Разработка системы управления нефтеперекачивающей станцией

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РГУ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА

     Факультет   Автоматики и вычислительной техники               1
     Кафедра   Автоматизации технологических процессов            1
     Направление  27.03.04  Управление в технических системах  .    


           Оценка                                            		    		«К защите»
 ________________                          				Заведующий кафедрой 
                                (Попадько В.Е.) 
«____»____________2018 г.                                       «____»_____________2018 г.      
__________________
(подпись секретаря ГЭК) 


ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
на тему Разработка системы управления нефтеперекачивающей станцией                                                                                          _______________________________________________________________.
_______________________________________________________________



Руководитель работы

      Доцент, к.т.н., Южанин В.В.__              (должность, степень, фамилия, инициалы)
____________________________________
( подпись )

Консультант по разделу______________________________ ____________________________________                                           (должность, степень, фамилия, инициалы, подпись)

Консультант по разделу______________________________ ____________________________________                                            
(должность, степень, фамилия, инициалы, подпись)
          





      Студент гр. т  АТ-14-01 т

 Нечитайлов Никита Евгеньевич
 (фамилия, имя, отчество)
____________________________________
( подпись )  
____________________________________
( дата )

нреноеоеноеноено

ввавыамыви

ымам
Министерство образования и науки Российской Федерации
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
Факультет           Автоматики и вычислительной техники       .                 
Кафедра               Автоматизации технологических процессов
Направление             27.03.04            Группа        АТ-14-01     .  


ЗАДАНИЕ
на дипломную работу
Студент                       Нечитайлов Никита Евгеньевич                                      . 
(фамилия, имя, отчество)
Тема дипломной работы:
Разработка системы управления нефтеперекачивающей станцией                   ,
                                                                                                                                   ,
_________________________________________________________________
Время выполнения работы  с         12.02          по         31.05          2018 г.
Руководитель дипломной работы  Южанин В. В., доцент, к.т.н.,                  .        
                                                                                                    (фамилия, инициалы, должность, степень, место работы)
кафедра АТП, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина                           .  
Тема выпускной работы и руководитель утверждены 
приказом №   86-у     от « 06 »          февраля          2018 г.

Консультант по разделу ___________________________________________
                                                                               (фамилия, инициалы, должность, степень, место работы)
Консультант по разделу ___________________________________________
                                                                               (фамилия, инициалы, должность, степень, место работы)
Место выполнения работы РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина  .
__________________________________________________________________
Заведующий
кафедрой                               Попадько В.Е.  « 12 »        февраля        2018 г.
Задание принял к исполнению « 12 »        февраля        2018 г.
                                                         _________________________
                                                                                                   (подпись студента)




1. Содержание задания 
1.1. Анализ особенностей процесса транспортировки нефти с помощью НПС                      
1.2. Разработка системы автоматизированного управления и контроля            ,
нефтеперекачивающей станции                                                                              ,
        1.2.1. Формулирование задач автоматизации НПС                                      ,
        1.2.2. Разработка функциональной схемы автоматизации                           ,
        1.2.3. Выбор комплекса технических средств                                               ,
        1.2.4. Построение структуры АСУ ТП                                                           ,
1.3. Расчёт основных показателей надежности функций АСУ ТП                     , 
        1.3.1. Расчёт показателей надежности реализации измерительной и         ,
        управляющей функций централизованной САРД                                        ,
        1.3.2. Анализ полученных показателей надежности, методы повышения             __________________________________________________________________             
__________________________________________________________________

__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________

2. Исходные данные к работе 
Технологический регламент на эксплуатацию нефтеперекачивающих             ,
станций, перечень контролируемых и управляемых параметров.                      
Перечень нормативных эксплуатационных показателей надежности системы. 
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________

3. Перечень графического материала
Функциональная схема автоматизации НПС, структурная схема АСУ ТП, графики функций надежности                                                                                ,
                                                                                                                                    ,
                                                                                                                                    ,
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________




4. Задание и исходные данные по разделу ____________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
Подпись консультанта _____________________________
5. Задание и исходные данные по разделу
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
Подпись консультанта _____________________________

6. Рекомендуемая исходная литература
Андреев Е.Б., Ключников А.И., Кротов А.В., Попадько В.Е., Шарова И.Я.    ,
Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и    ,
газа: Учебное пособие для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. –  ,
399 с.                                                                                                                         ,
Андреев Е.Б. Технические средства систем управления технологическими   ,
Процессами нефтегазовой промышленности / Е.Б.Андреев, В.Е.Попадько. –
Москва: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2004. – 270 с.                               ,
Исакович Р.Я. Автоматизация производственных процессов нефтяной и       ,
Газовой промышленности: учебник для вузов / Р.Я.Исакович, В.И.Логинов, ,
Попадько В.Е. – Москва: Недра, 1983. – 424 с.                                                   ,
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________

Подпись руководителя выпускной работы  ___________________________


КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК ПО РАЗДЕЛАМ ДИПЛОМНОЙ РАБОТЫ
№ п/п
Перечень 
разделов работы 
Срок 
выполнения
Отметки о выполнении

1.


2.


3.


4.


5.

Описание технологического процесса

Анализ технологического процесса

Разработка функциональной схемы автоматизации

Выбор комплекса технических средств

Расчет надежности системы автоматического регулирования давления с предсказанием и компенсацией волн давления

12.02 – 17.02


18.02 – 01.03


02.03 – 25.03


26.03 – 10.04


11.04 – 31.05
























          Составлен « 12 » ___февраля___ 2018 г.       
 _________________________	                          ___________________
(Подпись руководителя)	                                                      (Подпись студента)
АННОТАЦИЯ
     Нечитайлов Н.Е. Разработка системы управления нефтеперекачивающей станцией, 2018 – 54 с., 20 табл., 31 рис. Руководитель Южанин В.В., доцент. Кафедра Автоматизации технологических процессов.
     В работе рассматривается технологический процесс транспортировки нефти. Разрабатывается функциональная схема автоматизации нефтеперекачивающей станции, для реализации которой подбирается необходимый комплекс технических средств. Разрабатывается структурная схема АСУ ТП. Описана система автоматического регулирования давления с предсказанием и компенсацией волн давления. Произведён расчет показателей надежности этой системы, а также предложен вариант по её усовершенствованию.


Оглавление
СПИСОК УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ	8
ГЛАВА 1	10
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА	10
Раздел 1.1. Выбор типа нефтеперекачивающей станции	10
Раздел 1.2. Выбор насосных агрегатов	11
ГЛАВА 2	14
АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА	14
Раздел 2.1. Основные узлы НПС	14
Раздел 2.2. Виды автоматических систем защиты НПС	15
2.2.1. Общестанционные автоматические системы защиты	15
2.2.2. Агрегатные автоматические системы защиты	16
ГЛАВА 3	18
РАЗРАБОТКА ФУНКЦИОНАЛЬНОЙ СХЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ	18
ГЛАВА 4	21
ВЫБОР КОМПЛЕКСА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ	21
Раздел 4.1. Выбор датчика избыточного давления	21
Раздел 4.2. Выбор датчика перепада давления	23
Раздел 4.3. Выбор датчика температуры	24
Раздел 4.4. Выбор датчика скорости вибрации	25
Раздел 4.5. Сигнализатор прохождения очистного устройства МДПС-3	26
Раздел 4.6. Выбор сигнализатор уровня жидкости	27
Раздел 4.7. Выбор уровнемера	28
Раздел 4.8. Выбор расходомера	29
Раздел 4.9. Электропривод ЭПЦ-10000	30
Раздел 4.10. Структурная схема АСУ ТП	31
Раздел 4.11. Выбор контроллера	32
ГЛАВА 5	35
РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ДАВЛЕНИЯ С ПРЕДСКАЗАНИЕМ И КОМПЕНСАЦИЕЙ ВОЛН ДАВЛЕНИЯ	35
Раздел 5.1. Предназначение САРД с предсказанием и компенсацией волн давления	35
5.1.1. Описание проблемы	35
5.1.2. Описание централизованной САРД	38
Раздел 5.2. Расчет надежности САРД с предсказанием и компенсацией волн давления	39
5.2.1. Построение структурно-функциональной схемы подсистемы АСУ ТП	40
5.2.2. Исходные данные для расчета надежности	42
5.2.3. Расчет надежности по измерительной подсистеме	43
5.2.4. Расчет надежности по управляющей подсистеме	46
5.2.5. Анализ полученных показателей и преобразования для их улучшения	48
ЗАКЛЮЧЕНИЕ	52
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ	53

















СПИСОК УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ
 АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;
 В/В – ввод/вывод;
 НПС – нефтеперекачивающая станция;
 ПЛК – программируемый логический контроллер;
 АРМ – автоматизированное рабочее место;
 CОД – средство очистки и диагностики;
 ФГУ – фильтры-грязеуловители;
 МНС – магистральная насосная;
 УРД – узел регулирования давления;
 МНА – магистральный насосный агрегат;
 ЭД – электродвигатель;
 САР – система автоматического регулирования;
 САРД – система автоматического регулирования давления.

ГЛАВА 1
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
Раздел 1.1. Выбор типа нефтеперекачивающей станции
     Для перекачки нефти на магистральных нефтепроводах используют такое сооружение, как нефтеперекачивающая станция. Так как нефть при движении в трубопроводе создает трение о внутренние стенки трубы, наблюдается потеря напора. Это заметно на графике линии гидравлического уклона (рисунок 1.1). Гидравлический уклон – падение напора на единицу длины.
      Рисунок 1.1 – Линия гидравлического уклона.
      
     На рисунке 1.1 отображена прямая убывающая линия (линия гидравлического уклона), характеризующая напор в зависимости от места нахождения жидкости в трубопроводе, и ломаная линия, характеризующая профиль трассы. Линия гидравлического уклона монотонно убывает, отображая величину трения жидкости о внутренние стенки трубы, соответственно напор уменьшается. Поэтому возникает необходимость установки НПС для увеличения напора в месте пересечения линии гидравлического уклона и профиля трассы (или рядом с этим местом).
     На магистральных нефтепроводах используются два вида НПС: головные и промежуточные. 
     Головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС) нужна, чтобы принимать нефть с установок её переработки и закачивать в нефтепровод для дальнейшей транспортировки. В её состав входит резервуарный парк, предназначенный для хранения нефти перед транспортировкой. 
     Промежуточная нефтеперекачивающая станция (ПНПС) нужна для поддержания в трубопроводе напора, необходимого для перекачки нефти. В этой работе будет рассматриваться именно такая станция. 
     
Раздел 1.2. Выбор насосных агрегатов
     Основная часть любой НПС, которая воспроизводит основную функцию – увеличение напора на выходе, выполняют насосные агрегаты. В качестве насосных агрегатов в этой работе будут использоваться горизонтальные центробежные одноступенчатые насосы НМ спирального типа, снабженные подшипниками скольжения с принудительной смазкой. Они используются для перекачивания нефти с диапазоном температуры от -5 до 80 °C, при содержании механических примесей не более 0.05% по объему и размером частиц до 0.2 мм. Насосы такого типа рассчитаны на объемную подачу (расход подаваемого нефтепродукта) от 1250 до 10000 м3/ч.
     В маркировке любого насоса типа НМ присутствуют числа, обозначающие объемную подачу в м3/ч и напор в метрах столба перекачиваемой (рабочей) жидкости. Например, НМ-10000-380 – здесь НМ – нефтяной магистральный, 10000 – подача в м3/ч, 380 – напор в метрах столба рабочей жидкости. В данной работе будут применяться насосы НМ-3600-230. В таблице 1.1 показаны его характеристики.
Таблица 1.1. Технические характеристики насоса НМ-3600-230.
Параметр
Значение
Подача, м3/ч
3600
Напор, м
230
Допускаемый кавитационный запас, м
38
Частота вращения, об/мин
3000
Мощность насоса, кВт
2204
КПД насоса, %
88
Тип насоса
НМ
     
     Главной характеристикой насоса является его (Q-H) характеристика, которая описывает зависимость напора от подачи. На рисунке 1.2 отображена (Q-H) характеристика применяемого в работе насосного агрегата.

       
     
     
     
     
     
     
     
      Рисунок 1.2 – (Q-H) характеристика насоса НМ-3600-230.
     Так как мощности одного насоса не хватит для работы НПС, применяют несколько насосов в разных соединениях. Бывают последовательные и параллельные соединения насосов.
     При последовательном соединении насосов подача остаётся неизменной, а напоры складываются. При параллельном соединении наоборот – складываются подачи, а напор остаётся неизменным. Так как главная задача НПС – увеличить напор на её выходе, то применяются последовательный тип соединения. Параллельный тип соединения применяется при аварийных случаях, когда соседняя НПС выходит из строя. Это позволяет поддерживать производительность нефтепровода.  
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
ГЛАВА 2
АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
Раздел 2.1. Основные узлы НПС
     В главе 1 были разобраны виды НПС и их отличительные особенности. Мы уже определились, что в данной работе будет рассмотрена промежуточная НПС, технологическая схема которой изображена на рисунке 2.1 [1]:

Рисунок 2.1 – Технологическая схема ПНПС.


     В состав промежуточной НПС, рассматриваемой в данной работе входят:
 узел подключения НПС (узел приёма СОД);
 фильтры-грязеуловители (ФГУ);
 система откачки утечек и дренажа;
 магистральная насосная (МНС);
 узел регулирования давления (УРД);
 узел пуска СОД.
     Основные параметры:
 средняя температура нефтепродукта, проходящего через НПС 45.2 °C;
 минимальное давление на входе НПС 0.32 МПа;
 максимальное давление на выходе НПС 6.40 МПа.

Раздел 2.2. Виды автоматических систем защиты НПС
     Основная задача НПС – поддерживать давление на её выходе, необходимое для нормальной работы нефтепровода. В станцию входит большое количество объектов, которые будут перечислять в этой главе далее. Поэтому для безаварийной работы НПС, сигнализации при аварии или для уменьшения потерь во время аварии требуются автоматические системы защиты.
     В нефтеперекачивающей станции, рассматриваемой в данной работе, установлены два вида системы автоматической защиты:
 общестанционная – предназначена для защиты объектов, входящих в НПС при возникновении аварии;
 агрегатная – предназначена для отключения агрегата при его неисправной работе или возникновении аварии.

2.2.1. Общестанционные автоматические системы защиты
     Описание систем представлено в таблице 2.1.
     
     
     
Параметр
Описание
Предельный уровень нефтепродукта в резервуаре для хранения утечек
Включение насосов для закачки нефтепродукта из резервуара на вход МНС, сигнализация
Аварийный максимальный уровень нефтепродукта в резервуаре для хранения утечек
Отключение НПС, сигнализация, закрытие общестанционных задвижек
Аварийное максимальное давление на входе в МНА
Отключение МНА от работы НПС, сигнализация
Аварийное минимальное давление на входе в МНА
Отключение МНА от работы НПС, сигнализация
Максимальная загазованность в зале МНС
Включение вентиляции, сигнализация
Аварийная максимальная загазованность в зале МНС
Отключение НПС, сигнализация, закрытие общестанционных задвижек
Пожар
Отключение НПС, сигнализация, закрытие общестанционных задвижек, отключение вентиляции
     
2.2.2. Агрегатные автоматические системы защиты
     Описание систем представлено в таблице 2.2.
Параметр
Описание
Аварийное максимальное осевое смещение ротора МНА
Отключение МНА, сигнализация
Аварийная максимальная температура переднего подшипника МНА
Отключение МНА, сигнализация
Аварийная максимальная температура заднего подшипника МНА
Отключение МНА, сигнализация
Аварийная максимальная подача утечек МНА
Отключение МНА, сигнализация
Аварийная максимальная вибрация переднего подшипника МНА
Отключение МНА, сигнализация
Аварийная максимальная вибрация заднего подшипника МНА
Отключение МНА, сигнализация
Аварийная максимальная температура переднего подшипника ЭД
Отключение ЭД, сигнализация
Аварийная максимальная температура заднего подшипника ЭД
Отключение ЭД, сигнализация
Аварийная максимальная вибрация переднего подшипника ЭД
Отключение ЭД, сигнализация
Аварийная максимальная вибрация заднего подшипника ЭД
Отключение ЭД, сигнализация
Аварийный максимальный уровень масла в маслобаке
Отключение насосов маслосистемы, отключение МНА, сигнализация
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
ГЛАВА 3
РАЗРАБОТКА ФУНКЦИОНАЛЬНОЙ СХЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ
     В месте, где нефтеперекачивающая станция подключается к нефтепроводу находится узел пуска-приема СОД (средства отчистки и диагностики). Этот узел оборудован камерами приёма и пуска, а также задвижками: №4,5 – секущие (их закрытие/открытие производится удалённо с АРМа оператора). Камеры пуска и приёма оборудованы датчиками давления (поз. 8-1, 38-1) и датчиками прохождения скребка (поз. 10-1, 40-1). 
     Далее транспортируемый нефтепродукт попадает в фильтры-грязеуловители (ФГУ), которые очищает сырьё от нежелательных механических примесей. На данном этапе стоит датчик перепада давления (поз. 18-1), измеряющий разность давлений нефти до прохождения ФГУ и после. При его значении, близком к аварийному, подаётся сигнализации оператору, и он в свою очередь перекрывает задвижки для дальнейшей замены фильтров. 
     Далее нефть проходит последовательно через четыре насосных агрегата. В них установлены следующие датчики: датчик давления на входе в насос (поз. 2-2), датчик осевого смещения (поз. 2-4), датчики температуры подшипников (поз. 2-6, 2-8), датчики вибрации подшипников (поз. 2-9, 2-12) и датчик температуры на выходе из насоса (поз. 2-11). При повышении параметров, измеряемых этими датчиками, до максимально аварийных срабатывает автоматическая система защиты. При её срабатывании перекрывается доступ для нефти к данному насосному агрегату путём перекрывания задвижек (поз. 2-1), а также происходит оповещение оператора об аварии. Утечки из концевых уплотнений насоса собираются в ёмкость для сбора утечек и дренажа. Резервуар оборудован уровнемером (поз. 1-2), и при повышении уровня в ёмкости до предельного срабатывает автоматическая система, которая подаёт нефть из резервуара на вход МНС и оповещает об этом оператора АРМ (поз. 1-1). При повышении уровня до максимального аварийного полностью останавливается работа НПС, сопровождаясь уведомлением от сигнализатора уровня (поз. 1-3). 
     Насосный агрегат приводится в движение электродвигателем, в котором установлен ряд датчиков для предотвращения аварийных ситуаций: датчики температуры подшипников (поз. 2-14, 2-20), датчики вибрации подшипников (поз. 2-15, 2-18), датчик температуры обмоток статора (поз. 2-17). При повышении параметров электродвигателя срабатывает автоматическая система защиты, которая прекращает его работу путём его отключения (поз. 2-21). Также для поддержания нормальной температуры ЭД подаётся охлаждающая жидкость, температура и расход которой контролируется датчиками (поз. 20-1, 22-1).
     Для поддержания нормальной работы насосных агрегатов и электродвигателя в их подшипники с помощью маслосистемы подаётся масло. В работе маслосистемы контролируются температура и давление выходящего масла. После прохождения через агрегаты масло обратно возвращается в маслобаки.
     После МНС по ходу движения нефти в НПС устанавливается узел регулирования давления (УРД), который оснащен регуляторами давления для управления главным параметром НПС – давлением на выходе. Это осуществляется с помощью двухконтурной САР. В её состав входят два датчика давления и контроллер САРД. Датчик давления (поз. 3-1) измеряет давление нефтепродукта до попадания в насосные агрегаты, а (поз. 3-3) давление на выходе из последнего МНА. Сигналы от обоих датчиков приходят в контроллер и вычисляется сигнал рассогласования с уставками. Далее формируется регулирующее воздействие на регуляторы давления (поз. 3-2).
     Вся информация с контроллеров представляется в удобном для оператора виде на АРМ, где он может открывать/закрывать задвижки дистанционно и задавать уставки, а также, помимо аварийных ситуаций, вовремя узнать о приближении измеряемого параметра к аварийному.














ГЛАВА 4
ВЫБОР КОМПЛЕКСА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ
Раздел 4.1. Выбор датчика избыточного давления
      В качестве датчика для измерения давления на выходе и входе НПС и насосных агрегатов, а также в пределах узла регулирования давления в данной работе будет применяться датчик избыточного Yokogawa EJX440A (рисунок 4.1). Его первичный преобразователь выполнен на основе монокристаллического кремниевого резонансного чувствительного элемента, который позволяет выполнять измерения давления не только жидкости, но и газа или пара. Выходным сигналом датчика является постоянный ток величиной 4..20 мА, который изменяется пропорционально величине измеряемого давления. Помимо быстрого отклика у датчика имеется ряд преимуществ, представляющих собой следующие функции: осуществление дистанционного контроля, установка параметров с помощью цифровой связи с BRAIN или HART коммуникатором, функция диагностики. Так как в датчике применена многоточечная технология измерения, обеспечивающая расширенную диагностику, есть возможность выявлять нарушения в работе. Также есть модели датчиков, в которых передача может проходить по шине Foundation Fieldbus.
     Все модели датчиков EJX (кроме датчика с протоколом связи Fieldbus) имеют сертификацию T?V (немецкая экспертная организация) как устройства, удовлетворяющие нормам техники безопасности уровня SIL 2.
     В основе работы данного датчика лежит резонансный метод. Суть этого метода заключается в том, что при деформировании колеблющегося упругого элемента изменяется резонансная частота. Это приводит к высокой стабильности и к высокой выходной характеристики прибора. Главные недостатки: потеря точности в агрессивных средах, значительное время отклика.
     Пределы шкалы и диапазон измерений представлены в таблице 4.1.
     
               Таблица 4.1. Шкалы и диапазон измерений EJX440A (C, D – капсулы).
Шкала (Ш) и диапазон измерений (ДИ)
МПа
С
Ш
0,25..32

ДИ
-0,1..32
D
Ш
0,25..32

ДИ
-0,1..32
     		
     Также в таблице 4.2 указаны технические характеристики.
     
     
Погрешность измерений
От ± 0,055% шкалы
Выходной сигнал
4...20 мА с функцией цифровой связи по HART-протоколу;
Foundation Fieldbus;
Profibus;
Время отклика
90 мс
Температура процесса

–40...120 °С
Питание
10,5...42 В постоянного тока
Материалы мембраны
Hastelloy C-276
нержавеющая сталь SUS316L;
монель;
тантал
Конструктивное исполнение
Стандартное: IP67;
искробезопасное: EExia IIC T5;
взрывозащищенное: EExd IIC T6…T4;
Межповерочный интервал
5 лет
     
     Рядом с каждым датчиком давления устанавливаются манометры немецкой компании WIKA для того, чтобы измерять параметр в случае поломки датчика.
     Для измерения давления масла используется датчик избыточного давления EJX430A, который имеет аналогичные характеристики, но диапазон его измерений подходит для измерения данного параметра.
     
Раздел 4.2. Выбор датчика перепада давления
    В качестве датчика для измерения перепада давления на ФГУ будет использоваться Yokogawa EJX130A (рисунок 4.2). Его первичный преобразователь, как и у датчика избыточного давления, выполнен на основе монокристаллического кремниевого резонансного чувствительного элемента, который позволяет выполнять измерения таких параметров, как расход жидкости, газа или пара, а также уровень плотность и давление жидкости. Выходным сигналом датчика является постоянный ток величиной 4..20 мА, который изменяется пропорционально величине перепада давления. У чувствительного элемента, помимо высокой точности и устойчивости, есть много преимуществ: возможность измерения статического давления, отображение на дисплее, дистанционный контроль по цифровой связи с BRAIN или HART коммуникатором, дистанционная установка параметров, диагностика и дополнительный выход для сигнализаций по верхнему и нижнему уровню. Так как в датчике применена многоточечная технология измерения, обеспечивающая расширенную диагностику, есть возможность выявлять нарушения в работе. Также есть модели датчиков, в которых передача может проходить по шине Foundation Fieldbus. У чувствительного элемента, помимо высокой точности и устойчивости, есть много преимуществ: возможность измерения статического давления, отображение на дисплее, дистанционный контроль по цифровой связи с BRAIN или HART коммуникатором, дистанционная установка параметров, диагностика и дополнительный выход для сигнализаций по верхнему и нижнему уровню. Так как в датчике применена многоточечная технология измерения, обеспечивающая расширенную диагностику, есть возможность выявлять нарушения в работе. Также есть модели датчиков, в которых передача может проходить по шине Foundation Fieldbus. Все характеристики данного датчика указаны в таблице 4.3.
     
Диапазон измерений капсулы М
-100..100 кПа
Диапазон измерений капсулы Н
-500..500 кПа
Погрешность измерений
От ± 0,04% шкалы
Выходной сигнал
4..20 мА с функцией цифровой связи по HART-протоколу;
Foundation Fieldbus;
Profibus;
Время отклика
150 мс
Температура процесса

–40...120 °С
Питание
10,5...42 В постоянного тока
Материалы мембраны
Hastelloy C-276
нержавеющая сталь 316L SST с 
тефлоновым покрытием
Конструктивное исполнение
Стандартное: IP67;
искробезопасное: EExia IIC T5;
взрывозащищенное: EExd IIC T6…T4;
Межповерочный интервал
5 лет
     
Раздел 4.3. Выбор датчика температуры
     Для измерения температуры подшипников насосных агрегатов, электродвигателей, а также температуры масла и охлаждающей жидкости, в данной работе будут использоваться датчик температуры Rosemount 248 (рисунок 4.3). Он состоит из первичного преобразователя, организованного на термометре сопротивления с платиновым чувствительным элементом, и измерительного преобразователя Rosemount 248. 
     Измерительный преобразователь преобразовывает первичный сигнал от чувствительного элемента, обрабатывает результаты преобразования, а также обеспечивает цифро-аналоговое преобразование в стандартный выходной сигнал 4-20 мА с наложением цифрового сигнала по HART-протоколу.
     Основные технические характеристики Rosemount 248 представлены в таблице 4.4.
     
Пределы измеряемой температуры, °С
-100 … 300
Основная приведенная погрешность
±0,1%
Выходной сигнал
4 - 20 мА
Диапазон температуры окружающей среды, °С
0 … 40
Глубина погружения чувствительной части элемента, мм
30
Материал корпуса
Алюминий
     
Раздел 4.4. Выбор датчика скорости вибрации
      В данной работе для измерения скорости вибрации насосного агрегата и электродвигателя будет использоваться датчик виброскорсти компании «Виброприбор» ДВСТ-3 (рисунок 4.4).
     В корпус датчика входят: 
 пьезоэлектрический преобразователь для преобразования вибрации в электрический сигнал;
 согласующее устройство для согласования по сопротивлению;
 электронный фильтр-усилитель для формирования нормированный полосы рабочих частот, а также для усиления слабого сигнала с первичного преобразователя;
 преобразователь из напряжения в ток для формирования унифицированного сигнала 4-20 мА;
 взрывозащитная оболочка. 
     Технические характеристики ДВСТ-3 изображены в таблице 4.5.
     
Диапазон рабочих частот, Гц
10-1000
Диапазон  амплитуд, мм/с
0-30
Номинальное значение коэффициента преобразования, мА*с/мм
0,53
Основная относительная погрешность, %
+ 5
Габаритные размеры, мм
?54х42
Масса, кг (без учёта кабеля)
0,18
Крепление на объекте
3 винта М4
Интерфейс
Токовая петля 4-20 мА
Поддержка HART
да
     
Раздел 4.5. Сигнализатор прохождения очистного устройства МДПС-3
     Для сигнализации о прохождении СОД в данной работе применяется сигнализатор прохождения очистного устройства МДПС-3 (рисунок 4.5). Его принцип работы заключается в регистрации флуктуации магнитного поля, возникающего в точке прохождения ВТО по трубопроводу. Датчик сигнализатор позволяет фиксировать ВТО, оборудованного трансмиттером, осуществляя прием и регистрацию переменного магнитного поля 22 Гц.
     Технические характеристики МДПС-3 изображены в таблице 4.6.
     
Точность определения момента прохождения ВТО, с
3
Напряжение питания, В
15
Ток потребления не более, мА
100
Габаритные размеры, мм
? - 32 , L – 546
Выходной сигнал
«Сухой контакт»
     
Раздел 4.6. Выбор сигнализатор уровня жидкости
     Магнитный поплавковый сигнализатор уровня РИЗУР-М-Г предназначен для сигнализации уровня в резервуаре для хранения утечек и в маслобаках (рисунок 4.6). Погружная часть датчика представляет собой поплавок, расположенный горизонтально, который зафиксирован на специальной оси. При увеличении уровня жидкости поплавок вместе с магнитом, встроенным в заднюю часть рычага, перемещается, в следствие чего воздействует на зафиксированный чувствительный элемент, установленный в корпусе прибора, который в свою очередь замыкает/размыкает цепь. Технические характеристики изображены в таблице 4.7.
     
Выходной сигнал
дискретный
Давление рабочей среды, МПа
4.0
Минимальная плотность измеряемой среды, кг/м3
500
Материал корпуса
Пластик, алюминий, нерж. сталь
Температура рабочей среды, °С
-60…+150
Максимальное напряжение на контактах, В
250
Максимальный коммутируемый ток, А
0.5
Средний срок службы, лет
10
    
Раздел 4.7. Выбор уровнемера
      Для измерения уровня жидкости в ёмкости для сбора утечек в данной работе будет использоваться радарный уровнемер Rosemount 5400 (рисунок 4.7). 
     Принцип измерений заключается в передаче коротких радарных импульсов от излучателя с антенной, которые находятся в верхней части ёмкости по направлению к этой среде. При достижении радарным импульсом верхней точки среды, часть энергии рассеивается в среде, а часть, отражаясь от нее, возвращается обратно в уровнемер. Время, затраченное на излучение, отражения и прием эхо-сигнала, пропорционально расстоянию, относительно которого высчитывается уровень. С помощью интеллектуальной технологии обработки эхо-сигнала высокоэффективно обеспечивается подавление с волнением поверхности измеряемого вещества, загрязнениями антенны и другими факторами, отрицательно влияющими на качество измерения. Таким образом, датчик позволяет с высокой точностью измерять расстояние до поверхности среды и вычислять уровень в резервуаре. 
     В таблице 4.8 изображены технические характеристики.
     
Диапазон измерений, м
0.4…35
Время обновления данных в
1 раз в секунду
Максимальная скорость изменения уровня, мм/с
40
Выходной сигнал
HART/4-20 мА, Foundation Fieldbus или Modbus
Рабочая температура, °С
-40…150
Рабочее давление, МПа
-0.1…1.6
Погрешность
+3 мм
     
Раз.......................