Автоматизация насосных агрегатов на нефтеперекачивающей НПС 'Травники'

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

Дипломный проект

Автоматизация насосных агрегатов на нефтеперекачивающей НПС «Травники»

Студент гр. АГз 06-01

И.Т. Зайнутдинова

Руководитель

доцент С.В. Емец

Консультанты

по технологическому

техническому и специальному

разделам доцент С.В. Емец

по безопасности и экологичности проекта

канд. техн. наук, доц. А.А. Гилязов

по экономике преподаватель Е.В. Астафьев

по патентной проработке доцент М.Ю. Прахова

Нормоконтролер М.Ю. Прахова

РЕФЕРАТ

Объектом исследования является система автоматики магистрального насосного агрегата.

В процессе исследования выполнен анализ существующего уровня автоматизации МНА и методов контроля за технологическим процессом.

Цель работы - построение системы управления МНА на базе ПЛК.

В результате исследования произведен выбор микропроцессорной системы автоматики и написана программа управления магистральным насосным агрегатом.

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

Степень внедрения - отсутствует.

Эффективность проекта основывается на повышении качества работы насосных агрегатов за счет замены релейной системы автоматики на микропроцессорную. Экономический эффект показал необходимость внедрения этой системы и ее окупаемость.

1       Технологическая характеристика МНА

1.1    Технологическая характеристика НПС «Травники»

Нефтеперекачивающая станция (НПС) «Травники» входит в состав Челябинского районного нефтепроводного управления ОАО Урало-Сибирских нефтепроводов АК «Транснефть» имени Д.А. Черняева.

НПС «Травники» состоит из двух НПС, которые обеспечивают транспорт нефти в двух направлениях:

Нижневартовск-Курган-Куйбышев;

Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск.

Назначением системы является автоматизация технологических процессов НПС «Травники». Она должна обеспечивать автономное поддержание режима работы и его изменение по командам оператора из МДП и из вышестоящего уровня управления по каналам телемеханики.

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 - 600 км, состоящие от 3-х до 5-ти участков, разделенных НПС, работающих в режиме «из насоса в насос», и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что, в течение некоторого времени, каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.

Технологический процесс перекачки нефти по трубопроводам в зависимости от принятых проектных решений и технико-экономических показателей оборудования может осуществляться по трём основным схемам:

перекачка «из насоса в насос»;

перекачка «с подключенными резервуарами»;

перекачка из резервуара.

НПС «Травники» является промежуточной нефтеперекачивающей станцией без резервуарного парка и обеспечивает повышение напора транспортируемой нефти с целью поддержания ее дальнейшей перекачки.

Технологический режим перекачки нефти по магистральному нефтепродуктопроводу определяется принятыми на этапе проектирования значениями следующих основных параметров:

максимально допустимых рабочим давлением на нагнетании насосов;

максимально допустимым рабочим давлением на нагнетании;

максимально и минимально допустимыми рабочими давлениями на приёме насосов;

наибольшей и наименьшей вязкостью и температурами нефти, закачиваемой в трубопровод [1].

Товарная нефть, поступающая от поставщиков в нефтяную транспортную сеть, подвергается анализу и учету в узлах учета количества и качества нефти, установленных на НПС. Физико-химические свойства нефти следующие и представлены в таблице 1.1 [2].

Таблица 1.1 - Физико-химические свойства нефти

1.2 Технологическое описание НПС «Травники»

В состав технологического объекта управления входят:

МНС с 4-мя насосными агрегатами и узлом регулирования давления;

вспомогательные системы, обеспечивающие нормальную работу МНА (маслосистема);

вспомогательные системы, обеспечивающие нормальную работу производственных помещений НПС (приточно-вытяжная вентиляция, система откачки утечек, система пожаротушения).

На НПС «Травники» поток нефти проходит ее объекты в следующей последовательности (рисунок 1.1): узел подключения станции к магистрали, фильтры-грязеуловители, магистральная насосная, узел регулирования давления, узел подключения, магистраль.

1 - система фильтров-грязеуловителей; 2 - система сглаживания волн давления; 3 - система сбора и откачки утечек, и нефти, сброшенной из блока гашения ударной волны; 4 - магистральная насосная; 5 - узел регулирования давления с заслонками.

Рисунок 1.1 - Схема технологических сооружений НПС

Технологические объекты управления (ТОУ) по технологическим информационным признакам разделяется на отдельные системы, включающие объекты управления, которые, в свою очередь, могут содержать составные блоки, называемые подобъектами. Технологическая схема НПС «Травники» приведена на рисунке 1.2. В таблице 1.2 приведена разбивка ТОУ на системы, объекты и подобъекты.

Таблица 1.2 - Технологическая классификация ТОУ

1.2.1 Камера пропуска средств очистки и диагностики

В перекачиваемой нефти в малых количествах содержатся механические примеси, растворенный или кристаллический парафин и другие вещества. При перекачке по трубопроводу при определенных условиях эти вещества осаждаются на внутренней поверхности стенки трубопровода, образуя плотные отложения.

Для удаления отложений применяют механические очистные устройства. Согласно правилам технической эксплуатации нефтепроводов очистку производят при снижении пропускной способности на 3% от проектной величины. Периодичность очистки не реже одного раза в квартал с пропуском не менее двух устройств. Камера пуска и приема очистного устройства представляет собой тупиковый участок трубопровода с концевым затвором.

Трубопроводы насосной подключаются к магистральному нефтепроводу в узле пропуска средств очистки и диагностики (СОД), где устанавливаются задвижки, отсекающие насосную от магистрали. Узел СОД позволяет вести перекачку нефти как через магистральную насосную, так и минуя ее.

НПС «Травники» на период пропуска очистного устройства, как правило, останавливают согласно режиму работы трубопровода, предусматривающему пропуск очистного устройства, во избежание попадания удаляемых отложений в технологические трубопроводы и насосы. Остановка станции производится не менее чем за два часа до расчетного времени подхода очистного устройства.

магистральный насосный агрегат пенный

1.2.2 Фильтры-грязеуловители

По технологической схеме нефть из трубопровода поступает в узел фильтров-грязеуловителей. Они необходимы для защиты насосов от грязи и парафина, содержащихся в нефти и трубопроводе, перед магистральной насосной устанавливают площадку фильтров-грязеуловителей. Перепады давления в фильтрах-грязеуловителях № 1,2,3 необходимо регистрировать раз в 12 часов, а после проведения работ на линейной части не реже одного раза в час. Значение максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе принимается по техническим требованиям завода-изготовителя. Для очистки фильтров-грязеуловителей закрывают отсекающие задвижки очищающего фильтра, предварительно включив резервный фильтр-грязеуловитель.

1.2.3 Система гашения ударной волны

При внезапной остановке одной из промежуточных НПС возникает волна повышенного давления, которая со скоростью звука движется к предыдущей перекачивающей станции и суммируется с развиваемым ею давлением. При этом суммарное давление в трубопроводе вблизи предыдущей НПС может значительно превысить допустимое значение. Разрыв трубопровода вследствие чрезмерно высокого давления в большинстве случаев происходит на расстоянии 20-40 км после предыдущей НПС, то есть прежде, чем волна повышенного давления достигнет предыдущей станции и на ней сработает система защиты по максимальному давлению, отключающая насосы.

Гашение волны повышенного давления непосредственно в месте ее возникновения позволяет исключить перегрузку трубопровода. Для этого достаточно снизить скорость нарастания давления у остановленной НПС до допустимых пределов, что будет достигнуто при выполнении следующего условия: уменьшение расхода через остановленную НПС должно происходить постепенно за время, соизмеримое с временем пробега ударной волной участка между остановленной и предыдущей НПС.

На магистральных трубопроводах нашел широкое распространение способ автоматического сброса части нефти в резервуар. При этом используются регуляторы скорости повышения давления - системы сглаживания волны давления. Задача такого устройства - осуществлять сброс при отключениях данной станции и не реагировать на изменения давления, происходящие из-за отключений на соседних станциях, изменения уставки регулятора на этой станции или даже отключения одного агрегата на этой станции. Все эти события различаются крутизной волны давления, то есть скоростью изменения давления в данной точке.

Исполнительный механизм, в качестве которого используется клапаны, подключается входным патрубком к трубопроводу на приеме НПС. Выходной патрубок соединяется с трубопроводом, по которому нефть сбрасывается в емкость сброса при появлении волны давления.

Система должна срабатывать при повышении давления в нефтепроводе на величину не более 0,3 МПа, происходящим со скоростью выше 0,3 МПа/с. Дальнейшее повышение давления в зависимости от настройки ССВД должно происходить плавно со скоростью от 10 до 30 кПа/с [3, 4].

1.2.4 Магистральный насосный агрегат

Каждый МНА содержит следующие объекты: насос, электродвигатель, приемную и выкидную задвижку.

Насоные агрегаты связываются трубопроводами-отводами изогнутой формы, которые соединяют их всасывающие и нагнетательные патрубки через общий коллектор наружной установки. В общем укрытии прокладывают трубопроводные коммуникации вспомогательных систем.

Обратный клапан, разделяющий линию всасывания и нагнетания каждого насоса, пропускает жидкость только в одном направлении. При работающем насосе давление, действующее на заслонку клапана справа (давление нагнетания), больше, чем давление, действующее на эту заслонку слева (давление всасывания), вследствие чего заслонка закрыта, и нефть идет через насос. При неработающем насосе давление слева от заслонки клапана больше, чем давление справа от нее, вследствие чего заслонка открыта, и нефть поступает через обратный клапан к следующему насосу, минуя неработающий. Технологическая схема МНА представлена на рисунке 1.3.

В состав оборудования МНА входит насос марки НМ 10000-210 и электродвигатель типа СТД-8000.

Насос - это устройство для принудительного перемещения жидкости от сечения с меньшим значением напора (в линии всасывания насоса) к сечению с большим значением напора (в линии нагнетания).

Центробежные насосы - основной вид нагнетательного оборудования для перекачки нефти по МН. Они отвечают требованиям, предъявляемым к МНА для перекачки значительных объемов нефти на дальние расстояния.

Магистральным насосам необходимо иметь избыточное давление на входе. Это давление должно предотвратить опасное явление - кавитацию, которая может возникать внутри насоса в результате уменьшения давления в быстро движущейся жидкости.

Кавитация состоит в образовании пузырьков, заполненных парами перекачиваемой жидкости. Когда эти пузырьки попадают в область высокого давления, они схлопываются, развивая при этом огромные точечные давления. Кавитация приводит к быстрому износу рабочего колеса насоса. Поэтому для подачи нефти к магистральным насосам головных НПС обычно используют подпорные насосы.

Рисунок 1.2 - Технологическая схема МНА

Характеристика магистрального насосного агрегата НМ 10000-210 представлена в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Основные технические данные и характеристики НМ 10000-210

МНА промежуточных НПС магистральных нефтепроводов, работающих по схеме «из насоса в насос», используют для нормальной работы подпор создаваемый предыдущей перекачивающей станцией, поэтому подпорных насосных агрегатов на НПС «Травники» нет.

Маркировка насоса НМ 10000-210 расшифровывается: насос магистральный с подачей 10000 м3/ч и напором 210 м. Кавитационный запас (на воде) составляет 87 м, КПД (на воде) - 87%.

Используемый насос типа НМ (насос магистральный) предназначен для перекачки нефти с температурой до 80 0С, кинематической вязкостью не выше 3 см2/с и содержанием механических примесей не более 0,06%. Насос НМ - центробежный, одноступенчатый, горизонтальный, спирального типа.

В качестве привода насосного агрегата используется электродвигатель типа СТД (синхронный трехфазный) мощностью 8000 кВт.

Характеристика электродвигателя, используемого для работы насосного агрегата, представлена в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Характеристика электродвигателя

1.2.5 Узел регулирования давления

Система регулирования давления обеспечивает поддержание заданного давления при различных гидравлических возмущениях, предотвращая падение давления на линии всасывания станции ниже некоторого минимального значения (около 0,2 МПа), а на линии нагнетания - подъем не выше определенного максимального значения (6,4 - 7,0 МПа).

Система автоматического регулирования (САР) предназначена для поддержания безопасного давления нефти в трубопроводе при максимальной производительности. Система представляет собой сочетание объекта регулирования и устройства автоматического регулирования. Функциональная схема САР представлена на рисунке 1.4.

Регулирование напора и подачи насосов на НПС осуществляется дросселированием потока нефти регулирующим органом на выходе из насосной.

Для реализации системы автоматического регулирования давления используется комплекс средств автоматического регулирования «Вектор» на базе самописца ЭС-8, управляющий двумя параллельно установленными электроприводными заслонками типа «BIFFI» с регулирующим органом диаметром 700 миллиметров.

Рисунок 1.3 - Функциональная схема САР

Комплекс САР реализует работу в режиме релейного и пропорционально-интегрально-дифференциального (ПИД) закона регулирования.

Рассмотрим действие схемы регулирования давления в насосной НПС «Травники» (рисунок 1.5).

Для преобразования давления на всасе и нагнетании насосной в стандартный токовый сигнал дистанционной передачи используется датчик для преобразования давления EJX.

В регуляторе давления всасывания и давления нагнетания эти значения сравниваются со значениями, заданными задатчиками давления.

Блок селектирования программно выбирает наибольший из двух сигналов, формируемых регуляторами. Далее управляющая команда поступает на блок силовой электроники, который управляет электроприводом регулирующих заслонок.

Выдача сигналов управления на электропривод производится при превышении текущего значения давления на выходе НПС выше значения уставки, или понижения давления на приеме НПС ниже заданного значения.

Комплекс САР позволяет обеспечить быстродействие исполнительных механизмов в пределах от 8 до 60 секунд.

Возможно два режима управления регулирующей заслонкой - ручной и автоматический. При запуске магистрального агрегата реализуется программное изменение значения уставок на приеме (выходе) НПС.

Рисунок 1.4 - Принципиальная схема регулирования давлений в насосной

1.2.6 Система приточно-вытяжной вентиляции насосной

Блок приточных и подпорных вентиляторов обеспечивает подачу воздуха в нефтенасосную.

Предусмотрено резервирование систем вентиляции. В случае аварийной остановки включается резервный вентилятор. При остановке обоих подпорных или приточных вентиляторов аварийно отключается вся станция.

Система вентиляции состоит из двух приточных вентиляторов 1 с калорифером, двух вытяжных вентиляторов 3 и разводящих воздуховодов.

В условиях автоматизированных НПС, работающих без постоянного обслуживающего персонала в машинном зале, функция системы приточно-вытяжной вентиляции заключается в: ограничении максимальной концентрации взрывоопасных паров в воздухе машинного зала и поддержании температуры в пределах требований, предъявляемых по техническим условиям установленного там оборудования и аппаратуры автоматики.

Управление системой приточно-вытяжной вентиляции, при повышении концентрации взрывоопасных паров в воздухе насосного отделения, осуществляется с помощью сигнализаторов горючих газов. Воздух для анализа концентрации отбирают в местах, где наиболее вероятно повышенное содержание горючих газов. В этом случае датчики газоанализаторы устанавливаются у каждого насосного агрегата. При повышении концентрации паров нефти или нефтепродуктов в анализируемом воздухе до 20% от нижнего предела взрываемости контактные устройства вторичных приборов сигнализаторов подают импульсы на включение приточно-вытяжной вентиляции и включаются на контрольный анализ. Если испарение горючих газов в насосном отделении не превышает допустимых пределов, то концентрация за это время должна несколько снизиться и тогда аппаратура автоматического управления по истечении 15-20 минут, необходимых для очистки воздуха, включает систему приточно-вытяжной вентиляции. Если контрольный анализ установит сохранение концентрации горючих газов на прежнем уровне, что характеризует повышенные утечки перекачиваемой жидкости из технологического оборудования, аппаратура автоматически включает перекачивающую насосную станцию и отключает ее от магистрали. При аварийном выключении отключаются все потребители электроэнергии насосной, за исключением приточных и вытяжных вентиляторов и аппаратуры автоматики, которые остаются включенными. Сигнализаторы горючих газов имеют также устройства, извещающие о неисправности самих приборов [5].

Технологическая схема системы вентиляции насосного зала приведена на рисунке 1.5.

1 - приточный вентилятор; 2 - МНА; 3 - вытяжной вентилятор

Рисунок 1.5 - Технологическая схема системы вентиляции насосного зала

1.2.7 Маслосистема

Маслосистема предназначена для смазки и охлаждения подшипников основных насосных агрегатов по перекачке нефти (рисунок 1.7).

Перед пуском насосных агрегатов необходимо осуществить подачу масла на подшипники скольжения и проконтролировать поступление масла визуально через смотровые окна в линии слива с целью предотвращения «сухого» запуска агрегатов, что может привести к выходу насосных агрегатов из строя.

Система состоит из маслобака 2, для заполнения которого предусмотрен шестеренчатый насос 1, основного насоса 6, нагнетающего масло через фильтр 4 и маслоохладитель 5 в маслопроводы, ведущие к подшипникам агрегата. Обратно масло возвращается самотеком в маслобак 2. Отработанное масло перекачивается насосом 3 в емкость 8. Аккумулирующий бак 7 предназначен для подачи масла в аварийных ситуациях.

Давление масла перед подшипниками насоса и электродвигателя устанавливается в пределах 0,03 - 0,08 МПа. Регулирование подачи масла к каждому подшипнику осуществляется с помощью подбора дроссельных шайб, устанавливаемых на подводящих маслопроводах.

Рисунок 1.6 - Система смазки подшипников МНА

Маслобак 2 представляет собой емкость сварной конструкции, на которой устанавливают указатель уровня масла, фланцы для присоединения трубопроводов и предохранительный клапан.

Маслофильтры 4 имеют два одинаковых фильтрующих патрона с сетками, включенными в маслосистему через трехходовой кран. Этот кран дает возможность пропускать масло через оба патрона одновременно или только через один из них, что позволяет заменять фильтрационные сетки без остановки агрегата. Степень засоренности фильтров можно контролировать по показаниям манометров, установленных до и после каждого из них.

Подача циркуляционной смазки к подшипникам осуществляется под давлением 0,05 МПа централизованно. При работе насосной масло подается одновременно ко всем насосным агрегатам параллельно. Подачу маслонасосов выбирают с таким расчетом, чтобы смазка циркулировала и через насосные агрегаты, находящиеся в резерве.

Маслоохладитель предназначен для охлаждения масла, подаваемого в систему маслоснабжения. В качестве маслоохладителя применяется аппарат воздушного охлаждения.

1.2.8 Система разгрузки торцевых уплотнений, сбора утечек и откачки из резервуаров-сборников

При эксплуатации НПС жидкость поступает в резервуары-сборники из различных источников. Сюда направляются утечки из уплотнительных устройств насосов, сборы через предохранительные клапаны, а также канализируется нефть при ремонте оборудования, чистке фильтров-грязеуловителей.

Система разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений центробежных нагнетателей предназначена для защиты торцевых уплотнений каждого центробежного нагнетателя от чрезмерных перегрузок по давлению и высоких температур, возникающих при выделении тепла трения.

Некоторая часть перекачиваемой нефти за счет избыточного давления в линии всасывания нагнетателя сначала продавливается через каналы в теле торцевого уплотнения, а затем подается либо в резервуар сбора утечек, либо в коллектор насосной со стороны всасывания.

Система сбора утечек из торцевых уплотнений насоса представлена на рисунке 1.7. Утечки из линии разгрузки 2 насоса 1 поступают самотеком на прием в резервуар утечек 5. Периодически нефть из резервуара утечек закачивают насосами 4 в линию всасывания 3 насосов [6].

Рисунок 1.7 - Система сбора утечек из торцевых уплотнений насоса

Система нефтеутечек служит для сбора утечек нефти с магистральных насосных агрегатов и состоит из насосов откачки утечек и емкости сбора утечек объемом 40 м3.

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

1.3    Режимы работы НПС и оборудования

Уровень управления НПС определяется совокупностью заданных режимов управления для НПС, МНА и агрегатов вспомогательных систем.

Для НПС предусмотрено два уровня управления: «Местное» - управление из операторной НПС и «Дистанционное» - управление определенными системами и агрегатами из РДП по каналам телемеханики. Уровень управления выбирается оператором.

«Местный» режим не допускает управление из РДП.

При «Дистанционном» режиме диспетчеру РДП разрешается управление всеми объектами НПС в объеме, предусмотренном системой телемеханики.

Для магистральных агрегатов предусмотрено два уровня управления: автоматическое программное управление из операторной и автоматическое программное управление из РДП по каналам телемеханики.

Для агрегатов вспомогательных систем и сооружений предусмотрены три уровня управления: автоматическое управление (для группы взаиморезервируемых агрегатов это может быть режим основной или резервный), кнопочное управление с клавиатуры дисплея в операторной и ручное управление кнопками по месту. Кроме того, предусматривается режим «Ремонтный».

Выбор режимов производится оператором или автоматически. Выполняются требования, что выбранный уровень управления допускает управление на более низких уровнях, но не допускает управления с более высоких уровней.

Для МНА предусмотрены следующие режимы управления:

«основной» - выбирается оператором и применяется для запуска выбранного агрегата оператором из РДП или МДП. Агрегатные задвижки могут управляться кнопками по месту или по команде оператора до пуска агрегата. После пуска агрегата управление задвижками кнопками по месту или с клавиатуры заблокировано. Управление агрегатом по каналам телемеханики запрещено;

«телемехнический» - выбирается оператором в режиме управления станции «Дистанционный». Применяется для запуска выбранного агрегата диспетчером РДП или оператором. В этом режиме управление задвижками кнопками по месту или из операторной заблокировано после пуска агрегата;

«резервный» - выбирается оператором при открытых агрегатных задвижках. Управление агрегатными задвижками кнопками по месту или по команде оператора заблокировано;

«ремонтный» - выбирается оператором и выставляется при наличии агрегатных защит. При установке режима происходит автоматическая остановка агрегата с закрытием агрегатных задвижек. Открытие агрегатных задвижек и пуск агрегата запрещены;

«готовность к пуску» - дополнительный режим к «Телемеханическому», «Основному» или «Резервному» режимам. Выставляется автоматически при отсутствии агрегатных и общестанционных защит и наличии соответствующих технологических параметров, определяющих готовность агрегата к запуску.

Для агрегатов вспомогательных систем предусмотрены следующие режимы управления:

«основной» - запуск и останов агрегата автоматический, по команде оператора и по месту;

«резервный» - автоматический запуск резервного агрегата взамен неисправного основного. Разрешен пуск по месту. Применим для агрегатов, входящих в систему взаиморезервируемых агрегатов;

«ручной» - управление агрегатом кнопками по месту. Отсутствует автоматическая остановка агрегата по результатам контроля пуска или работы. Остановка агрегата при работе защит разрешен;

«ремонтный» - устанавливается автоматически по результатам контроля работы или пуска агрегата, а также может быть установлен оператором. Запуск этого агрегата запрещен.

Кнопки управления по месту работают всегда, независимо от выбранного режима. При наличии общестанционных защит, требующих остановки соответствующих вспомогательных систем, автоматический останов выполняется независимо от выбранного режима управления с запретом на повторный запуск [7].

Пуск в кнопочном режиме. При пуске насосного агрегата в кнопочном режиме ключ выбора режима управления на общестанционной панели устанавливается в положение «местное», а на панели запускаемого агрегата в положение «кнопочное».

Пуск насосного агрегата производится в следующей последовательности:

-  кнопкой ПУСК открывается задвижка на приеме агрегата;

-       кнопкой ПУСК запускается открытие задвижки на нагнетании агрегата;

-       кнопкой ПУСК включается агрегат на открывающуюся выкидную задвижку.

Ход работы агрегата контролируется по показаниям амперметра и приборов давления. Остановка насосного агрегата производится кнопкой СТОП закрытие агрегатных задвижек кнопкой «закрытие».

1.4    Требования к системе

1.4.1 Требования к функциям системы

Система автоматизации должна обеспечивать выполнение следующих функций:

контроль технологического процесса и защита НПС;

контроль и управление оборудованием НПС;

регулирование технологических параметров;

контроль и анализ заданных режимов работы;

отображение и регистрация информации;

составление отчетов и сводок;

ведение архива;

работа в составе АСУ верхнего уровня;

связь с другими системами.

Перечень функций, выполняемых системой автоматизации НПС приведен в таблице 1.5.

Таблица 1.5 - Перечень функций, выполняемых системой автоматизации НПС

1.4.2 Требования к БРУ

БРУ предназначаются для предотвращения аварии оборудования при выходе из строя средств микропроцессорной автоматики.

БРУ НПС устанавливается в операторной и должен предусматривать световую сигнализацию от:

датчиков аварийного давления на входе, в коллекторе и на выходе НПС;

каналов системы пожарной сигнализации;

каналов средств контроля загазованности;

датчика переполнения резервуара-сборника;

датчиков затопления насосной и блок-бокса маслосистемы;

реле аварии ЗРУ.

На БРУ должны быть расположены следующие кнопки подачи команд управления:

- аварийное отключение НПС;

отключение магистральных агрегатов;

включение и отключение пожарных насосов;

открытие задвижек на линиях подачи пены;

открытие и закрытие задвижек подключения станции.

Кнопки на БРУдолжны воздействовать непосредственно на магнитные пускатели или соленоиды масляных выключателей.

В проходной должна быть установлена панель сигнализации, на которой предусматривается световая сигнализация:

минимального уровня в резервуарах воды и пены;

минимального давления в системах подачи воды и пены;

положения задвижек в линиях подачи пены;

- состояния пожарных насосов (включен, отключен) [8].

2   
Патентная проработка

Темой диплома, как отмечалось раньше, является автоматизация магистрального насосного агрегата на НПС «Травники». В дипломном проекте рассматривается замена релейной системы автоматики на микропроцессорную. Особенностью разработки проекта является внедрение программируемых логических контроллеров. Нижний уровень автоматизации в данном дипломном проекте детально не рассматривается, что связано с особенностями разработки проекта. Система автоматизации среднего и верхнего уровня базируется на серийных аппаратных и программных средствах, защищенных товарными знаками и являющихся открытыми.

Согласно действующим законодательным и нормативным актам программное обеспечение рассматривается исключительно, как объект авторского права. Патентование конкретной реализации конкретного алгоритма невозможно.

Таким образом, патентная проработка является нецелесообразной в связи с отсутствием объекта патентной защиты.

3. Система автоматизации магистрального насосного агрегата

.1 Назначение системы автоматизации

Система автоматики должна осуществлять:

- автоматический контроль всех необходимых технологических параметров, параметров состояния оборудования;

автоматическую защиту по аварийным и предельным значениям контролируемых параметров и при отказах систем обеспечения;

управление и поддержание заданного режима работы и нормативных условий эксплуатации оборудования;

управление подготовкой и переключением оборудования по командам диспетчера МДП или РДП;

- отображение и регистрацию основных контролируемых технологических параметров и параметров, характеризующих состояние оборудования в процессе перекачки и в условиях проведения ремонтных и наладочных работ;

- подготовку и передачу результатов обработки информации на уровень РДП (г. Челябинск) по существующим каналам телемеханики.

Система автоматизации насосной станции предусматривает следующие защиты и сигнализации:

аварийная остановка насосно-силового агрегата из операторной и по месту;

пожар на площадке;

аварийная загазованность;

аварийный максимальный и минимальный уровень на сборнике утечек;

затопление насосного цеха и блок - боксов вспомогательных систем;

неисправность вспомогательных систем;

минимальное давление всасывания станции;

максимальное давление нагнетания станции;

максимальное или минимальное давление нагнетания насоса;

максимальное или минимальное давление всасывания насоса;

повреждение или авария в регулирующих устройствах;

сигнал о прохождении скребка при пуске, пропуске или приёме;

остановка станции с РДП с разрешением нового запуска.

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

- одновременное отключение всех работающих магистральных агрегатов;

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

Функции управления должны предусматривать программный пуск и остановку магистральных, подпорных насосных агрегатов и вспомогательных систем [9].

Управление магистральными насосными агрегатами должно быть реализовано в следующих режимах:

дистанционный из РДП, ТДП (телемеханический);

программный из операторной (основной);

резервный;

кнопочный;

испытательный.

Управление вспомогательными системами должно быть реализовано в режимах:

автоматический основной;

автоматический резервный;

ремонтный;

кнопочный.

Вспомогательные системы (смазки, охлаждения, вентиляции), которые являются общими для всех агрегатов и всегда работают при работающих магистральных и подпорных агрегатов, могут включаться одновременно одной командой. Их отключение может проводиться также общей командой после остановки всех агрегатов.

В системе подачи масла к подшипниковым узлам насосных агрегатов следует предусматривать:

сигнализацию минимального уровня в аккумулирующем баке маслосистемы;

сигнализацию максимального и минимального уровня в баках маслосистемы.

Насосы системы откачки утечки нефти могут управляться автоматически в зависимости от предельных уровней в резервуаре-сборнике. Автоматическое отключение насоса, откачивающее нефть из резервуара-сборника, может производиться по минимальному уровню или через определенное время после включения.

В системе откачки утечек рекомендуется предусматривать автоматическое включение резервного насоса параллельно основному, если через заданное время (1,5 минуты) после запуска основного насоса уровень в сборнике не снижается.

Схема откачки утечек на НПС должна предусматривать контроль аварийного максимального уровня в емкостях сбора утечек с помощью независимых датчиков.

Средства автоматического регулирования давления магистральной насосной предназначены для поддержания давления на приеме НПС не ниже допустимого значения по условиям кавитации насосов и давления в магистральном нефтепроводе на выходе НПС (после регуляторов давления), не выше допустимого значения по гидравлическому расчету линейной части нефтепровода или исходя из технологического режима перекачки.

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.

3.2 Требования к автоматизации нефтеперекачивающей станции

Для реализации автоматизации НПС должно обеспечиваться выполнение следующих задач [2]:

–  централизованный контроль, включающий регистрацию, архивацию, документирование и отображение информации о работе технологического оборудования НПС;

–       защиту технологического оборудования НПС;

–       защиту линейной части магистрального нефтепровода от превышения давления;

–       управление технологическим оборудованием НПС;

–       автономное поддержание заданного режима работы НПС;

–       изменение режима работы НПС по командам оператора НПС или диспетчера РДП (ТДП);

–       связь с другими системами автоматизации и информационными системами на НПС;

–       формирование и выдачу в систему автоматизации предыдущей (по потоку нефти) НПС сигналов об аварийной остановке МНА;

–       прием от системы автоматизации следующей (по потоку нефти) НПС сигналов об аварийной остановке МНА.

Для контроля загазованности в насосном зале установлены приборы сигнализации. Для пожарной безопасности насосный зал контролируется датчиками пожарной сигнализации. При нарушении герметичности технологического оборудования в насосном зале предусматривается защита по затоплению насосного зала. Температура в помещении насосной контролируется датчиками температуры.

Для измерения и контроля за аварийными параметрами давления на всасывающей и нагнетательной линии насоса устанавливаются датчики давления и электроконтактные манометры.

3.3 Автоматизированная система управления магистральным насосным агрегатом

В период бурного строительства системы магистральных нефтепроводов России в 60 - 70-е годы системы промышленной автоматики в основном строились на релейной логике и дискретных полупроводниковых элементах. Релейные системы автоматики обладают довольно высокой живучестью вследствие того, что они являются распределенными до уровня отдельного механизма с приводом. Поломка отдельного механизма, либо его аппаратуры контроля и управления, не ведет к остановке станции, поскольку его функции выполнит резервный механизм. Указанные системы эксплуатируются 34 года, в настоящее время эти системы морально и физически устарели и износились. Кроме того, связи по поставкам запчастей к системам автоматики производства ВНР не осуществляются.

Предприятиями АК «Транснефть» в 90-х годах была проделана огромная работа по реконструкции систем телемеханики и созданию единой автоматизированной системы управления компании. Однако все это коснулось НПС лишь частично. На большинстве станций продолжают эксплуатироваться указанные системы производства MMG AUTOMATIKA MUVEK ВНР. На НПС «Травники» магистрального нефтепровода НКК указанная система эксплуатируется с 1978 года.

Блочная система автоматизации предназначена для сигнализации, контроля, защиты и управления магистральным насосным агрегатом. Система автоматики обеспечивает:

−  централизованный контроль и отображение информации о работе МНА;

−       автоматическую защиту МНА;

−       управление МНА;

−       изменение режима работы МНА по командам оператора НПС или диспетчера РДП;

−       связь с системой ТМ.

Система контроля и управления магистрального насосного агрегата имеет трехуровневую структуру: нижний, средний и верхний уровни.

Основными приборами нижнего уровня системы автоматизации МНА являются:

−  датчики температуры подшипников насосов и электродвигателей магистральных насосных агрегатов, корпусов насосов, масла в трубопроводе к подшипникам;

−       датчики избыточного давления нефти в трубопроводе (на приеме магистральных насосов);

−  датчики уровня в сборнике нефти разгрузки;

−  технические манометры для местного измерения давления;

−  сигнализаторы давления жидкости (нефти, масла);

−  сигнализаторы давления воздуха в системах контроля вентиляции;

−  сигнализаторы уровня жидкости;

−  датчики-реле уровня агрегатных утечек;

−  приборы виброконтроля МНА;

−  измерительные преобразователи силы тока электродвигателей МНА;

−  приборы пожарной сигнализации;

−  приборы пожарной сигнализации загазованности.

В качестве датчиков и измерительных преобразователей используются серийно выпускаемые приборы и средства автоматизации со стандартными токовыми сигналами 4-20 мА и вторичные микропроцессорные приборы, выдающие по последовательному интерфейсу пакеты данных.

Все приборы и аппараты, расположенные во взрывоопасных зонах классов 0, 1 и 2 в соответствии с правилами устройства электроустановок и серией ГОСТ Р 51330, включены в искробезопасную электрическую цепь или имеют вид взрывозащиты - взрывонепроницаемая оболочка (Exd).

Связь между средствами автоматизации нижнего уровня и оборудованием среднего уровня осуществляется контрольным кабелем.

В шкафу ТК расположены программно-аппаратные модули (блоки) управления МНА на базе программируемых логических контроллеров (ПЛК).

Блок ручного управления (БРУ) предназначен для осуществления функций резервирования аварийных защит, как в ручном, так и в автоматическом режимах, вне зависимости от состояния микропроцессорной системы.

Контроллер обеспечивает:

- прием дискретных и аналоговых сигналов от датчиков, измерительных преобразователей, аварийных сигналов от вторичных приборов;

контроль достоверности и первичную обработку информации (вычисление текущих значений, сравнение с уставками, вычисление средних значений);

регулирование технологических параметров в соответствии с выбранными законами регулирования с выдачей команд управления в виде аналогового выхода 4-20 мА постоянного тока;

программно-логическое управление, защиту и блокировку технологических агрегатов и оборудования с выдачей команд управления на исполнительные устройства в виде сигналов логического выхода постоянного тока;

обмен информацией с компьютером верхнего уровня.

Для обработки и прередачи информации о состоянии МНА установлен микропроцессорный контроллер «ЭЛСИ-Т», в котором сосредоточен основной интеллект, управляющий технологическим процессом. Программирование контроллера осуществляется в единой программной среде на базе пакета Open PCS фирмы Infoteam, который соответствует международному стандарту IEC-1131.

В состав верхнего уровня системы автоматизации входят:

−  серверы ввода/вывода;

−  компьютеры оператора местного диспетчерского пункта (МДП);

−  компьютер начальника станции или системный компьютер;

−  цветной струйный или лазерный принтер.

Верхний уровень системы автоматизации обеспечивает:

−  прием информации о состоянии МНА;

−       мониторинг технологического процесса и получение трендов измеряемых технологических параметров;

−       оперативное управление технологическим процессом;

−  архивацию событий нижнего уровня, действий оператора и команд РДП;

−  формирование базы данных.

Магистральный насосный агрегат оснащен необходимыми датчиками, исполнительными механизмами и имеет соответствующий щит управления.

Система, построенная по такому принципу, называется распределенной. К положительным качествам такой системы можно отнести:

−  упрощение прикладного программного обеспечения в результате разбиения общей программы управления на простые подпрограммы, функционирующие параллельно и автономно (обмен между подпрограммами осуществляется стандартными сетевыми средствами);

−  повышение быстродействия системы за счет распараллеливания вычислений;

−  возможность пространственного приближения интеллекта к технологическому узлу и соответственно сокращение затрат на кабельную продукцию;

−  повышенную «живучесть» системы без 100%-ного резервирования интеллектуальных ресурсов;

−  возможность резервирования интеллектуальных технических ресурсов в соответствии с правилами резервирования, принятыми в технологии;

−  возможность незапланированного наращивания системы, вызванного наращиванием технологических мощностей (в централизованной системе ресурс для этого должен предусматриваться заранее);

−  возможность проведения последовательной реконструкции автоматики МНА исходя из наличия инвестиционных ресурсов.

Оповещение оператора о возникновении на установке аварийной ситуации осуществляется с помощью звукового оповещения на ПК и аварийной сирены установленной в операторной.

3.3.1 Шкаф ТК МНА

Основой технических средств комплекса является шкаф ТК. В шкафу ТК установлен программируемый контроллер «ЭЛСИ-Т», который функционирует совместно с МНА. При этом обеспечиваются:

−  прием информации от датчиков технологических параметров и ее первичная обработка (фильтрация, масштабирования; определение достоверности и др.);

−  автоматическое управление агрегатом с выдачей соответствующих команд на исполнительные механизмы;

−  защитные блокировки;

−  передача информации о состоянии объекта в технологическую сеть;

−  прием информации из технологической сети.

Конструктивно шкаф ТК МНА выполнен в закрытом исполнении, с передним обслуживанием. На внутренних панелях шкафа размещаются:

−  программируемый контроллер;

−  блок питания;

−  активные искробезопасные барьеры для ввода сигналов от аналоговых и дискретных датчиков, размещенных во взрывоопасной зоне;

−  блоки сопряжения с электроприводами задвижек;

−  блоки защиты от наведенных перенапряжений;

−  выходные реле контроллера;

−  блоки зажимов.

3.3.2 Система противоаварийной защиты

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

Главные задачи, возлагаемые на такие системы:

–  предотвращение аварий и минимизация последствий аварий;

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

Для некоторых защит предусматривается наличие задержки между обнаружением аварийного сигнала и защитным отключением. Отключение основных вспомогательных систем, закрытие задвижек подключения НПС к магистральному нефтепроводу.

У насосного агрегата непрерывно контролируется ряд технологических параметров, аварийные значения которых требуют отключения и блокировки работы агрегата. В зависимости от параметра или условия, по которому сработала защита, может выполняться:

− отключение электродвигателя;

− закрытие агрегатных задвижек;

− пуск резервного агрегата.

Для всех параметров защиты предусмотрен испытательный режим. В испытательном режиме устанавливается флаг защиты, запись в массиве защит и передается сообщение оператору, но управляющие воздействия на технологическое оборудование не формируются.

В зависимости от того, по какому контролируемому параметру срабатывает общестанционная защита, связанная с отключение насосных агрегатов, система должна осуществлять:

-  отключение одного из работающих МНА, первого по ходу нефти;

-       одновременное или поочередное отключение всех работающих МНА;

-       закрытие задвижек подключения НПС к МН;

-       отключение тех или иных вспомогательных систем;

-       включение световой и звуковой сигнализации.

Агрегатные защиты МНА должны обеспечивать его безаварийную эксплуатацию и отключение при выходе контролируемых параметров за установленные пределы.

Структура релейной системы аварийной защиты представлена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Структура релейной системы ПАЗ

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

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

3.4 Автоматизация насосных агрегатов (НА)

.4.1 Функциональная схема автоматизации магистрального насосного агрегата (МНА)

Контроль за утечками из торцевых уплотнений насосов необходим в связи с тем, что превышение допустимого уровня утечек служит сигналом разрушения торцевых уплотнений. Утечки скапливаются в корпусе этих уплотнений, откуда отводятся по общему коллектору в емкость.

Температурный контроль осуществляется за всеми подшипниками насоса и электродвигателя. Кроме того, контролируется температура корпуса насоса. Для контроля температуры используется Термопреобразователь ТСП 100П. Также в систему температурного контроля насосного агрегата входит контроль температуры железа и меди статора электродвигателя.

Контроль вибрации осуществляется на передних и задних подшипниках насоса и передних и задних подшипниках электродвигателя. Позволяет установить нарушения в работе агрегата, вызываемые некачественной сборкой, появлением дисбаланса, износом подшипников, усталостью металла.

Манометр, установленный на всасывающем трубопроводе у входной задвижки, настраивают на давление, характеризующее кавитационный режим насоса. Кавитация снижает энергетические показатели насосного агрегата.

Для сигнализации пожара предусматривается комбинированные ИК и УФ диапазона пожарные извещатели пламени, монтируемые на опорах для установки пеногенераторов. Извещатели пламени установлены с учетом угла обзора извещателя, максимальной дальности обнаружения пламени, с учетом их ориентации на защищаемую поверхность с разных направлений. Формирование команды на управление автоматической установкой пожаротушения должно осуществляться не менее чем от двух адресных пожарных извещателей, контролирующих каждую точку защищаемой поверхности.

Пожарные извещатели устойчивы против ложных срабатываний при воздействии на них прямого солнечного света. Пожарные извещатели защищены от попадания влаги и других атмосферных и механических воздействий.

Отображаемый формат содержит следующую переменную информацию:

текущее значение давления на выходе насосного агрегата, МПа;

достижение минимального аварийного значения давления на линии подачи масла к электродвигателю агрегата;

достижение минимального аварийного значения давления на линии подачи масла к насосу агрегата;

достижение максимального аварийного и максимального значения вибрации агрегата;

текущее значение температуры подшипников насоса, электродвигателя и возбудителя;

текущее значение температуры корпуса насоса;

текущее значение температуры обмоток и воздуха электродвигателя;

текущее значение температуры в зоне горячего воздуха электродвигателя;

текущее значение вибрации на переднем подшипнике вала насоса;

текущее значение вибрации на заднем подшипнике вала электродвигателя насоса;

текущее значение вибрации на переднем подшипнике вала электродвигателя;

разрешение на пуск МНА с ручной панели;

пуск МНА с ручной панели;

текущее состояние задвижек на приеме и нагнетании агрегата (открыта, открывается, закрыта, закрывается, в промежуточном положении, неисправна, авария);

объем утечек из торцовых уплотнений насоса.

Контролируемым параметром по насосному агрегату, кроме рассмотренных выше, является: ток, потребляемый электродвигателем и измеряемый преобразователем переменного тока (29).

В таблице 3.1 указаны противоаварийные защиты, при срабатывании которых, происходит отключение МНА.

Таблица 3.1 - Противоаварийные защиты

Образующиеся в зоне пониженного давления парогазовые пузырьки конденсируют в области высокого давления, вызывая гидравлические удары и вибрации, в результате чего разрушаются рабочие органы насосного агрегата. Защита по минимальному давлению всасывания осуществляется с выдержкой времени, благодаря чему исключается реакция схемы на кратковременное снижение давления при включении насосов и прохождении по трубопроводу небольших воздушных пробок. Минимальный контакт датчика давления (13) на всасывающем трубопроводе дает сигнал в схему управления агрегатом, прерывая процесс запуска в случае отсутствия требуемого давления после открытия задвижки на всасывающем трубопроводе. Максимальный контакт датчика давления (14) на нагнетательном трубопроводе обеспечивает автоматическую остановку агрегата, если давление на нагнетательном трубопроводе превышает допустимое по условиям механической прочности оборудования, арматуры и трубопровода. Контроль за минимальным давлением масла осуществляется датчиком давления (16).

Перечень средств измерения и контроля представлена в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Перечень средств измерения и контроля

3.5 Контрольно-измерительная аппаратура

.5.1 Прибор для измерения давления Метран-100

Одним из важнейших контролируемых параметров насосного агрегата является давление. Под действием давления, нагнетаемым насосным агрегатом, нефть движется по трубопроводу от станции к станции. Под давлением подается смазка в подшипники насосов и электродвигателей, вода для охлаждения работающего оборудования и т. д.

Прибор Метран-100 состоит из преобразователя давления и электронного преобразователя. Конструкция датчика представлена на рисунке 3.2.

Мембранный тензопреобразователь 3 размещен внутри основания 2. Внутренняя полость 4 заполнена кремнийорганической жидкостью и отделена от измеряемой среды металлической гофрированной мембраной 5, приваренной по наружному контуру к основанию 2. Полость 7 сообщается с окружающей атмосферой. Измеряемое давление подается в камеру 6 фланца 9, который уплотнен прокладкой 8. Измеряемое давление воздействует на мембрану 5 и через жидкость воздействует на мембрану тензопреобразователя, вызывая ее прогиб и изменение сопротивления тензорезисторов.

Электрический сигнал от тензопреобразователя передается из сенсорного блока в электронный преобразователь 1. Полость 7 герметизирована и сигнал передается в электронный преобразователь по проводам через гермоввод.

- электронный преобразователь; 2 - основание; 3 - мембранный тензопреобразователь; 4 - внутренняя полость; 5 - металлическая гофрированная мембрана; 6 - камера; 7 - полость; 8 - прокладка; 9 - фланец

Рисунок 3.2 - Прибор для измерения давления Метран-100

Функционально электронный преобразователь состоит из АЦП, источника опорного напряжения, блока памяти АЦП, микроконтроллера с блоком памяти, ЦАП, стабилизатора напряжения, фильтра радиопомех и НАRТ-модема для преобразователей. Кроме того в электронный преобразователь входит ЖКИ индикатор. АЦП, источник опорного напряжения и блок памяти АЦП размещаются на плате АЦП, которая объединяется с измерительным блоком в сборочную единицу - сенсор давления. Остальные элементы функциональной схемы размещаются в корпусе электронного преобразователя.

Плата АЦП принимает аналоговые сигналы преобразователя давления, пропорциональные давлению и преобразовывает их в цифровые коды. Энергонезависимая память предназначена для хранения коэффициентов коррекции характеристик сенсорного блока и других данных о сенсорном блоке.

Микроконтроллер, установленный на микропроцессорной плате, принимает цифровые сигналы с платы АЦП вместе с коэффициентами коррекции, производит коррекцию и линеаризацию характеристики сенсорного блока, вычисляет скорректированное значение выходного сигнала датчика и передаёт его в ЦАП. ЦАП преобразует цифровой сигнал, поступающий с микроконтроллера, в выходной аналоговый токовый сигнал.

3.5.2 Микропроцессорный датчик давления EJX “Yokogawa”

Серия DPharp EJX - новейшая серия интеллектуальных датчиков сверхвысокой технологии, использующих в качестве детектора кремниевый резонатор.

Приборы относятся к интеллектуальной серии, поддерживающей двусторонний обмен информацией по BRAIN- или HART- протоколу. Благодаря этому пользователь имеет возможность сам сконфигурировать основные параметры измерения давления и настроить выходной сигнал.

Встроенные функции самодиагностики позволяют непрерывно отслеживать исправность прибора и нахождение процесса в допустимых пределах.

Технические данные EJX “Yokogawa” представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Технические данные EJX “Yokogawa”

Схема, поясняющая принцип работы кремниевого резонатора, показана на рисунке 3.3.

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.

Рисунок 3.3 - Схема, поясняющая принцип действия кремниевого резонансного чувствительного элемента

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.

3.5.3 Прибор для контроля уровня утечек «OMUV»

Для контроля уровня утечек используется уровнемер серии «OMUV».

При нормальной работе центробежных магистральных насосов через уплотнительные устройства происходят небольшие утечки нефти. Эта нефть собирается и подаётся в специальный резервуар-сборник, откуда откачивается по мере накопления. Если уплотнительные устройства насоса неисправны, утечки нефти могут достигнуть значительной величины.

Приборы для контроля уровня «OMUV» применяются в качестве аварийного выключателя уровня для предотвращения перелива. Например, следящий прибор для восприятия уровня типа «OMUV 05-1» используется в качестве аварийного выключателя уровня для слежения за утечками в насосной. Прибор воспринимает превышение понтонами заданного максимального уровня и обеспечивает возможность блокировки и аварийной сигнализации.

Прибор состоит из крепежного фланца 1, на котором с помощью болтов установлен корпус 2. Внутри корпуса после снятия крышки 3 имеется доступ к последовательным контактам 4. Многожильный кабель 5 для подключения подводится к корпусу выключателя через уплотнение 6, в качестве которого используется масло- и бензостойкая резина, помещенная в гнездо сальника 7.

Внутри полой трубки 8, изготовленной из корозионно стойкого металла, помещена удерживающая балка 9, на которой расположен герметизирующий контакт 10.

Конструкция уровнемера «OMUV 05-1» приведена на рисунке 3.4.

- крепежный фланец; 2 - корпус; 3 - крышка; 4 - последовательные контакты; 5 - многожильный кабель; 6 - уплотнение; 7 - сальник; 8 - полая трубка; 9 - балка; 10 - герметизирующий контакт; 11 - поплавок

Рисунок 3.4 - Конструкция уровнемера «OMUV»

Контакт замыкается под действием постоянного кольцевого магнита, расположенного в сферическом поплавке 11 из полипропилена. Поплавок передвигается за счет выталкивающей силы жидкости. Чувствительные элементы (герконы) работают по моностабильному принципу, когда при прохождении поплавка передается по одному импульсу; таким образом, после прохождения уровня обеспечивается хранение информации электронным путем [10].

3.5.4 Прибор для измерения температуры подшипников и корпуса насосного агрегата

Для определения температуры подшипников используются термометры сопротивления типа ТСП-100П. Предназначены для измерения температуры и как блокировки при повышении допустимой температуры измеряемой среды. Термометры сопротивления бывают одинарные и двойные. В двойных термометрах сопротивления встроены два изолированных друг от друга чувствительных элемента, они применяются для измерения температуры одной точки двумя приборами. Схема соединения внутренних проводников представлена на рисунке 3.5.

Используется искровзрывозащитный преобразователь для термосопротивлений Pt 100 MK32-llExO-Li одноканальный. Искровзрывозащитный нормирующий преобразователь МК32-11 ExO-Li является одноканальным устройством с безопасными входными цепями. Модуль предназначен для гальванической развязки термосопротивления Pt100 (платина, 100 Ом), размещенного в искровзрывоопасной зоне, и формирует о взрывобезопасной зоне нормированный сигнал 4 - 20 мА, пропорциональный изменению температуры. Термосопротивление может подключаться по трех- или четырехпроводной схеме. Входные цепи могут контролироваться на обрыв провода и короткое замыкание. Неполадка отображается красным светодиодом. Поведение выхода при неполадке программируется переключателем на передней панели: 0 мА или 2 мА. Контроль может быть отключен переключателем Mon.

Чувствительный элемент платинового термометра сопротивления наматывают платиновой проволокой диаметром 0,05 -0,07 мм на каркас размером 100 на 100 мм. Чувствительный элемент заключают в тонкостенную алюминиевую трубку, затем в защитный чехол из нержавеющей стали. Выводы датчика подключают к зажимам специальной платы, установленной в головке защитного чехла. Диапазон измерения температуры от минус 200 до +650°С.

Двумя переключателями на передней панели могут быть заданы четыре диапазона контролируемых температур:

ТI = -50 ...+100 °С;

ТII = 0 ... +200 °С;

ТIII = 0 ... +400 °С;

TIV = 0 ... +600 °С.

Рисунок 3.5 - Схема соединения внутренних проводников

При отключенном контроле входной цепи, выходной сигнал повторяет, при неполадке изменения входного сигнала: при обрыве провода снижается до 0 мА, а при коротком замыкании нарастает до 22 мА.

3.5.5 Аппаратура виброконтроля СВКА

Аппаратура виброконтроля СВКА предназначена 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 [9].

Устройство состоит из вибропреобразователей, распределительных коробок и электронного блока. В электронном блоке установлены двенадцать измерительных блоков с взрывозащитой, один блок контроля индикации и один блок питания. В распределительной коробке установлен согласующий усилитель. Ячейка искрозащиты для каждого канала установлена в измерительном блоке, т.е. электронный блок имеет входные искробезопасные цепи. Взрывозащита обеспечивает работу вибропреобразователей и их СЗУ во взрывоопасной зоне.

Блок- схема устройства виброконтроля СВКА приведена на рисунке 3.6.

Пьезоэлектрический вибропреобразователь преобразует контролируемую вибрацию в электрический сигнал. Чувствительный элемент вибропреобразователя состоит из монолитного биморфного пьезокерамического элемента, выполненного из керамики типа ЦТС - 83Г.

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.

Фильтры верхних и нижних частот выполнены двухкаскадными и служат для выделения рабочей полосы сигнала. Схемы фильтры нижних частот одновременно являются усилителями сигнала виброскорости.

...12 -вибропреобразователь; 13...24 - коробка распределительная КР11; 25 - блок электронный в составе; 26...37 - блок искрозащиты; 38...49 - блок измерительный; 50 - блок контроля и индикации; 51 - блок питания; 54...65 - кабель-удлинитель; 66...77 - кабель; 78...80 - кабель «U=» («I=». «U~»); 81 - кабель «ЗАЩИТА»; 82 - кабель «220 В»

Рисунок 3.6 - Блок-схема устройства виброконтроля СВКА

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. 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.

Измерительный блок включает в себя следующие функциональные устройства:

−  интегратор, который производит интегрирование электрического сигнала и формирование амплитудно-частотной характеристики канала измерения (виброускорение, информация о котором в виде электрического сигнала имеется на выходе вибропреобразователя, есть производная по времени от скорости, поэтому для получения информации о виброскорости необходимо произвести интегрирование электрического сигнала виброускорения);

−  фильтры верхних и нижних частот (выполнены двухкаскадными и служат для выделения рабочей полосы сигнала);

−  детектор среднеквадратичный, он выделяет среднеквадратичное значение электрического сигнала, пропорционального виброскорости;

−  узел индикации, служащий для индикации превышения уровня виброскорости свыше заданного для данного контролируемого объекта;

−  установленные в измерительной ячейке потенциометры R1 (авария) и R2 (предавария) для установки уровней срабатывания аварийного и предаварийного сигнала.

Ячейка измерительная включает в себя следующие функциональные устройства:

−  интегратор;

−  фильтры верхних частот;

−  фильтры нижних частот;

−  детектор среднеквадратичный;

−  узел индикации;

−  токовый преобразователь.

Интегратор производит интегрирование электрического сигнала и формирование амплитудно-частотной характеристики канала измерения. Виброускорение, информация о котором в виде электрического сигнала имеется на выходе вибропреобразователя, есть производная по времени от скорости, поэтому для получения информации о виброскорости необходимо произвести интегрирование электрического сигнала виброускорения.

Детектор среднеквадратичный выделяет среднеквадратическое значение электрического сигнала, пропорционального виброскорости.

Узел индикации служит для индикации превышения уровня виброскорости свыше заданного для данного контролируемого объекта (аварийная и предупредительная сигнализация). Узел индикации в ячейке измерительной установлены потенциометры R1 (авария) и R2 (предупреждение) для установки уровней срабатывания аварийного и предупредительного сигнала.

Токовый преобразователь служит для преобразования выходного сигнала по постоянному напряжению в сигнал по постоянному току.

Блок контроля и индикации состоит из платы контроля, платы реле и платы вольтметра. Плата контроля включает следующие функциональные узлы:

−  задержки питания исполнительного узла;

−  исполнительный;

−  задержки включения аварийной сигнализации и индикации уровней «АВАР» и «ПРЕД»;

−  формирования напряжения для проверки исправности сигнализации «АВАР»;

−  формирования управляющего сигнала проверки «ПРОВ»;

−  выбора канала.

Плата вольтметра включает узел индикации уровня виброскорости.

Блок задержки питания исполнительного узла предназначен для задержки подачи напряжения питания на исполнительный блок для предотвращения срабатывания реле R1, R2 во время переходных процессов при включении устройства.

Исполнительный блок предназначен для срабатывания сигнализации «АВАР» и «ПРЕД». При этом происходит замыкание контактов реле, выведенных на разъем «ЗАЩИТА» блока электронного.

Узел вольтметра предназначен для регистрации уровня виброскорости и управления цифровыми индикаторами узла индикации.

Узел выбора канала предназначен для установки автоматического или ручного режима выбора измерительного канала и состоит из генератора импульсов.

Узел индикации уровня виброскорости выполнен на трех индикаторах. Индикаторы используются как шкала регистрации уровня СКЗ виброскорости для одного из каналов («ВИБРОСКОРОСТЬ»), номер которого показан на четвертом индикаторе («КАНАЛ»).

Узел формирования управляющих сигналов проверки предназначен для формирования контрольного сигнала для проверки электронного тракта аппаратуры и выполнен как генератор импульсов прямоугольной формы.

Блок питания состоит из платы питания и индикаторов управления передней панели блока питания.

Блок интерфейсный выполнен на основе двух интерфейсных плат, соединенных одной лицевой панелью, на которой установлены разъемы для подключения кабелей.

Плата интерфейсная предназначена для преобразования аналоговых сигналов датчиков в цифровой код и их передачи на интеллектуальные устройства верхнего уровня по стандартному интерфейсу по протоколу Modbus RTU.

Диапазон входных аналоговых сигналов составляет 0...5 В. Электрические входные сигналы платы соответствуют требованиям стандарта RS-485.

Основу платы интерфейсной составляет микроконтроллер AduC812. Аналоговые сигналы в виде напряжения 0...5 В поступают на входы коммутатора МUХ. Под управлением микроконтроллера происходит их поочередное аналогово-цифровое преобразование с помощью 12-разрядного АЦП и запоминание результатов в ОЗУ емкостью 32 К.

Для связи с внешней средой на плате интерфейсной предусмотрены два интерфейса последовательного типа. Интерфейс RS-232 (розетка DB9F) предназначен для программирования МП и калибровки АЦП. Интерфейс RS - 485 (вилка DB9М) предназначен для передачи преобразованных в цифровой код значений аналоговых сигналов, поступающих на вход платы через разъемы «входы». На плате интерфейсной всего 8 измерительных каналов, поэтому при подключении 8 измерительных каналов (и меньшего количества) используется одна плата в блоке интерфейсном. При использовании большего числа каналов в блоке интерфейсном устанавливаются две платы. Питание осуществляется напряжением постоянного тока плюс 5 В, плюс 15 В.

Достоинства и удобство в применении комплекса аппаратуры типа СВКА 1-02.05:

−  простота исполнения, удобство обслуживания и высокая ремонтопригодность;

−       высокая надежность датчиков и ресурс 50000 ч;

−       унифицированное крепление датчиков различных модификаций, обеспечивающая;

−       возможность замены датчиков-аналогов других фирм без доработки мест установки;

−       высокая механическая прочность, взрывозащищенное исполнение;

−       наличии индикации измеряемого параметра.

3.5.6 Контроллер «ЭЛСИ - Т»

Контроллер предназначен для построения распределенных гибких автоматизированных программно - технических комплексов контроля и управления объектами нефтяной и газовой промышленности энергетики, перерабатывающих отраслей, транспорта, коммунального хозяйства и др.

Контроллер осуществляет сбор и обработку информации с первичных датчиков, формирование сигналов управления по заданным алгоритмам, прием и передачу информации по последовательным каналам связи.

Контроллер представляет собой набор функционально-законченных модулей, что позволяет создавать контроллеры для различных применений.

Имеющийся набор модулей, в состав которого входят коммуникационные модули, модули ввода аналоговых сигналов, модули ввода дискретных сигналов, модули вывода дискретных сигналов, специализированные модули, позволяет наиболее оптимально сконфигурировать контроллер для определенных задач.

Технические характеристики контроллера приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Технические характеристики контроллера «ЭЛСИ-Т»

Конструкция контроллера представляет собой набор модулей, объединенных коммутационной панелью.

Каждый модуль контроллера представляет собой функционально - законченный блок.

Контроллер реализован с применением микропроцессорной техники по модульному принципу, в состав контроллера входят:

−  базовый комплект, состоящий из коммутационной панели, источника питания и процессорного модуля;

−  модули УСО (устройства связи с объектами) и другие специализированные модули, набор которых определяет функциональное назначение контроллера.

Управление контроллером осуществляется центральным процессором. Центральный процессор выполнен на базе 16-разрядного микроконтроллера i80C188EB фирмы Intel. Тактовая частота процессора 2 МГц. Требуемые функции контроллера обеспечиваются добавлением к базовому комплекту различных модулей ввода/вывода, которые, также как и базовые модули, устанавливаются на коммутационную панель.

Программное обеспечение контроллера состоит из программного обеспечения центрального процессора и программного обеспечения модулей.

Пользовательское программное обеспечение в центральном процессоре функционирует под управлением многозадачной событийной операционной системы реального времени ELSY88. В состав операционной системы (FLASH) входят:

−  многозадачный монитор реального времени ESX88;

−  драйверы модулей ввода/вывода;

−  программы самодиагностики контроллера;

−  библиотека стандартных подпрограмм расширенной арифметики, тригонометрических функций и т.д.

Все прикладные задачи в контроллере работают под управлением операционной системы с различными уровнями приоритета. Наивысшим приоритетом среди задач пользуются процессы операционной системы и аварийной сигнализации.

Синхронизация задач выполняется по событиям, а обмен информацией между процессами осуществляется в виде сообщений.

Центральный процессор выполняет функции:

−  самопроверки и проверки работоспособности модулей ввода/вывода;

−  коммуникации данных между модулями;

−  обработки данных от модулей по заданным алгоритмам;

−  сохранения данных в энергонезависимой памяти;

−  обслуживание часов реального времени;

−  автоматического рестарта контроллера.

Программное обеспечение в модулях реализует:

−  проверку в фоновом режиме;

−  индикацию состояния модуля;

−  в аналоговых модулях усреднение и интегрирование входных сигналов, проверку и калибровку каналов для исключения временных и температурных дрейфов;

−  в цифровых модулях проверку каналов, последовательный опрос каналов, цифровую фильтрацию входных сигналов, подсчет количества и частоты следования импульсов;

−  в сетевых модулях - протокол обмена.

4. Модернизация релейной системы автоматизации МНА на основе ПЛК

Актуальность создания автоматизации систем управления на НПС «Травники» возросла в связи с низким уровнем автоматики, наличия морально устаревших релейных схем, низкой надежности и сложностью обслуживания. Это требует замены существующих систем на микропроцессорную систему автоматики.

4.1 Критерии выбора контроллера

Выделим несколько основных эксплуатационных характеристик, которые обусловливают функциональность и эксплуатационные свойства (и, таким образом, конкурентоспособность) контроллера:

-  разнообразие моделей. Выпуск одним производителем серии контроллеров, состоящей из моделей разной производительности, которые имеют единое программное обеспечение для программирования, используют единые интерфейсы и могут соединяться в различных комбинациях, дает пользователю возможность более оптимально строить систему в соответствии с заданными техническими требованиями;

-       конструктивное исполнение, архитектура системы. Конструктивное исполнение, архитектура системы (масштабируемость) - возможность контроллера изменяться в зависимости от объекта и возможность быстрой замены отдельных модулей при плановой реконструкции или при их выходе из строя без остановки управления технологическим объектом;

-       инструментальные средства и средства программирования. Для использования ПЛК необходимо прикладное программное обеспечение, позволяющее задавать алгоритм на одном из стандартных языков или различные программные модули на собственном языке, отлаживать алгоритм, загружать его в контроллер (причем дистанционно, используя стандартные интерфейсы связи) и в ходе работы контролировать правильность его действия уже в реальной системе.

-       коммуникационные возможности - поддержка различных интерфейсов и протоколов таких, как ProfiBus, Foundation FieldBus, Ethernet;

-       вычислительная мощность - совокупность таких параметров, как характеристики центрального процессора (тактовая частота, тип микропроцессора, объем памяти и т. п.), характеристики внутренней шины (пропускная способность, реакция на передачу данных, количество точек подключения и т.п.), количество подключаемых к одному центральному процессору модулей ввода-вывода, возможности коммуникации;

-       надежность, соответствие условиям эксплуатации. Под надежностью понимается совокупность таких свойств, как время безотказной работы, соответствие условиям эксплуатации и уровням безопасности, использование надежного программного обеспечения, как в самом контроллере, так и во всех сопутствующих инструментальных средствах;

-       номенклатура модулей (устройств) ввода-вывода;

-       жизненный цикл.

Таким образом, можно выделить наиболее оптимальные направления в развитии систем автоматизации технологических процессов:

-  программируемый логический контроллер должен полностью соответствовать принципам открытости, то есть поддерживать стандартные и наиболее востребованные возможности;

-       для того чтобы контроллер выгодно отличался от других, он должен обладать уникальными и полезными особенностями, позволяющими по некоторым параметрам превзойти конкурентов;

-       интегральное качество производимой продукции (под этим подразумеваются как технические параметры по надежности оборудования, так и качество программного обеспечения самого контроллера и всех сервисных средств, необходимых для работы с ним) должно постоянно контролироваться;

-       при производстве и сбыте продукции должна непрерывно поддерживаться обратная связь с ее потребителями. Конструкцию контроллера необходимо постоянно совершенствовать, повышая его надежность, удобство создания управляющих систем и простоту обслуживания.

4.2 Программируемый логический контроллер SKOREX

Контроллер SKOREX компании ЭлеСи разработан с учетом таких условий эксплуатации, как нестабильное электропитание, индустриальные помехи и различная квалификация обслуживающего персонала. Он предназначен для применения в самых сложных системах АСУ ТП.

SKOREX - это ПЛК нового поколения для применения в крупных проектах, которые требуют высоких вычислительных мощностейс возможностями масштабирования систем.

Свойства контроллера SKOREX [11]:

-  повышенная производительность за счет многопроцессорной архитектуры;

-       детерминированность исполнения алгоритмов управления и минимальное время реакции за счет использования операционной системы реального времени.

Основные особенности аппаратного обеспечения ПЛК SKOREX:

-  наличие процессора в каждом модуле;

-       более 25000 обрабатываемых каналов ввода - вывода;

-       использование в качестве шины контроллера высокоскоростного последовательного канала;

-       широкое применение программируемых логических интегральных схем (ПЛИС) для поддержки высокоскоростной шины и выполнения вспомогательных функций;

-       вариативность исполнения центрального процессора и коммуникационных панелей.

Перечисленные ниже особенности определяют высокие эксплуатационные свойства контроллера SKOREX:

-  надежная фиксация модулей;

-       надежное соединение заземляющих контактов;

-       уникальное решение по наращиванию модулей;

-       защита от неправильной установки модулей;

-       все подключения осуществляются через быстроразжимные контакты;

-       удобный монтаж внешних кабелей;

-       расширенная индикация состояния всех модулей и каналов ввода-вывода.

Основные особенности аппаратного обеспечения ПЛК SKOREX:

-  наличие процессора в каждом модуле;

-       использование в качестве шины контроллера высокоскоростного последовательного канала;

-       широкое применение программируемых логических интегральных схем (ПЛИС) для поддержки высокоскоростной шины и вспомогательных функций;

-       вариативность исполнения центрального процессора и коммуникационных панелей.

В стандартной комплектации имеется два Ethernet-порта - штатный и дополнительный (для использования в сервисных целях). В сочетании с прочной конструкцией модуля, который выполнен без подверженных отказам вращающихся элементах (таких как вентиляторы и жесткие диски), он представляет собой особо надежную базу для комплексных разработок, в том числе для сложных процессов управления с повышенными требованиями относительно времени и надежности.

Также как центральный процессор, все модули ввода-вывода построены на базе 32-битового RISK - процессора, но в них в качестве основного процессораиспользуется микроконтроллер SH - компании Renesas.

Шина контроллера представляет собой высокоскоростную (до 400 Мбит/с) последовательную шину. Она может работать в двух режимах - «пассивный крейт» и «активный крейт». Пассивный (рисунок 4.1) предназначен для менее производительных (более дешевых) систем, в крейте не используются активные элементы.

Активный режим (рисунок 4.2) разработан специально для достижения максимальной производительности всей системы. В нем каждый крейт содержит по два дублирующих друг друга активных элемента (ПЛИС с поддержкой алгоритма управления каналом), каждое соединение дублируется и при передаче данных каждая пара модулей создает собственный канал. Все это позволяет достичь максимальной скорости.

Рисунок 4.1 - Структура контроллера при работе в режиме пассивного крейта

Рисунок 4.2 - Структура контроллера при работе в режиме активного крейта

Встроенная в систему возможность предоставления данных по ОРС позволяет без особых трудностей применять контроллеры SKOREX практически с любой SCADA-системой. Помимо этого, специалистами компании разработан подключаемый к IDE (интегрированной среде разработки - integrated development environment) модуль связи проекта со SCADA-системой Infinity. С помощью него можно путем экспорта информации связать переменные задачи пользователя с системой отображения информации в SCADA-системе [11].

4.2.1 Характеристика ПЛК Skorex

Рассмотрим особенности конструктивного исполнения, аппаратного и программного обеспечения ПЛК Skorex в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Характеристика ПЛК Skorex

Главным преимуществом контроллера SKOREX является возможность горячей замены модулей - отключение или подключение модулей во время работы системы без выключения питания и её остановки, а также замену (переподключение) блока в целом. При резервировании центрального процессора по схеме «горячего» резервирования второй процессор постоянно находится в состоянии готовности и при сбое первого продолжает выполнение алгоритма. Резервирование систем в случае перебоев, связанных с отсутствием коммуникации с оборудованием, сбоями в его работе или работе программного обеспечения серверов, которые собирают и обрабатывают данные, повышает надежность систем и снижает риск внештатных ситуаций и аварий. SKOREX имеет дополнительные модули питания, что также позволяет выдержать пропадания питания.

4.3 Разработка программного обеспечения логического управления НА

.3.1 Алгоритм управления МНА

Управление НПС может осуществляться в двух режимах: местном или дистанционном (телемеханическом). Выбор режима осуществляется оператором НПС с помощью ключа, установленного на лицевой части общестанционной панели, на которую выведены управление всеми общестанционными системами автоматики и общестанционная аварийная сигнализация. Основным режимом управления является телемеханический режим управления.

При телемеханическом режиме запуска первоначально предусматривается полное открытие приемной задвижки, затем подачу команды на открытие выходной задвижки и спустя заданную выдержку времени с начала ее открытия включение электродвигателя (программа пуска на открывающуюся задвижку). Открытие приемной и выходной задвижек насоса выполняется автоматически.

Запуск насосного агрегата выполняется в следующем порядке:

-  проверяется возможность пуска агрегата по давлению на приеме и выходе насосной;

-       устанавливается блокировка защит по вибрации насосного агрегата;

-   проверяется состояние приемной задвижки насоса;

-  если приемная задвижка не открыта, формируется команда на открытие с ожиданием исполнения команды, после чего формируется команда на запрет закрытия приемной задвижки;

-       если приемная задвижка открыта, формируется команда на запрет закрытия приемной задвижки;

-       проверяется состояние выходной задвижки насоса;

-       если выходная задвижка не закрыта, формируется команда на закрытие с ожиданием исполнения команды, после чего формируется команда на запрет открытия выходной задвижки;

-       если выходная задвижка закрыта, формируется команда на запрет открытия выходной задвижки;

-       включается маслонасос и приточный вентилятор обдува электродвигателя;

-       формируется команда на включение высоковольтного включения с ожиданием исполнения команды;

-       после достижения силы тока статора электродвигателя заданного значения формируется команда на открытие выходной задвижки с ожиданием исполнения команды, после чего формируется команды на запрет закрытия входной задвижки;

-       насосный агрегат считается включенным.

После завершения процедуры запуска контроллер переходит в режим автоматического контроля установки.

Автоматически включается в работу система регулирования и защит.

Во время работы установки контроллер непрерывно следит за всеми его основными технологическими параметрами, и при отклонении любого из них производится аварийный останов установки НА с выдачей звуковой сигнализации и передачи по системе телемеханики на АРМ оператора.

При превышении температуры подшипников насоса и электродвигателя срабатывает аварийная сигнализация и включается программа «остановка насосного агрегата».

При превышении температуры обмоток сердечника статора срабатывает аварийная сигнализация и включается программа «остановка насосного агрегата».

При превышении температуры нефти в корпусе насоса срабатывает аварийная сигнализация и включается программа «остановка насосного агрегата».

При превышении температуры воздуха в корпусе электродвигателя срабатывает аварийная сигнализация и включается программа «остановка насосного агрегата».

Если уровень утечек из уплотнения насоса превышает 150 мм от дна стакана, то срабатывает аварийная сигнализация и включается программа «остановка насосного агрегата».

При вибрации агрегата превышающей уставку 7,1 мм/с срабатывает аварийная сигнализация и включается программа «остановка насосного агрегата».

К электрическим защитам относятся: защита электродвигателя от перегрузки по току; защита от короткого замыкания; дифференциальная защита; короткое замыкание на землю; остановка двигателей с подстанции; посадка напряжения питания; синхронный режим для синхронных двигателей. При срабатывании электрозащиты появляется аварийная сигнализация и включается программа «остановка насосного агрегата». На подстанции срабатывает электрическая аварийная блокировка от повторного включения данного двигателя.

Защита по минимальному давлению смазывающего масла в трубопроводе к насосному агрегату и электродвигателю срабатывает при давлении достигшем значения 50 кПа.

Защита по минимальному давлению на приеме насосного агрегата осуществляется при давлении не превышающем значения 0,2 МПа, включается сигнализация и отключается насосный агрегат.

Защита по максимальному давлению на нагнетании насоса срабатывает при достижении 4,2 МПа, включается сигнализация и отключается первый по ходу нефти насосный агрегат.

При дистанционном управлении необходимо проконтролировать правильность выполнения программ PUSK и STOP и неизменность состояния оборудования на работающем агрегате (особенно задвижек на приеме и выкиде).

Для предотвращения ложных срабатываний сигнализаторов давлений на приеме и выкиде насосов, масла на подшипники, воздуха на охлаждения электродвигателя при пульсациях давления в системах аварийной сигнализации предусматривают выдержки времени 1-20 с.

Система автоматической аварийной защиты насосной предусматривает два вида аварийных отключений магистральных агрегатов:

-   отключение агрегата кнопкой по месту, допускающее только местный повторный запуск после деблокировки в операторной специальной кнопкой;

    отключение агрегата оператором, допускающее дистанционный запуск.

При срабатывании защиты включается аварийная сигнализация и включается программа «остановка насосного агрегата»:

-  выключить электродвигатель;

-       закрыть задвижку на входе и задвижку на выходе насосного агрегата;

-       выключить приточный вентилятор обдува электродвигателя;

-       выключить маслонасос.

После уяснения причины аварии, снятия состояния аварии, контроллер переходит в нормальное состояние.

Происходит выбор необходимых датчиков и исполнительных механизмов объекта с учетом требований алгоритмов управления. На основании задания сначала определяются все информационные и управляющие сигналы проектируемого контроллера.

Следующим шаг - определение причины следственных отношений между сигналами, выделение последовательности событий. Одним из формализованных способов представления алгоритмов управления, которым удобно пользоваться при дальнейшем проектировании является граф переходов.

Граф переходов, представленный на рисунке 4.3, составлен на основе словесного описания алгоритма управления.

4.3.2 Программирование

Автоматизация сбора и обработки измерительной информации связана с задачей программирования логики работы инструментальных средств автоматизации - логических контроллеров.

Использование стандартных языков и компьютерных средств программирования позволяют существенно снизить затраты на разработку прикладного программного обеспечения контроллеров и обеспечить его переносимость с одного контроллера на другой.

Инструменты программирования ПЛК на языках МЭК 61131-3 могут быть специализированными для отдельного семейства ПЛК (например, STEP 7 для контроллеров SIMATIC S7-300/400) или универсальными, работающими с несколькими (но далеко не всеми) типами контроллеров: CoDeSys, ISaGRAF, ИСР "КРУГОЛ", Beremiz.

Для программирования ПЛК используются стандартизированные языки МЭК (IEC) стандарта IEC61131-3:

-  графические:

1)   LD - язык релейных схем;

2)      FBD - язык функциональных блоков;

)        SFC - язык диаграмм состояний - используется для программирования автоматов;

-  текстовые:

1)   IL - список инструкций;

2)      ST - структурированный текст.

Языком программирования был выбран язык ST. ST - язык структурированного текста. Относится к классу языков высокого уровня, похожих на Паскаль, удобен для программирования сложных логических и вычислительных процедур, которые сложно или невозможно описать графическими языками.

Порядок создания программы:

-  создание проекта;

-       объявление переменных: booleans (булевые), analog (аналоговые), timers (таймерные);

-       создание программ;

-       написание текста программы на выбранном языке с помощью соответствующего редактора;

-       присоединение переменных ввода-вывода, позволяет программисту определить физические платы системы исполнения и то, каким образом переменные ввода-вывода присоединяются к каналам этих плат;

-       генерация кода прикладной программы, включающая проверку синтаксиса программы;

-       тестирование или имитация. Используется для отладки программ на компьютере, когда аппаратные средства системы исполнения недоступны;

-       загрузка программы в контроллер.

Список переменных, используемых в программе для данного проекта, приводится в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Описание переменных применяемых в программе

5. Охрана труда и техника безопасности на НПС «Травники»

Темой данного дипломного проекта, как уже отмечено ранее, является модернизация системы автоматики НПС нефтепровода НКК НПС «Травники».

С целью обеспечения безопасности производства при монтаже, эксплуатации и ремонте средств автоматизации, в данном разделе необходимо дать характеристику производственной среды, в которой будет произведена модернизация системы автоматики, и провести анализ опасных и вредных производственных факторов.

Безопасность производства и экологическая безопасность должны соблюдаться по всем видам работ, связанных с монтажом, эксплуатацией и ремонтом средств автоматизации.

Нарушение требований правил техники безопасности производства при монтаже, эксплуатации и ремонте средств автоматизации может привести к авариям и производственным травмам, а экологической безопасности - к загрязнению окружающей среды.

Вследствие того, что нефтеперекачивающая насосная станция является вредным и опасным производственным объектом, в данном разделе будут рассматриваться мероприятия по безопасной эксплуатации оборудования и будет произведен анализ безопасной работы средств автоматизации.

5.1 Анализ производственных опасностей и вредностей

В предыдущих разделах дипломного проекта рассматривалась технологическая схема НПС НКК «Травники» и система автоматического управления технологическими процессами.

Первичные приборы контроля состояния технологического процесса (датчики давления, уровня, температуры, расхода, загазованности и т.д.) устанавливаются непосредственно в насосной, где в процессе эксплуатации рабочей средой является нефть, попутный газ и возможно возникновение взрывоопасных смесей, характеристики которых приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 Взрывоопасные и токсические свойства веществ в рассматриваемой производственной среде

Пары нефтепродуктов действуют, главным образом, на центральную нервную систему. Признаки отравления чаще всего проявляются в головокружении, сухости во рту, головной боли, тошноте, сердцебиении, общей слабости и потери сознания.

Попутный газ - бесцветная смесь легких углеводородных паров, легко воспламеняется, обладает вредным воздействием на организм человека и в зависимости от концентрации может произойти отравление организма разной степени тяжести (ОБУВ составляет 50 мг/м).

На быстроту поступления паров нефтепродуктов из воздуха в кровь влияет их растворимость в воде, близкая к растворимости в крови.

Нефтепродукты практически нерастворимы в воде. Углеводороды способны растворяться в поту и жировом покрове кожи, а затем всасываться через кожу и поступать в кровь. При этом начинается головокружение, тошнота.

Перекачиваемая нефть легко испаряется и способна образовывать взрывоопасную смесь. Нефтепродукты относятся к легковоспламеняющимся веществам. Их пары с воздухом образуют взрывоопасную смесь. Это выдвигает повышенные требования к надежности и эффективности пожаро- и взрывозащиты. Пары нефтепродуктов способны создавать опасность воспламенения от источника огня. Блуждающие пары тяжелее воздуха, поэтому они стелятся по поверхности пола в цехе, затекают с воздухом и образуют горючие и взрывоопасные смеси.

В процессе эксплуатации средств автоматизации существует опасность поражения электрическим током. Приборы и средства автоматизации находятся под напряжением 24 В постоянного тока. Так как насосный зал имеет токопроводящие полы, то возможно, одновременное прикосновение человека к соединяемым с землей технологическим аппаратом с одной стороны и к металлическим корпусам средств автоматизации с другой.

Удар электрическим током вызывает рефлекторную реакцию со стороны центральной нервной системы и ведет к нарушению нормального ритма работы сердца. В результате наблюдается нарушение или полное прекращение деятельности органов дыхания и кровообращения.

Помещение рассматриваемого насосного зала НПС НКК, где установлены четыре насосных агрегата НМ 10000-210, отделено негорючей перегородкой от зала электродвигателей (рисунок 5.1). В разделительной стене в месте прохождения вала соединения насосов и электродвигателей устанавливаются специальные устройства, обеспечивающие герметичность разделительной стенки.

Пожароопасность технологических процессов в значительной степени определяется физико-химическими свойствами нефтепродуктов.

Классификация сооружений по НПБ 105-03 и ПУЭ приведена в таблице 5.2.

Таблица 5.2 Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок.

При обслуживании первичных датчиков в насосном зале, возникает опасность воздействия на человека шума и вибрации источником которых является насосно-силовое оборудование. Длительное воздействие вибрации высоких уровней на организм человека приводит к развитию преждевременного утомления, нарушению вестибулярного аппарата, снижению остроты слуха, нередко приводит к возникновению профессиональной патологии - вибрационной болезни. Допустимые уровни шума на рабочих местах нормируются документами СН 2.2.4/2.1.8.562-96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки» и СНиП 23-03-2003 «Защита от шума» и не должны превышать 80дБ.

Согласно ГОСТ 12.1.019-96, насосный зал относится к помещениям с повышенной опасностью, так как имеет токопроводящие полы, возможно, одновременное прикосновение человека к соединяемым с землей технологическим аппаратом с одной стороны и к металлическим корпусам средств автоматизации с другой.

                                                     Двери

Разделительная стена Двери

Рисунок 5.1 - Схема насосной НКК

При монтаже, наладке, эксплуатации и ремонте систем автоматики производственные опасности и вредности могут быть обусловлены следующими факторами:

-  недостаточная освещенность насосного зала при работе в темное время суток, вызывающая повышенную утомляемость, замедляющая реакцию, что может явиться причиной травм;

воздействием атмосферного электричества в насосном зале в летнее время. Прямой удар молнии, при котором ток может достигать 200 кА, напряжение 100 кВ, а температура в канале молнии приблизительно 25000 °С, вызывает разрушения большой силы.

-  при перекачке нефтепродуктов создаются условия для накопления статического электричества с потенциалом до φ=80 кВ. Это является причиной нарушения технологических процессов, снижения точности показания приборов автоматики, неблагоприятно отражается на здоровье рабочих;

-        наличием давления в аппаратах трубопровода до 5,4 МПа и т. д., в которых эксплуатируются приборы и средства автоматизации производственных процессов. В случаях разгерметизации, отказа регулирующих органов и приборов контроля системы автоматизации, а также при несоблюдении требований ГОСТ 12.2.085-2002 «ССБТ. Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные», возможно возникновение аварийной ситуации;

-        воздействием движущихся и вращающихся частей оборудования насосов при монтаже, демонтаже и эксплуатации приборов и средств автоматизации;

-        воздействием шума и вибрации как на приборы, так и на обслуживающий персонал.

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

В данном разделе рассмотрены правила и требования, которые необходимо соблюдать, чтобы избежать воздействия вредных и опасных производственных факторов, возникающих при монтаже, эксплуатации и ремонте системы автоматизации НПС нефтепровода НКК НПС «Травники».

.2.1 Мероприятия по технике безопасности

Мероприятия по технике безопасности при эксплуатации объектов НКК НПС «Травники». Согласно регламентам и правилам ПТЭ, ПТБ, ПУЭ и РД 153-39.4-056-00, во избежание несчастных случаев при обслуживании оборудования, направляемый на работу персонал должен иметь соответствующую подготовку, пройти производственный инструктаж, ознакомиться с правилами внутреннего распорядка, общими правилами техники безопасности и должностной инструкцией на поручаемом ему для обслуживания участке или агрегате, а также с методами оказания первой помощи. По окончании инструктажа направляемые на работу сдают экзамен по технике безопасности в соответствии с ПБ 08-624-03 и другими руководящими нормативными документами и получают удостоверение с присвоением квалификационной группы. Инструктажи допуска персонала к самостоятельной работе соответствуют требованиям ГОСТ 12.0.004-90 (1999) «ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения». Перед ремонтом оборудования должны быть назначены ответственные лица за организацию и проведение ремонта, подготовку к нему аппаратуры, оборудования и коммуникаций, выполнение мероприятий по пожарной безопасности и охране труда, предусматриваемых планом организации и проведения работ. Для защиты от поражения электрическим током при монтаже, эксплуатации и ремонте средств автоматизации, согласно ГОСТ 12.1.030-81 (2001) «ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление» предусматриваются следующие мероприятия:

-  защитное заземление металлических нетоковедущих частей в сетях до 1000 В. Сопротивление, оказываемое заземляющим устройством R ≤ 4 Ом;

-        зануление в сетях до 1000 В;

-        защитное отключение при появлении напряжения на корпусе оборудования;

предупредительная сигнализация, блокировка, знаки безопасности; ограждение неизолированных токоведущих частей.

Для предотвращения возникновения зарядов статического электричества согласно ГОСТ 12.1.018-93 (2001) «ССБТ. Пожаровзрывобезопасность статического электричества». Общие требования» все металлические и электропроводные неметаллические части технологического оборудования должны быть заземлены. Сопротивление защитного устройства от статического электричества не должно превышать 100 Ом.

Во избежание утечек в насосной НКК НПС «Травники» важнейшим фактором при перекачке нефтепродуктов является герметизация основного насосного оборудования и системы трубопроводов. Герметизация обеспечена за счет сварного соединения стыковочных мест. Гибкие связи, в системе технологических трубопроводов, герметизируются при помощи хомутов с использованием герметика марки МГ-5.

Основными мероприятиями для предотвращения превышения давления сверх допустимого являются:

-  постоянный контроль за режимом работы насосов, автоматизация процесса при превышении разрешенного давления автоматически останавливается насос;

-        своевременное и качественное проведение ППР оборудования и контроль за состоянием торцевых уплотнений насосов, фланцевых соединений трубопроводов;

-        периодическое прохождение обслуживающим персоналом инструктажа и обучение безопасным методам работы.

.2.2 Мероприятия по промышленной санитарии

К ним относятся требования к спецодежде, освещению, микроклимату, требования к организации и оборудованию рабочего места.

.2.2.1 Требования к освещению

В дневное время суток освещение естественное. В ночное предусмотрено местное и общее освещение. В насосном цехе применяются светильники взрывозащищенного исполнения ВЗГ-200, кроме того, предусмотрено аварийное освещение, независимое от основного.

В качестве источников света при искусственном освещении операторной следует применять преимущественно люминесцентные лампы типа ЛД и компактные люминесцентные лампы (KJIJI). Для обеспечения нормируемых значений освещенности в помещении операторной и насосном цехе следует проводить чистку стекол и светильников не реже двух раз в год и проводить своевременную замену перегоревших ламп.

Освещенность местного и основного освещения в насосном цехе согласно СНИП-23-05-95* должна Е = 75 лк. Освещенность рабочих поверхностей мест производства работ, расположенных в операторной Е = 200 лк.

5.2.2.2 Требования к спецодежде

Обеспечение работников специальной одеждой и обувью выполняется согласно ГОСТ 12.4.011-89 (2001) ССБТ «Средства защиты работающих. Общие требования и классификация», а также в соответствии с «Правилами обеспечения работников спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты» М., 1999 г. Средства индивидуальной защиты представлены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 Средства индивидуальной защиты

Выдаваемые работникам средства индивидуальной защиты, должны соответствовать характеру, условиям работы и обеспечивать безопасность труда.

5.2.2.3Требования к микроклимату

Показателями, характеризующими микроклимат, являются:

-   температура воздуха;

-        относительная влажность воздуха;

-        скорость движения воздуха.

В помещении операторной должны соблюдаться оптимальные величины параметров воздуха согласно ГОСТ 12.1.005-88:

-   температуры - 21 -23 °С в холодный период года, 22-24 °С - в теплый;

-        относительной влажности - 40-60%;

-        скорости движения - 0,1 м/с в холодный период года, 0,2 м/с - в теплый.

Микроклимат в помещении операторной согласно СНиП 2.04.05-91* поддерживается отоплением, приточно-вытяжной вентиляцией и кондиционированием. Для повышения влажности воздуха в помещениях с ПЭВМ следует применять увлажнители воздуха, заправляемые ежедневно дистиллированной или прокипяченной питьевой водой.

Содержание вредных химических веществ в производственных помещениях, работа на ПК в которых является основной (диспетчерские, операторские и др.), не должно превышать «Предельно допустимых концентраций загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных пунктов».

Методы борьбы с шумом и вибрацией сводятся к уменьшению их возникновения. Для снижения или исключения вибрации СНиП 23-03-2003 предусматривает следующие меры:

-     правильное проектирование оснований под оборудование, с учетом динамических нагрузок и изоляция их от несущих конструкций и инженерных коммуникаций;

-        центровка и балансировка вращающихся частей агрегатов.

В качестве индивидуальных средств защиты от шума используются наушники или антифоны.

Рабочие, подвергающиеся воздействию вибрации должны регулярно проходить медосмотр.

.2.3 Мероприятия по пожарной безопасности

Пожарная безопасность на электроустановках, находящихся в помещении НПС соблюдается в соответствии с ППБ 01-03 «Правила пожарной безопасности в Российской федерации» и ГОСТ 12.1.004-91 (1999) «ССБТ. Безопасность. Общие требования»:

-   запрещается пользоваться розетками, рубильниками и другими средствами с открытыми контактами;

-        вспомогательное оборудование, электродвигатели, аппараты управления должны иметь степень защиты, соответствующее классу зоны, а также должны иметь аппараты защиты от коротких замыканий и перегрузок;

-        запрещается использовать электрические аппараты и приборы в условиях, не соответствующих рекомендациям предприятий изготовителей или неисправных, создающие угрозу возникновения пожара, а также электропровода и кабели с поврежденной или потерявшей защитные свойства изоляцией;

-        запрещается пользоваться электронагревательными приборами;

-        во взрывоопасных зонах работать только с инструментом не дающим искру;

-        смазочные материалы хранятся в специальных металлических лотках бочках с плотно закрывающимися крышками, промасленная ветошь собирается в специально отведенные места;

-        запрещается курить и разводить открытый огонь в необорудованных для этого местах, для предупреждения вывешиваются предупредительные плакаты «НЕ КУРИТЬ».

Все первичные приборы контроля и регулирования, установленные по месту, в зонах возможного возникновения загазованности предусматривается выполнять в искробезопасном исполнении 2 Exi II АТ2 и 1 Exd II АТЗ, что позволяет производить измерение во взрывоопасной среде.

Насосная станция оснащена системой автоматического пожаротушения (АППТ), позволяющей тушить возможные очаги пожара автоматически.

Вентиляция в насосном зале установлена приточно-вытяжная кратностью воздухообмена 4:1 для удаления взрывоопасной смеси воздуха с парами нефти.

В дополнение к этому предусматривается установка обратных клапанов на трубопроводе, срабатывающие термоэлементы для включения системы автоматического пожаротушения, установка дверей и окон, открывающихся наружу, заземление металлического оборудования от статического и атмосферного электричества. Соединение насосов и электродвигателей осуществляется через специальные отверстия в герметизирующей камере фрамуги разделительной стенки, к которому подается чистый воздух для создания пневмозащиты. При аварийном нарушении герметичности трубопроводов и оборудования, автоматически отключается вышедший из строя агрегат.

Система ЛППТ оборудована резервным питанием, а на станции пенотушения установлен дизель-генератор на случай отсутствия электроэнергии.

Система АППТ управляется контроллером сигнальным автоматического пожаротушения (КСАП), осуществляющий контроль за состоянием насосной станции. В насосной станции установлены инфракрасные датчики контроля “Ясень”. При возникновении пожара, на объектах охраны контроллер КСАП автоматически запускает пенный насос и открывает соответствующие задвижки на насосную, сигнал с контроллера КСАП поступает в пожарное депо, где находятся две дежурные пожарные машины и пожарный расчет. На каждом из входов (два) в насосную устанавливаются ручные пожарные извещатели.

Для ликвидации небольших очагов возгорания, на территории предусмотрена установка щитов с пожарным инвентарем, песок, кошма, багор, лом, ведра, огнетушители серии ОХП-Ю и ОУ - 8. Пожарный инвентарь окрашивается в красный цвет.

5.3     Расчет установки пенного тушения и пожарного водоснабжения

Пожарная безопасность - это состояние объекта, при котором обеспечена возможность предупреждения и борьбы с пожаром, а также возможность спасения людей и имущества от опасных факторов пожара. Пожарная безопасность объекта характеризуется наличием систем предотвращения пожара и возможности проведения необходимых организационно-технических мероприятий.

Пожарная безопасность объекта должна обеспечиваться системами предотвращения пожара и противопожарной защиты, в том числе организационно-техническими мероприятиями.

Выполнение основного требования способствует соблюдению противопожарного режима и сохранению должного уровня безопасности. Противопожарный режим - это правила пожарной безопасности, направленные на защиту объекта от возгорания - определяют порядок поведения людей, содержания помещений и организации производства.

Система пожарной автоматики, предназначенная для:

- автоматического обнаружения очага возгорания;

-        оповещения персонала о пожаре;

-        приведения в действие системы пенотушения в автоматическом или ручном режимах, для локализации очага пожара.

Автоматическая система управления пенного пожаротушения (АСУ ПТ) на НКК НПС «Травники» выполняется на базе микропроцессорных средств, которая обеспечивает:

- непрерывный контроль и управление системами тушения пожаров в режиме ожидания (до возникновения пожара) и в режиме «Пожар»;

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

- работу системы автоматизации автономно, в локальной сети и в составе многоуровневой автоматизированной системы управления.

На объекте НКК НПС «Травники» эксплуатируется система автоматической установки пожаротушения, в состав которой входит заранее приготовленный 6% водный раствор пенообразователя, хранящийся в специальных подземных резервуарах. В период тушения пожара насосами пожаротушения, раствор подаётся к пеногенераторам.

Ссистема автоматического пенного пожаротушения на НКК НПС «Травники» в нефтенасосных предусмотрена на пену высокой кратности.

В настоящее время на НКК НПС «Травники» для нужд пожаротушения используется насосная водяного пожаротушения с резервуарами противопожарного запаса воды V=2000 м3 (2 шт.), V-500 м3

Подача воды на тушение возможных пожаров производится этими насосами из подземных емкостей № 1, 2 - V=2000 м3 каждый, и № 3 - V=500m3.

Пена получается в стационарных пеногенераторах ГСП-600 при смешении 6% раствора пенообразователя ПО-1 с воздухом. Обладает незначительной электропроводностью и поэтому применяется для тушения пожаров в электроустановках, находящихся под напряжением.

Приведем тактико-технические показатели прибора подачи пены:

-        ствол и генератор……………………………ГСП-600

-        напор у прибора, м………………...........60

-        концентрация раствора, %........................6

-        расход, л/с,:

1)      воды ……………………………………….5,64

2)      пенообразователя………………………….0,36

-        кратность пены   …………………..…..100

-        подача (расход) по пене, м /мин    ……..36

Метод тушения - комбинированный, от площади к объему. Это диктуется наличием трубопроводов на высоте 1,25 м и высотой насоса 1,7 м, поскольку очаг пожара может возникнуть в любой точке по высоте трубопроводов обвязки и насоса, а остаточное давление в трубах будет способствовать образованию форсуночного горения, то при расчёте на объёмное тушение высота принимается равной 1,75 м.

Площадь помещения насосной найдем по формуле:

S = a·b                                                                                            (5.1)

где S - площадь помещения, м2;

а - длина насосной, равная 37 м;- ширина насосной, равная 9 м.

S = a·b = 37·9 = 335, м2;

Объём помещения, заполняемый пеной, согласно принятой высоте будет составлять:

п = a·b·h = 37·9·1,75 = 586, м3                                                      (5.2)

где Vп - объём помещения, заполняемый пеной, м3;

h - принятая высота, м.

Определим объём, который можно заполнить одним генератором пены ГВП-600 за расчетное время тушения пожара по формуле:

                                                                               (5.3)

где  - объём, который можно заполнить одним генератором пены ГВП-600 за расчетное время тушения пожара, равное 15 мин., м3;

 - расход генератора по пене, м3/мин;

τ - расчетное время тушения пожара, мин.;

К3 - коэффициент разрушения и потери пены, равный 3,5;

 м3

Определим требуемое число генераторов пены ГСП-600 для объёмного тушения пожара в насосной по формуле:

                                                                                     (5.4)

где - требуемое количество генераторов пены ГСП-600, шт;п - объём помещения, заполняемый пеной, м3;

- объём, который можно заполнить одним генератором пены ГВП-600, м3;

= шт.

Требуемый расход пенообразователя и воды, для создания пены, на один ГСП-600 составляет 0,36 л/с и 5,64 л/с.

Определим по формулам требуемый расход пенообразователя и воды для четырех ГСП-600:

= · 4) = 0,36·4=1,44, л/с                                                       (5.5)

=  · 4) = 5,64 · 4 = 22,56, л/с.                                              (5.6)

Определим по формулам требуемое количество пенообразователя и воды для четырех ГСП-600 за расчетное время тушения пожара, которое составляет 15 мин.:

 = • 4) ·τр                                                                   (5.7)

=  • 4) ·τр                                                                   (5.8)

где - требуемое количество пенообразователя, л;

 - расход пенообразователя на один ГСП-600, л/с;

τр - расчетное время тушения пожара, с.;

 требуемое количество воды, л;

расход воды на один ГСП-600, л/с.

=0,36·4·600 = 864, л;

= 5,64 · 4 · 600 = 13536, л.

Определим общее количество пенообразователя, требуемого для тушения пожара с учетом резерва и обеспеченность объекта водой по формулам:

=τр*Кз                                                   (5.9)

=τр *Кз · ·3600τз ·; (5.10)

где  требуемое число генераторов пены ГСП-600, шт;

 расход пенообразователя на один ГСП-600, л/с;

τр - расчетное время тушения пожара, мин.;

К3 - коэффициент запаса огнетушащего средства, равный 3;

 - количество стволов; шт;

расход воды из ствола А, л / с;

 резервуар с водой, объёмом 1600 м3, шт;

τз - время, на которое рассчитан запас огнетушащего средства, ч.;

К3 - коэффициент запаса для воды, равный 5;

= 4·0,36·60·10·3=3888л = 3,888, м3;

= 4·5,64·60·10·5+2·7,4·3600·1=154800л = 154,8, м3.

Следовательно, объект водой обеспечен, так как ее количество в резервуарах (1600, 1600 и 500 м3) значительно превышает общий расход на тушение и охлаждение конструкций.

Расчёт бака-дозатора производится с учётом троекратного запаса пенообразователя по формуле:

=τр·Кз,м3                                                        (5.11)

где - объём бака-дозатора, м3;

расход пенообразователя на один ГСП-600, м3/мин.;

- требуемое число генераторов пены ГСП-600, шт;

τр - расчетное время тушения пожара, мин.;

К3 - коэффициент запаса огнетушащего средства, равный 3;

Расчётный объём бака-дозатора составит:

 = 0,36 · 4 · 15 · 3 = 64,8, м3;

Принимаем бак-дозатор объёмом 64,8 м3.

Диаметр трубопровода для обеспечения подачи раствора пенообразователя с расходом 1,08 м3/мин. определяется по таблицам для гидравлического расчета, в зависимости от напора перед пеногенератором, определяемым по формуле:

hгп = hвод - hтр - hпс - hуст.ГСП                                                 (5.12)

где hгп - напор перед пеногенератором, м;

hвод - напор в системе пожарно-производственного водовода, 80 м;

hтр - потери напора в трубопроводе, м;

hпс - потери напора на работу пеносмесителя, м;

hуст.ГСП - высота установки пеногенераторов, равная 4,2 м.

Потери напора в трубопроводе определяются по формуле:

тр =i · l                                                                                           (5.13)

где i - гидравлический уклон, 0,0103;

l -длина расчетного участка, 200 м.

hтр =0,0103·200 = 2,06, м.

Потери напора на работу пеносмесителя определяются по формуле:

hпс = (hвод - hтр) ·К3                                                                    (5.14)

где К3 - коэффициент, учитывающий потерю напора на работу пеносмесителя, равный 0,3.

hnc = (80 - 2,06) ·• 0,3 = 23,382, м.

Рассчитаем напор перед пеногенератором:

hгп = 80 - 2,06 - 23,382 - 4,2 = 50,358, м.

По результатам расчёта видно, что напор перед пеногенератором находится в допустимых пределах 40 - 60 м.

Диаметр подходящих и отходящих трубопроводов принимается равным 150 мм.

6. Оценка экономической эффективности от модернизации системы автоматизации МНА на основе ПЛК

.1 Методика расчета экономической эффективности инвестиций

Инвестиции - средства (денежные средства, ценные бумаги, иное имущество, в том числе и имущественные права, имеющие денежную оценку), вкладываемые в объекты предпринимательской и (или) иной деятельности с целью получения прибыли и (или) достижения иного полезного эффекта.

Различаются:

- капиталообразующие инвестиции, вложения в новое строительство, расширение, реконструкцию, техническое перевооружение и поддержание действующего производства, а также вложения средств в создание товарно-производственных запасов, прирост оборотных средств и нематериальных активов. Капитальные вложения - составная часть капиталообразующих инвестиций. Они представляют собой затраты, направляемые на создание и воспроизводство основных фондов. Капитальные вложения являются необходимым условием существования предприятия. Пренебрегая ими, фирма может увеличить свои прибыли в краткосрочном периоде, но в долгосрочном периоде это приведет к потере прибыли, неспособности фирмы конкурировать на рынке. В состав капитальных вложений входят: затраты на строительно-монтажные работы; затраты на приобретение основных фондов,обеспечивающие создание и воспроизводство фондов; состоят из капитальных вложений, оборотного капитала, а также, иных средств, необходимых для проекта;

- портфельные инвестиции - помещение средств в финансовые активы. Это вложения средств в ценные бумаги различных компаний для получения спекулятивной прибыли. В отличие от прямых инвестиций, которые имею целью не просто вложение средств в развитие компании, но и получение вместе с тем контроля над ее деятельностью, портфельные инвестиции представляют собой пассивное владение ценными бумагами различных компаний, которые и формируют портфель инвестора. При этом сам инвестор, как правило, не участвует в управлении компанией, которая выпустила акции.

Капитальные вложения - инвестиции в основной капитал (основные средства), в том числе затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно-изыскательные работы и другие затраты.

Анализ эффективности инвестиционного проекта основывается на моделировании денежных потоков, складывающихся в течении всего срока жизни проекта.

Проект - комплекс действий (работ, услуг, приобретений, управленческих операций и решений), направленных на достижение сформулированной цели.

Инвестиционный проект - обоснование экономической целесообразности, объема и сроков осуществления капитальных вложений, в том числе необходимая проектно-сметная документация. Эффективность инвестиционного проекта характеризуется системой показателей, отражающих соотношение затрат и результатов применительно к интересам его участников.

Необходимо различать понятия: экономическая эффективность и экономический эффект. Под экономическим эффектом в общем случае понимается величина экономии затрат в рублях в результате осуществления какого-либо мероприятия или их совокупности. В традиционных технико-экономических расчетах чаще всего используется величина годового экономического эффекта, т.е. экономии средств за год. Под экономической эффективностью понимается относительная величина, получаемая в результате сопоставления экономического эффекта с затратами, вызвавшими этот эффект. Причем это может быть простое отношение эффекта к соответствующим затратам и более сложные отношения.

Денежный поток (поток реальных денег) складывается из всех притоков и оттоков денежных средств в некоторый момент времени (или на некотором шаге расчета).

Приток денежных средств равен величине денежных поступлений (результатов в стоимостном выражении) на соответствующем шаге. Отток равен платежам (затратам) на этом шаге.

Срок жизни проекта (расчетный период) должен охватывать весь жизненный цикл разработки и реализации проекта вплоть до его прекращения. Срок жизни проекта включает в себя следующие основные стадии (этапы): инвестиционную, эксплуатационную, ликвидационную.

Для оценки эффективности инвестиционных проектов применяется метод дисконтированной оценки, который базируется на учете временного фактора. Данный метод учитывает временной фактор с позиции стоимости денег в будущем. Данный метод учитывает временной фактор с позиции стоимости денег в будущем. В соответствии с методическими рекомендациями оценка эффективности инвестиционных проектов предусматривает расчет следующих показателей:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

индекс доходности инвестиций (ИД);

внутренняя норма доходности (ВНД);

срок окупаемости инвестиций (СО).

Расчетный период разбивается на шаги, в пределах которых производится агрегирование данных, используемых для оценки финансовых показателей. Шаги расчета определяются их номерами (0, 1, …). Время в расчетном периоде измеряется в годах или долях года и отсчитывается от фиксированного момента, принимаемого за базовый (обычно в качестве базового принимается момент начала или конца нулевого шага).

Норма дисконта (приведения) отражает возможную стоимость капитала, соответствующую возможной прибыли инвестора, которую он мог бы получить на ту же сумму капитала, вкладывая его в другом месте, при допущении, что финансовые риски одинаковы для обоих вариантов инвестирования. Другими словами, норма дисконта должна являться минимальной нормой прибыли, ниже которой предприниматель счел бы инвестиции невыгодными для себя.

Для инвестиционного проекта в качестве нормы дисконта иногда используется ставка процента по долгосрочным ссудам на рынке капитала или ставка процента, которая уплачивается получателем ссуды.

Если рассчитанный ЧДД положителен, то прибыльность инвестиций выше нормы дисконта и проект следует принять. Если ЧДД равен нулю, то прибыльность равна норме дисконта. Если ЧДД меньше нуля, то прибыльность инвестиций ниже нормы дисконта и от этого проекта следует отказаться. При сравнении альтернативных проектов предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением ЧДД [12].

Показатели эффективности следующие.

Важнейшим показателем эффективности инвестиционного проекта является чистый денежный доход (другие названия ЧДД - интегральный экономический эффект, чистая текущая приведенная стоимость, чистая текущая стоимость) - 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. А 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) - 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, если 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).

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.

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, что как раз и иллюстрирует рисунок 6.1.

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.

Рисунок 6.1 - Зависимость величины ЧДД от уровня нормы дисконта

Экономический смысл этого показателя заключается в следующем:

если ВНД > СС, то проект следует принять;

если ВНД < СС, то проект следует отклонить;

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

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

Если при решении равенства (6.3) функция ВНД имеет несколько корней, то данный критерий неприменим.

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 (Ток) 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 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

.2.1 Характеристика объекта внедрения

Так как темой дипломного проекта является автоматизация МНА и рассматривается внедрение микропроцессорной системы автоматизации, то в данной главе целесообразно оценить экономическую эффективность её применения.

Выгоды от её внедрения оцениваются исходя из того, чем обеспечивается устойчивая работа МНА, сокращение количества аварийных остановок МНА и сокращение времени простоя НПС из-за неисправности системы автоматики, повышается оперативность управления и точность измерения показателей качества нефти, увеличение межремонтных сроков насосов, электродвигателей, коммутационного оборудования.

Рассматриваемое научно-техническое мероприятие позволяет избежать:

-  сокращения объёма перекачиваемой нефти, вызываемого остановками НПС в результате отказов системы автоматики;

-       сокращение затрат на ремонт и обслуживание оборудования;

-       сокращение затрат по сбору, обработке и анализу информации обслуживаемого объекта.

Внедрение более совершенных средств измерения позволит повысить уровень автоматизации и отказаться от релейной системы управления автоматикой.

Необходимость модернизации старой системы вызвана:

–  ее моральным износом;

–       малой гибкостью системы;

–       ненадежностью автоматизации.

Цель расчета - определить экономический эффект от внедрения МПСА на основе современных технических и программных средств. Анализ экономической эффективности.

6.3 Расчет капиталовложений

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

Объём капиталовложений рассчитывается по формуле:

КВ = Зоб +Зпнр +Зсмр ,                                                               (6.4)

где К - объём капиталовложений, тыс. руб;

Зоб   - затраты на оборудование, тыс. руб;

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

Зсмр - 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.

Капитальные вложения также приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Капитальные вложения на средства автоматизации

КВ = 19193,786 тыс. руб. Данный укрупненный показатель стоимости включает в себя приобретение, установку, подключение АСУТП.

.4 Формирование эксплуатационных затрат

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

                                                (6.5)

где Звспом - затраты на вспомогательные материалы;

Зрем - затраты на ремонт;

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

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

Зпр   - прочие затраты.

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

Звспом= 0,2КВ                                                                              (6.6)

Звспом= 0,2*19193,786 =3838,75 тыс. руб.

Затраты на ремонт оборудования составляют 25 % от капитальных вложений:

                                                                                  (6.7)

З р = 0,25*19193,786 = 4798,45

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

                                                                                    (6.8)

Зaм=19193,786*0.1=1919,4 тыс. руб.

где На - норма амортизации.

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

Зобор=0,4*КВ                                                                               (6.9)

Зобор= 0,4*19193,78= 7677,5 тыс. руб.

Затраты системы на потребление электроэнергии составляют:

Зпот = Wу·Тр·Sэ,                                                                                    (6.10)

З пот =365*24*5*2,4=105,12 тыс.руб.

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

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

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

Зпр =0,25 *(3вспом+3рем+3обор+3ам+3пот)                             (6.11)

Зпр =0,25*(3838,75+4798,45+7677,5+1919,4+105,12)=4584,8

Результаты расчета эксплуатационных затрат представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Текущие затраты при использовании микропроцессорной системы автоматики на НПС

6.5 Формирование выгод от проекта

После внедрения системы управления и регулирования получили дополнительное количество продукции за счет несостоявшихся остановок МНА по причине аварий и ремонтов насоса. Экономическая эффективность определяется по формуле:

Э=(Ц-С)·Qн-Зр,                                                                          (6.12)

Э=(23-20) 6500-4798,45=14701,56 тыс.руб.

где Ц - оптовая цена предприятия на продукцию;

С - себестоимость дополнительно полученной продукции;г - объем дополнительно добытой продукции.

Экономия затрат на ремонт оборудования при своевременном обнаружении аварийной ситуации:

                                                                       (6.13)

=4798,45·0,35·0,95=1595,48 тыс. руб.

где  - затраты на ремонт,=4798,45тыс. руб;

 - коэффициент аварийного ремонта, =0,35;

 -коэффициент обнаружения места аварии,=0,95.

Сокращение трудозатрат за счет сокращения численности обслуживающего персонала определяется по формуле:

ЗП=4·(ЗПр+Нач· ЗПр )·12                                                            (6.14)

ЗП =2·(15+0,34·15)·12 = 482,4 тыс. руб

Экономии от использования АСУТП составляют 16779,43 тыс. руб.

Исходные данные для расчета экономического эффекта приведены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 - Исходные данные для расчета экономического эффекта

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 6.5.

Проводим расчеты экономической эффективности проекта для всех расчетных годов по приведённым формулам, а результаты вычислений заносим в таблицу 6.5. Коэффициенты дисконтирования рассчитываем исходя из стоимости капитала для предприятия равной 20%. По результатам расчета экономической эффективности построим финансовый профиль инвестиционного проекта для определения срока окупаемости (рисунок 6.2).

Рисунок 6.2 - Финансовый профиль проекта

Как видно (см. рисунок 6.2), срок окупаемости проекта составляет около 6,3 года.

Изменение денежных потоков наличности изображено на рисунке 6.3.

Рисунок 6.3 - Изменение денежных потоков наличности

Таблица 6.5 - Расчет налога на имущество

Внутреннюю норму доходности определим по графику на рисунке 6.4, построенному на основании данных из таблицы 6.6.

Рисунок 6.4 - Определение внутренней нормы доходности

Как видно из рисунка 6.4, внутренняя норма доходности данного проекта равно примерно 22%.

Обобщающие экономические показатели эффективности проекта приведем в таблице 6.7

Таблица 6.7 - Эффективность проекта

Таблица 6.6 - Расчет эффективности проекта

По расчетам экономической эффективности получили чистый дисконтированный доход 5281,89 тыс. р., который имеет положительное значение, индекс доходности больше 1 (1,28), срок окупаемости составил 6,3 лет. Значит, внедрение контроллера является эффективным не только с технологической, но и с экономической точки зрения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте рассмотрены вопросы автоматизации насосных агрегатов нефтеперекачивающей станции «Травники» ОАО «Уралсибнефтепровод».

На основании проведенного в данном дипломном проекте исследования получены следующие результаты:

разработана система автоматизации мгаистрального насосного агрегата нефтеперекачивающей станции «Травники» на базе микропроцессорного контроллера SKOREX фирмы ЭлеСи. Эта система призвана обеспечить более надежное и качественное управление технологическим процессом с минимальным участием оператора;

составлена программа для логической части алгоритма работы САУ МНА на языке программирования ST, позволяющая автоматически управлять работой МНА.

Низкий уровень автоматики, наличие морально устаревших релейных схем требует замены на микропроцессорную систему автоматики. Поэтому автоматизированная система управления насосными агрегатами позволит уменьшить затраты за счет сокращения количества аварийных остановок НПС и сокращения времени простоя НПС из-за неисправности системы автоматики. Анализ экономической эффективности, в ходе которого была произведена оценка экономической эффективности от внедрения ПЛК SKOREX показывает целесообразность автоматизации технологического процесса на НПС предложенным в данном дипломном проекте способом.

Внедрение ПЛК в процессы управления позволит контролировать изменение параметров без прерывания технологического процесса и использовать текущие значения параметров (либо их оценки) для формирования управляющих воздействий. Если параметры изменяются во времени достаточно медленно, то такие методы управления могут оказаться весьма эффективными, поскольку не связаны с прерыванием технологического процесса для тестирования управляемого процесса.

Предлагаемый проект обеспечит бесперебойную работу агрегата, что снизит вероятность возникновения аварий за счет функции защиты САУ НА, а также продлить срок эксплуатации.

Постоянное усложнение задач автоматизации, рост их масштабов и повышение требований, предъявляемых к надежности управляющих контроллеров подталкивают к применению современного оборудования. Это позволит выйти на качественно новый уровень.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

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

Аппаратно-программные средства телемеханики и автоматики - АПСТМ и А. ГП ПО «Старт», ЗАО НПО «ВНИИЭФ-Волгогаз». /Промышленные АСУ и контроллеры/, 2001. - №6.

Прахова, М.Ю. Автоматизация производственных процессов в трубопроводном транспорте: В 3 ч. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002. - Ч.3. Автоматизация некоторых объектов транспорта нефти. - 304 с.

Шаммазов, А.М. Основы трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов / А.М. Шаммазов, А.А. Коршак, К.Р. Ахмадуллин и др.- Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2000. - 160 с.

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

6 Васильев, Г.Г. Трубопроводный транспорт нефти / Г.Г. Васильев, Г.Е. Коробков, А.А. Коршак. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. Т.1. - 407 с.

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

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

9 Певзнер В.Б. Основы автоматизации нефтегазопроводов и нефтебаз. - М.: Недра, 1975, - 240 с.

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

11 Журнал интеллектуальных технологий «itech» [Электронный ресурс]. - 2008.- №11.-С.13-19.

Методические рекомендации по экономическому обоснованию дипломных проектов Под редакцией Бирюковой В.В.- Уфа.: УНИ, 2008.-30 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Листинг программы управления МНА на языке ST

state_process of

:Ued:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;PUSK AND Pnorm then state_process:=1; end_if;

:Uzvib:= TRUE;PZo THEN state_process:=2; end_if;PZz THEN state_process:=9 end_if;

:zz:= TRUE;:= t#0s;(Time1);_process:=91;

: IF (Time1>t#7s AND PZo) then state_process:=2; end_if;

:Upzo:=TRUE;:= FALSE ;:= TRUE;(Time1);:= t#0s;(T1);_process:=21;

: IF VZz then state_process:=3; end_if;(T1>t#7s AND NOT VZz) then state_process:=22; end_if;

:Uvzz:= TRUE ;(T1);:=t#0s;(Time2);_process:=221;

: IF Time2>t#7s AND VZz then state_process:=3; end_if;

:Umasn:= TRUE ;:= TRUE ;:=TRUE ;:= TRUE ;:= TRUE ;(Time2);Xstator then state_process:=4; end_if;

:Uvzo:=true;:= FALSE ;VZo then state_process:=5; end_if;

:ZZVZ:= TRUE ;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;STOPm_op then state_process:=6; end_if;Tpedn_kn_mas then state_process:=51; end_if;P_PrVuk_masn then state_process:=52; end_if;Vibr>7 then state_process:=53; end_if;Ez then state_process:=54; end_if;ut then state_process:=55; end_if;

:UTemp:= TRUE ;:=t#0s;(Time3);_process:=511;

:IF (NOT Tpedn_kn_mas) then state_process:=5; end_if;Time3>t#6s then TSTOP(Time3);:=FALSE ;_process:=6; end_if;

:Udavl:= TRUE ;:=t#0s;(Time4);_process:=521;

: IF (NOT P_PrVuk_masn) then state_process:=5; end_if;Time4>t#6s then TSTOP(Time4);:=FALSE ;_process:=6; end_if;

:Uvibr:= TRUE ;:=t#0s;(Time5);_process:=531;

: IF Vibr<7 then state_process:=5; end_if;Time5>t#6s then TSTOP(Time5);:= FALSE ;_process:=6; end_if;

:Uez:= TRUE;:=t#0s;(Time6);_process:=541;

:IF (NOT Ez) then state_process:=5; end_if;Time6>t#6s then TSTOP(Time6);:=FALSE ;_process:=6; end_if;

:Uut:= TRUE;:=t#0s;(Time7);_process:=551;

:IF (NOT ut) then state_process:=5; end_if;Time7>t#6s then TSTOP(Time7);:= FALSE ;_process:=6; end_if;

:Ued:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE ;:=FALSE ;(Time3);(Time4);(Time5);(Time6);(Time7);_process:=7;

:Upzz:= TRUE;:= TRUE;:= TRUE;:= FALSE;:= FALSE;_process:=71;

: IF VZz AND PZz then STOP:= FALSE;:= FALSE;:= FALSE;_process:=8; end_if;

: if Yst then state_process:=0; end_if;

end_case;