Регламент організації контролю за нормативними параметрами мн і НПС в операційних НПС, диспетчерських пунктах РНУ (мно) і ВАТ мн. Вібродіагностика насосних агрегатів
Норми вібрації дуже важливі при діагностиці роторного обладнання. Динамічне (роторне) обладнання займає великий відсоток в загальному обсязі обладнання промислового підприємства: електричні двигуни, насоси, компресори, вентилятори, редуктори, турбіни і т.д. Завданням служби головного механіка і головного енергетика є визначення з достатньою точністю того моменту, коли проведення ППР технічно, а головне економічно обгрунтовано. Одним з кращих методів визначення технічного стану обертових вузлів є віброконтроля віброметр BALTECH VP-3410 або вібродіагностика за допомогою віброаналізатор BALTECH CSI 2130, які дозволяють скоротити необгрунтовані витрати матеріальних засобів на експлуатацію і технічне обслуговування обладнання, а також оцінити ймовірність і попередити можливість позапланового виходу з ладу . Однак, це можливо тільки якщо контроль вібрації проводити систематично, тоді вдається вчасно виявити: знос підшипників (кочення, ковзання), несоосность валів, дисбаланс роторів, проблеми зі змазкою машин і багато інших відхилення і несправності.
У ГОСТ ІСО 10816-1-97 встановлені два основних критерії загальної оцінки вібраційного стану машин і механізмів різних класів в залежності від потужності агрегату. За одним критерієм порівнюю абсолютні значення параметра вібрації в широкій смузі частот, інакше - зміни цього параметра.
Опір при механічних деформаціях (наприклад, при падінні).
| vrms, мм / с | клас 1 | клас 2 | клас 3 | клас 4 |
| 0.28 | А | A | A | A |
| 0.45 | ||||
| 0.71 | ||||
| 1.12 | B | |||
| 1.8 | B | |||
| 2.8 | З | B | ||
| 4.5 | C | B | ||
| 7.1 | D | C | ||
| 11.2 | D | C | ||
| 18 | D | |||
| 28 | D | |||
| 45 |
Перший критерій це абсолютні значення вібрації. Він пов'язаний з визначенням кордонів для абсолютного значення параметра вібрації, встановлених з умови допустимих динамічних навантажень на підшипники і допустимої вібрації, яка передається назовні на опори і фундамент. Максимальне значення параметра, що вимірюється на кожному підшипнику або опорі, порівнюють з межами зон для даної машини. Приладах і програмах компанії BALTECH ви можете вказати (вибрати) свої норми вібрації або прийняти зі списку стандартів занесений міжнародний в програму «Протон-Експерт».
Клас 1 - Окремі частини двигунів і машин, з'єднані з агрегатом і працюють в звичайному для них режимі (серійні електричні мотори потужністю до 15 кВт є типовими машинами цієї категорії).
Клас 2 - Машини середньої величини (типові електромотори потужністю від 15 до 875 кВт) без спеціальних фундаментів, жорстко встановлені двигуни або машини (до 300 кВт) на спеціальних фундаментах.
Клас 3 - Потужні первинні двигуни та інші потужні машини з обертовими масами, встановлені на масивних фундаментах, щодо жорстких в напрямку вимірювання вібрації.
Клас 4 - Потужні первинні двигуни та інші потужні машини з обертовими масами, встановлені на фундаменти, щодо податливі в напрямку вимірювання вібрації (наприклад, турбогенератори і газові турбіни з вихідною потужністю понад 10 МВт).
Для якісної оцінки вібрації машини і прийняття рішень про необхідні дії в конкретній ситуації встановлено такі зони стану.
- зона А - У цю зону потрапляють, як правило, нові машини, тільки що введені в експлуатацію (вібрацію зазначених машин нормує, як правило, завод-виготовлювач).
- зона В- Машини, які потрапляють в цю зону, зазвичай вважають придатними для подальшої експлуатації без обмеження термінів.
- зона С - Машини, які потрапляють в цю зону, зазвичай розглядають як непридатні для тривалої безперервної експлуатації. Зазвичай дані машини можуть функціонувати обмежений період часу, поки не з'явиться відповідна можливість для проведення ремонтних робіт.
- зона D - Рівні вібрації в даній зоні зазвичай розглядають як досить серйозні, для того щоб викликати пошкодження машини.
Другий критерій це зміна значень вібрації. Цей критерій заснований на порівнянні виміряного значення вібрації в сталому режимі роботи машини з попередньо встановленим значенням. Такі зміни можуть бути швидкими або поступово наростаючими в часі і вказують на пошкодження машини в початковій стадії або на інші неполадки. Зміна вібрації на 25% зазвичай розглядають як значні.
При виявленні значних змін вібрації необхідно досліджувати можливі причини таких змін, щоб виявити причини таких змін і визначити які заходи необхідно вжити з метою запобігання виникненню небезпечних ситуацій. І в першу чергу необхідно з'ясувати, чи не є це наслідком неправильного вимірювання значення вібрації.
Самі користувачі вібровимірювальної апаратури і приладів, часто потрапляють в незручну ситуацію, коли намагаються порівняти показання між аналогічними приладами. Первісне здивування часто змінюється обуренням коли виявляється невідповідність у показаннях перевищує допустиму похибку вимірювання приладів. Причин цього кілька:
Некоректно порівнювати показання приладів, датчики вібрації яких встановлені в різних місцях, нехай навіть досить близько;
Некоректно порівнювати показання приладів, датчики вібрації яких мають різні способи кріплення до об'єкта (магніт, шпилька, щуп, клей та ін.);
Необхідно враховувати що п'єзоелектричні датчики вібрації чутливі до температурних, магнітним і електричним полями і здатні змінювати своє електричний опір при механічних деформаціях (наприклад, при падінні).
На перший погляд, порівнюючи технічні характеристики двох приладів, можна сказати, що другий прилад значно краще першого. Подивимося уважніше:
Для прикладу розглянемо механізм, зворотний частота обертання ротора у якого равна12.5 Гц (750 об / хв), а рівень вібрації становить 4 мм / с, можливі наступні показання приладів:
а) для першого приладу, похибка на частоті 12.5 Гц і рівні 4 мм / с, відповідно до технічних вимог, не більше ± 10%, тобто показання приладу будуть в діапазоні від 3.6 до 4.4 мм / с;
б) для другого, похибка на частоті 12.5 Гц складе ± 15%, похибка при рівні вібрації 4 мм / с складе 20/4 * 5 \u003d 25%. У більшості випадків, обидві похибки є систематичними, тому вони арифметично підсумовуються. Отримуємо похибка вимірювання ± 40%, тобто показання приладу ймовірно від 2.4 до 5.6 мм / с;
У той же час, якщо проводити оцінку вібрації в частотному спектрі вібрації механізму складових з частотою нижче 10 Гц і вище 1 кГц показання другого приладу в порівнянні з першим виявляться кращими.
Необхідно звернути увагу на наявність в приладі детектора середнього квадратичного значення. Заміна детектора середнього квадратичного значення детектором середнього або амплітудного значення може привести до додаткової похибки при вимірюванні полігармонічного сигналу ще до 30%.
Таким чином, якщо ми подивимося на свідчення двох приладів, при вимірюванні вібрації реального механізму, то можемо отримати, що реальна похибка вимірювання вібрації реальних механізмів в реальних умовах не менше ± (15-25)%. Саме з цієї причини необхідно акуратно ставитися до вибору виробника вібровимірювальної апаратури і ще більш уважно до постійного підвищення кваліфікації фахівця з вібродіагностиці. Так як в першу чергу від того як саме проводяться ці самі вимірювання, можна говорити про результат діагнозу. Одним з найбільш ефективних і універсальних приладів для проведення віброконтроля і динамічного балансування роторів у власних опорах є комплект «Протон-Баланс-II», яку виробляє компанія BALTECH в стандартній і максимальної модифікації. Норми вібрації можуть вимірюватися за вібропереміщень або віброшвидкості, а похибка оцінки вібраційного стану обладнання має мінімальне значення відповідно до міжнародних стандартів IORS і ISO.
Читайте також:
|
Вибродиагностика дозволяє контролювати технічний стан магістральних та підпірних агрегатів в режимі безперервного спостереження за рівнем вібрації.
Основні вимоги щодо контролю і виміру вібрацій насосних агрегатів:
1. Всі магістральні і підпірні насосні агрегати повинні бути оснащені стаціонарної контрольно-сигнальної Віброапаратура (КСА) з можливістю безперервного контролю в операторної поточних параметрів вібрації. Система автоматики НПС повинна забезпечувати світлову та звукову сигналізацію в операторної при підвищеній вібрації, а також автоматичне відключення агрегатів при досягненні аварійного значення вібрації.
2. Датчики контрольно-сигнальної Віброапаратура встановлюють на кожній підшипникової опорі магістрального і горизонтального підпірного підпірного насосів для контролю вібрації у вертикальному напрямку. (Рис) На вертикальних підпірних насосах датчики встановлюються на корпусі опорно-упорного підшипникового вузла для контролю вібрації у вертикальному (осьовому) і горизонтально-поперечному напрямках. (Рис)
Малюнок. Точки вимірювання на опорі підшипника
Малюнок. Точки вимірювання вібрації на вертикальному насосному агрегаті
Система автоматики повинна бути налаштована на видачу сигналу при досягненні попереджувального і аварійного рівнів вібрації насосів в контрольованих точках. Вимірюваним і нормованих параметром вібрації є середньоквадратичне значення (СКЗ) віброшвидкості в робочій смузі частот 10 ... 1000 Гц.
3. Значення уставок сигналізації і захисту по перевищенню вібрації встановлюються за затвердженою мапі уставок технологічних захистів в залежності від типорозмірів ротора, режиму роботи насоса (подачі) і норм вібрації.
Норми вібрації магістральних та підпірних насосів для номінальних режимів роботи
Норми вібрації магістральних та підпірних насосів для неномінальних режимів роботи
При величині вібрації від 7,1 мм / с до 11,2 мм / с тривалість експлуатації магістральних та підпірних насосів не повинна перевищувати 168 годин.
Номінальний режим роботи насосного агрегату - подача від 0,8 до 1,2 від номінальної подачі (Q ном) відповідного ротора (робочого колеса).
При включенні і відключенні насосного агрегату повинна здійснюватися блокування захисту цього агрегату та інших працюючих агрегатів по перевищенню вібрації на час виконання програми пуску (зупинки) насосних агрегатів.
4. Попереджувальна сигналізація в операторної місцевого диспетчерського пункту по параметру «підвищена вібрація» відповідає величині СКЗ 5,5 мм / с (номінальний режим) і 8,0 мм / с (неномінальний режим).
Сигнал «аварійна вібрація» - СКЗ 7,1 мм / с і 11,2 мм / с, негайне відключення насосного агрегату.
5. Контроль вібрації допоміжних насосів (масло насоси, насоси систем відкачування витоків, водопостачання, пожежогасіння, опалення) повинен здійснюватися 1 раз на місяць і перед виведенням в поточний ремонт за допомогою переносної апаратури.
6. Для отримання додаткової інформації при вібродіагностиці магістральних та підпірних агрегатів, а також на період тимчасової відсутності стаціонарно встановлених засобів вимірювання і контролю вібрації (повірка, калібрування, модернізація) використовують переносну портативну Віброапаратура.
Кожен вимір вібрації портативної апаратурою проводять в строго фіксованих точках.
7. При використанні портативної Віброапаратура вертикальна складова вібрації вимірюється на верхній частині кришки підшипника над серединою довжини його вкладиша.
Горизонтально-поперечна і горизонтально-осьова складові вібрації горизонтальних насосних агрегатів вимірюються нижче на 2 ... 3 мм від осі вала насоса навпаки середини довжини опорного вкладиша (рис).
Місця вимірювання вібрації на вертикальному насосному агрегаті відповідають точкам 1, 2, 3, 4, 5, 6 (рис).
Малюнок. Точки вимірювання вібрації на корпусі підшипника насоса без виносних опор
У насосів, що не мають виносних підшипникових вузлів (типу ЦНС, НГПНА), вібрація вимірюється на корпусі над підшипником якомога ближче до осі обертання ротора (рис).
8. Для оцінки жорсткості кріплення рами до фундаменту вібрація вимірюється на всіх елементах кріплення насоса до фундаменту. Вимірювання проводиться у вертикальному напрямку на анкерних болтах (голівках) або поруч з ними на фундаменті на відстані не більше 100 мм від них. Вимірювання проводиться при плановому і неплановом ВІБРОДІАГНОСТИКА контролі.
9. Для проведення вібродіагностичного контролю використовується апаратура для вимірювання середнього квадратичного значення вібрації і універсальна віброаналізірующая апаратура з можливістю вимірювання спектральних складових вібрації і амплітудно-фазових характеристик.
При введенні об'єкта в експлуатацію обов'язково огляд НПС представниками пожежної охорони і місцевих служб Держгіртехнагляду. Зміна категорії електропостачання при введенні НПС в експлуатацію узгоджується з представниками енергомереж району. Після підконтрольної експлуатації НПС складається акт про приймання її в експлуатацію.
13. Вимоги безпеки під час експлуатації ТА РЕМОНТУ МЕХАНО-ТЕХНОЛОГІЧНОГО ОБЛАДНАННЯ НПС
13.1. Експлуатація, ремонт, монтаж обладнання об'єктів магістральних нафтопроводів, проведення технічного діагностування та контролю обладнання неруйнівними методами контролю повинні проводитися організаціями, які мають спеціальний дозвіл (ліцензію) органів Держнаглядохоронпраці України на проведення зазначених видів діяльності. Видача ліцензій здійснюється в порядку, встановленому "Положенням про порядок видачі спеціальних дозволів (ліцензій) на види діяльності, пов'язані з підвищеною небезпекою промислових виробництв (об'єктів) та робіт, а також із забезпеченням безпеки при користуванні надрами" від 03.07.93 регістр. № 296.
13.2. Експлуатацію, технічне обслуговування і ремонт обладнання нафтоперекачувальних станцій (НПС) магістральних нафтопроводів слід проводити відповідно до вимог «Правил технічної експлуатації магістральних нафтопроводів» [], «Правил безпеки при експлуатації магістральних нафтопроводів» [], «Правил пожежної безпеки при експлуатації магістральних нафтопродуктопроводів »,« Правил будови і безпечної експлуатації посудин, що працюють під тиском »і цього Посібника.
13.3. Відповідальність за проведення ремонтних робіт і діагностичних контролів обладнання НПС несуть керівники об'єктів. На виконання всіх видів робіт повинен бути оформлений наряд-допуск.
13.4. Працівники ремонтних цехів і дільниць повинні забезпечуватися відповідно до встановлених переліками і нормам засобами індивідуального захисту (ЗІЗ), спецодягом, спецхарчуванням. Видані спецодяг і спецвзуття повинні відповідати вимогам.
13.5. Рівні шуму на робочих місцях виробничих і допоміжних приміщень і на території НПС повинні відповідати значенням, зазначеним у. Зони з рівнем звуку або еквівалентним рівнем звуку вище 85 дБ повинні бути позначені знаками безпеки по. Працюючих в цих зонах необхідно забезпечувати ЗІЗ згідно з ГОСТ 12.4.051-87.
13.6. Рівні вібрації на робочих місцях не повинні перевищувати значень, зазначених в.
13.7. Освітленість території НПС, а також освітленість всередині виробничих приміщень в будь-якому місці повинна відповідати встановленим нормам і гарантувати безпеку проведення ремонтних робіт. Переносні ручні світильники повинні харчуватися від мережі напругою не вище 42 В, а при підвищеної небезпеки ураження електричним струмом - не вище 12 В. Застосування для переносного освітлення люмінесцентних ламп, які не укріплених на жорстких опорах, забороняється.
13.8. Підйомно-транспортні машини і механізми, що застосовуються при ремонті обладнання НПС, слід експлуатувати відповідно до вимог, ПБ-10-14-92.
13.9. Механізми і пристосування, які використовуються при ремонті, повинні піддаватися періодичним випробуванням. Перелік механізмів і пристосувань, періодичність і вид випробувань повинні бути визначені керівниками відповідних служб та затверджені головним інженером РНУ.
Використовувані при проведенні ремонтних робіт і діагностичних перевірок зарубіжні прилади, обладнання, інструменти повинні мати дозвіл на застосування, видане Держгірпромнаглядом України в порядку, встановленому РД 08-59-94 «Положення про порядок розробки (проектування), допуску до випробувань і серійного випуску нового бурового , нафтогазопромислового, геологорозвідувального обладнання, устаткування для трубопровідного транспорту та проектування технологічних процесів, що входять до переліку об'єктів, підконтрольних Держнаглядохоронпраці Росії »від 21.03.94.
13.10. Вентиляційні установки виробничих приміщень повинні бути в справному стані і працювати за схемами автоматичного або дистанційного керування і резервування. У разі виходу з ладу або неефективну роботу вентиляції роботи проводити не можна.
13.11. Система контролю повітряного середовища повинна видавати сигнал при концентрації нафтових парів і газів, що відповідає 20% їх нижньої межі займання. Стаціонарні газосігналізатори повинні мати звуковий і світловий сигнал з виходом на диспетчерський пункт і за місцем установки датчиків, перебувати в справному стані, а їх працездатність перевірятися не рідше одного разу на місяць.
13.12. Для проведення тимчасових вогневих робіт у вибухопожежонебезпечних та пожежонебезпечних приміщеннях (об'єктах) у всіх випадках оформляється наряд-допуск, який передбачає весь обсяг робіт протягом зазначеного в ньому терміну. Перед початком, після кожної перерви і під час проведення вогневих робіт періодично (не рідше ніж через 1 годину) необхідно здійснювати контроль за станом навколишнього середовища в небезпечній зоні поблизу обладнання, на якому проводяться вказані роботи, в небезпечній зоні виробничого приміщення (території) за допомогою переносних газоаналізаторів.
13.13. При зупинці насосного агрегату для проведення ремонту (короткочасного технічного огляду) необхідно вивісити плакати з написом «Не включати, працюють люди!» на знеструмленому електроприводі, пусковому пристрої і закритих засувках на виході (вході) нафти з насоса, зняти запобіжники.
При зупинці насосів в автоматизованих насосних в разі неспрацьовування автоматики засувки на всмоктувальному і нагнітальному трубопроводах слід негайно закрити вручну.
13.14. При ремонті насосів з розкриттям в чинній насосної електроприводи засувок повинні бути знеструмлені, мати механічне блокування (механічний запор) приводу проти їх випадкового відкриття. Роботи допускається виконувати тільки іскробезпечним (обмедненной, з берилієвої бронзи і ін.) Інструментом.
13.15. При ремонті насосних агрегатів, пов'язаному з демонтажем діафрагми між насосним залом і електрозалом або при знятті проміжного вала «вікно» між залами має бути закрита. При монтажі проміжного вала або діафрагми, що виконується без зупинки працюючих насосів, в робочій зоні повинен здійснюватися додатковий контроль стану навколишнього середовища переносними газоаналізаторами.
13.16. Пуск в роботу основних та підпірних насосних агрегатів без включення на НПС відповідних захистів забороняється.
13.17. Забороняється пуск вводяться в експлуатацію нових, після капітального ремонту і не експлуатованих більше 6 місяців основних і підпірних насосних агрегатів нафтопроводів без перевірки справності контрольно-вимірювальної апаратури.
Перевірку спрацювання установок систем блокування і автоматичних захистів на задане значення необхідно проводити згідно з графіком, затвердженим головним інженером РНУ та реєструвати в журналах.
13.19. Контрольно-вимірювальні прилади засобів автоматичного управління і захистів обладнання НПС повинні мати межі вимірювання, відповідні діапазону контрольованих технічних і технологічних параметрів.
13.20. При виконанні ремонтних робіт в приміщеннях маніфольдних, вузлів регулювання тиску і колодязях їх слід систематично очищати від замазученних і перевіряти на відсутність вибухонебезпечних концентрацій парів і газів.
Засувки, розташовані в колодязях, камерах і траншеях, повинні мати зручні приводи, що дозволяють відкривати (закривати) їх без спуску обслуговуючого персоналу в колодязь або траншею.
13.21. Застосовуваний при ремонтних роботах і технічному обслуговуванні інструмент повинен бути виготовлений з матеріалу, що не дає іскор; ударний і різальний інструмент при застосуванні необхідно змащувати консистентними мастилами після кожного разового застосування.
13.22. Відкриття та закриття ємнісних засувок має здійснюватися плавно, без застосування важелів.
У разі замерзання арматури ємностей для її розігрівання повинні застосовуватися водяна пара або гаряча вода.
13.23. На час виконання ремонтних робіт із застосуванням відкритого вогню на виробничій території повинен бути встановлений пожежний пост з працівників об'єктової пожежної охорони та збільшено число засобів пожежогасіння.
Безпечний спосіб виконання вогневих робіт в ємностях (крім водяних) може бути застосований після їх дегазації за допомогою спеціальної вентиляційної установки. Проводити вогневі роботи дозволяється тільки після аналізу повітря всередині ємності та лабораторного підтвердження його безпеки для виконання цих робіт.
Після закінчення вогневих робіт місце їх проведення повинно бути ретельно перевірено і очищено від розпечених огірків, окалини і тліючих предметів, а при необхідності полито водою.
13.24. Експлуатація та ремонт котлів, паропідігрівача і економайзерів повинні проводитися відповідно до вимог [,,].
Перед оглядом і ремонтом елементів, що працюють під тиском, при наявності небезпеки опіку людей парою або водою котел повинен бути відділений від усіх трубопроводів заглушками або відключений; від'єднані трубопроводи також повинні бути заглушені.
На вентилях, засувках і заслінках при відключенні відповідних ділянок трубо, паро-, газопроводів і газоходів, а також на пускових пристроях димососів, дуттєвих вентиляторів і живильниках палива повинні бути вивішені плакати «Не включати, працюють люди!». При цьому у пускових пристроїв зазначеного обладнання повинні бути зняті плавкі вставки.
13.25. При виконанні робіт з консервації необхідно дотримуватися вимог, методичних вказівок Міністерства охорони здоров'я Росії, при використанні інгібіторів корозії - санітарних норм.
13.26. При ремонті механо-технологічного обладнання має бути вжито заходів для попередження прямого і непрямого впливу на навколишнє середовище. Необхідно суворо дотримуватися закону РФ «Про охорону навколишнього природного середовища» від 19.12.91, виконувати вимоги чинної нормативно-правової та методичної документації, своєчасно ліквідувати наслідки забруднень.
ПЕРЕЛІК
нормативно-технічних документів, використаних при розробці даного РД
2. ГОСТ 6134-87. Насоси динамічні. Методи випробувань.
3. РД 153-39ТН-010-96. Послуги з дефектоскопії валів магістральних нафтових насосів. Методика і технологія. - Уфа: ІПТЕР, 1997..
4. Е. Засувки на умовний тиск Ру 25 МПа (250 кгс / см 2). загальні технічні умови.
5. . Арматура трубопровідна запірна. Норми герметичності затворів.
8. Правила будови і безпечної експлуатації парових та водогрійних котлів. - М .: НПО ОБТ, 1993.
9. Правила будови і безпечної експлуатації трубопроводів пари і гарячої води. - М .: НПО ОБТ, 1994.
11. . Методичні вказівки по проведенню технічного опосвідчення парових та водогрійних котлів, посудин, що працюють під тиском трубопроводів пари і гарячої води. - М .: НПО ОБТ, 1994.
12. РД 39-0147103-360-89. Інструкція з безпечного ведення зварювальних робіт при ремонті нафто- і нафтопродуктопроводів під тиском. - Уфа: ВНІІСПТнефть, 1989.
14.. Вода питна. гігієнічні вимоги і контроль за якістю.
16. Правила охорони поверхневих вод від забруднення стічними водами. - М .: Стройиздат, 1985.
17.. ЕСЗКС. Тимчасовий протикорозійний захист виробів. Загальні вимоги.
19. РД 39-30-114-78. Правила технічної експлуатації магістральних нафтопроводів. - М .: Недра, 1979.
20. Правила безпеки при експлуатації магістральних нафтопроводів. - М .: Недра, 1989.
22. Правила будови і безпечної експлуатації посудин, що працюють під тиском. - М .: НПО ОБТ, 1994.
23. . ССБТ. Засоби захисту працюючих. Загальні вимоги і класифікація.
24.. ССБТ. Шум. Загальні вимоги безпеки.
25. . ССБТ. Кольори сигнальні і знаки безпеки.
27. . ССБТ. Вібраційна безпека. Загальні вимоги.
28. . Техніка безпеки в будівництві.
30. . ССБТ. Загальні санітарно-гігієнічні вимоги до повітря робочої зони.
31. . Санітарні норми проектування промислових підприємств. - М .: Госстройіздат, 1972.
32. ППБ-01-93. Правила пожежної безпеки в Російській Федерації.
33. ТУ 39-00147105-01-96. Комплекс віброізолюючиєю кому пенсирующие системи (ПКС) магістрального агрегату НМ. Технічні умови на установку і приймання.
34. ЕІМА.302661.012.ТО. Патрубок компенсаційний. Технічний опис та інструкція з експлуатації. Северодвинск. ВО «Севмаш», 1993.
35. 1683.500 ПС, 1683.600 ПС, 1655.000 ПС, 1652.000 ПС, 1683.000 ПС, 1688.000 ПС. Паспорт і інструкція по монтажу муфти пружною компенсує УКМ агрегатів 16НД10х1, 14Н12х2, НМ 500-300, НМ 1250-260, НМ 3600-230 (НМ 7000-210), НМ 10000-210 відповідно. Уфа, ІПТЕР, 1995-97 р.р.
36. Інструкція щодо застосування зварних резино-металевих амортизаторів арочного типу на кораблях. Випуск 9406, ДСП.
37. Інструкція щодо застосування зварних резино-металевих амортизаторів арочного типу АПМ на кораблях. Випуск 11789, ДСП.
38. ЕІМА.304242.007 ПС. Амортизатор АГП-2,1. Паспорт, Інструкція з монтажу та експлуатації. Северодвинск. ВО «Севмаш», 1992 р
40. Правила технічної експлуатації комунальних опалювальних котелень. НВО ОБТ, Москва, 1992.
41. . Типові технічні умови на ремонт парових та водогрійних котлів промислової енергетики. Затв. Держнаглядохоронпраці РФ 4.07.94 р
42. . Методичні вказівки з обстеження підприємств, що експлуатують парові і водогрійні котли, посудини, що працюють під тиском, трубопроводи пари і гарячої води. Постанова Держгіртехнагляду Росії від 30.12.92 № 39 НПО ОБТ, Москва, 1993.
Розробка рекомендацій щодо зниження впливу вібрації на організм слюсаря V розряду технологічних установок ЛВДС «Перм» ВАТ «Північно-західні магістралі нафти»
Як зазначалося вище, на магістральному нафтопроводі виробничі робочі підпадають під вплив багатьох шкідливих і небезпечних факторів. В даному розділі буде розглянуто найбільш шкідливий фактор головний нафтоперекачувальної станції, негативно впливає на організм - вібрація.
При роботі в умовах вібрацій продуктивність праці знижується, зростає число травм. На деяких робочих місцях вібрації перевищують нормовані значення, а в деяких випадках вони близькі до граничних. Зазвичай в спектрі вібрації переважають низькочастотні вібрації негативно діють на організм. Деякі види вібрації несприятливо впливають на нервову і серцево-судинну системи, вестибулярний апарат. Найбільш шкідливий вплив на організм людини надає вібрація, частота якої збігається з частотою власних коливань окремих органів.
Виробнича вібрація, що характеризується значною амплітудою і тривалістю дії, викликає у працюючих дратівливість, безсоння, головний біль, ниючі болі в руках людей, що мають справу з вібруючим інструментом. При тривалому впливі вібрації перебудовується кісткова тканина: на рентгенограмах можна помітити смуги, схожі на сліди перелому - ділянки найбільшої напруги, де розм'якшується кісткова тканина. Зростає проникність дрібних кровоносних судин, порушується нервова регуляція, змінюється чутливість шкіри. При роботі з ручним механізованим інструментом може виникнути акроасфіксія (симптом мертвих пальців) - втрата чутливості, побіління пальців, кистей рук. При дії загальної вібрації більш виражені зміни з боку центральної нервової системи: З'являються запаморочення, шум у вухах, погіршення пам'яті, порушення координації рухів, вестибулярні розлади, схуднення.
Методи боротьби з вібрацією базуються на аналізі рівнянь, що описують коливання машин і агрегатів в виробничих умовах. Ці рівняння складні, тому що будь-який вид технологічного обладнання (так само як і його окремі конструктивні елементи) є системою з багатьма ступенями рухливості і має низку резонансних частот.
де m - маса системи;
q - коефіцієнт жорсткості системи;
Х - поточне значення вібросмещенія;
Поточне значення віброшвидкості;
Поточне значення віброприскорення;
Амплітуда змушує сили;
Кутова частота змушує сили.
Загальне рішення цього рівняння містить два доданків: перший член відповідає вільним коливанням системи, які в даному випадку є загасаючим через наявність в системі тертя; другий - відповідає вимушеним коливанням. Головна роль - вимушені коливання.
Висловлюючи віброзміщення в комплексному вигляді і підставивши відповідні значення і в формулу (5.1) знайдемо вирази для співвідношення між амплітудами виброскорости і змушує сили:
Знаменник виразу характеризує опір, який чинить система змушує змінної силі, і називається повним механічним опором коливальні системи. Величина становить активну, а величина - реактивну частину цього опору. Остання складається з двох опорів - пружного і інерційного -.
Реактивний опір дорівнює нулю при резонансі, якому відповідав би частота
При цьому система чинить опір змушує силі тільки за рахунок активних втрат в системі. Амплітуда коливань на такому режимі різко збільшується.
Таким чином, з аналізу рівнянь вимушених коливань системи з одним ступенем свободи випливає, що основними методами боротьби з вібраціями машин і устаткування є:
1. Зниження виброактивности машин: досягається зміною технологічного процесу, застосуванням машин з такими кінематичними схемами, при яких динамічні процеси, викликані ударами, прискореннями і т. П. Були б виключені або гранично знижені.
· Заміна клепки зварюванням;
· Динамічна і статична балансування механізмів;
· Мастило і чистота обробки взаємодіючих поверхонь;
· Застосування кінематичних зачеплень зниженою виброактивности, наприклад, шевронних і косозубих зубчастих коліс замість прямозубих;
· Заміна підшипників кочення на підшипники ковзання;
· застосування конструкційних матеріалів з підвищеним внутрішнім тертям.
2. Налаштування від резонансних частот: полягає в зміні режимів роботи машини і відповідно частоти вимушених вібросіли; власної частоти коливань машини шляхом зміни жорсткості системи.
· Установка ребер жорсткості або зміна маси системи шляхом закріплення на машині додаткових мас.
3. вібродемпфірованія: метод зниження вібрації шляхом посилення в конструкції процесів тертя, які розсіюють коливальну енергію в результаті необоротного перетворення її в теплоту при деформаціях, що виникають в матеріалах, з яких виготовлена \u200b\u200bконструкція.
· Нанесення на вібруючі поверхні шару упруговязких матеріалів, що володіють великими втратами на внутрішнє тертя: м'яких покриттів (Гума, пінопласт ПХВ-9, мастика ВД17-59, мастика «Анти-вібро») і жорстких (листові пластмаси, стеклоизол, гідроізол, листи алюмінію);
· Застосування поверхневого тертя (наприклад, прилеглих один до одного пластин, як у ресор);
· Установка спеціальних демпферів.
4. Виброизоляция: зменшення передачі коливань від джерела до захищається за допомогою пристроїв, які розміщені між ними. Ефективність виброизоляторов оцінюють коефіцієнтом передачі КП, рівним відношенню амплітуди віброперемещенія, віброшвидкості, віброприскорення, що захищається, або діє на нього сили до відповідного параметру джерела вібрації. Віброізоляція тільки в тому випадку знижує вібрацію, коли КП< 1. Чем меньше КП, тем эффективнее виброизоляция.
· Застосування виброизолирующих опор типу пружних прокладок, пружин або їх поєднання.
5. Виброгашение - збільшення маси системи. Виброгашение найбільш ефективно при середніх і високих частотах вібрації. Цей спосіб знайшов широке застосування при установці важкого устаткування (молотів, пресів, вентиляторів, насосів і т. п.).
· Установка агрегатів на масивний фундамент.
6. Індивідуальні засоби захисту.
Оскільки методи колективного захисту нераціонально застосовувати в зв'язку з їх великою затратоемкость (для цього необхідно повністю переглянути плани модернізації обладнання підприємства), то в даному розділі розглянемо і проведемо розрахунки по використанню засобів індивідуального захисту для зменшення впливу вібрацій на організм виробничого персоналу, що обслуговує насосні системи головного нафтоперекачувальної станції.
В якості засобів захисту від вібрації при роботі виберемо антивібраційні рукавиці та спеціальне взуття.
Таким чином, щоб зменшити вплив вібрації робочому необхідно застосовувати такі засоби індивідуального захисту:
Відмінні характеристики: унікальні віброзахисні рукавички від самого широкого спектра низькочастотних і високочастотних коливань. Манжети: водійська крага з «липучкою». Особлива стійкість до стирання, розриву. Маслобензоотталківающіе. Відмінний сухий і вологий (промаслений) захват. Антистатичні. Антибактеріальна обробка. Підкладка: наповнювач «Гельформ». Зниження вібрації в процентному співвідношенні до безпечного рівня (зняття синдрому вібрації системи кисть-передпліччя): низькочастотні коливання від 8 до 31,5 Гц - на 83%, середньо частотні коливання від 31,5 до 200 Гц - на 74%, високочастотні коливання від 200 до 1000 Гц - на 38%. Робота при температурі від + 40 ° С до -20 ° С. ГОСТ 12.4.002-97, ГОСТ 12.4.124-83. модель 7-112
Матеріал покриття: бутадієновий каучук (нітрил). Довжина: 240 мм
Розміри: 10, 11. Ціна - 610,0 рублів за пару.
Антивібраційні напівчоботи мають багатошарову гумову підошву. Такі, наприклад, як Чоботи РАНГ КЛАСІК, які рекомендуються для підприємств нафтогазового комплексу та виробництв, де використовуються агресивні речовини. Верх виконаний з якісної натуральної водовідштовхувальним шкіри. Зносостійка МБС, КЩС підошва. Метод кріплення підошви Goodyear. Бічні петлі для зручного одягання. Металевий підносок ударною міцністю 200 Дж захищає стопу від ударів і здавлювання. Світловідбиваючі елементи на халяву візуально позначають присутність людини при роботах в умовах поганої видимості або темного часу доби. ГОСТ 12.4.137-84, ГОСТ 28507-90, EN ISO 20345: 2004. Матеріал верху: натуральна лицьова шкіра, ВО. Підошва: монолітна багатошарова гума. Ціна - 3800,0 за пару.
Таким чином, використовуючи дані засоби індивідуального захисту, можна скоротити вплив вібрації на організм робітника. Якщо видавати на один рік 4 пари рукавичок і одну пару антивібраційних чобіт, то підприємство буде додатково витрачати на кожного працівника орієнтовно 2000,0 рублів на місяць. Дані витрати можна вважати економічно обгрунтованими, оскільки вони є профілактикою професійних захворювань. Таких, як, наприклад, вібраційна хвороба, що є причиною для постановки працівника на інвалідність.
Крім того, раціонально також дотримуватися режиму робочого часу. Так, тривалість роботи з вібруючим устаткуванням не повинна перевищувати 2/3 робочої зміни. Операції розподіляють між працівниками так, щоб тривалість безперервної дії вібрації, включаючи мікропаузи, не перевищувала 15 ... 20 хв. Рекомендується робити перерви на 20 хв через 1 ... 2 год після початку зміни і на 30 хв через 2 години після обіду.
Під час перерв слід виконувати спеціальний комплекс гімнастичних вправ і гідропроцедуи - ванночки при температурі води 38 ° С, а також самомасаж кінцівок.
Якщо вібрація машини перевищує допустиме значення, то час контакту працюючого з цією машиною обмежують.
Для підвищення захисних властивостей організму, працездатності і трудової активності слід використовувати спеціальні комплекси виробничої гімнастики, вітамінну профілактику (два рази на рік комплекс вітамінів С, В, нікотинову кислоту), спецхарчування.
Комплексно застосовуючи перераховані вище методи, можна знизити вплив такого шкідливого чинника, як вібрація і запобігти його перехід з розряду шкідливих до розряду небезпечних факторів.
Висновки по п'ятому розділу
Таким чином, в даному розділі розглянуті умови праці слюсаря V розряду технологічних установок ЛВДС «Перм» ВАТ «Північно-західні магістралі нафти».
Найбільш небезпечними і шкідливими факторами на даному робочому місці є: шум, вібрація, випаровування нафтопродуктів, можливість зараження енцефалітом і бореліоз в весняно-літній період. Найбільш небезпечним з них є вплив вібрації. У зв'язку з цим, були виконані рекомендації, спрямовані на усунення негативного впливу даного чинника. Для цього раціонально на період 12 місяців забезпечити робочий склад індивідуальними засобами захисту в кількості (з розрахунку на одну людину) 4 пар антивібраційних рукавиць і однієї пари антивібраційних чобіт, що дозволить в кілька разів знизити вплив зазначеного чинника.
Дипломний проект містить 109 с., 24 малюнка, 16 таблиць, 9 використаних джерел, 6 додатків.
АВТОМАТИЗАЦІЯ МАГІСТРАЛЬНОГО НАСОСНОГО АГРЕГАТУ НМ1250-260, ДАТЧИК, СИГНАЛ, САУ СЕРІЇ «MODICON TSX QUANTUM», КОНТРОЛЬ ВІБРАЦІЇ, СИСТЕМИ КОНТРОЛЮ ВІБРАЦІЇ
Об'єктом дослідження є магістральний насосний агрегат НМ 1250-260, що застосовується в ЛВДС «Черкаси».
У процесі дослідження здійснено аналіз існуючого рівня автоматизації агрегату, обґрунтовано необхідність модернізації його системи управління.
Мета роботи розробка керуючої програми для ПЛК «Modicon TSX Quantum» фірми «Schneider Electric».
В результаті дослідження розроблено систему автоматизації магістрального насосного агрегату на основі сучасних програмних і апаратних засобів. Як програмне забезпечення проекту використано мову ST програми ISaGRAF.
Дослідно-конструкторські та техніко-економічні показники свідчать про підвищення ефективності функціонування модернізованої системи управління магістрального насосного агрегату.
Ступінь впровадження отримані результати застосовані в системі контролю вібрації «Каскад».
Ефективність впровадження ґрунтується на підвищенні надійності системи автоматизації МНА, що підтверджено підрахунком економічного ефекту за розрахунковий період.
Визначення, позначення і скорочення ............................................. 6
Введение .................................................................................... .. 7
1 Лінійна виробнича диспетчерська станція «Черкаси» .... 9 1.1 Коротка характеристика лінійної виробничої диспетчерської станції «Черкаси» ..................................................................... .. 9
1.2 Характеристика технологічного обладнання ............................... 9
1.3 Характеристика технологічних приміщень ................................. 12 1.4 Режими роботи ЛВДС «Черкаси» ........................................... 13 1.5 Магістральний насосний агрегат ................................................. 16 1.6 Обв'язка насосів ЛВДС «Черкаси» .............................................. 18
1.7 Аналіз існуючої схеми автоматизації ЛВДС «Черкаси» ...... ... 19
2 Патентна опрацювання ............................................................... ... 22
3 Автоматизація ЛВДС «Черкаси» ................................................ 27
3.1 Автоматизація магістрального насосного агрегату ........................ .. 27
3.2 Система протиаварійного захисту ............................................. 33
3.3 АСУ ТП на базі контролерів Modicon TSX Quantum ..................... .. 35
3.4 Структурна схема АСУ ТП на базі системи Quantum ..................... 39
3.5 Пристрої, що входять до складу системи ....................................... .. 42
3.6 Датчики і технічні засоби автоматизації ............................... 48
4 Вибір системи віброконтроля МНА ............................................. ... 54 4.1 Апаратура контролю вибромониторинга (АКВ) ............................... 54
4.2 Апаратура контролю вібрації «Каскад» .... ................................. .. 56
4.3 Розробка програми управління насосним агрегатом ............. ...... .. 64
4.4 Інструментальна система програмування промислових контролерів ............................................................................... 65
4.5 Опис мови ST ................................................................... 67
4.6 Створення проекту і програм в системі ISaGRAF ............................ 71
4.7 Програмування контролера ................................................ ... 73
4.8 Алгоритм сигналізації та управління насосним агрегатом ............ ...... 74
4.9 Результати роботи програми ....... ..................... .. ..................... ... 77
5 Охорона праці і техніка безпеки магістральної насосної МНВП «Уфа-Західний напрямок» .................................................................. 80
5.1 Аналіз потенційних небезпек і виробничих шкідливостей ... 80
5.2 Заходи з техніки безпеки при експлуатації об'єктів ЛВДС «Черкаси» ................................................................................. 85
5.3 Заходи з промислової санітарії .................................... 86
5.4 Заходи з пожежної безпеки ....................................... 89
5.5 Розрахунок установки пінного гасіння та пожежного водопостачання ......... 91
6 Оцінка економічної ефективності автоматизації лінійно-виробничої диспетчерської станції «Черкаси» ......................... 96
6.1 Основні джерела підвищення ефективності ..................... 97 6.2 Методика розрахунку економічної ефективності ........................... 97
6.3 Розрахунок економічного ефекту ................................................. 99
Висновок .............................................................................. 107
Список використаних джерел ............................................. ... 109
Додаток А. Перелік демонстраційних листів ........................... 110
Додаток Б. Специфікації та схеми підключень модулів джерел живлення .................................................................................... 111
Додаток В. Технічна специфікація центрального процесорного пристрою ... 114
Додаток Г. Специфікації модулів введення / виведення ........................ .. 117
Додаток Д. Специфікації модулів Advantech ........................... ... 122
Додаток Е. Лістинг керуючої програми .............................. 125
ВИЗНАЧЕННЯ, ПОЗНАЧЕННЯ І СКОРОЧЕННЯ
|
Лінійна виробничо-диспетчерська станція |
||
|
Автоматизовані робочі місця |
||
|
Блок ручного управління |
||
|
Уфа-Західний напрямок |
||
|
Автоматичне включення резерву |
||
|
Місцевий диспетчерський пункт |
||
|
Магістральний насосний агрегат |
||
|
магістральний нефтепродуктпровод |
||
|
Мікропроцесорна система автоматики |
||
|
Норми пожежної безпеки |
||
|
нафтоперекачувальна станція |
||
|
Програмно-логічний контролер |
||
|
електродвигун |
||
|
Районний діспетчеркій пункт |
||
|
Диспетчерське управління і збір даних |
||
|
Засіб очищення і діагностики |
||
|
Мова програмування |
||
|
Система згладжування хвиль тиску |
||
|
високовольтний вимикач |
||
|
Пристрій зв'язку з об'єктом |
||
|
Фільтри-грязеуловители |
||
|
центральний процесор |
||
|
Правила улаштування електроустановок |
||
|
Будівельні норми і правила |
||
|
Система стандартів безпеки праці |
||
|
Система обробки інформації |
ВСТУП
Автоматизація технологічних процесів є одним з вирішальних факторів підвищення продуктивності і поліпшення умов праці. Всі існуючі і будують об'єкти оснащені засобами автоматизації.
Транспорт нафтопродуктів безперервне виробництво, яке потребує пильної уваги до питань надійної експлуатації, будівництва та реконструкції об'єктів нафтоперекачування, капітального ремонту обладнання. В даний час основним завданням транспорту нафтопродуктів є підвищення ефективності та якості роботи транспортної системи. Для виконання цього завдання передбачено будівництво нових і модернізація діючих нафтопроводів, широке впровадження засобів автоматики, телемеханіки і автоматизованих систем управління транспортом нафтопродуктів. При цьому необхідно підвищувати надійність і ефективність нафтопровідного транспорту.
Система автоматизації лінійно-виробничої диспетчерської служби (ЛВДС) призначена для контролю, захисту і управління обладнанням нафтопроводу. Вона повинна забезпечувати автономне підтримує заданий режим роботи насосної станції і його зміна по командам з пульта оператора ЛВДС і з вищого рівня управління - районного диспетчерського пункту (РДП).
Актуальність створення автоматизації систем управління на ЛВДС «Черкаси» зросла в зв'язку з низьким рівнем автоматики, наявності морально застарілих релейних схем, низької надійності і складністю обслуговування. Це вимагає заміни існуючих систем на мікропроцесорну систему автоматики.
Метою дипломного проекту є: підвищення надійності та живучості технологічного обладнання та засобів автоматизації ЛВДС; розширення функціональних можливостей; збільшення періодичності технічне обслуговування і ремонту станцій.
Завданнями дипломного проекту є:
- аналіз існуючої системи автоматизації ЛВДС;
- модернізація системи управління насосних агрегатів на базі ПЛК;
Автоматизація є вищим ступенем механізації виробництва і застосовується в комплексі управління технологічними виробничими процесами. Вона відкриває колосальні можливості для підвищення продуктивності праці, швидкого зростання темпів розвитку виробництва, а також безпеки виробничих процесів.
1 Лінійна виробнича диспетчерська станція «Черкаси»
1.1 Коротка характеристика лінійної виробничої диспетчерської станції «Черкаси»
ЛВДС «Черкаси» Уфимського виробничого відділення ВАТ «Уралтранснефтепродукт» утворена в 1957 році з введенням в експлуатацію МНВП Уфа Петропавловськ, насосної № 1 і резервуарного парку РВС-5000 в кількості 20 штук загальною ємністю близько 57,0 тис. Тонн. Станція утворена як друга майданчик НПС «Черкаси» Уфимського районного нафтопровідного управління, що входить до складу Управління Урало-Сибірських магістральних нафтопроводів.
1.2 Характеристика технологічного обладнання
До складу технологічного обладнання ЛВДС «Черкаси» входять:
Три насоса магістральних НМ 1250-260 на номінальний витрата 1250 м / ч з напором 260 м, з електродвигунами СТД 1250/2 потужністю N \u003d 1250 кВт, n \u003d 3000 об / хв і один насос магістральний НМ 1250-400 на номінальний витрата 1250 м / ч з напором 400 м, з електродвигуном АЗМП -1600 потужністю N \u003d 2000 кВт, n \u003d 3000 об / хв, розташовані в загальному укритті і розділені брандмауерное стіною;
Система регулювання тиску, що складається з трьох регуляторів тиску;
Маслосистема примусової мастила підшипників насосних агрегатів, що складається з двох маслонасосів, двох маслобаків, який акумулює бака, двох маслофільтра, двох маслоохладителей;
Система оборотного водопостачання, що складається з двох водонасосов;
Система збору та відкачки витоків, що складається з чотирьох ємностей і двох насосів відкачки витоків;
Система вентиляції, що складається з припливно-витяжної вентиляції відділення насосів (два припливних і два витяжних вентилятора); підпірної вентиляції відділення електродвигунів (один вентилятор існуючий, установка другого передбачена на перспективу для виконання аварійного включення резерву (АВР)); підпірної вентиляції беспромвальних камер (два вентилятори); витяжної вентиляції камери регуляторів тиску (один вентилятор існуючий, установка другого передбачена на перспективу для виконання АВР); витяжної вентиляції камери на сов відкачування витоків (один вентилятор існуючий, установка другого пре бачено на перспективу для виконання АВР);
Електроприводні засувки на технологічних трубопроводах;
Система фільтрів, що складається з фільтра-грязеуловителя і двох фільтрів тонкого очищення;
Система електропостачання;
Система автоматичного пожежогасіння.
Камера регуляторів тиску приміщення, що підлягає: стіни з цегли. В даному приміщенні знаходяться 3 регулятора тиску.
Камера витоків приміщення, що підлягає: стіни з цегли. В даному приміщенні знаходяться 2 насоса відкачування витоків.
Всі виконавчі механізми, що забезпечують автоматичну роботу ПС, повинні бути оснащені електроприводами. Запірна арматура трубопроводів повинна бути оснащена датчиками сигналізації крайніх положень (відкрито, закрито). Автоматизується обладнання оснащене
пристосуваннями для установки датчиків контролю і виконавчих механізмів.
Технологічна схема магістральної насосної МНВП «Уфа-Західний напрямок» №2 ЛВДС «Черкаси» приведена на малюнку 1.1.
1.3 Характеристика технологічних приміщень
Загальна укриття насосної складається з відділення насосів і відділення електродвигунів, розділених брандмауерное стіною. Приміщення відділення насосів відноситься до вибухонебезпечної зоні У-1а згідно з Правилами улаштування електроустановок ПУЕ, (зона класу 1 згідно ГОСТ Р 51330.3-99), по пожежній небезпеці відносяться до категорії А згідно з Нормами пожежної безпеки НПБ 105-95, за функціональною небезпеки до категорії Ф5.1 відповідно до вимог будівельних норм і правил СНиП 21-01-97. Приміщення підлягає автоматичному пожежогасіння.
Простір приміщення відділення електродвигунів не відноситься до вибухонебезпечної зоні. За пожежною небезпекою приміщення відділення електродвигунів відноситься до категорії Д. У відділенні електродвигунів розташовується маслоприемник, що відноситься по пожежній небезпеці відносяться до категорії В відповідно до НПБ 105-95. Маслоприемник підлягає автоматичному пожежогасіння. За функціональної небезпеки відділення електродвигунів відноситься до категорії Ф5.1 згідно СНиП 21-01-97.
Камера регуляторів тиску приміщення, що підлягає: стіни з цегли. В даному приміщенні знаходяться 3 регулятора тиску. Простір усередині приміщення відноситься до вибухонебезпечної зоні У-1а за ПУЕ (зона класу 1 згідно ГОСТ Р 51330.3-99). За функціональної небезпеки - до категорії Ф 5.1 згідно СНиП 21-01-97). За пожежною небезпекою до категорії А згідно НПБ 105-95. Камера регуляторів тиску підлягає автоматичному пожежогасіння. Трубопровід подачі вогнегасної речовини не передбачений. Система автоматики передбачає реалізацію автоматичного пожежогасіння камери регуляторів тиску.
Камера витоків - приміщення, що підлягає: стіни з цегли. В даному приміщенні знаходяться 2 насоса відкачування витоків. Простір усередині приміщення відноситься до вибухонебезпечної зоні У-1а за ПУЕ (зона класу 1 згідно ГОСТ Р 51330.3-99), з функціональної небезпеки до категорія Ф5.1 згідно СНиП 21-01-97, за пожежною небезпекою до категорії А згідно НПБ 105-95. Трубопровід подачі вогнегасної речовини не передбачений. Система автоматики передбачає реалізацію автоматичного пожежогасіння камери відкачування витоків.
1.4 Режими роботи ЛВДС «Черкаси»
Система автоматики мають забезпечувати такі режими керування насосними станціями:
- «телемеханічний»;
- "не телемеханічний».
Вибір режиму здійснюється з автоматизованого робочого місця (АРМ) оператора-технолога насосної станції ЛВДС «Черкаси».
Кожен обраний режим повинен виключати інший.
Щоб перейти з режиму в режим має здійснюватися без зупинки працюючих агрегатів і станції в цілому.
У режимі «телемеханічний» з РДП нафтопродуктопроводу по системі телемеханіки забезпечуються наступні види телеуправління (ТУ):
Пуск і останов допоміжних систем насосної станції;
Відкриття і закриття засувок на вході і виході станції;
Пуск і останов магістральних насосних агрегатів за програмами пуску і зупинки магістрального агрегату.
Управління агрегатами і системами, включаючи допоміжні системи і засувки на вході і виході станції, по системі телемеханіки має супроводжуватися, додатково до повідомлення про стан (стан) агрегату, сполученням «Включено - відключено диспетчером трубопроводу» на екрані АРМа оператора і фіксуватися в журналі подій.
У режимі «Не телемеханічний» забезпечується управління технологічними засувками, підпірними і магістральними насосними агрегатами, агрегатами допоміжних систем насосної станції загальними командами «програмний пуск», «програмний останов» магістральних насосних агрегатів і допоміжного обладнання.
У таблиці 1.1 наведені технологічні параметри роботи станції. Таблиця 1.1 - Технологічні параметри роботи ЛВДС «Черкаси»
|
параметр |
значення |
|
Місце розташування станції по трасі МНВП, км |
|
|
Висотна відмітка, м |
|
|
Максимальний допустимий робочий тиск на нагнися-Британії насосів (на колекторі, до регулюючих вуст-влаштування), МПа |
|
|
Максимальний допустимий робочий тиск на нагнися-Британії станції (після регулювальних пристроїв), МПа |
|
|
Мінімальна і максимальна допустима робоча давши-ня на прийомі насосів, МПа |
|
|
Найменша і найбільша в'язкість нафтопродукту, за-качіваемого в трубопровід, мм / с |
|
|
Межа зміни температури закачується нафто-продукту з резервуарів в МНВП, С |
|
|
Тип і призначення насоса |
НМ1250-260 №1 основний НМ1250-260 №2 основний НМ1250-400 №3 основний НМ1250-400 №4 основний |
|
Діаметр робочого колеса, мм |
|
|
Тип електродвигуна |
СТД-1250/2 №1 СТД-1250/2 №2 СТД-1250/2 №3 4АЗМП- 1600/6000 №4 |
|
Мінімальний тиск на прийомі станції, МПа |
|
|
Максимальний тиск в МНВП на виході стан-ції, МПа |
1.5 Магістральний насосний агрегат
Кожен МНА містить наступні об'єкти: насос, електродвигун.
Як устаткування МНА використовується насос марки НМ 1250-260 і електродвигун типу СТД-1250/2, і один насос марки НМ 1250-400 з електродвигуном АЗМП-1600.
Відцентрові насоси основний вид нагнетательного обладнання для перекачки нафти по магістральними нафтопродуктопроводами. Вони відповідають вимогам, що пред'являються до МНА для перекачування значних обсягів нафти на далекі відстані. Магістральним насосів необхідно мати надлишковий тиск на вході. Цей тиск повинен запобігти небезпечне явище кавітацію, яка може виникати всередині насоса в результаті зменшення тиску в швидко рухається рідини.
Кавітація складається в освіті бульбашок, заповнених парами рідини. Коли ці бульбашки потрапляють в область високого тиску, Вони схлопиваются, розвиваючи при цьому величезні точкові тиску. Кавітація приводить до швидкого зносу частин нагнітача і знижує ефективність його роботи. Використовуваний насос НМ призначений для транспортування нафти і нафтопродуктів магістральними трубопроводами з температурою від мінус 5 до +80 С, з вмістом механічних домішок за об'ємом не більше 0,05% і розміром не більше 0,02 мм. Насос горизонтальний, секційний, багатоступінчастий, однокорпусний або двухкорпусной НМ, з робочими колесами одностороннього входу, з підшипниками ковзання (з примусовою змазкою), з кінцевими ущільненнями торцевого типу, з приводом від електродвигуна.
В якості приводу насосного агрегату використовується електродвигун типу СТД потужністю 1250 кВт у вибухонебезпечному виконанні. Він встановлений в загальному з нагнітачем залі. Вибухобезпечне виконання електродвигуна досягається примусовим нагнітанням повітря вентиляційною системою під захисний кожух приводу для підтримки надлишкового тиску (який унеможливлює проникнення в двигун парів нафти), а також використанням вибухонепроникної оболонки.
В якості приводу до насосів використовуються також і асинхронні електродвигуни високої напруги. Однак при використанні асинхронних двигунів потужністю від 2,5 до 8,0 МВт потрібна установка в приміщеннях насосної дорогих статичнихконденсаторів потужностей (які при коливаннях навантаження станції і температури навколишнього середовища часто виходять з ладу), а також комплексу високовольтного обладнання, ускладнює схему електропостачання.
Синхронні електродвигуни мають краще показниками стійкості, в порівнянні з асинхронним, що особливо важливо при трапляються зменшенні напруги в мережі.
За вартістю синхронні електродвигуни, як правило, дорожче, ніж аналогічні асинхронні, проте мають кращі енергетичні характеристики, що робить їх застосування ефективним. Вважається, що коефіцієнт корисної дії (ККД) синхронного двигуна змінюється незначно при навантаженнях, близьких до номінальної потужності двигуна. При навантаженнях, що становлять від 0,5 до 0,7 номінальної потужності, ККД синхронних електродвигунів значно знижується. Практика експлуатації нафтопроводів показала, що в умовах постійно мінливого рівня завантаження трубопровідних систем доцільно використовувати регульовані приводи насосних агрегатів. Шляхом регулювання числа обертів робочого колеса нагнітача вдається плавно змінювати його гідравлічні та енергетичні характеристики, підлаштовуючи роботу насоса до постійно змінюваних навантажень. Двигуни постійного струму дозволяють здійснювати регулювання числа обертів простим зміною опору (наприклад, введенням реостата в ланцюг ротора двигуна), однак у таких двигунів діапазон регулювання порівняно вузьке. Двигуни змінного струму допускають регулювання числа обертів шляхом зміни частоти струму живлення (з промислової частоти 50 Гц до більшого або меншого значення в залежності від того, потрібно збільшити число обертів вала ротора або зменшити, відповідно).
1.6 Обв'язка насосів ЛВДС «Черкаси»
Обв'язка насосів може здійснюватися послідовно, паралельно і комбінованим способом (малюнки 1.2 1.4).
Малюнок 1.2 Послідовна обв'язка насосів
Малюнок 1.3 Паралельна обв'язка насосів
Малюнок 1.4 Комбінована обв'язка насосів
послідовне з'єднання насосів використовується для підвищення напору, а паралельне для збільшення подачі насосної станції ЛВДС «Черкаси» включає чотири магістральних насосних агрегату з електродвигунами, розташованими в загальному укритті нефтенасосной. Для збільшення напору на виході станції насоси з'єднують послідовно (рисунок 1.6), так, щоб при одній і тій же подачі напори, створювані насосами, підсумовувалися. Обв'язка насосів забезпечує роботу ЛВДС при виході в резерв будь-якого з агрегатів станції. На всмоктування і нагнітання кожного насоса встановлена \u200b\u200bзасувка, а паралельно насосу - зворотний клапан.
Малюнок 1.5 Обв'язка насосів на ПС
Зворотний клапан, що розділяє лінію всмоктування і нагнітання кожного насоса, пропускає рідину тільки в одному напрямку. При працюючому насосі тиск, що діє на заслінку клапана зліва (тиск нагнітання), більше, ніж тиск, що діє на цю заслінку справа (тиск всмоктування), внаслідок чого заслінка закрита, і нафта йде через насос. При непрацюючому насосі, тиск праворуч від заслінки клапана більше, ніж тиск зліва від неї, внаслідок чого заслінка відкрита, і нафтопродукт надходить через КО-1 до наступного насосу, минаючи непрацюючий.
1.7 Аналіз існуючої схеми автоматизації ЛВДС «Черкаси»
Автоматизується обладнання оснащене пристосуваннями для установки датчиків контролю і виконавчих механізмів.
Всі виконавчі механізми оснащені приводами з електричними сигналами управління. Запірна арматура трубопроводів зовнішньої і внутрішньої обв'язки ЛВДС оснащена датчиками сигналізації крайніх положень (відкрито, закрито).
При реалізації системи автоматики забезпечується виконання наступних завдань:
Аналіз режимів технологічного обладнання;
Контроль технологічних параметрів;
Управління та контроль засувок;
Контроль готовності до запуску магістральних та підпірних насосних агрегатів;
Обробка граничних значень параметрів по магістральному насосного агрегату;
Управління та контроль магістрального і підпірного насосних агрегатів;
Управління та контроль приймальні засувки магістрального насосного агрегату;
Коригування уставки регулювання при пуску магістрального агрегату;
Завдання уставок регулювання;
Регулювання тиску;
Управління та контроль маслонасосів;
Управління та контроль припливного вентилятора насосного відділення;
Управління та контроль витяжного вентилятора насосного відділення;
Управління та контроль насоса відкачування витоків;
Обробка Реальні показники можуть відрізнятися;
Примі та передача сигналів в системи телемеханіки.
Стан і параметри роботи обладнання ЛВДС відображаються на екрані АРМ оператора ЛВДС у вигляді наступних відеокадрів:
Загальна схема насосної станції;
Схема окремих магістральних агрегатів і допоміжних систем;
Схема енергогосподарства;
Схема прилеглих ділянок траси.
Блок ручного управління (БРУ) ЛВДС, встановлений в операторної (ЩСУ) передбачає:
Світлову сигналізацію від:
1) датчиків аварійного тиску на вході, в колекторі і на виході ЛВДС;
каналів системи пожежної сигналізації;
2) каналів засобів загазованості;
3) датчика переповнення резервуара-збірки;
4) датчика затоплення насосної;
5) реле аварії ЗРУ;
Кнопки подачі команд управління:
Аварійного відключення ЛВДС;
Відключення магістральних і насосних агрегатів;
Включення магістральних і насосних агрегатів;
Відкриття і закриття засувок підключення станції.
В даний час, при постійному зменшенні видобутку нафти, знижується обсяг перекачується нафти. У зв'язку з цим використовують систему автоматичного регулювання режиму перекачування. Система призначена для контролю і регулювання тиску на прийомі і на виході перекачувальних насосних станцій магістральних нафтопроводів. Система використовує регулюють заслінки з електричним приводом для регулювання тиску на прийомі і на виході нафтопроводів методом дроселювання потоку на виході.
2 Патентна опрацювання
2.1 Вибір і обгрунтування предмета пошуку
У дипломному проекті розглядається проект модернізації АСУ ТП лінійно-виробничої диспетчерської станції ЛВДС «Черкаси» ВАТ «Уралтранснефтепродукт».
Одним з параметрів, що вимірюються насосного агрегату лінійно-виробничої диспетчерської станції є вібрація. На ЛВДС для цих цілей пропоную до застосування систему вимірювання вібрації «Каскад», тому при проведенні патентного пошуку увагу було приділено пошуку та аналізу п'єзоелектричних датчиків для вимірювання вібрації в технологічних об'єктах нафтогазової промисловості.
2.2 Регламент патентного пошуку
Патентний пошук проводився з використанням фонду УГНТУ за джерелами патентної документації Російської Федерації.
Глибина пошуку п'ять років (2007-2011 рр.). Пошук проводився за індексом міжнародну патентну класифікацію (МПК) G01P15 / 09 «Вимірювання прискорення і уповільнення; вимір імпульсів прискорення за допомогою п'єзоелектричного датчика ».
При цьому використовувалися такі джерела патентної інформації:
Документи довідково-пошукового апарату;
Повні описи до патентів Росії;
Офіційний бюлетень Російського агентства по патентах і товарних знаків.
2.3 Результати патентного пошуку
Результати перегляду джерел патентної інформації наведені в таблиці 2.1.
Таблиця 2.1 Результати патентного пошуку
2.4 Аналіз результатів патентного пошуку
П'єзоелектричний акселерометр за патентом № 2301424 містить багатошаровий пакет пьезокерамических пластин, що складається з трьох секцій. Секції включають групи з трьох пластин. Крайні пластини в групі забезпечені діаметральними пазами, заповненими комутаційними шинами. Одна з середніх пластин поляризована цілком по товщині, дві інші середні пластини містять сегменти, поляризовані по товщині в протилежних напрямках. Секції з сегментованими пластинами повернені одна відносно іншої на 90 ° навколо поздовжньої осі пакета. Технічний результат - розширення функціональних можливостей за рахунок вимірювання віброприскорення в трьох взаємно перпендикулярних напрямках.
Вібраційний датчик за патентом № 2331076 містить пьезокерамический трубчастий стрижень з електродами, закріплений в корпусі одним кінцем на підставі з Електроконтакт перпендикулярно його поверхні, а на іншому кінці стержня закріплений інерційний елемент, виконаний у вигляді маси-структури, яка складається з тонкостінного циліндра, порожнину якого заповнена текучої демпфирующей середовищем (наприклад, маслом низької в'язкості) і одиничними сферичними вантажами, з можливістю їх вільного переміщення, при цьому сферичні вантажі мають різну масу. Усередині корпусу розміщений демпфуючий елемент, в якості якого використана також текуча демпфуюча середу. Технічним результатом є розширення діапазону вимірювання при підвищенні чутливості датчика.
Віброперетворювач за патентом № 2347228 містить корпус із закріпленим у ньому п'єзоелементом, виконаним у вигляді прямокутного паралелепіпеда з квадратною основою і з елементами знімання заряду у вигляді електропровідних поверхонь, закріплених на його гранях і електрично ізольованих один від одного, провідники для знімання зарядів і діелектричну підкладку, на якій встановлено квадратну підставу пьезоелемента, полярна вісь якого перпендикулярна площині його кріплення до підкладки. Кожна електропровідний поверхня виконана у вигляді пластини з виступаючим на одній з її сторін за межі відповідної грані паралелепіпеда пелюсткою, виготовленої з ізотропної мідної фольги і закріпленої на грані паралелепіпеда за допомогою полімеризується термореактивного струмопровідний матеріал, при цьому на кожній парі суміжних пластин пелюстки орієнтовані на різні ребра паралелепіпеда , в кожній пелюстці виконана перфорація для кріплення провідника для знімання зарядів, а вісь кожної пелюстки збігається з однією з площин симетрії відповідної пластини. Така конструкція перетворювача дозволяє вивести точки кріплення провідників до елементів знімання заряду, як найбільш виражені концентратори напружень, за межі поверхонь знімання заряду чутливого елемента і дозволяє реалізувати технології виготовлення деталей і монтажу пьезопакетніка промисловим чином, що мінімізує неоднорідність і механічні напруги на гранях пьезоелемента.
Трикомпонентний датчик коливального прискорення за патентом № 2383025 містить корпус, який жорстко закріплений на базовому підставі і закритий ковпачком. Корпус виконаний з металу в формі тригранної піраміди з трьома ортогональними площинами, на кожній з яких консольним способом закріплені за одним чутливого елемента. Чутливі елементи виконані у вигляді п'єзоелектричних або біморфних пластин.
Пристрій для вимірювання вібрації за патентом № 2382368 містить п'єзоелектричний перетворювач, інструментальний підсилювач і операційний підсилювач, вихід якого є виходом пристрою. Виходи п'єзоелектричного перетворювача з'єднані з прямим і інверсним входами інструментального підсилювача, перший вхід завдання посилення якого з'єднаний з першим виводом першого резистора. Вихід операційного підсилювача з'єднаний з його інверсним входом через конденсатор. Інверсний вхід операційного підсилювача з'єднаний через другий резистор з виходом інструментального підсилювача. Прямий вхід операційного підсилювача з'єднаний із загальною шиною. У пристрій введена індуктивність, яка включена між другим виводом першого резистора і другим входом завдання посилення інструментального підсилювача, а паралельно конденсатору підключений третій резистор. Прямий і інверсний входи інструментального підсилювача можуть бути з'єднані із загальною шиною через перший і другий допоміжні резистори.
Сутність п'єзоелектричного вимірювального перетворювача за патентом № 2400867 в тому, що він містить пьезопреобразователь і передпідсилювач, Перша частина підсилювача розміщена в корпусі перетворювача і включає каскад посилення на польовому транзисторі і трьох резисторах. Друга частина підсилювача розташована поза корпусом і включає розділовий конденсатор і токостабілізірующій діод, катод якого і перший висновок розділового конденсатора з'єднані з витоком польового транзистора. Другий висновок розділового конденсатора і анод токостабілізірующего діода з'єднані відповідно з реєстратором і джерелом живлення, загальна точка яких з'єднана зі стоком польового транзистора. Перетворювач містить також послідовно з'єднані перший і другий діоди. Катод першого і анод другого діодів з'єднані відповідно з витоком і стоком польового транзистора. Їх середня точка з'єднана з затвором польового транзистора, з першим електродом пьезопреобразователя першим висновком першого резистора, другий висновок якого з'єднаний з першими висновками другого і третього резисторів. Другий висновок другого резистора з'єднаний з витоком польового транзистора. Другий висновок третього резистора з'єднаний з другим електродом пьезопреобразователя і зі стоком польового транзистора. Технічний результат: спрощення електричної схеми, зниження рівня власного шуму і захист від пробою польового транзистора.
Патентні дослідження показали, що на сьогоднішній день існує досить велика кількість п'єзоелектричних засобів вимірювання вібрації, різноманітних за своїм устроєм і володіють як достоїнствами, так і недоліками.
Таким чином, використання датчиків, що дозволяють визначити вібрацію на основі застосування властивостей п'єзоелектричних кристалів, цілком актуально.
3 Автоматизація ЛВДС «Черкаси»
3.1 Автоматизація магістрального насосного агрегату
Автоматизація насосної станції включає в себе управління магістральними насосними агрегатами в режимах запуску-зупинки, автоматичний контроль, захист і сигналізацію насосних агрегатів і в цілому станції по контрольованих параметрах, автоматичний запуск-зупинку, контроль, захист і сигналізацію по допоміжним установкам насосних станцій.
Система керування насосними агрегатами працює в режимах дистанційного пооперационного управління, програмного пуску насосів, програмної зупинки насосів і аварійної зупинки.
У режимах дистанційного керування зі щита операторної здійснюється запуск маслонасоса, управління вентиляцією насосної, управління відкриттям-закриттям засувок на всмоктуючих і нагнітальних лініях магістральних насосних агрегатів.
У режимі програмного пуску і зупинки МНА всі операції запуску виробляються автоматично. Режим пуску електродвигуна залежить від його типу (синхронний або асинхронний) і здійснюється пусковими станціями.
В цілому запуск магістрального насосного агрегату досить простий. При наборі електродвигуном номінального числа обертів відкриваються усмоктувальна і нагнітальна засувки, і агрегат вступає в роботу. Система маслоснабжения на сучасній насосної станції є централізованою, загальною для всіх агрегатів, що виключає управління насосами маслосистеми і ущільнення при запуску-зупинки агрегату.
Для насосної ЛВДС важливе значення має програмний запуск МНА. є різні схеми запуску насосів в залежності від характеристик насосів, схем електропостачання та інших факторів. Розрізняються програми послідовного відкриття засувок і запуску основного електродвигуна агрегату.
Агрегати, перекладені в положення резервних для системи АВР, можуть включатися також за програмою, при якій обидві засувки відкриваються заздалегідь при перемиканні агрегату в резерв, а основний електродвигун запускається при відключенні працюючого агрегату і спрацьовуванні системи АВР. Ця програма включення агрегату є найкращою з точки зору гідравлічних умов роботи магістрального трубопроводу, так як при такому перемиканні агрегатів тиску на всмоктуванні і нагнітанні станції змінюються дуже незначно і лінійна частина магістрального трубопроводу практично не відчуває ніяких навантажень через хвилі тиску.
Програма відключення агрегату, як правило, передбачає одночасне вимикання основного електродвигуна і включення обох засувок на закриття. При цьому команда на закриття засувок зазвичай дається коротким імпульсом (рисунок 3.1).
Захист насосного агрегату за параметрами рідини забезпечується датчиками тиску 1-1, 1-2, 7-1, 7-2 (Сапфір-22МТ), контролюючими тиску у всмоктуючому і нагнітальному трубопроводах. Датчики 1-1, 1-2 встановлені на всмоктуючому трубопроводі біля вхідних засувки, налаштовують на тиск, що характеризує кавітаційний режим насоса. Захист по мінімальному тиску всмоктування здійснюється з витримкою часу, завдяки чому виключається реакція на короткочасні зниження тиску при включенні насосів і проходження по трубопроводу невеликих повітряних пробок. Датчики 7-1, 7-2, встановлені на нагнітальному трубопроводі у вихідних засувок здійснюють захист по максимальному тиску нагнітання. Максимальний контакт датчика 7-1 дає сигнал в схему управління агрегатом, перериваючи процес запуску в разі перевищення допустимого тиску після відкриття засувки. Максимальний контакт датчика 7-1 забезпечує автоматичну зупинку агрегату, якщо сигнал в схему управління агрегатом, перериваючи процес запуску в разі перевищення допустимого тиску після відкриття
процес запуску в разі перевищення допустимого тиску після відкриття засувки.
Максимальний контакт датчика 7-1 забезпечує автоматичну зупинку агрегату, якщо тиск в нагнітальному трубопроводі перевищує допустимий за умовами механічної міцності обладнання, арматури і трубопроводу.
В експлуатації можливі випадки роботи насоса з дуже малою подачею, що супроводжується швидким підвищенням температури рідини в корпусі насоса, що неприпустимо.
Захист від підвищення температури нафти в корпусі насоса забезпечується термоперетворювачем опору 9, встановленому на корпусі насоса. Порушення герметичності пристроїв ущільнення вала насоса вимагає негайної зупинки агрегату. Контроль витоків зводиться до контролю рівня в камері, через яку відводяться витоку. Перевищення допустимого рівня фіксується рівнеміром 3-1.
Захист від перевищення температури підшипників 2-1, 2-2, 2-3, 2-4 здійснюється термоперетворювачем опору типу ТСМТ. У операторної спрацьовує сигналізація, і агрегат відключається захистом до своїх достатків керуючого сигналу з контролера.
Захист від підвищення температури обмоток сердечника статора здійснюється термометром опору 10 ТЕС-П.-1. Контроль температури повітря в корпусі електродвигуна здійснюється і сигналізується за коштами керуючого сигналу з контролера.
Тиск в системах ущільнювальної рідини і циркуляційного змащування підшипників насоса і електродвигуна контролюється датчиком тиску Сапфір-22МТ і контролером.
Вібросігналізірующая апаратура 4-1, 4-2, 4-3, 4-4 контролює вібрацію підшипників насоса і електродвигуна, а при її збільшенні до неприпустимих величин відключає агрегат.
Таблиця 3.1 Перелік вибраного обладнання МНА
|
позиційне позначення |
Найменування |
Примітка |
|
|
Датчик тиску типу Сапфір- 22МТ |
|||
|
Манометр показує типу ЕКМ |
|||
|
термоперетворювач опору платиновий типу ТСП100 |
|||
|
Сигналізатор рівня типу ОМЮВ 05-1 |
|||
|
Апаратура контролю вібрації «Каскад» |
Аварійна зупинка агрегату відбувається при спрацьовуванні приладів і пристроїв захисту. Розрізняються аварійні зупинки, що допускають повторний пуск агрегату і не допускають його. В останньому випадку встановлюється і усувається причина, яка викликала зупинку, і тільки після цього стає можливим повторний пуск агрегату. Зупинка з дозволом повторного пуску відбувається при несостоявшемся пуску, тобто якщо зупинка сталася через температуру продукту в корпусі насоса. Аварійна зупинка з забороною повторного пуску агрегату відбувається при наступних параметрах: зростанні температури підшипників електродвигуна, насоса і проміжного вала; підвищеної вібрації агрегату; збільшенні витоків з ущільнень вала насоса; зростанні температури охолоджуючого повітря на вході в електродвигун; підвищенні різниці температур вхідного і вихідного повітря, що охолоджує електродвигун; спрацьовуванні пристроїв електричного захисту електродвигуна.
Послідовність операцій при зупинці агрегатів за сигналами захисної автоматики не відрізняється від послідовності при звичайній програмної зупинці.
В цілому по насосній станції також є система попереджувальної сигналізації та аварійного захисту по такими параметрами: Виникнення пожежі, затоплення насосної, неприпустимі тиску на лініях всмоктування і нагнітання і ін.
Автоматична зупинка агрегатів станції відбувається послідовно за програмою, за винятком випадку спрацьовування захисту по загазованості. При підвищеній концентрації парів нафти в приміщенні насосів відбувається одночасне відключення усіх споживачів електроенергії, крім вентиляторів і приладів контролю. У схемі автоматизації насосної станції передбачається захист по пожежонебезпеки (встановлені датчики, що реагують на появу диму, полум'я або підвищеної температури в приміщенні), при їх спрацьовуванні відключаються всі споживачі електроенергії без винятку.
Перелік приладів, використовуваних для автоматизації магістрального насосного агрегату, наведено в таблиці 3.2.
Таблиця 3.2 Прилади, використовувані для автоматизації МНА
|
сценарію |
позиційне позначення |
Умова спрацьовування |
Дія |
|
Перевищення температури передніх підшипників насоса |
Зниження оборотів ЕД |
||
|
Перевищення температури задніх підшипників насоса |
Зниження оборотів ЕД |
||
|
Перевищення температури нафтопродукту в корпусі насоса |
Зниження оборотів ЕД |
||
|
Перевищення температури передніх підшипників ЕД |
Зниження оборотів ЕД |
||
|
Перевищення температури обмоток сердечника статора |
Зниження оборотів ЕД |
||
|
Перевищення температури задніх підшипників ЕД |
Зниження оборотів ЕД |
||
|
Перевищення вібрації передніх підшипників ЕД |
Зниження оборотів ЕД |
||
|
перевищення вібрації задніх підшипників ЕД |
Зниження оборотів ЕД |
||
|
перевищення вібрації задніх підшипників насоса |
Зниження оборотів ЕД |
||
|
перевищення вібрації передніх підшипників насоса |
Зниження оборотів ЕД |
3.2 Система протиаварійного захисту
Надійність функціонування систем забезпечення безпеки небезпечних об'єктів промисловості цілком залежить від стану електронних і програмованих електронних систем, Пов'язаних з безпекою. Ці системи називаються системою протиаварійного захисту (ПАЗ). Такі системи повинні бути здатні зберігати свою працездатність навіть в разі відмови інших функцій АСУ ТП нафтоперекачувальної станції.
Розглянемо головні завдання, покладені на такі системи:
Запобігання аваріям та мінімізація наслідків аварій;
Блокування (запобігання) навмисного або ненавмисного втручання в технологію об'єкта, що може привести до розвитку небезпечної ситуації і ініціювати спрацьовування ПАЗ.
Для деяких захистів передбачається наявність затримки між виявленням аварійного сигналу і захисним відключенням. Відключення основних вспомсістем, закриття засувок підключення НПС до МН.
У насосного агрегату безперервно контролюється ряд технологічних параметрів, аварійні значення яких вимагають відключення і блокування роботи агрегату. Залежно від параметра або умови, за яким спрацював захист, може виконуватися:
Відключення електродвигуна;
Закриття агрегатних засувок;
Пуск резервного агрегату.
Для всіх параметрів захисту передбачений випробувальний режим. У випробувальному режимі встановлюється прапор захисту, запис в масиві захистів і передається повідомлення оператору, але керуючі впливу на технологічне обладнання не формуються.
Залежно від того, з якого контрольованого параметру спрацьовує загальностанційне захист, пов'язана з відключення насосних агрегатів, система повинна здійснювати:
Відключення одного з працюючих МНА, першого по ходу нафти;
Одночасне або почергове відключення всіх працюючих МНА;
Одночасне відключення всіх працюючих ПНА;
Закриття засувок підключення НПС;
Закриття засувок ФГУ;
Відключення тих чи інших допоміжних систем;
Включення пристроїв світлової та звукової сигналізації.
Агрегатні захисту МНА і ПНА повинні забезпечувати його безаварійну експлуатацію і відключення при виході контрольованих параметрів за встановлені межі.
Алгоритмічне зміст функцій ПАЗ складається в реалізації наступного умови: при виході значень певних технологічних параметрів, що характеризують стан процесу або обладнання, за встановлені (допустимі) межі повинно проводитися відключення (останов) відповідного агрегату або всієї станції.
Вхідну інформацію для групи функцій протиаварійного захисту містять сигнали про поточні значення контрольованих технологічних параметрів, що надходять на логічні блоки (програмовані контролери) від відповідних первинних вимірювальних перетворювачів, і цифрові дані про допустимі граничні значення цих параметрів, що надходять на контролери з пульта АРМ оператора НПС. Вихідна інформація функцій протиаварійного захисту представлена \u200b\u200bсукупністю керуючих сигналів, що посилаються контролерами на виконавчі органи систем захисту.
Наявність зворотного зв'язку значно спрощує процес розробки цільових завдань процесора і додатків користувача. З іншого боку, це підвищує инвариантность реакції логічних і обчислювальних алгоритмів на тестове вплив, що проводиться під час перевірки протиаварійних захистів.
Така перевірка не може дати гарантії повторюваності результатів тестів, так як стан пам'яті процесора під управлінням зворотного зв'язку при всіх однакових умовах тестування не буде однаково в різні моменти часу.
3.3 АСУ ТП на базі контролерів Modicon TSX Quantum
Автоматизована система управління технологічними процесами (АСУ ТП) нафтоперекачувальних станцій базується на серії програмованих контролерів Modicon TSX Quantum, що є хорошим рішенням для завдань управління на базі високопродуктивних програмованих контролерів. Система на базі Quantum поєднує компактність, забезпечуючи економічність і надійність установки навіть в найбільш складних промислових умовах. У той же час системи Quantum прості в установці і конфігурації, мають широку сферу застосування, що забезпечує більш низьку вартість в порівнянні з іншими рішеннями. Також передбачена підтримка встановлених виробів за рахунок спільного використання старих технологій і цієї новітньої керуючої платформи. Конструкція програмованих контролерів Modicon TSX Quantum дозволяє заощадити простір в щиті. Володіючи глибиною всього в 4 дюйма (включаючи екран), ці контролери не вимагають великих щитів; вони розміщуються в стандартному 6-дюймовому електричній шафі, що дозволяє економити до 50% вартості звичайних панелей управління. Незважаючи на малі розміри, контролери Quantum підтримують високий рівень продуктивності і надійності. Системи управління, які використовують програмовані контролери серії Modicon TSX Quantum, підтримують різні варіанти рішень від одиночної настановної панелі введення / виводу (до 448 вводів / висновків) до резервуються процесорів з розгалуженою системою введення / виводу з кількістю ліній введення / виводу до 64000, що визначаються відповідно до потреб. Крім того, обсяг пам'яті від 256 Кбайт до 2 Мбайт достатній для найскладніших схем управління. Завдяки використанню вдосконалених процесорних пристроїв на основі мікросхем Intel, швидкодія контролерів серії Quantum і пропускна здатність введення / виведення достатні для задоволення жорстких вимог до швидкості. У цих контролерах також використовуються високопродуктивні математичні співпроцесори для забезпечення найкращої швидкості виконання алгоритмів і математичних обчислень, необхідної для забезпечення безперервності і якості керованого процесу.
Поєднання продуктивності, гнучкості та розширюваності робить серію Quantum кращим рішенням для найскладніших застосувань і в той же час досить економічним для більш простих завдань автоматизації. Можливість підключення до мереж підприємства і польовим шинам реалізована для восьми типів мереж від Ethernet до INTERBUS-S.
Quantum підтримує п'ять мов програмування, що відповідають стандарту МЕК 1131-3. На додаток до цих мов, контролери Quantum можуть виконувати програми, написані на мові релейно-контактних схем Modicon 984, на мові станів Modicon і на спеціальних мовах для конкретних застосувань, розроблених іншими фірмами.
На додаток до мов МЕК система Quantum використовує переваги покращеного набору інструкцій 984 для виконання на контролері Quantum прикладних програм, написаних на мові Modsoft або транслювати з SY / Mate. До контролера Quantum можливо підключити магістральні мережі зв'язку Ethernet, Modbus і Modbus Plus.
Жодна системна архітектура не відповідає потребам сучасного ринку систем управління так, як серія програмованих контролерів Modicon TSX Quantum. Вона являє собою альтернативну систему, в якій вузли введення / виведення розділені за розміром, просторово розподілені і сконфігуровані з метою зниження вартості кабелів, що з'єднують вузли введення / виведення з датчиками і виконавчими пристроями. Контролер Quantum має гнучкість, що дозволяє поєднувати в конфігураціях локальний, віддалений, розподілений введення / виведення, однорангові конфігурації, а також підключення до польових шин введення / виводу. Подібна гнучкість робить Quantum унікальним рішенням, здатним задовольнити всі потреби в автоматизації. Використовуючи лише одну серію модулів введення / виведення, система Quantum може бути налаштована під всі архітектури і, таким чином, є підходящою для контролю безперервних процесів, управління обладнанням або розподіленого управління.
Chat with us, powered by LiveChat