя +550С, автоматически дополнительные вентиляторы обдува. При температуре масла работа маслосистемы, маслоохладители.
Система служит для утечек нефти с насосных агрегатов и из насосов утечек типа шт. и емкости утечек V= м3 – 1 шт.
Утечки с торцовых уплотнений поступают в емкость утечек ЕП – (емкость погружая).
Система оснащена защитой максимальным утечкам. Для утечек магистральных агрегатов установлен сигнализации особой конструкции. При рабочего уровня в бачке срабатывает на отключение агрегата.
Откачка из емкостей утечек ЕП-25 автоматически, включением насоса типа НА9х4 в резервуар ударной волны объемом 400 №1,2 или прием насоса утечек ЦНС-60х220 и на прием станции.
Система (сглаживания) ударной «Аркрон» предназначена защиты магистральных и основного оборудования от ударных возникающих при магистральных агрегатов. При некоторая часть из технологических НПС сбрасывается в емкость, предназначенную этой цели. Система на работу в среде сырой со следующими
- вязкость – 0,4
- плотность – 0,7 – т/м3;
- содержание – до 7 %;
- содержание примесей – до %;
- содержание – до 3,5 %.
Система для работы в помещении с температурой среды от до +30?С, предельная концентрация нефти 300 пропускная способность составляет 13,700 м?/час при величине настройки волны давления в от 0,01Мпа кгс/см2) до МПа (0,3 кгс/см2).
Система волн давления «Аркрон» подключена к станции параллельно и из четырех шести клапанов – Фло», которые посредством трубопроводов 300 мм с стороны с приемным НПС, а с другой с безнапорным сборником нефти. С приемной и сторон клапана запорные задвижки 300х40.
Каждый снабжен отдельным аккумулятором. В входят два один из с разделительной жидкостью с нефтью, два клапана, резервуарно – узел и комплекты и воздушных коллекторов с резервуарно – насосный и комплекты жидкостных и коллекторов с клапанами и для настройки. Устройство отсечения каждого «Флекс – Фло» выключать из любой клапан, повреждение, оставляя в остальные. Для системы Аркрон сторона заполняется до давлением МПа жидкостная (разделительный бак и заполняется тосолом давления 0,15 МПа.
Камера «Флекс – Фло» под давлением воздуха. Если воздушной полости меньше давления на выходе, растягивает камеру максимального перепада, сброс нефти щели сердечника. При давления в воздушной камера постепенно к сердечнику и начинается дросселивания. При в воздушной полости или большим нефти на камера плотно сердечник, и сброс прекращается [4].
1.3.Технологические работы НПС – 1»
Технологический перекачки осуществляется утвержденным технологическим нефтепровода и технологическим перекачки и должен перекачку нефти с пропускной способностью, с затратами, а также и безаварийную эксплуатацию нефтепровода. Технологический перекачки осуществляется трем основным
Технологическая схема «Уват – 1» предполагает следующих операции:
- перекачку минуя станцию
- пропуск скребка устройства) без станции;
- перекачку по схеме насоса в насос";
- сброс нефти от насосных агрегатов;
- опорожнение
- сброс утечек от фильтров-грязеуловителей.
Основной технологического процесса нефти для ной НПС перекачка «из в насос».
Нефть по нефтепроводу с головной перекачивающей «Южный Балык» УМН через насосные станции «Муген» – «Уват».
Нефть на НПС « – 1» из магистрального диаметром 1020 через приемную № 1 расположенную в узле станции.
Нефть через фильтры-грязеуловители 1,2,3,4 , где очищается от примесей, парафино-смолистых посторонних предметов. Перепады в фильтрах-грязеуловителях необходимо через определенные времени, чтобы степень загрязнения фильтров-грязеуловителей. При максимального перепада на фильтре-грязеуловителе подвергают очистке. Значение максимального перепада на фильтре-грязеуловителе равным 0,07 и минимальным 0,02 МПа.
Далее поступает в магистральную где происходит нефти с помощью магистральных насосных (МНА) марки 7000 х 210 с выкидом. Насосы работать при на всасе менее 0,468 в противном случае явление кавитации и в струе нефти. МНА для создания давления 2,1 необходимого для транспортировки нефти. При давления в 5,04 происходит аварийная станции для чтобы избежать нефтепровода.
На трубопровода между и магистральной насосной байпасе преду система сглаживания давления (ССВД). На «Уват – 1» установлена типа Аркрон-1000 с Флекс-Фло в количестве 4 производства США. При волн давления обеспечивает сброс потока нефти с линии магистральной в РВС-400 №1,2 сглаживания волн и дренажа. ССВД при скорости 0,3 МПа/сек. При давления в нефтепроводе величину не 0,3 МПа в дальнейшее повышение в зависимости от ССВД должно плавно со от 0,01 0,03 МПа/сек.
На трубопровода от насосной до нефтепровода установлен регулирования давления поддержания заданных давления:
- минимальное на входе в насосную - 0,42МПа;
- максимальное на выходе магистральной насосной - МПа.
После регуляторов давления через выкидную НПС «Уват – 1» и на следующую – 1 ЛПДС «Вагай».
2. АВТОМАТИЗАЦИЯ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ
2.1.Принципы нефтеперекачивающей станции
Система НПС, предназначена централизованного контроля, оборудованием НПС и оборудоания, и обеспечивает поддержание заданного работы нефтеперекачивающей и его изменение командам оператора или диспетчера РДП. Режим, нефтеперекачивающей станции и непрерывный.
Система НПС обеспечивает следующих основных
- защита оборудования (общестанционными и агрегатными
- управление оборудованием
- регулирование давления в магистральном нефтепроводе;
- контроль параметров и параметров оборудования;
- отображение и информации;
- связь с системами.
В зависимости параметра, по срабатывает общестанционная система может
- одновременное отключение работающих магистральных
- поочередное отключение магистральных агрегатов, с первого по нефти.
Для магистрального трубопровода и по давлениям приеме НПС, выходе НПС, в НПС) применяются защиты. Эти выполняются самостоятельными включающими индивидуальные и настраиваются на значения давления и аварийное) и обеспечивают дублирование. Защиты аварийным давлениям предусматривать отключение работающих магистральных агрегатов. Защиты предельным давлениям воздействовать на одного (первого потоку) агрегата. При предельного давления осуществляться отключение (по потоку) и т.д. Срабатывание по давлению приеме насосной осуществляться с выбираемой в до 15 выдержкой времени, для исключения срабатывания при воздушных пробок, агрегатов, отключение на соседних станциях.
Защиты пожару, по по аварии в маслоснабжения и аварийное станции кнопкой предусматривать одновременное всех работающих агрегатов, в остальных предусматривается поочередное всех работающих агрегатов. Защиты пожару, по по превышению уровня загазованности, аварийному уровню в емкостях сбора и ударной волны, аварийному уровню в маслосистемы, по давлению воздуха беспромвального соединения, аварии вспомсистем: масла к подшипниковым охлаждения электродвигателей, вентиляции и аварийное НПС предусматривают задвижки подключения к магистральному нефтепроводу.
2.2. Требования к функциям автоматизации
Функции предусматривают программный и остановку магистральных, насосных агрегатов и систем.
Программы насосными агрегатами в следующих режимах:
- автоматический
- дистанционный;
- автоматический
- ремонтный.
Автоматический режим заключается в что до агрегата агрегатные могут управляться по месту по командам оператора. В о пусковых характеристик могут быть различные программы агрегата, отличающиеся задвижки на насоса в момент двигателя:
- на задвижку;
- на задвижку(задвижка сдвинута с положения или в промежуточном положении).
Программа на открытую является предпочтительной, как обеспечивает динамические нагрузки в трубопроводе. Программа на закрытую применяется, если электрооборудование не обеспечить пуска открытую задвижку.
Дистанционный осуществляет управление НПС из РДП. Режим оператором НПС.
В режиме осуществляется пуск агрегата отключении из – неисправности одного работающих насосных устройствами защиты.
Ремонтный устанавливается оператором при выводе в ремонт или отключении агрегата защиты. При происходит остановка и закрытие агрегатных пуск агрегата блокируется.
Управление системами должно следующими режимами:
- автоматический
- автоматический резервный;
- ремонтный;
- кнопочный.
Вспомогательные являются общими всех агрегатов и работают при магистральных и подпорных могут включаться одной командой. Системы подпорной вентиляции должны включаться перед первым (по потоку) магистральным агрегатом.
Средства автоматического регулирования давления магистральной насосной предназначены для поддержания давления на приеме НПС не ниже и не выше допустимых значений. Управление исполнительными механизмами системы регулирования давления должно осуществляться от двух независимых контуров регулирования, воздействующих на исполнительный механизм. Для регулирования давления могут использоваться:
- регулирующие клапаны различного типа;
- поворотные регулирующие заслонки;
- промежуточные гидравлические муфты;
- электродвигатели магистрального агрегата с переменным числом оборотов.
При работе нефтепровода на предельных по давлению режимах с целью предотвращения отключения работающих агрегатов на НПС характеристики системы регулирования с учетом запаздывания передачи сигналов выбираются так, чтобы отклонение давления от заданного значения составляло не более 0,15МПа при отключении агрегата на соседней НПС. В зависимости от диаметра нефтепровода быстродействие исполнительных механизмов при автоматическом регулировании давления способом дросселирования должно составлять при диаметре:
- 1200 мм – не более 8с;
- 1020 мм – не более 12с;
- 820 мм – не более 20с;
- менее 820 мм – не более 40с.
С целью улучшения динамических свойств системы регулирования рекомендуется применять:
- разные скорости перемещения исполнительных механизмов в сторону закрытия и открытия;
- пропорционально – интегрально – дифференциальный закон регулирования.
Также в системе регулирования должна быть предусмотрена возможность подачи команд управления исполнительными механизмами вручную.
Функции контроля должны предусматривать:
- контроль соответствия текущих значений основных технологических параметров заданным значениям;
- контроль изменения состояния оборудования НПС, срабатывания защит, что должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией.
Функции отображения и регистрации должны предусматривать:
- отображение состояния и параметров работы оборудования в реальном масштабе времени на видеомониторах, на мнемосхемах, использующих стандартные мнемосимволы;
- аварийные события и, при необходимости, протоколы аварийных событий должны регулироваться на устройстве печати;
- значения давлений на приеме НПС, в коллекторе, на выходе НПС и положения поворотных затворов и регулирующих клапанов, частота вращения электродвигателей должны регулироваться на регулирующих приборах, электронных регистраторах.
Система автоматизации НПС должна выполнять функции связи с многоуровневой автоматизированной системой, а также осуществлять обмен данными с другими локальными системами автоматизации.
Система средств автоматизации должна иметь разрешение на применение соответствующего оборудования на объектах магистральных нефтепроводов. Все оборудование, используемое во взрывозащищенных зонах, должно иметь соответствующее взрывозащищенное исполнение, позволяющее их эксплуатацию во взрывоопасных зонах. Питание системы автоматизации осуществляется от сети переменного тока напряжением 220В и частотой 50Гц. Для питания технических средств автоматизации должно быть предусмотрены источники бесперебойного питания (ИБП), которые обеспечивают работу технических средств системы не менее 3 часов.
Схема автоматизации «Уват-1» приведена в А.
2.3. Контроль процесса работы «Уват – 1»
Оперативный НПС осуществляет:
- непосредственное технологическим оборудованием, сооружениями;
- постоянный технологических параметров, состояния основного и оборудования, систем, на вверенных а также регистрацию каждые 2 часа технологических параметров.
Все на НПС, трубопроводах, пуски, основного оборудования, режимов работы нефтепроводов должны в оперативной документации служб и оперативного НПС.
Основное оборудование должно из работы резерва только согласованию с диспетчером, случаев их состояния или опасности для и жизни людей.
Оперативный регистрация, анализ технологических параметров НПС, осуществляется реже, чем каждые два на всех диспетчерских служб.
При аварийных ситуаций объектах НПС персонал должен согласно Планам возможных аварий и планам тушения пожаров.
Управление и за технологическим работы НПС из МДП с передачей информации в Тобольского УМН и АО «Транснефть-Сибирь».
На предусмотрено:
- централизованное и контроль за устройствами из операторной;
- автоматическая насосной по параметрам;
- автоматическое давления в трубопроводе;
- автоматическое вспомогательными системами.
Общестанционные и сигнализация, а также защиты и сигнализация в таблице 2.1 и 2.2.
Таблица Общестанционные защиты и сигнализация.
Контролируемый
Назначение защиты
Задержка
Величина
Сохранение предельной
Отключение всех отключение всех закрытие секущих
Сигнализация
600
10% НКПРП
Аварийная
Отключение всех отключение всех закрытие секущих
Сигнализация
нет
30%
Аварийный максимальный затопления помещений
Отключение агрегатов, отключение вспомсистем, закрытие задвижек,
Сигнализация
3
200 мм дна
Аварийный уровень в ёмкости утечек и дренажа
Последовательное агрегатов, закрытие задвижек, Сигнализация
3
2000 мм дна
Аварийный уровень в емкостях
Последовательное отключение закрытие секущих Сигнализация
3 сек
5000 от дна
Аварийный уровень масла в
Последовательное отключение отключение маслонасосов,
Сигнализация
3
100 мм верха
Аварийный уровень масла в баке
Последовательное агрегатов,
Сигнализация
3
400 мм дна
Маслонасосы работают
Последовательное агрегатов,
Сигнализация
40
По результатам диагностики
Подпорные не работают.
Последовательное агрегатов,
Сигнализация
600
По результатам диагностики
Предельное давление на МНС
Отключение по потоку работающего МНА,
20 сек
0,468
Аварийное минимальное на входе
Отключение первого потоку нефти МНА, Сигнализация
25
0,442 МПа
Предельное давление на МНС
Отключение по потоку работающего МНА,
нет
6,72
Аварийное максимальное на выходе промежуточной НПС
Последовательное агрегатов,
Сигнализация
нет
6,98
Предельный максимальный давления на регулирования давления выходе МНС
Отключение по потоку работающего МНА,
2 сек
1,7
Отсутствие связи КЦ МПСА НПС с любым УСО, обеспечивающим безопасную эксплуатацию оборудования
Последовательное отключение Сигнализация
10
По непрерывной диагностики
Пожар в промежуточной НПС
Отключение агрегатов, отключение вспомсистем, закрытие задвижек, Сигнализация
нет
Срабатывание или более пожарных извещателей объекта
Таблица 2.2. - защиты и сигнализация.
Контролируемый
Назначение защиты
Задержка
Величина уставки
Аварийная температура
подшипников
электродвигателя и
насоса
Отключение
Сигнализация
1 сек
75 о С
Аварийная температура корпуса
Отключение агрегата,
1 сек
50 о С
Аварийные нефти через уплотнение насоса
Отключение сигнализация
1 сек
50 хода поплавка
Аварийная вибрация подшипников
Отключение сигнализация
5 сек
7,1
Аварийное осевое ротора насоса
Отключение сигнализация
1сек
±1
Аварийное минимальное масла принудительной смазки перед МНА
Отключение сигнализация
3 сек
25
Аварийная максимальная температура масла на сливе из подшипников ЭД
Отключение агрегата,
1сек
75 о С
Закрытие задвижек работающего
Отключение агрегата,
60 сек
при состояния «задвижка на запускаемом включенном агрегате
2.4. Выбор средств автоматизации уровня
Комплекс средств автоматизированных управления технологическими на магистральных представляет собой устройств автоматики, средств связи, и электронно-вычислительных машин. Для перечисленных выше автоматизации и функций технологическим процессом следующие приборы, условиям надежной эксплуатации.
Для давления используются избыточного давления EJX530A.
Высокоэффективный абсолютного и избыточного EJX530A монокристаллический кремниевый чувствительный элемент и быть использован измерения давления газа или пара. Его сигнал 4-20мА тока соответствует измеряемого давления. Датчик быстрый отклик, осуществлять дистанционный и установку параметров цифровой связи с или HARD – располагает функцией и дополнительным выходом для сигнализаций верхнему или пределу давления. Многоточечная измерения обеспечивает диагностику, позволяющую такие нарушения, блокировка импульсной или поломка теплотрассы. Так можно использовать связи FOUNDATION и PROFIBUS PA.
Газоанализатор газов ДЗУ-Герда собой оптико-электронный работа которого на измерении углеводородов и углекислого в воздухе методом абсорбционной фотометрии. Он для измерения загазованности в помещениях и открытом воздухе в возможных появлений газов при транспортировке, переработке и а также для технологических процессов с перечисленных газов.
Газоанализатор состоит из сенсора и трансмиттера, между собой в вариантах. Для режимами работы в его комплект магнитный ключ.
Блок обеспечивает первичное концентрации измеряемого в окружающем воздухе в сигнал.
Блок выполняет функции обработки сигнала, результата измерения, интерфейса линии и преобразование напряжения питания блока сенсора.
Магнитный предназначен для режимами работы в процессе его эксплуатации.
Преобразователи Yokogawa YTA предназначены для сигналов, поступающих термометров сопротивления, омических устройств, устройств постоянного в унифицированный электрический сигнал постоянного 4–20 мА, а в цифровой сигнал передачи по BRAIN, HART, Fieldbus.
Преобразователь YTA320 имеет входа, что выбрать следующие измерение дифференциальной или среднего температуры; а функция позволяет производить переключение на датчик, тем повышая надежность данных преобразователей опасных производственных объектах.
Функции гарантируют долговременную и эксплуатацию данных преобразователей.
С BRAIN- или можно производить и конфигурирование параметров. При пользователь может
— тип входного и пределы измерений;
— сигнализации;
— время
— тип выходной (прямая/обратная), схему и др.
Преобразователи встроенным ЖК-дисплеем 320 отображают необходимую информацию в и графическом виде.
Для давления применяются WIKA PM .
Данный прибор показывающим манометром, для измерения давления жидкостей, газов применяемых взрывоопасных зонах.
Принцип манометра основан уравновешивании измеряемого силой упругой трубчатой пружины более чувствительной мембраны, один которой запаян в а другой через связан с трибко-секторным преобразующим линейное упругого чувствительного в круговое движение стрелки. Приборы взрывозащищенные исполнения и маркировку по 1Exd11 BT4.
Термопреобразователь платиновый ТСП-0193 для измерения жидких, газообразных и сред во зонах или помещениях. Взрывозащищенного исполнения. Маркировка 1ЕхdIIСТ6Х.
Принцип основан на чувствительного элемента свое электрическое в зависимости от температуры. Чувствительный термопреобразователя сопротивления собой намотку платиновой проволоки и в защитную арматуру.
Для предельных значений предназначен сигнализатор ПМП-052. с сухими для контролирования 1 до 4 уровней ёмкости при переключения сухих когда достигается значения уровни среды.
Датчик ПМП-052 обладает возможностью расстояний контрольных их количества, выходов. Датчик может использоваться в системе и аппаратах с управлением перекачивающим или электромагнитным клапаном.
Для за уровнем в емкостях применяется радарные уровнемеры Eclipse 705.
Датчик 705 – это уровня жидкости, в которого положена технология волноводного (далее - GWR), с по токовой от источника напряжения 24 В. Оптимальное преимуществ GWR- достигается при коаксиального GWR- зонда. Возможности позволяют выполнять вплоть до фланца, вести в сжиженных газах с вплоть до и обеспечивают большую при выполнении монтажа. Волноводные уровнемеры с коаксиальными пригодны для уровня и границы почти в любых условиях. Они традиционные приборы, как датчики типа и датчики, по принципу перепада давления, в числе с выносной обеспечивая повышенную улучшенную стабильность и значительную экономию на техническое обслуживание.
Волноводный уровнемер Eclipse® на основе рефлектометрии с временным (TDR). В методе используются импульсы энергии, передаваемые волноводу (зонд). При импульсом поверхности имеющей более диэлектрическую проницаемость, у воздуха, в котором распространялся перед импульс отражается. Быстродействующая измерения времени определяет время импульса и обеспечивает измерение уровня жидкости. Даже отражения импульса верхней поверхности, часть энергии распространяться вниз GWR-зонду через жидкости, находящейся сверху. Отражение происходит снова, он достигает жидкости, имеющей высокую диэлектрическую проницаемость.
Для вибрации насосных применяется виброизмерительный ИКВ-121 исп. В c безопасности TIK-BIS-52-7. Измерительный ИКВ-121 исп. В из вибропреобразователя исп. 07 разъема) или исп. 08 разъемом), устройства с объектом AV-121 и измерительного. Особенностью решения является что канал исп. В является т.е. состоящим двух сенсоров, на разных принципах и объединенных в корпусе. Электрическая измерительного канала определяет достоверность каждого из и если считает, показания одного сенсоров не то на канала выдаются со второго сенсора. Второй является наличие интерфейса (частотная по токовой 4-20 мА) каналом ИКВ-121 исп. В и безопасности TIK-BIS-52-7 которому через можно передавать информацию о состоянии канала и его сенсоров. Барьер имеет аналоговый 4-20 мА и интерфейс RS-485 RTU). Интеграция в систему АСУ может осуществляться и тому и по выходу, однако использовании цифрового в систему АСУ можно завести справочную информацию, как наличие тип активного в момент сенсора и пр.
2.5. Обоснование технических средств
Описанные в предыдущем средства автоматизации все требованиям, к средствам автоматизации, и всем международным стандартам.
В с зарубежными приборами и автоматизации, они меньшими показателями но являются дешёвыми и обладают же основными что их аналоги.
Закупка средств автоматизации осуществляться напрямую с изготовителя, минуя цепь посреднических что может но цене и скорости его доставки. Это сделает более систему закупки и откроет возможность гарантийного ремонта и заводом изготовителем.
3. ПРОГРАММИРОВАННЫЙ КОНТРОЛЛЕР В СИСТЕМЕ НПС
3.1 комплекс
Программно-аппаратный МПСА НПС-1 «Уват....................... |
Для получения полной версии работы нажмите на кнопку "Узнать цену"
| Узнать цену | Каталог работ |
Похожие работы:
- Разработка системы автоматического управления технологическим процессом перекачки нефти на нефтеперекачивающей станции с применением программируемого логического контроллера M340
- Разработка системы автоматического управления котлом КВГМ – 100 на базе современного программируемого логического контроллера SLC 500 фирмы AllenBradley
- Разработка программируемого контроллера для системы отопления
