Технологические требования при разработке систем автоматического управления

При создании автоматических систем управления технологическими процессами сельскохозяйственного производства одним из наиболее ответственных этапов является разработка оптимального, то есть наиболее эффективного варианта технологического процесса, подлежащего автоматизации.

В связи с тем, что сельское хозяйство характеризуется многообразием отраслей производства и разнообразием технологических процессов, разработка оптимального технологического процесса в каждом конкретном случае представляет собой очень сложную задачу. Развитие унифицированных процессов сельскохозяйственного производства способствует успеху разработки оптимальных, пригодных для автоматизации технологических процессов. Поэтому очень актуальной, особенно в условиях перевода сельского хозяйства на промышленную основу, является проблема типизации, универсализации и даже стандартизации сельскохозяйственных технологических процессов и техники.

Перевод сельского хозяйства на промышленную основу тесно связан с процессами концентрации и интенсификации производства. В этих условиях, когда наряду с большими потоками сырья, энергии, труда идет большой поток взаимосвязанной информации, точное и правильное осмысление этой информации, принятия соответствующих оптимальных решений и вообще полноценное управление производством возможны только при использовании методов и средств автоматизации. Однако применение достижений автоматизации требует определенной технологической подготовки производственных процессов.

Опыт перевооружения ведущих отраслей народного хозяйства показывает, что эффективность автоматизации зависит от взаимосвязанного решения трех основных задач: 1) разработки новых технологических процессов и типизации их; 2) создание технологического оборудования, что обеспечивает качественное выполнение типизированного технологического процесса; 3) выработка алгоритмов эффективного управления технологическими процессами, операциями и оборудованием с помощью технических средств автоматики.

Решение первой задачи требует специальных знаний и необходимого опыта по определению заданных параметров точности, производительности, способов обработки, транспортировки, хранения, по созданию методов типизации технологических процессов и т. д., то есть здесь нужны знания и опыт специалистов-технологов сельскохозяйственного производства, что в полной мере владеют основами технологической науки.

Типизацию технологического процесса в сельскохозяйственном производстве целесообразно начинать с составления так называемого технологической цепочки.

Технологическая цепочка отражает взаимосвязь технологических процессов, отдельных операций и режимов машин, участвующих в их выполнении. Например, технологическую цепочку послеуборочной обработки зерна в потоке включает следующие операции: доставку зерна от комбайна, взвешивания зерна, его разгрузка, транспортировка норией, первичная очистка от крупных примесей на повітрорешітних машинах, транспортировки норией, сушки, охлаждения, транспортировки норией, вторичное очистки от мелких примесей, транспортировки шнеком, сортировка на триерах, сбор в бункер, взвешивания, транспортировки на склад, взвешивания и складирования.

Технологическая цепочка позволяет выявить порядок действия машин в соответствии с требованиями процесса, объем работ по операций, необходимое число машин, установить оптимальное агрегатирования и допустимый степень типизации технологических процессов. Таким образом, технологическая цепочка дает возможность глубоко проникнуть в саму технологию процесса во всех его аспектах.

Приступая к разработке систем автоматического управления, разработчик должен хорошо изучить объект автоматизации, вполне осознать все возможные режимы работы.

Следует иметь в виду, что разрабатывать автоматические системы управления объектом часто приходится для производства различных уровней развития. В связи с этим степень автоматизации и совокупность операции и режимов обусловлены уровнем развития самого производства. Следовательно, любой технологический процесс можно разделить на операции по-разному. Но при этом разделении разработчик всегда должен себе ответить на следующие основные вопросы.

1. Какие цель и задача системы автоматического управления?

2. Какие блоки составляют объект управления?

3. Какие функциональные и управляющие связи имеются между блоками, которые определяют будущую систему?

4. Какие режимы объекта управления и его блоков и сколько технологически допустимых переходов между этими режимами?

5. Какими конкретными алгоритмами описывается тот или иной режим?

6. Какие датчики и исполнительные элементы могут быть применены для данной системы?

7. Какие математические уравнения описывают взаимодействие управляющих сигналов и сигналов возмущения, характеризующие тот или иной режим работы систем?

После анализа технологических процессов или отдельных операций необходимо установить весь объем информационных параметров, характеризующих технологию и все их взаимосвязи.

Накопленная согласно поставленным вопросам информация должна быть отражена в компактной и удобной для дальнейшей работы форме. Именно это дает возможность выявить перечень информационных параметров.

Классификация информационных параметров и технологическую цепочку позволяют составить структурную схему системы управления, которая представляет собой совокупность объекта управления и управляющего устройства.

Следует иметь в виду, что неполная и неточная обработка всей информации приводит к ее искажения на следующих уровнях, к запаздыванию в принятии решений и мероприятий для согласования действий установок, поточных линий, цехов и в итоге к увеличению затрат на производство, снижение рентабельности, порчи продукции и т. д.

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение ВПО

«ОРЕНБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Аэрокосмический институт Кафедра систем автоматизации производства Дипломный проект на тему: Разработка системы автоматического контроля технологических параметров газоперекачивающего агрегата Пояснительная записка ОГУ 220 301.65.1409.5ПЗ Зав. кафедрой САП Н.З. Султанов

«Допустить к защите»

«____"__________________2009 г.

РуководительЮ.Р. Владов Дипломник П. Ю. Кадыков Консультанты по разделам:

Экономическая часть О.Г. Гореликова-Китаева Безопасность труда Л. Г. Проскурина Нормоконтролер Н. И. Жежера РецензентВ.В. Турков Оренбург 2009

Кафедра____САП_____________________

Утверждаю: Зав. кафедрой_____________

«______"_____________________200____г.

ЗАДАНИЕ ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ СТУДЕНТ Кадыков Павел Юрьевич

1. Тема проекта (утверждена приказом по университету от «26» мая 2009 г. № 855-С) Разработка системы автоматического контроля технологических параметров газоперекачивающего агрегата

3. Исходные данные к проекту Технические характеристики компрессорной установки 4ГЦ2−130/6−65; описание режимов работы компрессора 4ГЦ2−130/6−65; правила разборки и сборки компрессорной установки 4ГЦ2−130/6−65; руководство по эксплуатации комплекса средств контроля и управления МСКУ-8000.

1 анализ режимов работы газоперекачивающего агрегата 4ГЦ2

2 описание действующей системы автоматики

3 сравнительный анализ существующих программно-технических комплексов автоматизации газоперекачивающих агрегатов

4 обзор и описание технологии ОРС

5 выбор значимых технологических параметров ГПА, для которых рекомендуется использование системы автоматического контроля по отклонению в сторону граничных значений

6 описание разработанной программной системы автоматического контроля технологических параметров

7 разработка и описание схемы лабораторного стенда для испытаний разработанной программной системы автоматического контроля технологических параметров

5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей) Редуктор и приводная часть компрессора, ФСА (А1)

Сравнительные характеристики существующих САУ ГПА, таблица (А1)

Система автоматического контроля технологических параметров, схема функциональная (А1)

Изменение технологического параметра во времени и принцип обработки текущих данных, теоретическая диаграмма (А2)

Аппроксимация и вычисление прогнозируемого времени, формулы (А2)

Программный модуль автоматического контроля технологических параметров, схема программы (А2)

Программный модуль автоматического контроля технологических параметров, листинг программы (А2)

Система автоматического контроля технологических параметров и панель управления оператора, экранные формы (А1)

Нормальный останов ГПА, схема программы (А2)

Аварийный останов ГПА, схема программы (А2)

Стенд для лабораторных исследований, схема электрическая принципиальная (А2)

Стенд для лабораторных исследований, схема структурная (А2)

6. Консультанты по проекту (с указанием относящимся к ним разделом проекта) О.Г. Гореликова-Китаева, экономическая часть Л. Г. Проскурина, безопасность труда Дата выдачи задания «20» февраля 2009 г.

Руководитель ____________________________________ (подпись) Задание принял к исполнению «20» февраля 2009 г.

_____________________________ (подпись студента) Примечания: 1. Это задание прилагается к законченному проекту и вместе с проектом предоставляется в ГЭК.

2. Кроме задания, студент должен получить от руководителя календарный график работы над проектом на весь период проектирования (с указанием сроков выполнения и трудоемкости отдельных этапов).

1 Общая характеристика производства

2.1 Общие характеристики

2.2 Система смазки

2.3 Панель управления СГУ

2.4 Патрон СГУ

2.5 Система буферного газа

2.6 Азотная установка

3 Описание технологического процесса и технологической схемы объекта

4 Порядок технического обслуживания процесса

5 Описание действующей системы автоматики

5.1 Обзор технологии OPC

6 Сравнение существующих готовых решений САУ ГПА

6.1 Программно-технический комплекс АСКУД-01 НПК «РИТМ»

6.2 Программно-технический комплекс САУ ГПА СНПО «Импульс»

7 Выбор значимых технологических параметров

8 Описание разработанной системы автоматического контроля технологических параметров

8.1 Функциональное назначение программы

8.1.1 Область применения

8.1.2 Ограничения применения

8.1.3 Используемые технические средства

8.2 Специальные условия применения

8.3 Руководство пользователя

9 Лабораторный стенд

9.1 Описание лабораторного стенда

9.2 Структура лабораторного стенда

9.3 Принципиальная электрическая схема лабораторного стенда

10 Обоснование экономического эффекта от применения САК

10.1 Расчет затрат на создание САК

10.2 Расчет экономического эффекта от применения САК

11 Безопасность труда

11.1 Анализ и обеспечение безопасных условий труда

11.3 Возможные чрезвычайные ситуации

11.4 Расчет продолжительности эвакуации из здания Заключение Список использованных источников

Введение Проблему контроля технологических параметров газоперекачивающих агрегатов (ГПА) существующие системы автоматизации решают только частично, сводя ее к комплексу условий в виде граничных значений для каждого параметра, при достижении которых происходит строгая последовательность действий АСУ. Чаще всего при достижении каким-либо параметром одного из своих граничных значений, происходит лишь автоматическая остановка самого агрегата. Каждая такая остановка вызывает существенные потери материальных и экологических ресурсов, а также повышенный износ оборудования. Такую проблему можно решить введением системы автоматического контроля технологических параметров, которая могла бы динамически отслеживать изменение технологических параметров ГПА, и заблаговременно выдавать сообщение оператору о стремлении какого-либо из параметров к его граничному значению.

Поэтому актуальной и значимой задачей является разработка инструментальных средств, способных оперативно отслеживать изменения технологических параметров и заблаговременно сообщать на автоматизированное рабочее место оператора информацию о положительной динамике какого-либо параметра в отношении его граничного значения. Такие инструментальные средства могут помочь предотвратить часть остановок ГПА.

Цель дипломной работы: повышение эффективности функционирования газоперекачивающего агрегата 4ГЦ2.

Основные задачи:

— разработка программной системы автоматического контроля технологических параметров;

— разработка фрагмента ФСА газоперекачивающего агрегата с указанием значимых технологических параметров, подлежащих автоматическому контролю.

1 Общая характеристика производства Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ) является одним из самых крупных заводов в России по переработке углеводородного сырья. В 1974 году Государственная приемочная комиссия СССР приняла в эксплуатацию пусковой комплекс первой очереди ОГПЗ с выработкой готовой товарной продукции. Далее последовали введение в работу второй и третьей очередей ОГПЗ.

Основными товарными продуктами при переработке сырого газа на газоперерабатывающем заводе являются:

стабильный газовый конденсат и фракция углеводородная многокомпонентная, которая транспортируется на дальнейшую переработку на Салаватский и Уфимский нефтеперерабатывающие заводы Республики Башкортостан;

сжиженные углеводородные газы (смесь пропан-бутана технического), которые используются в качестве топлива для коммунально-бытовых нужд и в автомобильном транспорте, а также для дальнейшей переработки в химических производствах; направляются потребителю в железнодорожных цистернах;

сера жидкая и комковая — поставляется на предприятия химической промышленности для производства минеральных удобрений, фармацевтической промышленности, сельского хозяйства; отправляется потребителям железнодорожным транспортом в вагонах-цистернах (жидкая) и в полувагонах (комковая);

одорант (смесь природных меркаптанов) применяется для одорирования природного газа, поступающего в коммунально-бытовую сеть.

Вся товарная продукция добровольно сертифицирована, соответствует требованиям действующих государственных, отраслевых стандартов, технических условий и контрактов, конкурентно способна на внутреннем и внешнем рынках. Все виды осуществляемой на заводе деятельности лицензированы.

Организационная структура Газоперерабатывающего завода представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 — Организационная структура Оренбургского газоперерабатывающего завода В состав ОГПЗ входят основные технологические цеха № 1, № 2, № 3, которые занимаются очисткой и осушкой газа от сернистых соединений, а также получением одоранта, стабилизацией конденсата, регенерацией аминов и гликолей. Также в каждом цеху есть установки получения серы и очистки отходящих газов.

У такого крупного предприятия имеется большое количество вспомогательных цехов к ним относятся: ремонтно-механический (РМЦ), электроцех, цех по ремонту и обслуживанию контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА), центральная заводская лаборатория (ЦЗЛ), а также водоцех, обеспечивающий все производство паром и водой.

Немаловажное значение на таком производстве отводится и автотранспортному цеху (АТЦ), так как все грузоперевозки внутри завода и за его пределами осуществляется своим автотранспортом.

2 Характеристики центробежного компрессора 4ГЦ2−130/6−65

2.1 Общие характеристики Центробежный компрессор 4ГЦ2−130/6−65 331АК01−1(331АК01−2) предназначен для компремирования высокосернистых газов расширений (выветривания) и стабилизации, вырабатываемых в процессе переработки нестабильного конденсата I, II, III очередей завода, экспанзерных газов, газов стабилизации и выветривания с установок 1,2,3У-70; У-02,03; 1,2,3У-370; У-32; У-09.

Компрессорная установка (рисунок 2) установлена в помещении цеха, подключена к существующим цеховым системам газо-, водо-, воздухоснабжения, электрической сети, САУ цеха (таблица 1.1). Состав установки согласно таблице 1.2.

Рисунок 2 — Компрессорная установка с масляной системой концевых уплотнений Сжатие газа осуществляется центробежным компрессором 4ГЦ2−130/6−65 (1.495.004 ТУ, ОКП 3 643 515 066, далее по тексту «Компрессор»).

Компрессор спроектирован ЗАО «НИИТурбокомпрессор» им. В. Б. Шнеппа в 1987 г., изготовлен и поставлен в 1989—1991 гг., в эксплуатации с 2003 г. (№ 1 с 22.03.2003, № 2 с 5.05.2003 г.). Наработка на начало реконструкции: № 1 — 12 678 часов, № 2 — 7 791 час (20.06.2006). Гарантийный срок завода-изготовителя истек.

Таблица 1 — Расшифровка маркировки компрессора:

Приводом компрессора служит синхронный электродвигатель СТДП-6300−2Б УХЛ4 6000 мощностью 6.3 МВт и скоростью вращения ротора 3000 об/мин.

Повышение скорости вращения обеспечивается горизонтальным одноступенчатым мультипликатором с эвольвентным зацеплением (0.002.768 ТО).

Соединение валов компрессора и электродвигателя с валами мультипликатора обеспечивается зубчатыми муфтами со шпоночным способом посадки на вал (0.002.615 ТО).

Подшипники компрессора масляного типа. Подача масла в подшипники обеспечивается маслосистемой в составе компрессорной установки.

Система подогрева и охлаждения масла водяная.

Товарный газ на входе в компрессор проходит сепарацию и очистку. После первой и второй секций товарный газ охлаждается в АВО газа (охлаждение воздушное), проходит сепарацию и очистку.

В систему СГУ через панель управления СГУ подается буферный газ и технический азот, вырабатываемый азотной установкой из воздуха КИП. Буферный газ и воздух КИП подаются из цеховых магистралей. Состав и свойства товарного газа и буферного газа согласно таблицам 1.5 и 1.6, параметры воздуха КИП согласно таблице 1.1.

Система автоматического управления компрессорной установки выполнена на базе на МСКУ-СС-4510−55−06 (СС.421 045.030−06 РЭ) и подключена к САУ цеха.

Рисунок 3 — Компрессорная установка с системой СГУ Таблица 2 — Условия, обеспечиваемые цеховыми системами

Наименование условия	Значение
Помещение закрытое, отапливаемое с температурой окружающего воздуха, С	От плюс 5 до плюс 45
Максимальное содержание сероводорода (H2S) в окружающем воздухе, мг/м3:
Постоянно
В аварийных ситуациях (в течение 2−3 часов)
Высотная отметка от пола, м
Напряжение питающей сети, В	380, 6000, 10 000
Частота питающей сети, Гц
Система КИП и А	МСКУ-СС 4510−55−06
Регулируемый (поддерживаемый) параметр в КИПиА	Потребляемая мощность (5.8 МВт), давление (6.48 МПа) и температура газа (188С) на выходе из компрессора
Воздух КИП	По ГОСТ 24 484 80
Давление абсолютное, МПа	Не менее 0.6
Температура, С
Класс загрязненности по ГОСТ 17 433-83	Класс «I», Н2S до 10 мг/нм3
Буферный газ	Таблицы 4−5
Давление абсолютное, МПа	от 1.5 до 1.7
Температура, С	от минус 30 до плюс 30
Производительность объемная при стандартных условиях (20С, 0.1013 МПа), нм3/час
	Не более 3 мкм
Тип масла для смазки подшипников корпуса сжатия компрессора и муфт	ТП-22С ТУ38.101 821−83

В состав компрессорного агрегата входят:

— блок корпуса сжатия;

— электродвигатель;

— агрегат смазки;

— блок маслоохладителей;

— промежуточный и концевой охладители газа;

— входной промежуточный и концевой сепараторы;

— система смазки, включая межблочные трубопроводы;

— трубные сборки газовых коммуникаций;

— система КИП и А.

Таблица 3 — Основные характеристики компрессорного агрегата 4ГЦ2

Характеристика	Значение
Производительность при нормальных условиях	40 000 мі/час (51 280 кг)
Давление начальное, МПа (кгс/смІ)	0,588−0,981 (6−10)
Температура газа начальная, К/єС	298−318 (25−45)
Давление конечное, МПа (кгс/смІ)	5,97−6,36 (61−65)
Температура газа конечная, К/єС
Мощность, потребляемая, кВт
Частота вращения нагнетателя, С?№ (об/мин)
Мощность электродвигателя, кВт
Тип электродвигателя	ТУ СТДП 6300−2БУХЛЧ синхронный
Напряжение сети
Частота вращения ротора двигателя номинальная, (об/мин)

2.2 Система смазки Система смазки предназначена для подачи смазки в подшипники корпусов сжатия компрессора, электродвигателя, мультипликатора и зубчатых муфт. На время аварийной остановки компрессора при неработающих электрических масляных насосах подача масла к подшипникам осуществляется из аварийного бака, расположенного над компрессором.

Таблица 3 — Условия нормальной работы агрегата смазки

Параметр	Значение
Температура масла в напорном коллекторе, єС
Давление (избыточное) масла в напорном коллекторе, МПа (кгс/смІ)	0,14−0,16 (1,4−1,6)
Максимально допустимый перепад на фильтре МПа (кгс/смІ)
Давление (избыточное) нагнетания маслонасосов МПа (кгс/смІ)	0,67−0,84 (6,7−8,4)
Производительность маслонасосов, мі/сек (л/мин)	0,0065(500)-0,02(1200)
Номинальный объем маслобака, мі (литры)
Максимальный объем маслобака, мі (литры)
Применяемые масла	ТП-22С ТУ38.101 821−83

Агрегат смазки (АС-1000) состоит из двух блоков фильтров, двух электронасосных агрегатов, бака масляного, агрегата тонкой очистки, двух маслоохладителей.

Блок фильтров предназначен для очистки масла, поступающего в узлы трения от механических примесей.

Агрегат тонкой очистки масла предназначен для сепарации масла от воды и механических примесей и состоит из центробежного сепаратора УОР-401У и электродвигателя, смонтированных на общей раме.

Бак масляный — это резервуар в котором собирается, хранится и отстаивается от посторонних примесей (воды, воздуха, шламов), масла, сливающиеся из узлов трения. Бак представляет собой сварную прямоугольную ёмкость, разделённую перегородками на 2 отсека:

— сливной для приёма и предварительного отстоя масла;

— заборный.

Слив масла из системы осуществляется через пеногаситель. В верхней части бака расположен люк для очистки закрытый крышкой. На линии соединения бака с атмосферой установлен огневой преградитель, для предотвращения попадания огня в маслобак. Для подогрева масла, маслобак снабжён змеевиковым подогревателем. Для предотвращения попадания пара (парового конденсата) в маслобак в случае разгерметизации змеевика имеется защитный кожух, заполненный маслом.

Для охлаждения масла имеется маслоохладитель, который представляет собой кожухотрубный аппарат горизонтального исполнения с неподвижными трубными досками. Масло охлаждается подачей воды из оборотного водоснабжения в змеевик маслоохладителя.

Сухие газодинамические уплотнения предназначены для гидрозатвора концевых уплотнений корпусов сжатия для центробежных компрессоров типа 4ГЦ2−130/6−65 331АК01−1(2).

В состав сухих газодинамических уплотнений входят:

— панель управления СГУ;

— патроны СГУ;

— установка газоразделительная мембранная МВа-0.025/95, далее по тексту;

— «Азотная установка».

Агрегат смазки (АС-1000) состоит из 2-х блоков фильтров, 2-х электронасосных агрегатов, бака масляного, агрегата тонкой очистки, 2-х маслоохладителей.

Блок фильтров предназначен для очистки масла, поступающего в узлы трения от механических примесей. Агрегат тонкой очистки масла предназначен для сепарации масла от воды и механических примесей и состоит из центробежного сепаратора УОР-401У и электродвигателя, смонтированных на общей раме.

Электронасосные агрегаты предназначены для подачи масла в узлы трения при пуске, работе, остановке компрессора и состоят из насоса и электродвигателя. Один из насосов является основным, другой — резервным.

Слив масла из системы осуществляется через пеногаситель. В верхней части бака расположен люк для очистки закрытый крышкой. На линии соединения бака с атмосферой установлен огневой преградитель, для предотвращения попадания огня в маслобак. Для подогрева масла, маслобак снабжён змеевиковым подогревателем. Для предотвращения попадания пара (парового конденсата) в маслобак в случае разгерметизации змеевика имеется защитный кожух, заполненный маслом. Для охлаждения масла имеется маслоохладитель, который представляет собой кожухотрубный аппарат горизонтального исполнения с неподвижными трубными досками. Масло охлаждается подачей воды из оборотного водоснабжения в змеевик маслоохладителя.

2.3 Панель управления СГУ Панель управления СГУ предназначена для управления и контроля работы патронов СГУ и представляет собой трубную конструкцию из нержавеющей стали, с расположенной на ней контрольно-измерительными приборами и регулирующей арматурой, установленная на собственной раме.

Панель управления СГУ включает в себя:

— систему буферного газа, обеспечивающую подачу на узлы СГУ очищенного газа;

— систему контроля утечек газа;

— систему разделительного газа.

Таблица 4 — Основные параметры панели СГУ:

Наименование параметра	Значение
Тип панели управления СГУ
Конфигурация	Трубная конструкция
Класс взрывозащиты
Система подачи буферного газа
Давление абсолютное, МПа
Температура, С	от -с 20 до + 30)
Расход, нм3/час
Максимальный перепад давления на фильтре, кПа
Система подачи разделительного газа	На входе в панель СГУ (один вход)	На выходе из панели СГУ (на два патрона)
Давление абсолютное, МПа
Температура, С
Расход, нм3/час
Максимальный размер твердых частиц, мкм
Длина, мм
Ширина, мм
Высота, мм
Масса, кг

2.4 Патрон СГУ Патрон СГУ разделяет перекачиваемый, товарный (уплотняемый) газ и атмосферный воздух и предотвращает попадание утечек газа в полость подшипниковых камер и попадания масла в проточную часть компрессора.

Патрон СГУ состоит из двух механических уплотнений, расположенных друг за другом (тандем). Тип патрона по направлению вращения — реверсивный.

Уплотнительная ступень патрона СГУ представляет собой два кольца: неподвижное (статорная часть или торец) и вращающееся на валу ротора (роторная часть или седло). Через зазор между ними газ перетекает из области высокого давления в область низкого давления.

Торец уплотняется О-образным кольцом в качестве вторичного уплотнения.

На внутренней поверхности втулки уплотнения устанавливаются кольца допуска (вставляются в специально выточенные канавки и приклеиваются по месту).

Статорная часть пары трения выполнена из графита. Роторная часть выполнена из карбидвольфрамового сплава с канавками. Канавки спиралевидной формы выполняют в однонаправленных по направлению вращения уплотнениях, канавки симметричной формы — в уплотнениях реверсивного типа Наличие канавок на роторной части уплотнительной пары при вращении вала приводит к возникновению подъёмной силы, которая препятствует исчезновению зазора. Постоянное наличие зазора между кольцами обеспечивает отсутствие сухого трения между поверхностями колец.

Симметричная форма канавок в реверсивном уплотнении относительно радиальной линии обеспечивает работу патрона СГУ при вращении в любом направлении.

Закрутка потока в зазоре позволяет отбросить твердые частицы к выходу из зазора. Величина твёрдых частиц, попадающих в зазор не должна превышать по величине минимальной рабочей величины зазора (от 3 до 5 мкм),

Величина зазора в уплотнительной ступени патрона СГУ зависит от параметров газа перед уплотнением (давления, температуры, состава газа), скорости вращения ротора, конструктивной формы элементов уплотнения.

При увеличении давления перед уплотнением величина зазора уменьшается, осевая жёсткость газового слоя возрастает. С увеличением скорости вращения ротора увеличивается зазор, и возрастают утечки газа через ступень уплотнения.

Патрон отделен от проточной части концевым лабиринтным уплотнением, от подшипниковых камер — барьерным уплотнением (графитовое уплотнение типа Т82).

Давление перед концевыми лабиринтами первой и второй секции соответствует давлению во всасывающей камере первой секции.

Для предотвращения попадания газа компремирования из проточной части в патрон СГУ на первую ступень патрона СГУ (со стороны проточной части) подается буферный (очищенный товарный) газ.

Большая часть (более 96%) буферного газа поступает через лабиринтное уплотнение в проточную часть компрессора, а меньшая просачивается в полость между уплотнительными ступенями патрона, откуда обеспечивается контролируемый сброс утечек на свечу (первичная утечка менее 3%).

Вторая (внешняя) ступень патрона работает под давлением близким к атмосферному. Она запирает первичную утечку, а также является страховочной на случай разгерметизации первой уплотнительной ступени патрона. В случае сбоя первичного уплотнения, вторичное уплотнение берет на себя его функции и работает как одинарное уплотнения В качестве разделительного газа в линию барьерного уплотнения подводится технический азот, который производит из воздуха КИП азотная установка.

Азот подается в канал барьерного графитового уплотнения со стороны подшипниковых камер и предотвращает попадание масла и его паров на вторую ступень патрона, а также газа в подшипниковую камеру (22, https://сайт).

Азот не образует взрывоопасной смеси с газом в полости вторичной утечки и «выдувает» её на свечу. Величина вторичной утечки не контролируется.

Патрон СГУ обеспечивает уплотнение и безопасную работу компрессора в диапазоне его рабочих режимов и при остановке компрессора под давлением в контуре.

Таблица 5 — Основные параметры патрона СГУ

Наименование параметра	Значение
Тип патрона СГУ
Конфигурация	Тандем двухстороннего действия
Тип барьерного уплотнения	Малорасходное графитовое уплотнение типа Т82
Направление вращения патрона СГУ	Реверсивного типа
Скорость вращения ротора, об/мин
Уплотняемая среда	Товарный газ (таблица 1.5)
Максимальное уплотняемое давление абсолютное, МПа
Температура уплотняемого газа, С	От плюс 25 до плюс 188
Разделительный газ	технический азот по ГОСТ 9293-74
Параметры первичной утечки
Состав газа	Буферный газ (таблица 1.5)
Давление (абсолютное), МПа
Температура, С
Расход, нм3/час
Параметры вторичной утечки
Состав газа	Буферный газ (таблица 1.5) и разделительный газ
Давление абсолютное, МПа
Температура, С
Расход, нм3/час
Буферный газ, нм3/час
Разделительный газ, нм3/час
Габаритно-массовые характеристики
Длина, мм
Диаметр по валу, мм
Максимальный наружный диаметр, мм
Масса, кг
Масса роторной части, кг

2.5 Система буферного газа Буферный газ из заводской магистрали проходит тонкую очистку в моноблоке фильтров John Crane (двойной фильтр — один фильтр рабочий, один резервный) и далее дросселируется до параметров, необходимых на входе в патроны СГУ.

Моноблок фильтров производства коМПании Джон Крейн — это дублированная система фильтров. Во время работы действует только один фильтр. Не останавливая компрессор, можно переключиться с одного фильтра на другой.

Моноблок фильтров имеет клапан переключения и байпасный клапан. Байпасный клапан создаёт давление в полостях клапана переключения с обеих сторон, чтобы избежать сбоя при односторонней загрузке в течение длительного времени. Кроме того, этот байпасный клапан наполняет газом корпус второго фильтра. При переключении на второй фильтр, поток не прерывается. В нормальных условиях эксплуатации байпасный клапан должен быть открыт. Он должен быть закрыт только в случае замены фильтра. Диаметр отверстия перепускного клапана минимизирован до 2 мм. Это гарантирует выброс очень небольшого количества газа в атмосферу в случае, если байпасный клапан будет случайно оставлен открытым во время замены фильтроэлементов.

Все шаровые краны А2 — А9, входящие в моноблок фильтров, закрыты в вертикальном положении и открыты в горизонтальном положении рычага.

На каждой стороне моноблока для каждого фильтра имеется выпускное отверстие и канал продувки. На нижней стороне каждого из корпусов расположены дренажные отверстия, закрытые заглушками.

Фильтр должен проверяться не реже чем раз в 6 месяцев на предмет образования конденсата и/или засорения. На начальном этапе эксплуатации рекомендуется проводить еженедельные визуальные проверки фильтрующих элементов.

Каждый патрон СГУ снабжен системой контроля утечек газа и отвода первичной утечки газа на свечу и вторичной утечек газа в атмосферу.

Разделительный газ подается в панель СГУ и дросселируется до давления необходимого на входе в патроны СГУ. Система предназначена для предотвращения утечек газа в подшипниковый узел, исключения взрывоопасной концентрации перекачиваемого газа в полостях компрессора, а также защиты СГУ от попадания масла из полостей подшипников. Система оснащена байпасным каналом, включающим предохранительный клапан, который направляет избыточное давление прямо на свечу.

2.6 Азотная установка Азотная установка включает в себя блок подготовки воздуха, блок разделения газов и систему управления и контроля. Основными элементами установки являются два мембранных газоразделительных модуля на основе полых волокон. Модули работают по методу мембранного разделеня. Суть этого метода заключается в различной скорости проницания газов через полимерную мембрану за счёт перепада парциальных давлений. Модули предназначены для разделения газовых смесей.

Кроме модулей в установку входят:

— адсорбер АД1 для очистки воздуха;

— электронагреватель Н1 для подогрева воздуха;

— фильтры Ф1, Ф2, Ф3 и Ф4 для окончательной очистки воздуха;

— шкаф контроля и управления.

Модуль состоит из корпуса и размещённым в нём пучком полых волокон. Воздух подаётся внутрь полых волокон и кислород, проникая через стенки волокон, заполняет межволоконное пространство внутри корпуса и выходит через патрубок «Выход пермеата» наружу, а оставшийся внутри волокон газ (азот) подаётся через патрубок «Выход азота» на стойку управления СГУ.

Фильтры Ф1-Ф4 предназначены для очистки воздуха от капельного масла и пыли.

Адсорбер АД1 предназначен для очистки воздуха от паров масла. В металический корпус, между решётками, засыпается активированный уголь. На нижнюю решётку к сетке прикреплено фильтровальное полотно. Активный уголь СКТ-4 и фильтровальное полотно «Фильтра-550» подлежит замене через 6000 часов работы адсорбера.

Электронагреватель предназначен для подогрева поступающего в модуль воздуха. Электронагреватель представляет собой сосуд с теплоизолированным от внешней среды корпусом и размещённым в нём трубчатым нагревателем (ТЕН).

Штуцеры шт.1, шт.2 и наконечники нк-1, нк-2 предназначены для отбора анализа от модулей ММ1 и ММ2 при настройке установки. Для отбора анализа следует надеть резиновый шланг на соответствующий наконечник, соединить его с газоанализатором и ключом отвернуть на 1/3 оборота против часовой стрелки.

Поверхность волокна имеет пористую структуру с нанесённым на его газоразделительным слоем. Принцип действия мембранной системы основан на различной скорости проникновения компонентов газа через вещество мембраны, из-за разницы парциальных давлений на различных сторонах мембраны.

Азотная установка работает полностью в автоматическом режиме. Система контроля и управления обеспечивает контроль параметров установки и защиту от аварийных ситуаций, отключение в случае неисправности автоматически.

Таблица 6 — Основные параметры азотной установки

Наименование параметра	Значение
Тип установки
Конструктивное исполнение	Модульное
Класс взрывозащиты
Вид климатического исполнения по ГОСТ 150 150-69
Параметры воздуха на входе
Температура, С	(от плюс 10 до плюс 40)2
Давление абсолютное, МПа
Относительная влажность, %
Параметры технического азота на выходе
Объёмный расход при стандартных условиях (20С, 0.1013 МПа), нм3/час
Температура, С	Не более 40
Давление абсолютное, МПа
Объемная доля кислорода не более, %
Точка росы не выше, С
	Не более 0,01
Относительная влажность, %
Объёмный расход пермиата (обогащённого кислородом воздуха) на выходе, нм3/час
Электропитание	Однофазный, напряжение 220 В, 50 Гц
Потребляемая мощность, кВт
Время выхода на режим, мин	Не более 10
Габаритно-массовые характеристики
Длина, мм
Ширина, мм
Высота, мм
Масса установки, кг	Не более 200

3 Описание технологического процесса и технологической схемы объекта При работающем блоке очистки и стабилизации конденсата (У-331) газ стабилизации из 331В04 направляется в сепаратор 331АС104, где отбивается от жидкости и через отсекатель 331ААУ1−1 поступает на узел редуцирования с клапанами PCV501−1 и PCV501−2, регулирующими давление во всасывающем коллекторе в пределах 5,7−7,5 кгс/см2.

Уровень жидкости в сепараторе 331С104 измеряется прибором LT104 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

При повышении уровня жидкости в сепараторе 331АС104 до 50% (700 мм) включается сигнализация 331LAH104 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Расход газа стабилизации измеряется прибором FT510, температура — прибором ТЕ510, давление — прибором РТ510 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Давление в трубопроводе газа стабилизации от 331В04 до клапанов 331PCV501−1 и 331PCV501−2 контролируется прибором РТ401 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При падении давления в коллекторе газа стабилизации ниже 6 кгс/см2 автоматически открывается клапан 331PCV501А, который установлен на трубопроводе подачи газа с нагнетания 2-ой ступени компрессора в коллектор газа стабилизации. Давление во всасывающем коллекторе измеряется прибором 331РТ501, регулируется клапанами 331PCV501−1 и PCV501−2, которые установлены на трубопроводе подачи газа стабилизации во входной коллектор. При понижении давления ниже 6 кгс/см2 включается сигнализация 331РАL501 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Газы расширения и выветривания из 331В05А направляются в сепаратор 331АС105, где отбиваются от жидкости и через отсекатель 331ААУ1−2 поступают на узел редуцирования с клапаном 331PCV502, регулирующим давление во всасывающем коллекторе в пределах 5,7−7,5 кгс/см2.

Уровень жидкости в сепараторе 33А1С105 измеряется прибором LT105 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

При повышении уровня жидкости в сепараторе 331С105 до 50% (700 мм) включается сигнализация 331LAH105 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Расход газа расширения и выветривания измеряется прибором FT511, температура — прибором позиции ТЕ511, давление — прибором РТ511 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Давление в трубопроводе газа расширения и выветривания от 331В05А до клапана PCV502 контролируется прибором РТ402 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При падении давления в коллекторе газа стабилизации ниже 10 кгс/см2 автоматически открывается клапан PCV502А, который установлен на трубопроводе подачи газа с нагнетания 2-ой ступени компрессора в коллектор газа выветривания. Давление во всасывающем коллекторе измеряется прибором РТ502 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора, регулируется клапаном PCV502, который установлен на трубопроводе подачи газа выветривания во входной коллектор. При понижении давления ниже 10 кгс/см2 включается сигнализация 331РАL502 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Газы расширения, выветривания и стабилизации после узлов редуцирования объединяются в общий коллектор (количество до 40 000 м3/час) и с температурой от 25 до 50 оС подаются во входные сепараторы 331С101−1 или 331С101−2, расположенные на всасе 1-ой ступени центробежных компрессоров 331АК01−1 (331АК01−2). Возможна подача экспанзерных газов, газов стабилизации и выветривания во входной коллектор из коллектора низконапорных газов, поступающих с установок 1,2,3У70, У02,03, 1,2,3У370, У32, У09.

Расход низконапорных газов измеряется прибором FT512, температура — прибором ТЕ512 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Давление в коллекторе низконапорных газов измеряется прибором РТ512 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Давление газа стабилизации во входном коллекторе измеряется по месту техническим манометром и приборами РТ503 и PIS503 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении давления менее 5,7 кгс/см2 включается сигнализация PAL503 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. При повышении давления более 6,5 кгс/см2 включается сигнализация РАН503 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. От превышения давления во входном коллекторе предусмотрена защита. При повышении давлении во входном коллекторе более 7,5 кгс/см2 автоматически открывается клапан PCV503.

Газы стабилизации проходят через сепаратор 331С101−1 (331С101−2), отбиваются от жидкости и поступают на всас 1-ой ступени компрессора.

Давление газа на всасе 1-ой ступени измеряется приборами РТ109−1 (РТ109−2), РТ110−1(РТ110−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Температура газа на всасе компрессора измеряется приборами ТЕ102−1(ТЕ102−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Уровень жидкости в сепараторах 331С101−1 (331С101−2) измеряется приборами LT825−1 (LT825−2), LT826−1 (LT826−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении уровня жидкости в сепараторах до 7% (112 мм) включается сигнализация 331LAH825−1 (331LAH825−2), 331LAH826−1 (331LAH826−2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. При дальнейшем повышении уровня в сепараторах 331С101−1, 331С101−2 до 81% (1296 мм) включается блокировка 331LAHH825−1(2), 331LAHH826−1(2), поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331АК01−1 или 331АК01−2. При этом автоматически отключаются электродвигатели вентиляторов АТ101−1,2,3,4 (АТ102−1,2,3,4), закрывается на нагнетании основной кран КШ114−1 (КШ114−2) и кран-дублёр КШ116−1 (КШ116−2), открывается антипомпажный клапан КД101−1 (КД101−2), открываются краны:

— КШ121−1 (КШ121−2) — сброс на факел с трубопроводов всаса;

— КШ122−1 (122−2) — сброс на факел с трубопроводов нагнетания 1-ой ступени;

— КШ124−1 (124−2) — сброс на факел с трубопроводов нагнетания 2-ой ступени;

— КШ115−1 (КШ115−2) — байпас основного крана на нагнетании;

— КШ125−1 (125−2) — сброс на факел с трубопроводов нагнетания 2-ой ступени между кранами КШ114−1 (КШ114−2) и КШ116−1 (КШ116−2);

закрывается основной кран на всасе КШ102−1 (КШ102−2) и далее идёт операция «Продувка после остановки».

Продувка компрессоров 331АК01−1 или 331АК01−2 производится чистым (товарным) газом. При продувке компрессоров автоматически открывается КШ131−1 (КШ131−2) по подаче товарного газа на продувку компрессоров. Через 7 минут после начала продувки закрываются КШ121−1 (КШ121−2) и КШ122−1 (КШ122−2). В следующие 7 минут при условии, что давление нагнетания 2-ой ступени менее 2 кгс/см2, закрываются КШ131−1 (КШ131−2), КШ124−1 (КШ124−2), КШ125−1 (КЩ125−2) и отключаются маслонасосы уплотнений Н301−1 (Н301−2), Н302−1 (Н302−2), закрывается КШ301−1 (КШ301−2) по подаче буферного газа, отключаются маслонасосы системы смазки Н201−1 (Н201−2), Н202−1 (Н202−2) и вентилятор наддува главного электродвигателя. Аварийный останов завершён.

По окончании продувки газом проводится продувка азотом, которая осуществляется открытием вручную вентиля по подаче азота и дистанционно крана КШ135−1 (КШ135−2).

Давление товарного газа до обратного клапана измеряется прибором РТ506 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении давления газа до 20 кгс/см2 включается сигнализация 331РАL506 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение. Давление товарного газа после обратного клапана, измеряется приборами РТ507, PIS507 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении давления газа до 30 кгс/см2 включается сигнализация PAL507 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Расход товарного газа измеряется приборами FE501, FE502 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении расхода газа до 1100 м3/час включается сигнализация 331FAL501, 331FAL502 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Температура товарного газа измеряется приборами ТЕ502, ТЕ503 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении температуры газа до 30оС включается сигнализация TAL502, TAL503 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Перепад давления газа в сепараторах 331С101−1 (331С101−2) измеряется приборами позиции 331РdТ824−1 (331PdT824−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении перепада давления газа более 10 кПа включается сигнализация 331PdAH824−1 (331РdАН824−2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Газ с нагнетания 1-ой ступени компрессоров с давлением до 24,7 кгс/см2 и температурой 135оС подается в аппарат воздушного охлаждения АТ101−1 (АТ101−2), где охлаждается до температуры 65оС. Температура газа с нагнетания 1-ой ступени компрессоров измеряется приборами ТЕ104−1 (ТЕ104−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Давление газа на нагнетании 1-ой ступени компрессора измеряется приборами РТ111−1(2), РТ112−1(2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении давления газа стабилизации с нагнетания 1-ой ступени компрессора до 28 кгс/см2 включается сигнализация 331РАН111−1 (331РАН111−2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Температура газа с нагнетания 1-ой ступени компрессора измеряется прибором ТЕ103−1 (ТЕ103−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Температура газа на выходе с АТ101−1 (АТ101−2) измеряется приборами ТЕ106−1 (ТЕ106−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении температуры газа на выходе с АТ101−1 (АТ101−2) до 50 оС включается сигнализация 331ТАL106−1 (331ТАL106−2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение. Поддержание температуры газа на выходе из АТ101−1 (АТ101−2) осуществляется регулированием производительности вентилятора при помощи изменения угла наклона лопастей в весенне-летний и зимний периоды; отключением и включением вентилятора, включением в работу системы рециркуляции нагретого воздуха — в зимнее время. Регулирование температуры газа на выходе из АТ101−1(АТ101−2) осуществляется отключением и включением электродвигателей вентиляторов АТ101−1,2,3,4 от сигнализации 331ТАН (L)106−1 в следующем режиме:

Таблица 7 — Режимы регулирования температуры газа на выходе

Температура воздуха перед трубным пучком АТ101−1 (АТ101−2) регулируется изменением угла наклона верхних и боковых заслонок, преточных жалюзей, контролируется приборами ТЕ120−1 (ТЕ120−2), ТЕ122−1 (ТЕ122−2) с регистрацией на мониторе рабочего места оператора. Управление верхними, боковыми заслонками и приточными жалюзи осуществляется сезонно вручную. При понижении температуры воздуха перед трубным пучком АТ101−1 (АТ101−2) до 50 оС включается сигнализация 331ТАL122−1 (331ТАL122−2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. При повышении температуры воздуха перед трубным пучком АТ101−1 (АТ101−2) до 65 оС включается сигнализация 331ТАН122−1 (331ТАН122−2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. При повышении температуры газа на выходе из АТ101−1 (АТ101−2) до 90 оС включается сигнализация 331ТАН106−1 (331TAН106−2), на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение. При дальнейшем повышении температуры до 95оС включается блокировка 331TAHН106−1 (331ТАНН106−2) на мониторе рабочего места оператора поступает звуковое сообщение и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331К01−1 или 331К01−2 в той же последовательности.

Охлажденный в 331АТ101−1 (331АТ101−2) газ стабилизации проходит через сепараторы 331С102−1 (331С102−2), отбивается от жидкости и поступает на всас 2-ой ступени компрессоров.

Давление газа на всасе 2-ой ступени компрессоров измеряется приборам РТ123−1 (РТ123−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Перепад давления газа на сопле сужающего устройства СУ102−1 (СУ102−2), установленного между сепараторами 331С102−1 (331С102−2) и всасом 2-ой ступени, измеряется прибором PdT120−1 (PdT120−2) и на мониторе рабочего места оператора регистрируются показания.

Температура газа на всасе 2-ой ступени компрессора измеряется приборами ТЕ108−1 (ТЕ108−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Уровень жидкости в сепараторах 331С102−1 (331 102−2) измеряется приборами LT805−1 (LT805−2), LT806−1 (LT806−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении уровня жидкости в сепараторах до 17% (102 мм) включается сигнализация 331LAH805−1 (331LAH805−2), 331LAH806−1 (331LAH806−2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение. При дальнейшем повышении уровня в сепараторах до 84% (504 мм) включается блокировка позиции 331LAHH805−1 (331LAHH805−2), 331LAHH806−1 (331LAHH806−2) поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331АК01−1 или 331АК01−2 в той же последовательности.

Перепад давления газа в сепараторах 331С102−1 (331С102−2) измеряется приборами 331РdT804−1 (331PdT804−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении перепада давления до 10 кПа включается сигнализация 331PdAH804−1 (331PdAH804−2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Давление газа с нагнетания 2-ой ступени компрессоров до 331АТ102−1 (331АТ102−2) измеряется приборами РТ-124−1 (РТ124−2), РТ125−1 (РТ125−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Перепад давления на 2-ой ступени (всас — нагнетание) измеряется приборами 331PdТ122−1 (331PdТ122−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Температура газа с нагнетания 2-ой ступени компрессоров до АТ102−1 (АТ102−2) измеряется прибором ТЕ109−1 (ТЕ109−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Температура газа на входе в АТ102−1 (АТ102−2) измеряется приборами ТЕ110−1 (ТЕ110−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Газ с нагнетания 2-ой ступени компрессоров с давлением до 65 кгс/см2 и температурой 162 — 178 оС подаётся в аппарат воздушного охлаждения АТ102−1 (АТ102−2), где охлаждается до температуры 80 — 88 оС.

Температура газа на выходе из АТ102−1 (АТ102−2) измеряется приборами ТЕ113−1 (ТЕ113−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении температуры газа на выходе с АТ102−1 (АТ102−2) до 65 оС включается сигнализация 331ТАL113−1 (331ТАL113−2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. Поддержание температуры газа на выходе из АТ102−1 (АТ102−2) осуществляется регулированием производительности вентилятора при помощи изменения угла наклона лопастей в весенне-летний и зимний периоды, отключением и включением вентилятора, включением в работу системы рециркуляции нагретого воздуха — в зимнее время.

Регулирование температуры газа на выходе из АТ102−1 (АТ102−2) осуществляется отключением и включением электродвигателей вентиляторов АТ102−1,2,3,4 от сигнализации 331ТАН (L)113−1 в следующем режиме:

Таблица 8 — режимы регулирования температуры газа на выходе

Температура воздуха перед трубным пучком АТ102−1 (АТ102−2) регулируется изменением угла наклона верхних и боковых заслонок, преточных жалюзей, контролируется приборами ТЕ121−1 (ТЕ121−2), ТЕ123−1 (ТЕ123−2) с регистрацией на мониторе рабочего места оператора. Управление верхними, боковыми заслонками и преточными жалюзями осуществляется сезонно вручную. При повышении температуры в 331АТ102 до 105 оС включается сигнализация 331ТАН113−1 (331ТАН113−2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

При дальнейшем повышении температуры на 331АТ102 до 115оС срабатывает блокировка 331ТАНН113−1 (331ТАНН113−2), поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331АК01−1 или 331АК01−2 в той же последовательности.

Охлажденный в АТ102−1 (АТ102−2) газ компримирования проходит через сепараторы 331С103−1 (331С103−2), отбивается от жидкости, поступает в общий коллектор и далее через отсекатели 331А-АУ4, 331А-АУ-5 направляется на I, II, III очереди завода на переработку.

Уровень жидкости в 331С103−1 (331С103−2) измеряются приборами LT815−1 (LT815−2), LT816−1 (LT816−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении уровня жидкости в сепараторах до 17% (102 мм) включается сигнализация 331LAH815−1 (331LAH815−2), 331LAH816−1 (331LAH816−2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Перепад давления в сепараторах 331С103−1 (331С103−2) измеряется приборами 331PdT814−1 (331PdT814−2). При повышении перепада давления до 10 кПа включается сигнализация 331PdAH814−1 (331PdAH814−2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Давление газа с нагнетания 2-ой ступени компрессоров 331АК01−1 (331АК01−2) после 331С103−1 (С103−2) до основного крана КШ114−1 (КШ114−2) измеряется прибором РТ128−1 (РТ128−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Давление газа в коллекторе нагнетания после КШ114−1 (КШ114−2) измеряется прибором РТ129−1 (РТ129−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Давление газа с нагнетания 2-ой ступени компрессоров 331АК01−1 (331АК01−2) после диафрагмы ДФ101−1 (ДФ101−2), установленной между основным краном КШ114−1 (КШ114−2) и краном-дублёром основного крана КШ116−1 (КШ116−2), измеряется приборами РТ136−1 (РТ136−2), РТ137−1 (РТ137−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Перепад давления на диафрагме ДФ101−1 (ДФ101−2) измеряется приборами PdT138−1 (PdT138−2), PdT139−1 (PdT139−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Температура газа с нагнетания 2-ой ступени компрессоров 331АК01−1 (331АК01−2) после основного крана КШ114−1 (КШ114−2) измеряется прибором ТЕ111−1 (ТЕ111−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора, регулируется клапаном КД102−1 (КД102−2), который установлен на трубопроводе подачи горячего газа с нагнетания компрессоров 331АК01−1 (331АК01−2) на смешение с охлажденным газом после сепараторов 331С103−1 (331С103−2).

При понижении давления газа до 61 кгс/см2 включается сигнализация 331PAL504 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение. При повышении давления газа до 65 кгс/см2 включается сигнализация 331РАН504 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Температура скомпримированного газа в выходном коллекторе измеряется прибором ТЕ501 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Расход скомпримированного газа на выходном коллекторе измеряется прибором FТ504 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении расхода газа до 20 600 м3/час включается сигнализация 331FAL504 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Заполнить форму текущей работой

Частота обертання шпинделя n = 1000V/ПD = 1000 179.9/ 3.14 25.35 = 2260 об/хв. Перехід. Точити поверхню діаметром 30к6 остаточно до діаметра 30.16h11 на l = 20 мм. Частота обертання шпинделя n = 1000V/ПD = 1000 171/3.14 30.46 = 1788 об/хв nд = 1800 об/хв. Частота обертання шпинделя n = 1000V/ПD = 1000 171/3.14 30.3 = 1797.3 об/хв nд = 1800 об/хв. Частота обертання шпинделя n = 1000V/ПD = 1000...

Курсовая

Различной величиной магнитной проводимости пластин магнитопровода вдоль и поперек направления проката; Короткозамкнутые контуры в магнитопроводе датчика, а также короткозамкнутые витки в выходных катушках приводят к фазовому сдвигу потока, пронизывающего эти контуры, следствием чего является дополнительный фазовый сдвиг между напряжениями в левой и правой половине выходной обмотки. Отличие угла...

Увеличилось как скачкообразное, так и установившееся значение тока. Что свидетельствует об увеличении нагрузки. При этом график переходного процесса угловой скорости на выходе имеет вид: Математическая модель с нелинейностью и раскрытым двигателем. Воздействие момента сопротивления - шаговое. Воздействие момента сопротивления равно 0 Нм. При этом график переходного процесса угловой скорости...

Дипломная

Как уже было сказано выше, смесь во фризер периодического действия (ОФА и ОФА-М) поступает под действием гравитационных сил. Резервуар со смесью в них расположен над замораживающим цилиндром, и смесь поступает в цилиндр через калиброванное отверстие в основании трубопровода смеси. При поступлении смеси в цилиндр воздух втягивается одновременно с ней, и взбивание происходит при атмосферном...

При планировке мест на участке, обычно предусматриваются средства для хранения и размещения приспособлений, инструментов, заготовок, полуфабрикатов, готовых изделий, производственной мебели, средства ухода за оборудованием, оградительные и предохранительные устройства и др. Важное значение имеет планировка рабочего места, под которой понимается целесообразное пространственное размещение...

Контрольная

Устройство для вварки труб в трубную решетку имеет электроды в виде катящихся шариков (пат. ФРГ № 1 085 073). Смазку валков прокатного стана осуществляют только при наличии металла в клети (пат. Англ. № 1 287 244). При покраске цилиндрических деталей на них с избытком подают краску (окунают в ванну), а затем вращением детали (авт. св. № 242 714) лишнюю краску удаляют. Для хранения бревен в воде...

Для заготовки получаемой методом штамповкой на кривошипных горячештамповочных прессах значения коэффициентов в формуле (7) следующие: Определим, стоимость заготовок получаемых, по первому и второму методу подставляя, выбранные данные в формулу (7) получим: Определим общую стоимость по первому и второму методу получения заготовки с учётом найденных значений: После разработки и проведения...

Курсовая

По законам пропорциональности находят характеристики насоса. соответствующие новой частоте вращения вала рабочего колеса. Результаты расчета представлены в табл. 5. Таблица 5 Рабочие характеристики насоса при регулировании его работы на сеть изменением частоты вращения рабочего колеса.

Технологические параметры, объекты систем автоматического контроля. Понятия датчика и преобразователя. Преобразователи перемещения. Дифференциальные и мостовые схемы подключения датчиков. Датчики физических величин - температуры, давления, механических усилий.Контроль уровней сред. Классификация и схемы уровнемеров. Методы контроля расходов жидких сред. Расходомеры переменного уровня и переменного перепада давления. Ротаметры. Электромагнитные расходомеры. Реализация расходомеров и область применения. Способы контроля плотности суспензий. Маномет-рический, весовой и радиоизотопный плотномеры. Контроль вязкости и состава суспензий. Автоматические гранулометры, анализаторы. Влагомеры продуктов обогащения.

7.1 Общая характеристика систем контроля. Датчики и преобразователи

В основе автоматического управления - непрерывное и точное измерение входных и выходных технологических параметров процесса обогащения.

Следует различать основные выходные параметры процесса (или конкретной машины), характеризующие конечную цель процесса, например, качественно-количественные показатели продуктов переработки, и промежуточные (косвенные) технологические параметры, определяющие условия протекания процесса, режимы работы оборудования. Например, для процесса обогащения угля в отсадочной машине, основными выходными параметрами могут быть выход и зольность выпускаемых продуктов. В тоже время на указанные показатели влияет ряд промежуточных факторов, например, высота и разрыхленность постели в отсадочной машине.

Кроме того, существует ряд параметров, характеризующих техническое состояние технологического оборудования. Например, температура подшипников технологических механизмов; параметры централизованной жидкой смазки подшипников; состояние перегрузочных узлов и элементов поточно-транспортных систем; наличие материала на ленте конвейера; присутствие металлических предметов на ленте конвейера, уровни материала и пульпы в емкостях; длительность работы и время простоев технологических механизмов и т.д.

Особую трудность вызывает автоматический оперативный контроль технологических параметров, определяющих характеристику сырья и продуктов обогащения, таких как зольность, вещественный состав руды, степень раскрытия минеральных зерен, гранулометрический и фракционный состав материалов, степень окисленности поверхности зерен и пр. Данные показатели или контролируются с недостаточной точностью или не контролируются совсем.

Большое число физических и химических величин, определяющих режимы процессов переработки сырья, контролируется с достаточной точностью. К ним можно отнести плотность и ионный состав пульпы, объемные и массовые расходы технологических потоков, реагентов, топлива, воздуха; уровни продуктов в машинах и аппаратах, температура среды, давление и разряжение в аппаратах, влажность продуктов и т.д.

Таким образом, многообразие технологических параметров, их важность при управлении процессами обогащения требуют разработки надежно действующих систем контроля, где оперативное измерение физико-химических величин основано на самых различных принципах.

Нужно отметить, что надежность работы систем контроля параметров в основном определяет работоспособность систем автоматического управления процессами.

Системы автоматического контроля служат основным источником информации при управлении производством, в том числе в АСР и АСУТП.

Датчики и преобразователи

Основным элементом систем автоматического контроля, который определяет надежность и работоспособность всей системы, является датчик, непосредственно контактирующий с контролируемой средой.

Датчиком называется элемент автоматики, осуществляющий преобразование контролируемого параметра в сигнал, пригодный для ввода его в систему контроля или управления.

Типовая система автоматического контроля в общем случае включает первичный измерительный преобразователь (датчик), вторичный преобразователь, линию передачи информации (сигнала) и регистрирующий прибор (рис. 7.1). Зачастую система контроля имеет только чувствительный элемент, преобразователь, линию передачи информации и вторичный (регистрирующий) прибор.

Датчик, как правило, содержит чувствительный элемент, воспринимающий величину измеряемого параметра, а в некоторых случаях и преобразующий ее в сигнал, удобный для дистанционной передачи на регистрирующий прибор, а при необходимости – в систему регулирования.

Примером чувствительного элемента может быть мембрана дифференциального манометра, измеряющего разность давлений на объекте. Перемещение мембраны, вызванное усилием от разности давлений, преобразуется с помощью дополнительного элемента (преобразователь) в электрический сигнал, который легко передается на регистратор.

Другой пример датчика – термопара, где совмещены функции чувствительного элемента и преобразователя, так как на холодных концах термопары возникает электрический сигнал, пропорциональный измеряемой температуры.

Подробнее о датчиках конкретных параметров будет изложено ниже.

Преобразователи классифицируются на однородные и неоднородные. Первые имеют одинаковые по физической природе входную и выходную величину. Например, усилители, трансформаторы, выпрямители – преобразуют электрические величины в электрические с другими параметрами.

Среди неоднородных самую большую группу составляют преобразователи неэлектрических величин в электрические (термопары, терморезисторы, тензометрические датчики, пьезоэлементы и пр.).

По виду выходной величины данные преобразователи подразделяются на две группы: генераторные, имеющие на выходе активную электрическую величину – ЭДС и параметрические – с пассивной выходной величиной в виде R, L или С.

Преобразователи перемещения. Наибольшее распространение получили параметрические преобразователи механического перемещения. К ним относятся R (резисторные), L (индуктивные) и С (емкостные) преобразователи. Данные элементы изменяют пропорционально входному перемещению выходную величину: электрическое сопротивление R, индуктивность L и емкость С (рис. 7.2).

Индуктивный преобразователь может быть выполнен в виде катушки с отводом от средней точки и перемещающимся внутри плунжером (сердечником).

Рассматриваемые преобразователи обычно подключаются к системам контроля с помощью мостовых схем. В одно из плеч моста (рис. 7.3 а) подключается преобразователь перемещения. Тогда выходное напряжение (U вых), снимаемое с вершин моста А-В, будет изменяться при перемещении рабочего элемента преобразователя и может быть оценено выражением:

Напряжение питания моста (U пит) может быть постоянного (при Z i =R i) или переменного (при Z i =1/(Cω) или Z i =Lω) тока с частотой ω.

В мостовую схему с R элементами могут подключаться терморезисторы, тензо- и фоторезисторы, т.е. преобразователи выходной сигнал которых – изменение активного сопротивления R.

Широко применяемый индуктивный преобразователь обычно подключается к мостовой схеме переменного тока, образованной трансформатором (рис. 7.3 б). Выходное напряжение в этом случае выделяется на резисторе R, включенном в диагональ моста.

Особую группу составляют широко применяемые индукционные преобразователи - дифференциально-трансформаторные и ферро-динамические (рис. 7.4). Это – генераторные преобразователи.

Выходной сигнал (U вых) данных преобразователей формируется в виде напряжения переменного тока, что исключает необходимость применения мостовых схем и дополнительных преобразователей.

Дифференциальный принцип формирования выходного сигнала в трансформаторном преобразователе (рис. 6.4 а) основан использовании двух вторичных обмоток, включенных навстречу друг другу. Здесь выходной сигнал – векторная разница напряжений, возникающих во вторичных обмотках при подаче напряжения питания U пит, при этом выходное напряжение несет две информации: абсолютное значение напряжения – о величине перемещения плунжера, а фаза – направление его перемещения:

Ū вых = Ū 1 – Ū 2 = kХ вх,

где k – коэффициент пропорциональности;

Х вх – входной сигнал (перемещение плунжера).

Дифференциальный принцип формирования выходного сигнала увеличивает чувствительность преобразователя в два раза, так как при перемещении плунжера, например, вверх, растет напряжение в верхней обмотке (Ū 1) из-за роста коэффициента трансформации, на столько же снижается напряжение в нижней обмотке (Ū 2).

Дифференциально-трансформаторные преобразователи получили широкое распространение в системах контроля и регулирования благодаря своей надежности и простоты. Их размещают в первичных и вторичных приборах измерения давления, расхода, уровней и пр.

Более сложными является ферродинамические преобразователи (ПФ) угловых перемещений (рис. 7.4 б и 7.5).

Здесь в воздушном зазоре магнитопровода (1) помещен цилиндрический сердечник (2) с обмоткой в виде рамки. Сердечник установлен с помощью кернов и может поворачиваться на небольшой угол α вх в пределах ± 20 о. На обмотку возбуждения преобразователя (w 1) подается переменное напряжение 12 – 60 В, в результате чего возникает магнитный поток, пересекающий площадь рамки (5). В ее обмотке индуцируется ток, напряжение которого (Ū вых) при прочих равных условиях пропорционально углу поворота рамки (α вх), а фаза напряжения изменяется при повороте рамки в ту или иную сторону от нейтрального положения (параллельно магнитному потоку).

Статические характеристики преобразователей ПФ показаны на рис. 7.6.

Характеристику 1 имеет преобразователь без включенной обмотки смещения (W см). Если нулевое значение выходного сигнала нужно получить не в среднем, а в одном из крайних положений рамки, следует включить обмотку смещения последовательно с рамкой.

В этом случае выходной сигнал – сумма напряжений снимаемых с рамки и обмотки смещения, чему соответствует характеристика 2 или 2 " , если изменить подключение обмотки смещения на противофазное.

Важным свойством ферродинамического преобразователя является возможность изменения крутизны характеристики. Это достигается изменением величины воздушного зазора (δ) между неподвижным (3) и подвижным (4) плунжерами магнитопровода, ввинчивая или вывинчивая последний.

Рассмотренные свойства преобразователей ПФ используют при построении относительно сложных систем регулирования с выполнением простейших вычислительных операция.

Общепромышленные датчики физических величин.

Эффективность процессов обогащения во многом зависит от технологических режимов, которые в свою очередь определяются значениями параметров, влияющих на эти процессы. Многообразие обогатительных процессов обуславливает большое количество технологических параметров, требующих своего контроля. Для контроля некоторых физических величин достаточно иметь стандартный датчик с вторичным прибором (например, термопара - автоматический потенциометр), для других необходимы дополнительные устройства и преобразователи (плотномеры, расходомеры, золомеры и пр.).

Среди большого количества промышленных датчиков можно выделить датчики, широко применяемые в различных отраслях промышленности в качестве самостоятельных источников информации и как составные элементы более сложных датчиков.

В данном подразделе рассмотрим наиболее простые общепромышленные датчики физических величин.

Датчики температуры. Контроль тепловых режимов работы котлоагрегатов, сушильных установок, некоторых узлов трения машин позволяет получить важную информацию, необходимую для управления работой указанных объектов.

Манометрические термометры . Данное устройство включает в себя чувствительный элемент (термобаллон) и показывающий прибор, соединенных капиллярной трубкой и заполненных рабочим веществом. Принцип действия основан на изменении давления рабочего вещества в замкнутой системе термометра в зависимости от температуры.

В зависимости от агрегатного состояния рабочего вещества различают жидкостные (ртуть, ксилол, спирты), газовые (азот, гелий) и паровые (насыщенный пар низкокипящей жидкости) манометрические термометры.

Давление рабочего вещества фиксируется манометрическим элементом – трубчатой пружиной, раскручивающейся при повышении давления в замкнутой системе.

В зависимости от вида рабочего вещества термометра пределы измерения температуры составляют от – 50 о до +1300 о С. Приборы могут оснащаться сигнальными контактами, записывающим устройством.

Терморезисторы (термосопротивления). Принцип действия основан на свойстве металлов или полупроводников (термисторы ) изменять свое электрическое сопротивление с изменением температуры. Эта зависимость для терморезисторов имеет вид:

где R 0 – сопротивление проводника при Т 0 =293 0 К;

α Т – температурный коэффициент сопротивления

Чувствительные металлические элементы изготавливают в виде проволочных катушек или спиралей в основном из двух металлов – меди (для низких температур – до 180 о С) и платины (от -250 о до 1300 о С), помещенных в металлический защитный кожух.

Для регистрации контролируемой температуры терморезистор, как первичный датчик, подключается к автоматическому мосту переменного тока (вторичный прибор), данный вопрос будет рассмотрен ниже.

В динамическом отношении терморезисторы можно представить апериодическим звеном первого порядка с передаточной функцией W(p)=k/(Tp+1) , если же постоянная времени датчика (Т ) значительно меньше постоянной времени объекта регулирования (контроля), допустимо принимать данный элемент как пропорциональное звено.

Термопары. Для измерения температур в больших диапазонах и свыше 1000 о С обычно применяют термоэлектрические термометры (термопары).

Принцип действия термопар основан на эффекте возникновения ЭДС постоянного тока на свободных (холодных) концах двух разнородных спаянных проводников (горячий спай) при условии, что температура холодных концов отличается от температуры спая. Величина ЭДС пропорциональна разности этих температур, а величина и диапазон измеряемых температур зависит от материала электродов. Электроды с нанизанными на них фарфоровыми бусами помещаются в защитную арматуру.

Подключение термопар к регистрирующему прибору производится специальными термоэлектродными проводами. В качестве регистрирующего прибора может использоваться милливольтметр с определенной градуировкой или автоматический мост постоянного тока (потенциометр).

При расчете систем регулирования термопары могут представляться, как и терморезисторы, апериодическим звеном первого порядка или пропорциональным.

Промышленность выпускает различные типы термопар (табл. 7.1).

Таблица 7.1 Характеристика термопар

Датчики давления. Датчики давления (разряжения) и перепада давления получили самое широкое применение в горно-обогатительной отрасли, как общепромышленные датчики, так и в качестве составных элементов более сложных систем контроля таких параметров, как плотность пульп, расход сред, уровень жидких сред, вязкость суспензии и п.п.

Приборы для измерения избыточного давления называются манометрами или напоромерами , для измерения вакуумметрического давления (ниже атмосферного, разряжение) – вакуумметрами или тягомерами, для одновременного измерения избыточного и вакуумметрического давления - мановакуумметрами или тягонапорометрами.

Наибольшее распространение получили датчики пружинного типа (деформационные) с упругими чувствительными элементами в виде манометрической пружины (рис. 7.7 а), гибкой мембраны (рис. 7.7 б) и гибкого сильфона.

.

Для передачи показаний на регистрирующий прибор в манометрах может быть встроен преобразователь перемещения. На рисунке показаны индукционно-трансформаторные преобразователи (2), плунжеры которых связаны с чувствительными элементами (1 и 2).

Приборы для измерения разности двух давлений (перепада) называются дифференциальными манометрами или дифманометрами (рис. 7.8). Здесь давление воздействует на чувствительный элемент с двух сторон, эти приборы имеют два входных штуцера для подачи большего (+Р) и меньшего (-Р) давления.

Дифманометры можно разделить на две основные группы: жидкостные и пружинные. По виду чувствительного элемента среди пружинных наиболее распространены мембранные (рис. 7.8а), сильфонные (рис.7.8 б), среди жидкостных - колокольные (рис. 7.8 в).

Мембранный блок (рис. 7.8 а) обычно заполняется дистиллированной водой.

Колокольные дифманометры, у которых чувствительным элементом является колокол, частично погруженный вверх дном в трансформаторное масло, являются наиболее чувствительными. Они применяются для измерения небольших перепадов давления в пределах 0 – 400 Па, например, для контроля разряжения в топках сушильных и котельных установок

Рассмотренные дифманометры относятся к бесшкальным, регистрация контролируемого параметра осуществляется вторичными приборами, на которые поступает электрический сигнал от соответствующих преобразователей перемещения.

Датчики механических усилий. К этим датчикам относятся датчики, содержащие упругий элемент и преобразователь перемещения, тензометрические, пьезоэлектрические и ряд других (рис. 7.9).

Принцип работы данных датчиков ясен из рисунка. Отметим, что датчик с упругим элементом может работать с вторичным прибором – компенсатором переменного тока, тензометрический датчик – с мостом переменного тока, пьезометрический – с мостом постоянного тока. Подробнее этот вопрос будет изложен в последующих разделах.

Тензометрический датчик представляет собой подложку на которую наклеено несколько витков тонкого провода (специальный сплав), либо металлической фольги как показано на рис. 7.9б. Датчик наклеивается на чувствительный элемент, воспринимающий нагрузку F, с ориентацией длинной оси датчика по линии действия контролируемой силы. Этим элементом может быть любая конструкция, находящаяся под воздействием силы F и работающая в пределах упругой деформации. Этой же деформации подвергается и тензодатчик, при этом проводник датчика удлиняется либо сокращается по длинной оси его установки. Последнее приводит к изменению его омического сопротивления по известной из электротехники формуле R=ρl/S.

Добавим здесь, что рассмотренные датчики могут быть использованы при контроле производительности ленточных конвейеров (рис.7.10 а), измерении массы транспортных средств (автомобилей, железнодорожных вагонов, рис. 7.10 б), массы материала в бункерах и пр.

Оценка производительности конвейера основана на взвешивании определенного участка нагруженной материалом ленты при постоянной скорости ее движения. Вертикальное перемещение весовой платформы (2), установленной на упругих связях, вызванное массой материала на ленте, передается на плунжер индукционно-трансформаторного преобразователя (ИТП), который формирует информацию на вторичный прибор (U вых).

Для взвешивания железнодорожных вагонов, груженых автомобилей весовая платформа (4) опирается на тензометрические блоки (5), представляющие собой металлические опоры с наклеенными тензометрическими датчиками, которые испытывают упругую деформацию, зависящую от массы объекта взвешивания.

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение ВПО

«ОРЕНБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Аэрокосмический институт

Кафедра систем автоматизации производства

Дипломный проект

на тему: Разработка системы автоматического контроля технологических параметров газоперекачивающего агрегата

Пояснительная записка

ОГУ 220301.65.1409.5ПЗ

Зав. кафедрой САП Н.З. Султанов

«Допустить к защите»

«____»__________________2009 г.

РуководительЮ.Р. Владов

Дипломник П.Ю. Кадыков

Консультанты по разделам:

Экономическая часть О.Г. Гореликова-Китаева

Безопасность труда Л.Г. Проскурина

Нормоконтролер Н.И. Жежера

РецензентВ.В. Турков

Оренбург 2009

Кафедра____САП_____________________

Утверждаю: Зав. кафедрой_____________

«______»_____________________200____г.

ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ

СТУДЕНТ Кадыков Павел Юрьевич

1. Тема проекта (утверждена приказом по университету от «26» мая 2009 г. № 855-С) Разработка системы автоматического контроля технологических параметров газоперекачивающего агрегата

3. Исходные данные к проекту

Технические характеристики компрессорной установки 4ГЦ2-130/6-65; описание режимов работы компрессора 4ГЦ2-130/6-65; правила разборки и сборки компрессорной установки 4ГЦ2-130/6-65; руководство по эксплуатации комплекса средств контроля и управления МСКУ-8000.

1 анализ режимов работы газоперекачивающего агрегата 4ГЦ2

2 описание действующей системы автоматики

3 сравнительный анализ существующих программно-технических комплексов автоматизации газоперекачивающих агрегатов

4 обзор и описание технологии ОРС

5 выбор значимых технологических параметров ГПА, для которых рекомендуется использование системы автоматического контроля по отклонению в сторону граничных значений

6 описание разработанной программной системы автоматического контроля технологических параметров

7 разработка и описание схемы лабораторного стенда для испытаний разработанной программной системы автоматического контроля технологических параметров

5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей)

Редуктор и приводная часть компрессора, ФСА (А1)

Сравнительные характеристики существующих САУ ГПА, таблица (А1)

Система автоматического контроля технологических параметров, схема функциональная (А1)

Изменение технологического параметра во времени и принцип обработки текущих данных, теоретическая диаграмма (А2)

Аппроксимация и вычисление прогнозируемого времени, формулы (А2)

Программный модуль автоматического контроля технологических параметров, схема программы (А2)

Программный модуль автоматического контроля технологических параметров, листинг программы (А2)

Система автоматического контроля технологических параметров и панель управления оператора, экранные формы (А1)

Нормальный останов ГПА, схема программы (А2)

Аварийный останов ГПА, схема программы (А2)

Стенд для лабораторных исследований, схема электрическая принципиальная (А2)

Стенд для лабораторных исследований, схема структурная (А2)

6. Консультанты по проекту (с указанием относящимся к ним разделом проекта)

О.Г. Гореликова-Китаева, экономическая часть

Л.Г. Проскурина, безопасность труда

Руководитель ____________________________________ (подпись)

_____________________________ (подпись студента)

Примечания: 1. Это задание прилагается к законченному проекту и вместе с проектом предоставляется в ГЭК.

2. Кроме задания, студент должен получить от руководителя календарный график работы над проектом на весь период проектирования (с указанием сроков выполнения и трудоемкости отдельных этапов).

Введение

2.1 Общие характеристики

2.2 Система смазки

2.3 Панель управления СГУ

2.4 Патрон СГУ

2.5 Система буферного газа

2.6 Азотная установка

5.1 Обзор технологии OPC

6 Сравнение существующих готовых решений САУ ГПА

6.1 Программно-технический комплекс АСКУД-01 НПК «РИТМ»

6.2 Программно-технический комплекс САУ ГПА СНПО «Импульс»

7 Выбор значимых технологических параметров

8 Описание разработанной системы автоматического контроля технологических параметров

8.1 Функциональное назначение программы

8.1.1 Область применения

8.1.2 Ограничения применения

8.1.3 Используемые технические средства

8.2 Специальные условия применения

8.3 Руководство пользователя

9 Лабораторный стенд

9.1 Описание лабораторного стенда

9.2 Структура лабораторного стенда

9.3 Принципиальная электрическая схема лабораторного стенда

10 Обоснование экономического эффекта от применения САК

10.1 Расчет затрат на создание САК

10.2 Расчет экономического эффекта от применения САК

11 Безопасность труда

Заключение

Введение

Проблему контроля технологических параметров газоперекачивающих агрегатов (ГПА) существующие системы автоматизации решают только частично, сводя ее к комплексу условий в виде граничных значений для каждого параметра, при достижении которых происходит строгая последовательность действий АСУ. Чаще всего при достижении каким-либо параметром одного из своих граничных значений, происходит лишь автоматическая остановка самого агрегата. Каждая такая остановка вызывает существенные потери материальных и экологических ресурсов, а также повышенный износ оборудования. Такую проблему можно решить введением системы автоматического контроля технологических параметров, которая могла бы динамически отслеживать изменение технологических параметров ГПА, и заблаговременно выдавать сообщение оператору о стремлении какого-либо из параметров к его граничному значению.

Поэтому актуальной и значимой задачей является разработка инструментальных средств, способных оперативно отслеживать изменения технологических параметров и заблаговременно сообщать на автоматизированное рабочее место оператора информацию о положительной динамике какого-либо параметра в отношении его граничного значения. Такие инструментальные средства могут помочь предотвратить часть остановок ГПА.

Цель дипломной работы: повышение эффективности функционирования газоперекачивающего агрегата 4ГЦ2.

Основные задачи:

Разработка программной системы автоматического контроля технологических параметров;

Разработка фрагмента ФСА газоперекачивающего агрегата с указанием значимых технологических параметров, подлежащих автоматическому контролю.

1 Общая характеристика производства

Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ) является одним из самых крупных заводов в России по переработке углеводородного сырья. В 1974 году Государственная приемочная комиссия СССР приняла в эксплуатацию пусковой комплекс первой очереди ОГПЗ с выработкой готовой товарной продукции. Далее последовали введение в работу второй и третьей очередей ОГПЗ.

Основными товарными продуктами при переработке сырого газа на газоперерабатывающем заводе являются:

стабильный газовый конденсат и фракция углеводородная многокомпонентная, которая транспортируется на дальнейшую переработку на Салаватский и Уфимский нефтеперерабатывающие заводы Республики Башкортостан;

сжиженные углеводородные газы (смесь пропан-бутана технического), которые используются в качестве топлива для коммунально-бытовых нужд и в автомобильном транспорте, а также для дальнейшей переработки в химических производствах; направляются потребителю в железнодорожных цистернах;

сера жидкая и комковая – поставляется на предприятия химической промышленности для производства минеральных удобрений, фармацевтической промышленности, сельского хозяйства; отправляется потребителям железнодорожным транспортом в вагонах-цистернах (жидкая) и в полувагонах (комковая);

одорант (смесь природных меркаптанов) применяется для одорирования природного газа, поступающего в коммунально-бытовую сеть.

Вся товарная продукция добровольно сертифицирована, соответствует требованиям действующих государственных, отраслевых стандартов, технических условий и контрактов, конкурентно способна на внутреннем и внешнем рынках. Все виды осуществляемой на заводе деятельности лицензированы.

Организационная структура Газоперерабатывающего завода представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 – Организационная структура Оренбургского газоперерабатывающего завода

В состав ОГПЗ входят основные технологические цеха № 1, № 2, № 3, которые занимаются очисткой и осушкой газа от сернистых соединений, а также получением одоранта, стабилизацией конденсата, регенерацией аминов и гликолей. Также в каждом цеху есть установки получения серы и очистки отходящих газов.

У такого крупного предприятия имеется большое количество вспомогательных цехов к ним относятся: ремонтно-механический (РМЦ), электроцех, цех по ремонту и обслуживанию контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА), центральная заводская лаборатория (ЦЗЛ), а также водоцех, обеспечивающий все производство паром и водой.

Немаловажное значение на таком производстве отводится и автотранспортному цеху (АТЦ), так как все грузоперевозки внутри завода и за его пределами осуществляется своим автотранспортом.

2 Характеристики центробежного компрессора 4ГЦ2-130/6-65

2.1 Общие характеристики

Центробежный компрессор 4ГЦ2-130/6-65 331АК01-1(331АК01-2) предназначен для компремирования высокосернистых газов расширений (выветривания) и стабилизации, вырабатываемых в процессе переработки нестабильного конденсата I, II, III очередей завода, экспанзерных газов, газов стабилизации и выветривания с установок 1,2,3У-70; У-02,03; 1,2,3У-370; У-32; У-09.

Компрессорная установка (рисунок 2) установлена в помещении цеха, подключена к существующим цеховым системам газо-, водо-, воздухоснабжения, электрической сети, САУ цеха (таблица 1.1). Состав установки согласно таблице 1.2.

Рисунок 2 – Компрессорная установка с масляной системой концевых уплотнений

Сжатие газа осуществляется центробежным компрессором 4ГЦ2-130/6-65 (1.495.004 ТУ, ОКП 3643515066, далее по тексту «Компрессор»).

Компрессор спроектирован ЗАО «НИИТурбокомпрессор» им.В.Б.Шнеппа в 1987 г., изготовлен и поставлен в 1989-1991 г., в эксплуатации с 2003 г. (№1 с 22.03.2003, №2 с 5.05.2003 г.). Наработка на начало реконструкции: №1 – 12 678 часов, №2 – 7 791 час (20.06.2006). Гарантийный срок завода-изготовителя истек.

Таблица 1 – Расшифровка маркировки компрессора:

Приводом компрессора служит синхронный электродвигатель СТДП-6300-2Б УХЛ4 6000 мощностью 6.3 МВт и скоростью вращения ротора 3000 об/мин.

Повышение скорости вращения обеспечивается горизонтальным одноступенчатым мультипликатором с эвольвентным зацеплением (0.002.768 ТО).

Соединение валов компрессора и электродвигателя с валами мультипликатора обеспечивается зубчатыми муфтами со шпоночным способом посадки на вал (0.002.615 ТО).

Подшипники компрессора масляного типа. Подача масла в подшипники обеспечивается маслосистемой в составе компрессорной установки.

Система подогрева и охлаждения масла водяная.

Товарный газ на входе в компрессор проходит сепарацию и очистку. После первой и второй секций товарный газ охлаждается в АВО газа (охлаждение воздушное), проходит сепарацию и очистку.

В систему СГУ через панель управления СГУ подается буферный газ и технический азот, вырабатываемый азотной установкой из воздуха КИП. Буферный газ и воздух КИП подаются из цеховых магистралей. Состав и свойства товарного газа и буферного газа согласно таблицам 1.5 и 1.6, параметры воздуха КИП согласно таблице 1.1.

Система автоматического управления компрессорной установки выполнена на базе на МСКУ-СС-4510-55-06 (СС.421045.030-06 РЭ) и подключена к САУ цеха.

Рисунок 3 – Компрессорная установка с системой СГУ

Таблица 2 - Условия, обеспечиваемые цеховыми системами

Наименование условия	Значение
1	2
Помещение закрытое, отапливаемое с температурой окружающего воздуха, °С	От плюс 5 до плюс 45
Максимальное содержание сероводорода (H2S) в окружающем воздухе, мг/м3:	10
Постоянно
В аварийных ситуациях (в течение 2-3 часов)	100
	В – Iа
Высотная отметка от пола, м	3.7
Напряжение питающей сети, В	380, 6000, 10 000
Частота питающей сети, Гц	50
Система КИП и А	МСКУ-СС 4510-55-06
Регулируемый (поддерживаемый) параметр в КИПиА	Потребляемая мощность (³5.8 МВт), давление (£6.48 МПа) и температура газа (£188°С) на выходе из компрессора
Воздух КИП	По ГОСТ 24484‑80
Давление абсолютное, МПа	Не менее 0.6
Температура, °С	плюс 40
	1 990
Класс загрязненности по ГОСТ 17433-83	Класс «I», Н2S до 10 мг/нм3
Буферный газ	Таблицы 4-5
Давление абсолютное, МПа	от 1.5 до 1.7
Температура, °С	от минус 30 до плюс 30
Производительность объемная при стандартных условиях (20°С, 0.1013 МПа), нм3/час	1 038
Примеси	Не более 3 мкм
Тип масла для смазки подшипников корпуса сжатия компрессора и муфт	ТП-22С ТУ38.101821-83

В состав компрессорного агрегата входят:

Блок корпуса сжатия;

Электродвигатель;

Агрегат смазки;

Блок маслоохладителей;

Промежуточный и концевой охладители газа;

Входной промежуточный и концевой сепараторы;

Система смазки, включая межблочные трубопроводы;

Трубные сборки газовых коммуникаций;

Система КИП и А.

Таблица 3 - Основные характеристики компрессорного агрегата 4ГЦ2

2.2 Система смазки

Система смазки предназначена для подачи смазки в подшипники корпусов сжатия компрессора, электродвигателя, мультипликатора и зубчатых муфт. На время аварийной остановки компрессора при неработающих электрических масляных насосах подача масла к подшипникам осуществляется из аварийного бака, расположенного над компрессором.

Таблица 3 - Условия нормальной работы агрегата смазки

Агрегат смазки (АС-1000) состоит из двух блоков фильтров, двух электронасосных агрегатов, бака масляного, агрегата тонкой очистки, двух маслоохладителей.

Блок фильтров предназначен для очистки масла, поступающего в узлы трения от механических примесей.

Агрегат тонкой очистки масла предназначен для сепарации масла от воды и механических примесей и состоит из центробежного сепаратора УОР-401У и электродвигателя, смонтированных на общей раме.

Бак масляный – это резервуар в котором собирается, хранится и отстаивается от посторонних примесей (воды, воздуха, шламов), масла, сливающиеся из узлов трения. Бак представляет собой сварную прямоугольную ёмкость, разделённую перегородками на 2 отсека:

Сливной для приёма и предварительного отстоя масла;

Заборный.

Слив масла из системы осуществляется через пеногаситель. В верхней части бака расположен люк для очистки закрытый крышкой. На линии соединения бака с атмосферой установлен огневой преградитель, для предотвращения попадания огня в маслобак. Для подогрева масла, маслобак снабжён змеевиковым подогревателем. Для предотвращения попадания пара (парового конденсата) в маслобак в случае разгерметизации змеевика имеется защитный кожух, заполненный маслом.

Для охлаждения масла имеется маслоохладитель, который представляет собой кожухотрубный аппарат горизонтального исполнения с неподвижными трубными досками. Масло охлаждается подачей воды из оборотного водоснабжения в змеевик маслоохладителя.

Сухие газодинамические уплотнения предназначены для гидрозатвора концевых уплотнений корпусов сжатия для центробежных компрессоров типа 4ГЦ2-130/6-65 331АК01-1(2).

В состав сухих газодинамических уплотнений входят:

Панель управления СГУ;

Патроны СГУ;

Установка газоразделительная мембранная МВа-0.025/95, далее по тексту;

- «Азотная установка».

Агрегат смазки (АС-1000) состоит из 2-х блоков фильтров, 2-х электронасосных агрегатов, бака масляного, агрегата тонкой очистки, 2-х маслоохладителей.

Блок фильтров предназначен для очистки масла, поступающего в узлы трения от механических примесей. Агрегат тонкой очистки масла предназначен для сепарации масла от воды и механических примесей и состоит из центробежного сепаратора УОР-401У и электродвигателя, смонтированных на общей раме.

Электронасосные агрегаты предназначены для подачи масла в узлы трения при пуске, работе, остановке компрессора и состоят из насоса и электродвигателя. Один из насосов является основным, другой – резервным.

Слив масла из системы осуществляется через пеногаситель. В верхней части бака расположен люк для очистки закрытый крышкой. На линии соединения бака с атмосферой установлен огневой преградитель, для предотвращения попадания огня в маслобак. Для подогрева масла, маслобак снабжён змеевиковым подогревателем. Для предотвращения попадания пара (парового конденсата) в маслобак в случае разгерметизации змеевика имеется защитный кожух, заполненный маслом. Для охлаждения масла имеется маслоохладитель, который представляет собой кожухотрубный аппарат горизонтального исполнения с неподвижными трубными досками. Масло охлаждается подачей воды из оборотного водоснабжения в змеевик маслоохладителя.

2.3 Панель управления СГУ

Панель управления СГУ предназначена для управления и контроля работы патронов СГУ и представляет собой трубную конструкцию из нержавеющей стали, с расположенной на ней контрольно-измерительными приборами и регулирующей арматурой, установленная на собственной раме.

Панель управления СГУ включает в себя:

Систему буферного газа, обеспечивающую подачу на узлы СГУ очищенного газа;

Систему контроля утечек газа;

Систему разделительного газа.

Таблица 4 - Основные параметры панели СГУ:

Наименование параметра	Значение
1	2
Тип панели управления СГУ	2 TFLB PN 70
Конфигурация	Трубная конструкция
Класс взрывозащиты	EExi IIC T4
Система подачи буферного газа
Давление абсолютное, МПа	1.67	1.08
Температура, °С	от -с 20 до + 30)	+ 15
Расход, нм3/час	66.2	33.1
Максимальный размер твердых частиц, мкм	2
Максимальный перепад давления на фильтре, кПа	60
Система подачи разделительного газа	На входе в панель СГУ (один вход)	На выходе из панели СГУ (на два патрона)
Давление абсолютное, МПа	0.51	0.134
Температура, °С	Плюс 40	Плюс 33

2.4 Патрон СГУ

Патрон СГУ разделяет перекачиваемый, товарный (уплотняемый) газ и атмосферный воздух и предотвращает попадание утечек газа в полость подшипниковых камер и попадания масла в проточную часть компрессора.

Патрон СГУ состоит из двух механических уплотнений, расположенных друг за другом (тандем). Тип патрона по направлению вращения - реверсивный.

Уплотнительная ступень патрона СГУ представляет собой два кольца: неподвижное (статорная часть или торец) и вращающееся на валу ротора (роторная часть или седло). Через зазор между ними газ перетекает из области высокого давления в область низкого давления.

Торец уплотняется О-образным кольцом в качестве вторичного уплотнения.

На внутренней поверхности втулки уплотнения устанавливаются кольца допуска (вставляются в специально выточенные канавки и приклеиваются по месту).

Статорная часть пары трения выполнена из графита. Роторная часть выполнена из карбидвольфрамового сплава с канавками. Канавки спиралевидной формы выполняют в однонаправленных по направлению вращения уплотнениях, канавки симметричной формы - в уплотнениях реверсивного типа

Наличие канавок на роторной части уплотнительной пары при вращении вала приводит к возникновению подъёмной силы, которая препятствует исчезновению зазора. Постоянное наличие зазора между кольцами обеспечивает отсутствие сухого трения между поверхностями колец.

Симметричная форма канавок в реверсивном уплотнении относительно радиальной линии обеспечивает работу патрона СГУ при вращении в любом направлении.

Закрутка потока в зазоре позволяет отбросить твердые частицы к выходу из зазора. Величина твёрдых частиц, попадающих в зазор не должна превышать по величине минимальной рабочей величины зазора (от 3 до 5 мкм),

Величина зазора в уплотнительной ступени патрона СГУ зависит от параметров газа перед уплотнением (давления, температуры, состава газа), скорости вращения ротора, конструктивной формы элементов уплотнения.

При увеличении давления перед уплотнением величина зазора уменьшается, осевая жёсткость газового слоя возрастает. С увеличением скорости вращения ротора увеличивается зазор, и возрастают утечки газа через ступень уплотнения.

Патрон отделен от проточной части концевым лабиринтным уплотнением, от подшипниковых камер – барьерным уплотнением (графитовое уплотнение типа Т82).

Давление перед концевыми лабиринтами первой и второй секции соответствует давлению во всасывающей камере первой секции.

Для предотвращения попадания газа компремирования из проточной части в патрон СГУ на первую ступень патрона СГУ (со стороны проточной части) подается буферный (очищенный товарный) газ.

Большая часть (более 96 %) буферного газа поступает через лабиринтное уплотнение в проточную часть компрессора, а меньшая просачивается в полость между уплотнительными ступенями патрона, откуда обеспечивается контролируемый сброс утечек на свечу (первичная утечка менее 3 %).

Вторая (внешняя) ступень патрона работает под давлением близким к атмосферному. Она запирает первичную утечку, а также является страховочной на случай разгерметизации первой уплотнительной ступени патрона. В случае сбоя первичного уплотнения, вторичное уплотнение берет на себя его функции и работает как одинарное уплотнения

В качестве разделительного газа в линию барьерного уплотнения подводится технический азот, который производит из воздуха КИП азотная установка.

Азот подается в канал барьерного графитового уплотнения со стороны подшипниковых камер и предотвращает попадание масла и его паров на вторую ступень патрона, а также газа в подшипниковую камеру.

Азот не образует взрывоопасной смеси с газом в полости вторичной утечки и «выдувает» её на свечу. Величина вторичной утечки не контролируется.

Патрон СГУ обеспечивает уплотнение и безопасную работу компрессора в диапазоне его рабочих режимов и при остановке компрессора под давлением в контуре.

Таблица 5 - Основные параметры патрона СГУ

Наименование параметра	Значение
1	2
Тип патрона СГУ	Т28АТ
Конфигурация	Тандем двухстороннего действия
Тип барьерного уплотнения	Малорасходное графитовое уплотнение типа Т82
Направление вращения патрона СГУ	Реверсивного типа
Скорость вращения ротора, об/мин	8796
Уплотняемая среда	Товарный газ (таблица 1.5)
Максимальное уплотняемое давление абсолютное, МПа	1,08
Температура уплотняемого газа, °С	От плюс 25 до плюс 188
Разделительный газ	технический азот по ГОСТ 9293-74
Параметры первичной утечки
Состав газа	Буферный газ (таблица 1.5)
Давление (абсолютное), МПа	0,118
Температура, °С	Плюс 15
Расход, нм3/час	0,96
Параметры вторичной утечки
Состав газа	Буферный газ (таблица 1.5) и разделительный газ
Давление абсолютное, МПа	0.098
Температура, °С	Плюс 30
Расход, нм3/час	2,10
Буферный газ, нм3/час	0,24
Разделительный газ, нм3/час	1,86
Длина, мм	131,0
Диаметр по валу, мм	120,5
Максимальный наружный диаметр, мм	208,0
Масса, кг	16,1
Масса роторной части, кг	8,22

2.5 Система буферного газа

Буферный газ из заводской магистрали проходит тонкую очистку в моноблоке фильтров John Crane (двойной фильтр - один фильтр рабочий, один резервный) и далее дросселируется до параметров, необходимых на входе в патроны СГУ.

Моноблок фильтров производства коМПании Джон Крейн – это дублированная система фильтров. Во время работы действует только один фильтр. Не останавливая компрессор, можно переключиться с одного фильтра на другой.

Моноблок фильтров имеет клапан переключения и байпасный клапан. Байпасный клапан создаёт давление в полостях клапана переключения с обеих сторон, чтобы избежать сбоя при односторонней загрузке в течение длительного времени. Кроме того, этот байпасный клапан наполняет газом корпус второго фильтра. При переключении на второй фильтр, поток не прерывается. В нормальных условиях эксплуатации байпасный клапан должен быть открыт. Он должен быть закрыт только в случае замены фильтра. Диаметр отверстия перепускного клапана минимизирован до 2 мм. Это гарантирует выброс очень небольшого количества газа в атмосферу в случае, если байпасный клапан будет случайно оставлен открытым во время замены фильтроэлементов.

Все шаровые краны А2 - А9, входящие в моноблок фильтров, закрыты в вертикальном положении и открыты в горизонтальном положении рычага.

На каждой стороне моноблока для каждого фильтра имеется выпускное отверстие и канал продувки. На нижней стороне каждого из корпусов расположены дренажные отверстия, закрытые заглушками.

Фильтр должен проверяться не реже чем раз в 6 месяцев на предмет образования конденсата и/или засорения. На начальном этапе эксплуатации рекомендуется проводить еженедельные визуальные проверки фильтрующих элементов.

Каждый патрон СГУ снабжен системой контроля утечек газа и отвода первичной утечки газа на свечу и вторичной утечек газа в атмосферу.

Разделительный газ подается в панель СГУ и дросселируется до давления необходимого на входе в патроны СГУ. Система предназначена для предотвращения утечек газа в подшипниковый узел, исключения взрывоопасной концентрации перекачиваемого газа в полостях компрессора, а также защиты СГУ от попадания масла из полостей подшипников. Система оснащена байпасным каналом, включающим предохранительный клапан, который направляет избыточное давление прямо на свечу.

2.6 Азотная установка

Азотная установка включает в себя блок подготовки воздуха, блок разделения газов и систему управления и контроля. Основными элементами установки являются два мембранных газоразделительных модуля на основе полых волокон. Модули работают по методу мембранного разделеня. Суть этого метода заключается в различной скорости проницания газов через полимерную мембрану за счёт перепада парциальных давлений. Модули предназначены для разделения газовых смесей.

Кроме модулей в установку входят:

Адсорбер АД1 для очистки воздуха;

Электронагреватель Н1 для подогрева воздуха;

Фильтры Ф1, Ф2, Ф3 и Ф4 для окончательной очистки воздуха;

Шкаф контроля и управления.

Модуль состоит из корпуса и размещённым в нём пучком полых волокон. Воздух подаётся внутрь полых волокон и кислород, проникая через стенки волокон, заполняет межволоконное пространство внутри корпуса и выходит через патрубок «Выход пермеата» наружу, а оставшийся внутри волокон газ (азот) подаётся через патрубок «Выход азота» на стойку управления СГУ.

Фильтры Ф1-Ф4 предназначены для очистки воздуха от капельного масла и пыли.

Адсорбер АД1 предназначен для очистки воздуха от паров масла. В металический корпус, между решётками, засыпается активированный уголь. На нижнюю решётку к сетке прикреплено фильтровальное полотно. Активный уголь СКТ-4 и фильтровальное полотно «Фильтра-550» подлежит замене через 6000 часов работы адсорбера.

Электронагреватель предназначен для подогрева поступающего в модуль воздуха. Электронагреватель представляет собой сосуд с теплоизолированным от внешней среды корпусом и размещённым в нём трубчатым нагревателем (ТЕН).

Штуцеры шт.1, шт.2 и наконечники нк-1, нк-2 предназначены для отбора анализа от модулей ММ1 и ММ2 при настройке установки. Для отбора анализа следует надеть резиновый шланг на соответствующий наконечник, соединить его с газоанализатором и ключом отвернуть на 1/3 оборота против часовой стрелки.

Поверхность волокна имеет пористую структуру с нанесённым на его газоразделительным слоем. Принцип действия мембранной системы основан на различной скорости проникновения компонентов газа через вещество мембраны, из-за разницы парциальных давлений на различных сторонах мембраны.

Азотная установка работает полностью в автоматическом режиме. Система контроля и управления обеспечивает контроль параметров установки и защиту от аварийных ситуаций, отключение в случае неисправности автоматически.

Таблица 6 - Основные параметры азотной установки

Наименование параметра	Значение
1	2
Тип установки	МВа-0.025/95
Конструктивное исполнение	Модульное
Класс взрывозащиты	ЕEх T6
Категория помещения по ПУЭ-76	В – Iа
Вид климатического исполнения по ГОСТ 150150-69	УХЛ 4
Параметры воздуха на входе
	30±5
Температура, °С	(от плюс 10 до плюс 40)±2
Давление абсолютное, МПа	0,6±0,01
Содержание механических частиц, мг/м3	0,1
Содержание паров масла, мг/м3	0,1
Относительная влажность, %	100
Параметры технического азота на выходе
Объёмный расход при стандартных условиях (20°С, 0.1013 МПа), нм3/час	15±1
Температура, °С	Не более 40
Давление абсолютное, МПа	0,55±0,01
Объемная доля кислорода не более, %	5
Точка росы не выше, °С	Минус 45
Содержание механических частиц и масла, мг/м3	Не более 0,01
Относительная влажность, %	0
Объёмный расход пермиата (обогащённого кислородом воздуха) на выходе, нм3/час	от 13 до 20
Электропитание	Однофазный, напряжение 220 В, 50 Гц
Потребляемая мощность, кВт	2,0±0,2
Время выхода на режим, мин	Не более 10
Габаритно-массовые характеристики
Длина, мм	2400
Ширина, мм	550
Высота, мм	1600
Масса установки, кг	Не более 200

3 Описание технологического процесса и технологической схемы объекта

При работающем блоке очистки и стабилизации конденсата (У-331) газ стабилизации из 331В04 направляется в сепаратор 331АС104, где отбивается от жидкости и через отсекатель 331ААУ1-1 поступает на узел редуцирования с клапанами PCV501-1 и PCV501-2, регулирующими давление во всасывающем коллекторе в пределах 5,7-7,5 кгс/см2.

Уровень жидкости в сепараторе 331С104 измеряется прибором LT104 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

При повышении уровня жидкости в сепараторе 331АС104 до 50 % (700 мм) включается сигнализация 331LAH104 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Расход газа стабилизации измеряется прибором FT510, температура - прибором ТЕ510, давление - прибором РТ510 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Давление в трубопроводе газа стабилизации от 331В04 до клапанов 331PCV501-1 и 331PCV501-2 контролируется прибором РТ401 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При падении давления в коллекторе газа стабилизации ниже 6 кгс/см2 автоматически открывается клапан 331PCV501А, который установлен на трубопроводе подачи газа с нагнетания 2-ой ступени компрессора в коллектор газа стабилизации. Давление во всасывающем коллекторе измеряется прибором 331РТ501, регулируется клапанами 331PCV501-1 и PCV501-2, которые установлены на трубопроводе подачи газа стабилизации во входной коллектор. При понижении давления ниже 6 кгс/см2 включается сигнализация 331РАL501 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Газы расширения и выветривания из 331В05А направляются в сепаратор 331АС105, где отбиваются от жидкости и через отсекатель 331ААУ1-2 поступают на узел редуцирования с клапаном 331PCV502, регулирующим давление во всасывающем коллекторе в пределах 5,7-7,5 кгс/см2.

Уровень жидкости в сепараторе 33А1С105 измеряется прибором LT105 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

При повышении уровня жидкости в сепараторе 331С105 до 50 % (700 мм) включается сигнализация 331LAH105 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Расход газа расширения и выветривания измеряется прибором FT511, температура - прибором позиции ТЕ511, давление - прибором РТ511 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Давление в трубопроводе газа расширения и выветривания от 331В05А до клапана PCV502 контролируется прибором РТ402 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При падении давления в коллекторе газа стабилизации ниже 10 кгс/см2 автоматически открывается клапан PCV502А, который установлен на трубопроводе подачи газа с нагнетания 2-ой ступени компрессора в коллектор газа выветривания. Давление во всасывающем коллекторе измеряется прибором РТ502 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора, регулируется клапаном PCV502, который установлен на трубопроводе подачи газа выветривания во входной коллектор. При понижении давления ниже 10 кгс/см2 включается сигнализация 331РАL502 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Газы расширения, выветривания и стабилизации после узлов редуцирования объединяются в общий коллектор (количество до 40000 м3/час) и с температурой от 25 до 50 оС подаются во входные сепараторы 331С101-1 или 331С101-2, расположенные на всасе 1-ой ступени центробежных компрессоров 331АК01-1 (331АК01-2). Возможна подача экспанзерных газов, газов стабилизации и выветривания во входной коллектор из коллектора низконапорных газов, поступающих с установок 1,2,3У70, У02,03, 1,2,3У370, У32, У09.

Расход низконапорных газов измеряется прибором FT512, температура - прибором ТЕ512 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Давление в коллекторе низконапорных газов измеряется прибором РТ512 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Давление газа стабилизации во входном коллекторе измеряется по месту техническим манометром и приборами РТ503 и PIS503 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении давления менее 5,7 кгс/см2 включается сигнализация PAL503 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. При повышении давления более 6,5 кгс/см2 включается сигнализация РАН503 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. От превышения давления во входном коллекторе предусмотрена защита. При повышении давлении во входном коллекторе более 7,5 кгс/см2 автоматически открывается клапан PCV503.

Газы стабилизации проходят через сепаратор 331С101-1 (331С101-2), отбиваются от жидкости и поступают на всас 1-ой ступени компрессора.

Давление газа на всасе 1-ой ступени измеряется приборами РТ109-1 (РТ109-2), РТ110-1(РТ110-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Температура газа на всасе компрессора измеряется приборами ТЕ102-1(ТЕ102-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Уровень жидкости в сепараторах 331С101-1 (331С101-2) измеряется приборами LT825-1 (LT825-2), LT826-1 (LT826-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении уровня жидкости в сепараторах до 7 % (112 мм) включается сигнализация 331LAH825-1 (331LAH825-2), 331LAH826-1 (331LAH826-2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. При дальнейшем повышении уровня в сепараторах 331С101-1, 331С101-2 до 81 % (1296 мм) включается блокировка 331LAHH825-1(2), 331LAHH826-1(2), поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331АК01-1 или 331АК01-2. При этом автоматически отключаются электродвигатели вентиляторов АТ101-1,2,3,4 (АТ102-1,2,3,4), закрывается на нагнетании основной кран КШ114-1 (КШ114-2) и кран-дублёр КШ116-1 (КШ116-2), открывается антипомпажный клапан КД101-1 (КД101-2), открываются краны:

КШ121-1 (КШ121-2) - сброс на факел с трубопроводов всаса;

КШ122-1 (122-2) - сброс на факел с трубопроводов нагнетания 1-ой ступени;

КШ124-1 (124-2) - сброс на факел с трубопроводов нагнетания 2-ой ступени;

КШ115-1 (КШ115-2) - байпас основного крана на нагнетании;

КШ125-1 (125-2) - сброс на факел с трубопроводов нагнетания 2-ой ступени между кранами КШ114-1 (КШ114-2) и КШ116-1 (КШ116-2);

закрывается основной кран на всасе КШ102-1 (КШ102-2) и далее идёт операция «Продувка после остановки».

Продувка компрессоров 331АК01-1 или 331АК01-2 производится чистым (товарным) газом. При продувке компрессоров автоматически открывается КШ131-1 (КШ131-2) по подаче товарного газа на продувку компрессоров. Через 7 минут после начала продувки закрываются КШ121-1 (КШ121-2) и КШ122-1 (КШ122-2). В следующие 7 минут при условии, что давление нагнетания 2-ой ступени менее 2 кгс/см2, закрываются КШ131-1 (КШ131-2), КШ124-1 (КШ124-2), КШ125-1 (КЩ125-2) и отключаются маслонасосы уплотнений Н301-1 (Н301-2), Н302-1 (Н302-2), закрывается КШ301-1 (КШ301-2) по подаче буферного газа, отключаются маслонасосы системы смазки Н201-1 (Н201-2), Н202-1 (Н202-2) и вентилятор наддува главного электродвигателя. Аварийный останов завершён.

По окончании продувки газом проводится продувка азотом, которая осуществляется открытием вручную вентиля по подаче азота и дистанционно крана КШ135-1 (КШ135-2).

Давление товарного газа до обратного клапана измеряется прибором РТ506 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении давления газа до 20 кгс/см2 включается сигнализация 331РАL506 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение. Давление товарного газа после обратного клапана, измеряется приборами РТ507, PIS507 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении давления газа до 30 кгс/см2 включается сигнализация PAL507 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Расход товарного газа измеряется приборами FE501, FE502 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении расхода газа до 1100 м3/час включается сигнализация 331FAL501, 331FAL502 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Температура товарного газа измеряется приборами ТЕ502, ТЕ503 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении температуры газа до 30оС включается сигнализация TAL502, TAL503 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Перепад давления газа в сепараторах 331С101-1 (331С101-2) измеряется приборами позиции 331РdТ824-1 (331PdT824-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении перепада давления газа более 10 кПа включается сигнализация 331PdAH824-1 (331РdАН824-2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Газ с нагнетания 1-ой ступени компрессоров с давлением до 24,7 кгс/см2 и температурой 135оС подается в аппарат воздушного охлаждения АТ101-1 (АТ101-2), где охлаждается до температуры 65оС. Температура газа с нагнетания 1-ой ступени компрессоров измеряется приборами ТЕ104-1 (ТЕ104-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Давление газа на нагнетании 1-ой ступени компрессора измеряется приборами РТ111-1(2), РТ112-1(2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении давления газа стабилизации с нагнетания 1-ой ступени компрессора до 28 кгс/см2 включается сигнализация 331РАН111-1 (331РАН111-2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Температура газа с нагнетания 1-ой ступени компрессора измеряется прибором ТЕ103-1 (ТЕ103-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Температура газа на выходе с АТ101-1 (АТ101-2) измеряется приборами ТЕ106-1 (ТЕ106-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении температуры газа на выходе с АТ101-1 (АТ101-2) до 50 оС включается сигнализация 331ТАL106-1 (331ТАL106-2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение. Поддержание температуры газа на выходе из АТ101-1 (АТ101-2) осуществляется регулированием производительности вентилятора при помощи изменения угла наклона лопастей в весенне-летний и зимний периоды; отключением и включением вентилятора, включением в работу системы рециркуляции нагретого воздуха - в зимнее время. Регулирование температуры газа на выходе из АТ101-1(АТ101-2) осуществляется отключением и включением электродвигателей вентиляторов АТ101-1,2,3,4 от сигнализации 331ТАН(L)106-1 в следующем режиме:

Таблица 7 – Режимы регулирования температуры газа на выходе

Температура воздуха перед трубным пучком АТ101-1 (АТ101-2) регулируется изменением угла наклона верхних и боковых заслонок, преточных жалюзей, контролируется приборами ТЕ120-1 (ТЕ120-2), ТЕ122-1 (ТЕ122-2) с регистрацией на мониторе рабочего места оператора. Управление верхними, боковыми заслонками и приточными жалюзи осуществляется сезонно вручную. При понижении температуры воздуха перед трубным пучком АТ101-1 (АТ101-2) до 50 оС включается сигнализация 331ТАL122-1 (331ТАL122-2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. При повышении температуры воздуха перед трубным пучком АТ101-1 (АТ101-2) до 65 оС включается сигнализация 331ТАН122-1 (331ТАН122-2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. При повышении температуры газа на выходе из АТ101-1 (АТ101-2) до 90 оС включается сигнализация 331ТАН106-1 (331TAН106-2), на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение. При дальнейшем повышении температуры до 95оС включается блокировка 331TAHН106-1 (331ТАНН106-2) на мониторе рабочего места оператора поступает звуковое сообщение и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331К01-1 или 331К01-2 в той же последовательности.

Охлажденный в 331АТ101-1 (331АТ101-2) газ стабилизации проходит через сепараторы 331С102-1 (331С102-2), отбивается от жидкости и поступает на всас 2-ой ступени компрессоров.

Давление газа на всасе 2-ой ступени компрессоров измеряется приборам РТ123-1 (РТ123-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Перепад давления газа на сопле сужающего устройства СУ102-1 (СУ102-2), установленного между сепараторами 331С102-1 (331С102-2) и всасом 2-ой ступени, измеряется прибором PdT120-1 (PdT120-2) и на мониторе рабочего места оператора регистрируются показания.

Температура газа на всасе 2-ой ступени компрессора измеряется приборами ТЕ108-1 (ТЕ108-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Уровень жидкости в сепараторах 331С102-1 (331102-2) измеряется приборами LT805-1 (LT805-2), LT806-1 (LT806-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении уровня жидкости в сепараторах до 17 % (102 мм) включается сигнализация 331LAH805-1 (331LAH805-2), 331LAH806-1 (331LAH806-2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение. При дальнейшем повышении уровня в сепараторах до 84 % (504 мм) включается блокировка позиции 331LAHH805-1 (331LAHH805-2), 331LAHH806-1 (331LAHH806-2) поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331АК01-1 или 331АК01-2 в той же последовательности.

Перепад давления газа в сепараторах 331С102-1 (331С102-2) измеряется приборами 331РdT804-1 (331PdT804-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении перепада давления до 10 кПа включается сигнализация 331PdAH804-1 (331PdAH804-2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Давление газа с нагнетания 2-ой ступени компрессоров до 331АТ102-1 (331АТ102-2) измеряется приборами РТ-124-1 (РТ124-2), РТ125-1 (РТ125-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Перепад давления на 2-ой ступени (всас – нагнетание) измеряется приборами 331PdТ122-1 (331PdТ122-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Температура газа с нагнетания 2-ой ступени компрессоров до АТ102-1 (АТ102-2) измеряется прибором ТЕ109-1 (ТЕ109-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Температура газа на входе в АТ102-1 (АТ102-2) измеряется приборами ТЕ110-1 (ТЕ110-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Газ с нагнетания 2-ой ступени компрессоров с давлением до 65 кгс/см2 и температурой 162 - 178 оС подаётся в аппарат воздушного охлаждения АТ102-1 (АТ102-2), где охлаждается до температуры 80 - 88 оС.

Температура газа на выходе из АТ102-1 (АТ102-2) измеряется приборами ТЕ113-1 (ТЕ113-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении температуры газа на выходе с АТ102-1 (АТ102-2) до 65 оС включается сигнализация 331ТАL113-1 (331ТАL113-2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. Поддержание температуры газа на выходе из АТ102-1 (АТ102-2) осуществляется регулированием производительности вентилятора при помощи изменения угла наклона лопастей в весенне-летний и зимний периоды, отключением и включением вентилятора, включением в работу системы рециркуляции нагретого воздуха - в зимнее время.

Регулирование температуры газа на выходе из АТ102-1 (АТ102-2) осуществляется отключением и включением электродвигателей вентиляторов АТ102-1,2,3,4 от сигнализации 331ТАН(L)113-1 в следующем режиме:

Таблица 8 – режимы регулирования температуры газа на выходе

Температура воздуха перед трубным пучком АТ102-1 (АТ102-2) регулируется изменением угла наклона верхних и боковых заслонок, преточных жалюзей, контролируется приборами ТЕ121-1 (ТЕ121-2), ТЕ123-1 (ТЕ123-2) с регистрацией на мониторе рабочего места оператора. Управление верхними, боковыми заслонками и преточными жалюзями осуществляется сезонно вручную. При повышении температуры в 331АТ102 до 105 оС включается сигнализация 331ТАН113-1 (331ТАН113-2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

При дальнейшем повышении температуры на 331АТ102 до 115оС срабатывает блокировка 331ТАНН113-1 (331ТАНН113-2), поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331АК01-1 или 331АК01-2 в той же последовательности.

Охлажденный в АТ102-1 (АТ102-2) газ компримирования проходит через сепараторы 331С103-1 (331С103-2), отбивается от жидкости, поступает в общий коллектор и далее через отсекатели 331А-АУ4, 331А-АУ-5 направляется на I, II, III очереди завода на переработку.

Уровень жидкости в 331С103-1 (331С103-2) измеряются приборами LT815-1 (LT815-2), LT816-1 (LT816-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении уровня жидкости в сепараторах до 17 % (102 мм) включается сигнализация 331LAH815-1 (331LAH815-2), 331LAH816-1 (331LAH816-2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Перепад давления в сепараторах 331С103-1 (331С103-2) измеряется приборами 331PdT814-1 (331PdT814-2). При повышении перепада давления до 10 кПа включается сигнализация 331PdAH814-1 (331PdAH814-2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Давление газа с нагнетания 2-ой ступени компрессоров 331АК01-1 (331АК01-2) после 331С103-1 (С103-2) до основного крана КШ114-1 (КШ114-2) измеряется прибором РТ128-1 (РТ128-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Давление газа в коллекторе нагнетания после КШ114-1 (КШ114-2) измеряется прибором РТ129-1 (РТ129-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Давление газа с нагнетания 2-ой ступени компрессоров 331АК01-1 (331АК01-2) после диафрагмы ДФ101-1 (ДФ101-2), установленной между основным краном КШ114-1 (КШ114-2) и краном-дублёром основного крана КШ116-1 (КШ116-2), измеряется приборами РТ136-1 (РТ136-2), РТ137-1 (РТ137-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Перепад давления на диафрагме ДФ101-1 (ДФ101-2) измеряется приборами PdT138-1 (PdT138-2), PdT139-1 (PdT139-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Температура газа с нагнетания 2-ой ступени компрессоров 331АК01-1 (331АК01-2) после основного крана КШ114-1 (КШ114-2) измеряется прибором ТЕ111-1 (ТЕ111-2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора, регулируется клапаном КД102-1 (КД102-2), который установлен на трубопроводе подачи горячего газа с нагнетания компрессоров 331АК01-1 (331АК01-2) на смешение с охлажденным газом после сепараторов 331С103-1 (331С103-2).

При понижении давления газа до 61 кгс/см2 включается сигнализация 331PAL504 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение. При повышении давления газа до 65 кгс/см2 включается сигнализация 331РАН504 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Температура скомпримированного газа в выходном коллекторе измеряется прибором ТЕ501 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Расход скомпримированного газа на выходном коллекторе измеряется прибором FТ504 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении расхода газа до 20600 м3/час включается сигнализация 331FAL504 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Жидкие углеводороды, отсепарированные во входном, промежуточном, конечном сепараторах соответственно С101-1(2), С102-1(2), С103-1(2), сливаются в подземные ёмкости 339В09, 335В13 или в 331В06. Слив углеводородов из корпуса компрессоров в подземную ёмкость производится во время остановки компрессора.

Сброс газа с предохранительных клапанов и со сбросных устройств осуществляется на факел низкого давления. Сброс азота, вытесняемого очищенным газом с компрессорной установки перед ее пуском, осуществляется на свечу.

При остановке У-331 на ремонт предусмотрена работа компрессоров на газе стабилизации и выветривания с У-730, У-930, экспанзерных газах, газах стабилизации и выветривания с установок 1,2,3У-70, У-02,03, 1,2,3У-370, У-30, У-32, У09. В этом случае отделение 331 (вместе с сепараторами 331В04, 331В05В, А) глушится от коллекторов подачи газа выветривания и стабилизации на границе У-331.

Газ выветривания и стабилизации с У-730, У-930 поступают в сепараторы 331С105 и 331С104, где отбиваются от жидкости и направляются на редуцирующие клапаны 331PCV502 и 331PCV501(1,2), минуя сепараторы 331В04, 331В05В,А.

В зависимости от количества подаваемого на центробежные компрессоры газа предусматриваются следующие режимы работы:

Один компрессор в работе, один в резерве;

Оба компрессора в работе.

При необходимости компримирование газа производится поршневыми компрессорами 331К01А.В, которые остаются в резерве. Необходимые условия работы для поршневых компрессоров, находящихся в резерве:

Давление всаса 1-ой ступени не менее 10 кгс/см2 ;

Давление всаса 2-ой ступени не менее 20 кгс/см2.

При загрузках газа до 40000 м3/час в работе находится один центробежный компрессор. При увеличении выработки углеводородного конденсата установками У-330, У-730, У-32, У-930 соответственно увеличивается расход газа. При загрузках газа от 40000 м3/час до 80000 м3/час включается в работу резервный центробежный компрессор.

В случае останова одного из центробежных компрессоров включается в работу поршневой компрессор 331К01А или 331К01В, оставшийся в работе центробежный компрессор останавливается. Совместная работа поршневых и центробежных компрессоров не допускается.

4 Порядок технического обслуживания процесса

При эксплуатации компрессора необходимо придерживаться требований настоящей инструкции, правил, норм и инструкций по промышленной безопасности, действующих на ГПЗ:

Не допускать при пуске компрессора присутствия лиц, которые не участвуют в пуске;

Не находиться в зоне расположения зубчатой муфты;

Не запускать компрессор, пока не запущена и не отрегулирована система смазки и СГУ;

Не подавать в компрессор рабочий газ, если не работает система газодинамических сухих уплотнений;

Не допускать работу компрессора в помпажном режиме.

Пульсация (помпаж) компрессора вызывается нарушением нормальных условий технологического режима, которое создаёт противодавление в нагнетательном коллекторе.

Для безопасной работы компрессоров 331А-К01-1 (331А-К01-2) предусмотрен контроль следующих параметров:

ТЕ201 температура опорного подшипника компрессора точка 3;

ТЕ202 температура опорного подшипника компрессора точка 1;

ТЕ203 температура опорного подшипника компрессора точка 2.

При повышении температуры подшипников до 85 ºС срабатывают сигналы 331ТАН201, 331ТАН202, 331ТАН203.

При повышении температуры подшипников до 95 ºС включается блокировка 331ТАНН201, 331ТАНН202, 331ТАНН203, поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331АК01-1 или 331А-К01-2.

При высоком виброперемещении передней опоры вала корпуса компрессора (50 мкм) срабатывает сигнал 331GAH1-1 (331GAH1-2). При высоком виброперемещении задней опоры вала корпуса компрессора (50 мкм) срабатывает сигнал 331GAH1-1 (331GAH1-2). При очень высоком виброперемещении передней и задней опоры вала корпуса компрессора (65мкм) включается блокировка 331GAHН1-1 (331GAНH1-2) и 331GAHН2-1 (331GAНH2-2) и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331АК01-1 или 331АК01-2.

При высоком осевом сдвиге вала корпуса компрессора (0,4 мм) срабатывает сигнал 331GAH3-1 (331GAH3-2).

При осевом сдвиге вала корпуса компрессора (0,6 мм) включается блокировка 331GAHН3-1 (331GAHН3-2) и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331АК01-1 или 331АК01-2.

При высокой температуре масла на сливе из упорного подшипника 85 ºС срабатывают предупредительная сигнализация 331ТАН201-1(2), при повышении температуры масла до 90 ºС включается блокировка 331ТАНН201-1(2) и происходит автоматическая остановка компрессора 331АК01-1 или 331АК01-2.

При высокой температуре (масла на сливе из опорных подшипников со стороны упорного подшипника и со стороны мультипликатора) 85 ºС включается сигнализация 331ТАН202-1(2), 331ТАН203-1(2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

При повышении температуры масла до 95 ºС включается блокировка 331ТАНН202-1(2), 331ТАНН203-1(2) и происходит автоматическая остановка компрессора 331АК01-1 или 331АК01-2.

Для безопасной работы основного электродвигателя предусмотрен контроль следующих параметров:

Температура подшипников электродвигателя точки 15, точки 16. При повышении температуры подшипников до 80 оС включается сигнализация 331ТАН15-1(2), 331ТАН16-1(2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. При дальнейшем повышении температуры до 85 оС включается блокировка 331ТАНН15-1(2), 331ТАНН16-1(2), поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора и происходит автоматическая остановка компрессора 331АК01-1 или 331АК01-2.

Температура воздуха охлаждения электродвигателя контролируется приборами ТЕ7, ТЕ8, ТЕ9, ТЕ10. При повышении температуры зондов электродвигателя до 65 оС включается сигнализация 331ТАН7, ТАН10 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. При дальнейшем повышение температуры зондов до 75 оС включается блокировка 331ТАНН7, 331ТАНН10, поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331АК01-1 или 331АК01-2.

При высокой виброскорости передней и задней опоры электродвигателя (7 мм/сек) включается сигнализация 331ZАН8-1(2), 331ZАН9-1(2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. При дальнейшем повышении виброскорости до 10 мм/сек, включается блокировка ZАНН8-1(2), ZАНН9-1(2), поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331АК01-1 или 331АК01-2.

Давление воздуха продувки и вентиляции электродвигателя контролируется приборами РТ1, РТ2, РТ3, РТ4, РТ5. При давлении воздуха продувки и вентиляции 0,003 кгс/см2 включается блокировка PALL-1(2)), поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331АК01-1 или 331АК01-2 с задержкой времени 5сек.

На компрессорной установке контролируются следующие параметры:

Низкое давление воздуха КИП на установке 331А, при 0,4 МПа срабатывает сигнализация 331PAL7.

При 50 % (второй порог) срабатывает световой и звуковой сигнал в машзале, сообщение на мониторе оператора. Включение аварийно-вытяжной вентиляции В-1, В-2, В-3, В-4, В-5, В6-1, В6-2, В-7. 331QAHН-1 точки 1-7.

В случае пожара в машзале установки 331А включается световой и звуковой сигнал в машзале, появляется сообщение на мониторе рабочего места оператора. Отключение аварийно-вытяжных вентиляторов В-1, В-2, В-3, В-4, В-5, В6-1, В6-2, В-7 и приточных вентиляторов П1-1, П1-2, П2-1, П2-2. Обслуживающий персонал установки 331А действует на основании плана ликвидации аварии.

Во избежание возникновения пожара необходимо:

Не допускать пропуска газа во фланцевых соединениях и через концевые уплотнения;

Перед пуском продувать компрессор инертным газом (азотом). Степень продувки контролировать анализом кислорода в продувочном газе (не более 1 %);

Следить за правильностью распределения давления по ступеням;

Следить за температурой охлаждающей воды на выходе (не более 40 ºС);

Следить за температурой газа в конце сжатия каждой ступени;

Следить за исправным состоянием предохранительных клапанов;

Следить за затяжкой фундаментных болтов компрессора и его агрегатов, так как все болты должны быть затянуты равномерно;

Следить за состоянием фундамента;

Следить за сливом масла из охладителя при остановке компрессора;

Следить за уровнем масла в аварийном баке.

5 Описание действующей системы автоматики

Система автоматического управления газоперекачивающим агрегатом 4ГЦ2-130/6-65 на базе комплекса средств контроля и управления МСКУ-СС 4510-55-06 предназначена для автоматического выполнения задач управления и регулирования агрегата 4ГЦ2-130/6-65 с электрическим двигателем, центробежным нагнетателем и вспомогательным технологическим оборудованием.

Составные части САУ размещаются в операторной ПЭБ, в блоке автоматики, в блоках и отсеках ЭГПА.

Объектом управления САУ является газоперекачивающий агрегат 4ГЦ2-130/6-65, содержащий центробежный нагнетатель, синхронный электрический двигатель с асинхронным запуском, а также оборудование и системы, обеспечивающие их работу:

Крановую обвязку ЭГПА;

Систему маслоснабжения, включающую маслосистему смазки двигателя, маслосистему уплотнения нагнетателя, маслосистему дегазации масла, систему охлаждения газа.

Описание устройства и работы САУ проводятся по структурной схеме САУ, приведенной на рисунке 4.

Работа с САУ осуществляются с помощью ПЭВМ пульта оператора и панели управления (ПУ).

САУ построена на базе комплекса средств контроля и управления МСКУ-СС 4510-55-06 (в дальнейшем - МСКУ), осуществляющего прием и обработку входных сигналов от аналоговых и дискретных датчиков объекта и формирование команд управления исполнительными механизмами. Технические средства МСКУ размещены в двух двусторонних приборных шкафах, которые устанавливаются в помещении ПЭБ. Основными компонентами МСКУ являются устройство управления (УУ), устройство регулирования (УР) и устройства связи с объектом дискретные (УСОД 1, УСОД 2). Описание и работа комплекса МСКУ приведены в руководстве по эксплуатации на комплекс 31.024500.07-55-06РЭ.

В процессе труда на человека кратковременно или длительно воздействуют вредные факторы. Эти факторы, оказывающие раздельное или совместное вредное воздействие на человека в условиях производства, называются производственными факторами. Результатом их отрицательных воздействий могут явиться профессиональные заболевания. Появление производственных факторов связано с нерациональной организацией трудовых процессов или с неблагоприятными условиями окружающей среды.

Неправильная организация труда приводит к преждевременному утомлению из-за перенапряжения отдельных органов, нерационального чередования движений, монотонности. Неправильное цветовое и архитектурное решение интерьера вызывают отрицательные эмоции. Наконец, наличие опасностей, когда у человека нет уверенности в обеспечении безопасности во время работы, отвлекает, нервирует и утомляет.

Государственный стандарт определяет условия труда как совокупность факторов производственной среды, оказывающих влияние на здоровье и работоспособность человека в процессе труда.

Факторы, влияющие на человека в процессе трудовой деятельности, можно подразделить следующим образом:

Психофизиологические условия - физическая, нервно-психологическая нагрузка, монотонность, ритм труда;

Санитарно-гигиенические условия - микроклимат, состояние воздушной среды, шум, освещение - определяются внешней производственной средой и санитарно-бытовым обслуживанием;

Эстетические - архитектурно-художественное и конструктивное оформление интерьеров, оборудование рабочих мест, озеленение, применение функциональной музыки и др.;

Социально-психологические условия характеризуют взаимоотношения в трудовом коллективе и создают соответственный психологический настрой.

По характеру воздействия на организм человека производственные факторы можно разделить на адаптируемые и неадаптируемые. К адаптируемым относятся факторы, к воздействию которых организм человека может в некоторых пределах приспособиться. Происходящее при этом снижение работоспособности можно восстановить с помощью рационального режима труда и отдыха. К неадаптируемым относятся факторы, вызывающие необратимые воздействия на организм человека.

Целью раздела «Безопасность труда» является проверка состояния охраны труда в операторной цеха №3 установки У-330 Оренбургского ГПЗ.

11.1 Анализ и обеспечение безопасных условий труда

Меры по улучшению микроклимата. Для повышения влажности воздуха в кабинете применять увлажнители воздуха, заправляемые ежедневно дистиллированной или прокипяченной водой; помещения проветривать каждый час.

Меры по улучшению электробезопасности. Так как работа оператора электронно-вычислительных машин связанна с применением ПЭВМ и дополнительных устройств, питание которых осуществляется электрическим током, то предусмотрены следующие меры снижения риска поражения электрическим током:

Использование двойной изоляции;

Выравнивание скачков напряжения с помощью источников бесперебойного питания;

Обеспечение заземления всех частей ПЭВМ.

Для обеспечения нормируемых значений освещенности следует проводить чистку стекол оконных рам и светильников не реже двух раз в год и проводить своевременную замену перегоревших ламп.

Анализ опасных и вредных факторов на рабочих местах при паспортизации аттестации рабочих мест проводятся в соответствии с требованиями СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 и предусматривает комплексную оценку вредности факторов производственной среды и тяжести работ в баллах по степени отклонения фактических параметров производственной среды и трудового процесса от действующих гигиенических нормативов.

Эксплуатация программного комплекса должна проводиться в соответствии с санитарными нормами и правилами СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03.

Эксплуатация программного средства для автоматического контроля технологических параметров будет происходить в операторной цеха №3, на установке У-330 Оренбургского ГПЗ.

Операторная располагается на первом этаже специализированного корпуса. Проанализируем помещение операторной, так как именно там будет происходить эксплуатация программного модуля, на предмет соответствия и обеспеченности безопасных условий труда.

Освещение рабочего места - важнейший фактор создания нормальных условий труда. Практически возникает необходимость освещения как естественным, так и искусственным светом. Естественное освещение должно осуществляться через светопроемы, ориентированные преимущественно на север и северо-восток. Освещенность рабочего стола колеблется в пределах от 300 до 500 лк, в зависимости от времени суток, что соответствует нормам.

Эксплуатация ПЭВМ в помещениях без естественного освещения допускается только при соответствующем обосновании и наличии положительного санитарно-эпидемиологического заключения, выданного в установленном порядке.

Оконные проемы должны быть оборудованы регулируемыми устройствами типа: жалюзи, занавесей, внешних козырьков и др.

В операторной ситуация с естественным освещением складывается следующим образом: окна выходят на северо-восток. На всех окнах имеются жалюзи.

Для искусственного освещения в операторной используются лампы дневного света. Их достоинства:

Высокая световая отдача (до 75 лм/Вт и более);

Продолжительный срок службы (до 10000 часов);

Малая яркость светящейся поверхности;

Спектральный состав излучаемого света - высокая световая отдача (до 75 лм/Вт и более).

Одним из недостатков таких ламп является высокая пульсация светового потока, вызывающая утомление зрения. Поэтому коэффициент пульсации освещенности регламентирован в пределах 10 - 20 % в зависимости от разряда зрительной работы.

Площадь на одно рабочее место с ПЭВМ для взрослых пользователей должна составлять не менее 6,0 кв. м для ПЭВМ с монитором на базе электронно-лучевой трубки (ЭЛТ), и 4,5 кв. м для ПЭВМ с жидкокристаллическим монитором, а объем - не менее 20,0 куб. м. В операторной все мониторы является жидкокристаллическими. Помещение операторной имеет площадь и объем на одного пользователя многократно превышающие норматив (в среднем - по 10 кв. м).

Длительное воздействие шума и вибрации на организм человека приводит к развитию переутомления, снижению производительности и качества труда на производстве, способствует развитию общих и профессиональных заболеваний.

Любой источник шума характеризуется, прежде всего, звуковой мощностью. Мощность источника Р - это общее количество звуковой энергии, излучаемой источником шума в окружающее пространство за единицу времени. Шум вредно действует на организм и снижает производительность труда. Уровень звукового давления по отношению к порогу слышимости DLР = 120 – 130 дБ соответствует порогу болевого ощущения. Звуки, превышающие по своему уровню этот порог, могут вызывать боли и повреждения в слуховом аппарате. Шум создает значительные нагрузки на нервную систему человека, оказывает на него психологическое воздействие. Вредные последствия шума тем больше, чем сильнее шум и продолжительнее его действие. Таким образом, шум на рабочем месте не должен превышать допустимых уровней, значения которых приведены в приложении 1 к СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 «Допустимые значения уровней звукового давления в октавных полосах частот и уровня звука, создаваемого ПЭВМ»

В производственных помещениях, в которых работы на ПЭВМ является основными (диспетчерские, операторские, расчетные, кабины и посты управления, залы вычислительной техники и др.), должны обеспечиваться оптимальные параметры микроклимата. Параметры микроклимата в операторной соответствуют нормам.

Для повышения влажности воздуха в помещениях с ПЭВМ следует применять увлажнители воздуха, заправляемые ежедневно дистиллированной или прокипяченной питьевой водой.

Ионизация воздуха в операторной не проводится.

В помещении отсутствуют токсические вещества, нет промышленной пыли и нет химически активной среды.

Все компьютеризированные рабочие места операторной соответствуют Санитарным правилам и нормам (СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 приложение 4 и приложение 5). Все рабочие столы отвечают эргонометрическим требованиям. Высота всех рабочих столов составляет 725 мм. Все столы имеют пространство для ног высотой 600 мм, шириной 750 мм и на уровне вытянутых ног - 650 мм.

Конструкции рабочих стульев обеспечивают поддержание рациональной позы при работе с ПЭВМ, позволяют менять позу с целью снижения статистического напряжения мышц шейно-плечевой области и спины для предупреждения развития утомления. Конструкция рабочих стульев обеспечивает ширину и глубину сидения 400 мм. Поверхность сидения с закругленным передним краем. Регулировка высоты поверхности сиденья в пределах 400 – 550 мм и углам наклона вперед до 15 градусов и назад до 5 градусов, высоту опорной поверхности спинки 320 мм, ширину 400 мм и радиус кривизны горизонтальной плоскости - 400 мм, угол наклона вертикальной спинки в пределах 0±30 градусов, регулировку расстояния спинки от переднего края сиденья в пределах 260 – 400 мм, стационарные подлокотники длиной 300 мм и шириной 55 мм.

Экран видеомонитора должен находиться от глаз пользователя на оптимальном расстоянии 600 – 700 мм, но не ближе 500 мм с учетом размеров алфавитно-цифровых знаков и символов. Благодаря эргономичной мебели выполнение этих требований не требует дополнительных усилий.

Особое внимание уделяется электробезопасности. В помещениях с ПЭВМ для питания электроприборов используется напряжение 220 В. Помещения должны быть оснащены аптечкой первой помощи и порошковыми огнетушителями. В кабинете преподавательской находится порошковый огнетушитель. Аптечка также присутствует. Основными причинами поражения электрическим током являются: пробой изоляции, короткое замыкание, несоблюдение правил техники безопасности. Для предотвращения чрезвычайных ситуаций применены следующие технические способы и средства защиты:

Регулярные инструктажи работающих;

Защитное отключение.

Защита персонала от воздействия электромагнитных полей радиочастотного диапазона осуществляется путем проведения организационных и инженерно-технических мероприятий (СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03).

К организационным мероприятиям относится выбор рациональных режимов работы оборудования и ограничение места и времени нахождения персонала в зоне воздействия излучения (защита расстоянием и временем).

Инженерно-технические мероприятия включают: рациональное размещение оборудования; использование средств, ограничивающих поступление электромагнитной энергии на рабочие места (поглотители мощности, экранирование).

При одновременном воздействие ряда факторов интегральная оценка тяжести труда в баллах определяется по выражению:

(11.1)

где - интегральный показатель категории тяжести в баллах;

Элемент условий труда на рабочем месте, имеющий наибольший балл;

Сумма количественной оценки в баллах значимых элементов условий труда без ;

N – количество элементов условий труда;

10 – число, введенное для удобства расчетов.

Интегральный показатель тяжести труда позволяет определить влияние условий труда на работоспособность человека. Для этого сначала вычисляется степень утомляемости в условных единицах. Зависимость между интегральным показателем тяжести труда и утомлением выражается уравнением:

где Y – показатель утомления в условных единицах;

Интегральный показатель категории тяжести в баллах;

15,6 и 0,64 – коэффициенты регрессии.

Зная степень утомления, можно определить уровень работоспособности, то есть величину противоположную утомлению по выражению:

Соответственно можно определить, как изменилась работоспособность при изменение тяжести труда и как это повлияло на его производительность:

(11.4)

где - прирост производительности труда;

И - работоспособность в условных единицах до и после внедрения мероприятий, понизивших тяжесть труда;

0,2 – поправочный коэффициент, отражающий усредненную зависимость между повышением работоспособности и ростом производительности труда.

Производится оценка условий труда в баллах до и после внедрения мероприятий. Результаты оценки приведены в таблице 13.2.

Таблица 11.1 –Оценка условий труда на рабочем месте оператора

Факторы тяжести труда		Значения до внедрения мероприятий	Баллы	Значения после внедрения мероприятий		Баллы
1		2	3	4		5
Санитарно-гигиеническая
Наличие токсичных веществ		0,8-1	2	<0,8	1
Температура воздуха на рабочем месте, °С	Холодный	14-13	4	19	2
	Теплый	24..26	3	20	1
Относительная влажность воздуха, %		60	2	50	1
Скорость движения воздуха, м/с	Холодный	0,4	3	0,2	2
	Теплый	0,6	3	0,3	2
Шум, уровень звука, дБА		50	1	50	1
Освещенность		0,8	2	0,8	2
Психофизиологические
Величина физической нагрузки: общая, выполняемая мышцами корпуса и ног за смену; рабочая поза (характеристика).
Величина нервно-психической нагрузки: количество движений в час; число важных объектов наблюдения.
Напряжение зрения: разряд зрительных работ; точность зрительных работ.		Малой точности		Малой точности
Монотонность: число приемов; длительность повторяющихся операций

В результате мероприятий по эргономике и охране труда температура воздуха на рабочем месте оператора в холодный период года в помещение превысилась с 15 до 18 ˚С, скорость движения воздуха в холодный период года уменьшилась с 0,4 до 0,3 м/с.

Интегральная оценка тяжести труда до и после внедрения мероприятий определяется по формуле (13.1):

До внедрения мероприятий:

что соответствует пятой категории тяжести труда.

После внедрения мероприятий:

что соответствует второй категории тяжести труда.

Определяется работоспособность.

До внедрения комплекса мероприятий:

Показатель утомления по формуле (13.2):

;

Уровень работоспособности по формуле (13.3):

После внедрения:

Показатель утомляемости:

;

Уровень работоспособности:

Изменение производительности труда (прирост производительности труда) за счет изменения работоспособности по формуле (36) составит:

.

11.3 Возможные чрезвычайные ситуации

Чрезвычайная ситуация (ЧС) – состояние, при котором в результате возникновения источника чрезвычайной ситуации на объекте, определенной территории ил акватории нарушаются нормальные условия жизни и деятельности людей, возникает угроза их жизни и здоровью, наносит ущерб имуществу населения, народному хозяйству и окружающей природе.

На рабочем месте оператора возможен пожар, связанный с короткими замыканиями электрического оборудования.

Пожар - это стихийно развивающиеся процессы горения. Необходимым условием возникновения пожара является наличие окислителя, горючего и источника загорания. При отсутствии одного из них пожар не возникнет.

Высокую пожароопасность технологических процессов на участке определяет многообразие причин пожаров: нарушение технологического режима, неисправность электрооборудования, неудовлетворительная подготовка оборудования к ремонту, самовозгорание материалов, неисправность запорной арматуры, конструктивные недостатки оборудования и др.

В соответствии с ГОСТ 12.1.004-85 и ГОСТ 12.1.010-76 вероятность возникновения пожара в течение года не должна превышать 10–6.

Обеспечение пожарной безопасности достигается строгим соблюдением противопожарных требований, регламентированных СНиП 2.01.02-85, типовыми правилами пожарной безопасности для промышленных предприятий, правилами устройства электроустановок.

Для профилактики пожаров на участке проектом предусмотрено следующее:

Установка мусороприёмников и сбор промасленной ветоши;

Размещение в помещениях огнетушителей и пожарных щитов (лопаты, багор, лом, песок, емкость с водой), а также противопожарных гидрантов.

При возникновении пожара персонал обязан

Оповестить пожарную службу по телефону 01;

Оповестить начальство;

Организовать вынос наиболее ценных документов;

Использовать до приезда пожарных команд первичные средства тушения (пожарные краны, песок, вёдра, огнетушители пенные (ОП), воздушнопенные (ОВП), углекислотные (ОУ)).

Для незамедлительной эвакуации людей, имущества и обеспечения работы по тушению пожара категорически запрещается: загромождать незастроенную территорию вокруг цеха, проходы, проезды, ворота, подъездные пути к пожарным кранам водопровода, к местам пожарного инвентаря и оборудования.

При тушении пожара в цехе применяются противопожарные средства - огнетушителями (УП – 2М, ОУ-12, ОУ – 8) и песок. Количество огнетушителей выбираем из расчета один огнетушитель на 50 м2 , то есть 1 единица, а песок – из расчета один ящик объемом 0,5 м3 на 100 м2 площади – 0,2 м3.

При начале значительного пожара необходимо вызвать пожарную службу по телефону 01, и до приезда пожарных приступить к эвакуации ценного имущества и тушению пожара собственными силами.

Рабочее место должно быть оснащено общеобменной вентиляцией обеспечивающей 5-ти кратный обмен воздуха в течении часа, с местным отсосом у реактора установки, а также огнетушителем, песком, кошмой.

Первая помощь. При всяком подозрении на отравление необходимо срочно вызвать врача или отправить больного в ближайшую больницу. До прихода врача необходимо попытаться удалить из организма или обезвредить вредные вещества. При попадании токсичных металлов с пищей необходимо вызвать рвоту и промыть желудок. Рвоту нельзя вызывать, если больной находится в полубессознательном состоянии и при резком нарушении кровообращения. Для ускорения выведения через почки применяют мочегонные средства и обильное питье, но если функции почек не нарушены. При отравлении через дыхательные пути прибегают к искусственному дыханию с целью быстрого выведения вредных веществ легкими. Для усиления обезвреживающей функции печени вводят глюкозу с инсулином. При значительном попадании в кровь проводят переливание крови. Воздействие на болезненные явления, вызванные в зависимости от действия токсичных металлов: при ослаблении дыхания и кислородной недостаточности следует применить искусственное дыхание, вдыхание кислорода в смеси с углекислотой, средства, возбуждающие дыхание (камфара, коразол, кофеин, лобелин, кордиамин); при угнетении центральной нервной системы - средства возбуждающие ее деятельность (камфара, коразол, кофеин); при возбуждении центральной нервной системы - наркотические и снотворные средства (эфир, барбитураты); при сердечной недостаточности (строфантин, камора, кофеин); при коллапсе - адреналин, эфедрин.

Определим план эвакуации рабочих при пожаре в цехе №3 (рис.11.1)

Рисунок 11.1 – Схема эвакуации рабочих цеха №3

11.4 Расчет продолжительности эвакуации из здания

По категории помещения относится к группе А и II степени огнестойкости. Допустимая продолжительность эвакуации из здания по таблице 1.1 не должна превышать 6 минут.

Время задержки начала эвакуации принимается 3,1 мин по таблице В.1 приложения В с учетом того, что здание имеет сирену пожарной сигнализации.

Для определения времени движения людей по первому участку (операторной), с учетом габаритных размеров комнаты 12х10 м, определяется плотность движения людского потока на первом участке по формуле (13.5):

где N1 – число людей на первом участке, чел.;

f – средняя площадь горизонтальной проекции человека, принимается по таблице Г.1 приложения Г, м2/чел.;

l1 и b1 – длина и ширина первого участка пути, м.

м2/м2.

По таблице Г.2 приложения Г скорость движения составляет 100 м/мин, интенсивность движения 1м/мин, т.о. время движения по первому участку вычисляют по формуле:

где l1 – длина первого участка пути, м;

– значение скорости движения людского потока по горизонтальному пути на первом участке, м2/м2.

мин.

Длина дверного проема принимается равной нулю. Наибольшая возможная интенсивность движения в проеме в нормальных условиях qmax=19,6 м/мин, интенсивность движения в проеме шириной 1,1 м рассчитывается по формуле:

, (13.7)

где b – ширина проема, м;

Если , то движение через проем проходит беспрепятственно, где

19,6 м/мин.

Время движения в проеме определяется по формуле:

мин.

м/мин.

Время движения по этому участку вычисляют по формуле (13.6):

мин.

Для определения времени движения людей по второму участку (операторной), с учетом габаритных размеров комнаты 8х7 м, определяется плотность движения людского потока на втором участке по формуле (13.5):

м2/м2.

Скорость движения составляет 100м/мин, интенсивность движения 1,0 м/мин, т.о. время движения по второму участку (из операторной) по формуле (13.6):

мин.

Длина дверного проема принимается равной нулю. Интенсивность движения в проеме шириной 1,1 м рассчитывается по формуле (13.7):

Если , то движение через проем проходит беспрепятственно.

Время движения в проеме определяется по формуле (13.8):

мин.

Скорость движения после дверного проема по проходу один определяется по таблице Г.2 приложения Г в зависимости от интенсивности:

м/мин

По таблице Г.2 приложения Г скорость движения составляет 90 м/мин.

мин.

При переходе на третий участок происходит слияние людских потоков, поэтому интенсивность движения определяется по формуле:

, (13.10)

м/мин.

По таблице Г.2 приложения Г скорость движения равняется 80м/мин, поэтому время движения по коридору первого этажа по формуле (13.6):

мин.

Тамбур при выходе на улицу имеет длину 5 метров, на этом участке образуется максимальная плотность людского потока и скорость падает до 15 м/мин,

Интенсивность движения через дверной проем на улицу шириной более 1,6 м – 8,5 м/мин, время движения через него по формуле (13.8):

мин.

Рассчитаем общее время эвакуации:

Таким образом, расчетное время эвакуации из помещения меньше допустимого.

Заключение

В дипломном проекте представлена программная реализация системы автоматического контроля технологических параметров газоперекачивающего агрегата.

Разработанный программный модуль, в отличие от других существующих систем автоматического контроля, информирует оператора в тех случаях, когда контролируемый технологический параметр только начинает отклоняться в сторону граничного значения, а не по его достижении. Такой подход позволяет предупредить развитие некоторых нештатных ситуаций благодаря их обнаружению на ранней стадии развития.

По результатам расчетов, произведенных в данной работе, программный модуль автоматического контроля окупится за 0,08 лет.

Программный модуль автоматического контроля разработан в среде Borland Delphi 7 с использованием современной технологии передачи данных OPC и поэтому этому может использоваться на различных автоматизированных рабочих местах операторов, где используется технология OPC для предоставления информации о технологическом процессе.

Список использованных источников

1 Карпов Б.С. Delphi: специальный справочник [текст] // Карпов Б.С. – СПб. : Питер, 2001.- 688 с.

2 Гофман В. Э. Работа с базами данных в Delphi [Текст] // Гофман В. Э. - СПб. : БХВ-Петербург, 2001. - 656 с. : ил.

3 Модин А.А. Справочник разработчика АСУ // Модин А.А., Яковенко Е.Г. – М.: Экономика, 1978. – 582с

4 Нефедов А.В. Интегральные микросхемы и их зарубежные аналоги:

справочник в 6 томах. – М.: ИП РадиоСофт, 2001. – 608 с.

5 Усатенко С.Т. Выполнение электрических схем по ЕСКД: Справочник. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательство стандартов, 1992. – 316 с.

6 Хвощ С.Т. и др. Микропроцессоры и микроЭВМ в системах автоматического управления: Справочник / С.Т. Хвощ, Н.Н. Варлинский, Е.А. Попов; Под общ. ред. С.Т. Хвоща. – Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1987. – 640 с.

7 Солников, Р.И. Автоматизированное проектирование систем автоматики и управления [Текст] / Р.И. Солников; – М.: Высшая школа, 1991. – 300 с.: с 145-210. 5000 экз.

8 Клеймёнов, А.В. Расчётно-пояснительная записка к декларации промышленной безопасности опасных производственных объектов ГПУ [Текст]: тех. указание / А.В. Клеймёнов; Газпромпечать. Оренбург. – Изд. 1-е. - Оренбург: Оренбурггазпром, 2005 с.189 с.: с. 7-145. – 100 экз.

9 Андреев Г.И. Практикум по оценке интеллектуальной собственности. Учеб. пособие [Текст] // Андреев Г.И., Витчинка В.В., Смирнов С.А.–М.: Финансы и статистика, 2003.- 176 с.: ил.

10 Гигиенические требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы [Текст]. СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03. – СПб.: Издательство ДЕАН, 2003. – 32 с.

11 Воронова В.М. Определение категории тяжести труда: Метод. указ. к дипломному проектированию [Текст] // Воронова В.М., Егель А.Э. – Оренбург: Изд-во ОГУ, 2004. – 20 с.

12 Ефремов И. В. Расчет продолжительности эвакуации из общественных и производственных зданий при чрезвычайных ситуациях [Текст] : метод. указания по дипломному проектированию // Ефремов И. В. - Оренбург: ОГУ, 2008. - 28 с. - Библиогр.: с. 23.. - Прил.: с. 24.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

2.3 Структура АСУ ТП ДНС

2.4 Комплекс технических средств 20

2.4.6 Расходомер Метран-350

2.4.8 Вибропреобразователь DVA-1-2-1 27

2.4.10 Анализатор влажности 3050 OLV

2.4.12 Кабельная продукция

3.1 Обоснование выбора контроллера

3.2 Основные технические данные контроллера SLC 5/04

3.3 Конфигурация контроллера

3.4 Программирование контроллера

3.6 Операторский интерфейс

4. Расчет надежности проектируемой системы

4.1 Общие положения

4.2 Интенсивность отказов

4.3 Среднее время безотказной работы

4.4 Вероятность безотказной работы

4.5 Среднее время восстановления

4.6 Вывод по разделу

5. Оценка экономической эффективности

5.1 Методика расчета экономических показателей проектируемой системы

5.2 Расчет единовременных затрат

5.3 Расчет обобщающих показателей экономической эффективности

5.4 Выводы по разделу

6. Безопасность и экологичность проекта

6.1 Обеспечение безопасности работающих

6.1.1 Характеристика условий труда

6.1.2 Средства индивидуальной защиты

6.1.3 Электробезопасность

6.2 Оценка экологичности проекта 80

6.2.1 Воздействие объектов ДНС на окружающую среду

6.2.2 Воздействие ДНС на поверхностные и подземные воды

6.2.3 Почвенно-растительный покров

6.2.4 Противопожарные мероприятия

6.3 Прогнозирование чрезвычайных ситуаций

6.4 Выводы по разделу

Заключение

Список используемых источников

В ведение

Современные нефти и газодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятков и сотен квадратных километров.

Успешный процесс переработки и перекачки нефти и газа зависит от строгого контроля и поддержания на заданном уровне давления, температуры, расхода, а также от контроля качества выходного продукта. Поддержание с заданной точностью на заданном уровне параметров быстротекущих процессов при ручном управлении оказывается не возможным. Поэтому современное нефтехимическое и нефтеперерабатывающие производство возможно только при оснащении технических установок соответствующими автоматическими измерительными приборами, информационно-измерительными системами и системами автоматического управления. Таким образом, современный этап развития добычи и переработки нефти и газа немыслим без применения контрольно-измерительных приборов и микропроцессорной техники.

АСУ ТП обеспечивает: представление оперативной информации персоналу для диагностики и прогнозирования состояния оборудования, контроль и управление технологическими процессами и оборудованием, предоставление возможности выяснения причин нарушения нормального режима работы, анализ разных рабочих ситуаций.

В данном дипломном проекте производиться разработка проекта автоматизации дожимной насосной станции ДНС-7 Федоровского нефтегазового месторождения, предназначенного для контроля, управления, регулирования и сигнализации аварий, происходящих на данном объекте. В связи с тем, что ДНС-7 была построена и запущена в эксплуатацию в конце 70-х годов, приборы и средства автоматизации на данный момент морально устарели и не предоставляли достаточный уровень информативности и управляемости системы. Для того чтобы упростить процесс эксплуатации, повысить надежность системы в данном проекте была произведена замена старых приборов и датчиков на новые более современные и применен микропроцессорный контроллер для централизованного управления технологическим процессом.

1. Общая характеристика объекта автоматизации

1.1 Информация об объекте управления

Дожимная насосная станция ДНС-7 входит в состав Федоровского нефтегазового месторождения.

Данное месторождение открыто в 1971. Залежи на глубине 1,8-2,3 км. Начальный дебит скважин 17-310 т/сут. Плотность нефти 0,86-0,90 г/см3.

Федоровское нефтегазовое месторождение входит в состав ОАО «Сургутнефтегаз», одной из крупнейших Российских. Сфера деятельности компании охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии.

“Сургутнефтегаз” отличает стабильная динамика роста, основанная на высоких темпах роста производства и постоянном наращивании сырьевого потенциала. Гибкая долгосрочная стратегия развития компании основана на многолетнем опыте и использовании новейших технологий.

Территория по среднему течению реки Оби, в районе города Сургута, в середине шестидесятых годов стала одним из первых районов добычи нефти и газа в Западной Сибири. В 1993 году на базе имущественного комплекса производственного объединения “Сургутнефтегаз” было основано одноименное акционерное общество.

В настоящее время более чем 50 подразделений ОАО “Сургутнефтегаз” выполняют полный комплекс работ по разведке, обустройству и разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений, добыче и реализации нефти и газа .

1.2 Описание технологического процесса

В качестве схемы промыслового сбора нефти, нефтяного газа и воды принята однотрубная напорная система, обеспечивающая транспортировку добытой нефти через все технологические объекты, включая и объекты подготовки нефти, за счет устьевых давлений скважины при любом способе их эксплуатации. Напорные двух- и многотрубные системы сбора допускаются лишь на участке от групповых установок до установок подготовки нефти при раздельном сборе соответственно обводненной и необводненной или разносортной нефти. Стремление максимально использовать энергию пласта приводит к тому, что фонтанную скважину переводят на механизированный способ добычи только тогда, когда полностью прекращается фонтанирование. Это приводит к необходимости сооружать дожимные насосные станции (ДНС), совмещенные с сепарационными емкостями. Кроме того, для сбора газа от сепарированного на ДНС, строят промысловые газосборные сети.

В случае большого содержания воды (свыше 30%) транспортируемой жидкости применяются сепарационные установки. Водонефтяная смесь поступает сначала во входные сепараторы СВ-1/1 и СВ-1/2, которые предназначены для отделения основной массы жидкости от газа, одновременно эти аппараты являются гасителями пульсаций газожидкостного потока. Далее жидкость сливается в сепараторы первой ступени С-1/1…С-/4 под действия гидростатического столба жидкости(за счет разности высот установки аппаратов). После сепараторов первой ступени обводненная разгазированная нефть поступает в отстойники О-1 и О-2, где происходит отделение нефти от воды. Частично разгазированная нефть поступает на вход установки предварительного сброса воды типа «Хитер-Тритер» Х/Т-1 и Х/Т-2. Затем нефть со средней обводненностью менее 10% поступает на сепаратор второй ступени С-2/1 и С2/2, где происходит окончательное разгазирование. после этого осуществляется учет нефти по объему, массе (28-280 м 3 /ч) и подача на нефтепровод. Выделившийся из нефти газ в сепарационных установках и в установке предварительного обезвоживания “Хитер-Тритер” (печь) подается на ГПЗ, а также на факел. Отделившаяся на обезвоживающих установках пластовая вода поступает в резервуары, а затем на кустовые насосные станции, откуда она поступает для закачки в нагнетательные скважины .

Генеральный план ДНС представлен в приложении А.

• 1.3 Современный подход к разработке АСУ ТП ДНС
• В рамках реконструкции дожимной насосной станции ДНС-4А ОАО "Сургутнефтегаз" успешно ввел в промышленную эксплуатацию новую АСУ ТП, разработанную с использованием SCADA-системы TRACE MODE (Россия). АСУ ТП ДНС-4А контролирует свыше 1600 параметров технологического процесса подготовки нефти и обеспечивает их визуализацию на 18 графических мнемосхемах и на архивных трендах. В АСУ ТП ДНС-4А реализовано автоматическое и удаленное ручное управление задвижками и клапанами. Система интегрирована с узлами учета нефти и газа. Данные из SCADA TRACE MODE постоянно передаются в корпоративную информационную систему ОАО "Сургутнефтегаз". В АСУ ТП ДНС-4А использованы австрийские контроллеры Bernecker & Rainer (B&R), драйвер к которым входит в обширную библиотеку бесплатных драйверов TRACE MODE (более 1585 бесплатных драйверов). Это уже вторая ДНС, принадлежащая ОАО "Сургутнефтегаз", система автоматизации которой основана на SCADA TRACE MODE. Ранее, в 2003 году, была внедрена АСУ ТП ДНС Пильтанского месторождения. Разработка первой АСУ ТП ДНС проводилось силами компании ООО "АТ" - Авторизованного системного интегратора SCADA TRACE MODE из Москвы. Вторая АСУ ТП дожимной насосной станции полностью спроектирована и реализована собственными силами сотрудников ОАО "Сургутнефтегаз".
• Перед началом работ над проектом два специалиста ОАО "Сургутнефтегаз" прошли обучение в авторизованном учебном центре AdAstra Research Group и получили квалификацию сертифицированных инженеров TRACE MODE. При разработке АСУ ТП ДНС-4А ими были учтены все замечания и пожелания технологов, благодаря чему новая система стала более эргономичной и удобной в эксплуатации. Специалисты ОАО "Сургутнефтегаз" по достоинству оценили гибкость TRACE MODE как универсальной SCADA системы для объектов нефтедобычи. В настоящее время рассматриваются проекты применения SCADA TRACE MODE на еще нескольких ДНС и других объектах ОАО "Сургутнефтегаз". Список внедрений SCADA системы TRACE MODE в нефтедобывающей отрасли продолжает расти .
• Квалифицированная разработка алгоритмов управления АСУ ТП подготовки и перекачки нефти позволила специалистам компании IBS обеспечить минимально необходимое вовлечение персонала технологических объектов в процесс управления механизмами и агрегатами. Такой подход существенно снижает нагрузку на оператора и тем, самым уменьшает возможное негативное влияние "человеческого фактора" на рост себестоимости продукции, создание предпосылок аварийных ситуаций и загрязнения окружающей среды.
• Около 95% российской нефти добывается сегодня методом заводнения. В результате обводненость нефти в процессе добычи возрастает до 80 и более процентов, что приводит к необходимости осуществления дополнительных мероприятий по подготовке нефти и вызывает постоянный рост себестоимости продукции. Более точно -- с ростом обводненности нефтегазовой эмульсии повышаются затраты на отделение нефти, воды, попутного газа, механических примесей и на дожимной насосной станции (ДНС) все больше появляется функций, характерных для установки подготовки и перекачки нефти (УППН). Это означает, что традиционная с точки зрения функциональности ДНС постепенно эволюционирует в сторону УППН. Нефтяники в какой то момент поняли неэффективность перегонки по внутри промысловым трубопроводам (длина которых, зачастую, может быть весьма значительной) эмульсии, содержащей 80-90 % воды. В связи с этим стали применяться средства и агрегаты по уменьшению обводненности непосредственно на ДНС. Хотя иногда ставят мульти фазные насосы, но их применение довольно ограничено. В основном в управлении обводненностью переносится на оптимальное управление процессом подготовки нефти на ДНС.
• Очевидно необходимо решать следующую задачу -- удержать на прежнем уровне затраты на подготовку нефти и при этом сохранить уровень качества нефти.
• Существуют объективные факторы, которые накладывают определенные требования на АСУ ТП подготовки нефти в Западной Сибири -- удаленность площадок подготовки от населенных пунктов, жесткий климат и вытекающая отсюда организация работ (сменный персонал, текучесть квалифицированных кадров), пожароопасность, неразвитость инфраструктуры. Эти обстоятельства должны породить новый подход к построению АСУТП, в котором должно быть реализовано повышенное внимание к надежности и трудоемкости.
• Развернуть проект по внедрению нового типа АСУ ТП было решено на Пермяковском и Кошильском месторождениях "Нижневартовского нефтегазодобывающего предприятия" (ННП), компании ТНК. ННП -- одно из градообразующих предприятий этого региона. Оно разрабатывает ряд месторождений, находящихся на значительном удалении от города (до 450 км), что обусловливает наличие некоторых особенностей в его деятельности. Так, помимо жестких климатических условий, характерных для данного региона в целом, вся работа на объектах ННП ведется вахтовым методом, что предполагает повышенные затраты на жизнеобеспечение работающих (вплоть до привозной питьевой воды), на поддержание инфраструктуры. Именно поэтому любые возможности оптимизации экономических показателей, снижения трудозатрат и отрицательного влияния роли "человеческого фактора", а следовательно, и себестоимости добычи нефти здесь весьма актуальны. Кроме того, для двух ДНС предприятием уже были закуплены импортные установки предварительного сброса воды "Sivalls", сами по себе требовавшие нового уровня промышленной автоматики.
• Общая задача, поставленная перед специалистами IBS формулировалась в сугубо экономических терминах -- улучшить качество подготовки нефти, одновременно снизив себестоимость этого процесса. Особое внимание уделялось возможности последующей стабилизации уровня себестоимости, компенсирующей ожидаемое увеличение обводненности извлекаемой нефти. Проект создания АСУ ТП нового поколения для ДНС, входящих в производственную структуру нефтедобывающих предприятий ТНК, был реализован компанией IBS в период 2001-2002 гг. В процессе реализации проекта был выполнен весь цикл работ, необходимых для ввода в эксплуатацию АСУ ТП ДНС -- от разработки технических решений по автоматизации до проведения пусконаладочных работ на объекте и обучения персонала. Логически было выделено 3 основные уровня системы: площадка подготовки нефти, уровень нефтепромысла (удаление от площадок подготовки нефти -- 50 км), уровень НГДУ (в городе, удаленном на 400 км от нефтепромысла). Таким образом, получилось 3 зоны, охваченные проектом.
• Первым этапом работ были обеспечены традиционные функции мониторинга ТП непосредственно на площадке подготовки нефти. Технологической целью этой очереди проекта являлось обеспечение стабильной обводненности выходной нефти при нестабильных характеристиках поступающей на площадку водонефтегазовой эмульсии. Был выполнен монтаж контрольно-измерительного оборудования (более 200 типов), инсталлирован и сконфигурирован SCADA-пакет InTouch на 1500 тегов (на каждой площадке подготовки), а также система поддержки регламентных работ Avantis.Pro.
• Разработка, реализованная на втором этапе (также на базе линейки продуктов компании Wonderware -- Industrial SQL, Active Factory, Suite Voyager, SCADA Alarm) позволяет разделять событийный поток, идущий от технологического объекта управления, и распределять различные его составляющие между рабочими местами специалистов (оператор, технолог, механик, энергетик, геолог), способных принять решения по данным событиям.
• Наконец, на третьей фазе работ была реализована парадигма "процессного" управления.
• Если говорить о технических перспективах проекта, то необходимо отметить следующее. Построение вертикали "площадка и InTouch -- технологический сервер Industrial SQL -- рабочие места в НГДУ на базе MS Office + Active Factory" позволяет наращивать как число присоединяемых технологических объектов, так и число рабочих мест в НГДУ. Потенциально узким местом является тэговая емкость Industrial SQL, так как через него все технологические параметры доставляются в НГДУ. Заложенная емкость (100.000 тэгов), по нашим расчетам, позволяет подключить все кусты месторождения, и таким образом, прийти к ситуации, когда вся технологическая информация с месторождения концентрируется в одном месте и в едином формате, что крайне привлекательно с точки зрения возможности глубокого анализа протекания ТП.
• Укажем основные статьи эксплуатационных затрат, на которые позитивно повлияло создание данной АСУ ТП:
• ­ ремонты технологического оборудования, ликвидация аварий и сопутствующий расход комплектующих, энергоносителей, материалов, транспортных ресурсов;
• ­ расход эксплуатационных материалов;
• ­ штрафы (например, за нарушение экологического состояния прилегающей территории);
• ­ расходы на обеспечение контроля качества и количества сданной нефти;
• ­ выплаты сотрудникам, которые получили повреждения в авариях.
• ­ Эти затраты могут быть приняты за экономические критерии оценки эффективности АСУ ТП. По разным статьям затрат экономия составила 5-30%, что было сочтено результатом, адекватным произведенным инвестициям. Очевидно, что эти показатели также свидетельствуют об успешности проекта в целом .
• 2. Автоматизация технологического процесса
• 2.1 Целевая функция автоматизации
• Автоматизация производства выполняется для облегчения процесса управления объектом, в следствии чего отпадает необходимость привлечения большого количества операторов. Постом управления станции является пульт управления, расположенный в операторной. С него осуществляется дистанционный контроль и управление оборудованием, а также режимами работы основных и вспомогательных объектов. Схема автоматизации представлена в приложении Б.

Технологический процесс должен протекать как можно более безопасно во всех его стадиях, для этого в системе автоматизации применяются новые, более точные, по сравнению с ранними разработками, приборы, датчики и исполнительные механизмы. Возможности системы в части отслеживания параметров процесса, срабатывания цепей управления КИПиА и аварийного отключения функционируют независимо друг от друга, это реализовано с целью обеспечить максимальную безопасность производства. Проектирование АСУ осуществляется таким образом, чтобы обеспечить безопасное, надежное и точное управление системами станции, а также предусмотреть эксплуатацию установки в наиболее эффективном режиме.

2.2 Функции разрабатываемой системы

Актуальность создания системы значительно возросла в последнее время в связи с повышением стоимости нефти, энергоресурсов, реагентов, затрат на содержание обслуживающего персонала и поддержание экологии окружающей среды.

Основные функции АСУ ТП включают:

­ сбор информации о контролируемом технологическом процессе подготовки нефти;

­ передача управляющих команд в технический комплекс технического уровня;

­ регистрация событий (предыстория событий), связанных с контролируемым технологическим процессом;

­ регистрация действий персонала;

­ оповещение персонала об обнаруженных аварийных событиях, связанных с ходом контролируемого технологического процесса;

­ непосредственное автоматическое управление технологическим процессом в соответствии с заданными алгоритмами с возможностью перехода в ручной режим, так со щита автоматики, так и по месту;

­ отображение на автоматизированном рабочем месте технологических параметров процесса в реальном времени, а также представление архивной информации в удобной для восприятия форме;

­ ведение архивной базы данных .

Средством достижения этих целей является использование современных технических средств, в том числе и микропроцессорных.

Применяемые технические средства должны позволять реализовать из заданного набора алгоритмов одноконтурные, многоконтурные и многосвязные системы автоматического регулирования, сигнализации и защиты, а так же оперативно преобразовывать и усовершенствовать существующие схемы защиты, регулирования и сигнализации.

Применение современных микропроцессорных средств должно позволить, в случае необходимости, развитие системы управления, а так же ее связь с другими информационными сетями, в том числе более высокого уровня.

2.3 Структура АСУ ТП ДНС

В АСУ ТП ДНС выделяют основные 2 уровня иерархии:

­ нижний уровень - уровень датчиков, приборов, исполнительных механизмов;

­ верхний уровень - микропроцессорных контроллеров и автоматизированных рабочих мест операторов.

Все датчики, приборы и исполнительные механизмы нижнего уровня выполнены во взрывоопасном исполнении и рекомендованы для применения в нефтегазовой отрасли. Основной функцией нижнего уровня является преобразование необходимых технологических параметров в электрические сигналы и обработка сигналов микропроцессорным контроллером.

Основными функциями верхнего уровня является полученние с нижнего уровня информации, передача управляющих команд.

На щите автоматики на основе технологического контроллера АСУ ТП и вторичных приборов датчиков реализованы:

­ схемы технологических защит установки;

­ схемы сбора телемеханической информации с первичных датчиков установленных на технологических объектах;

­ пусковая аппаратура;

­ ручное управление.

Оборудование сопряжения с технологическим оборудованием построено на основе технологического контроллера SLC5/04 производства фирмы Allen Bradley с модулями ввода сигналов от измерительных приборов и датчиков, установленных на технологическом оборудовании, и модулями управления пусковой аппаратурой.

Автоматизированное рабочее место оператора разрабатывается на основе операционной системы Microsoft WINDOWS с применением инструментов разработки SCADA-систем RSView32.

АСУ ТП предусматривает возможность регламентированного вмешательства оператора в ход технологического процесса (открытие/закрытие электрозадвижек, переопределение уставок для регуляторов и т.п.) путем подачи команд с автоматизированного рабочего места оператора, организованного на базе промышленного персонального компьютера .

2.4 Комплекс технических средств

Все датчики, приборы и исполнительные механизмы выполнены во взрывоопасном исполнении и рекомендованы для применения в нефтегазовой отрасли. Выбранные датчики имеют высокую точность измерения, устойчивы к внешним воздействиям различного рода.

2.4.1 Манометр показывающий сигнализирующий ДМ-2005 Сг 1Ex

Манометры показывающие сигнализирующие ДМ - 2005 Cг 1Ех предназначены для измерения избыточного и вакуумметрического давления различных сред и управлений внешними электрическими цепями от сигнализирующего устройства прямого действия.

Приборы являются взрывозащищенными с видом взрывозащиты "взрывонепроницаемая оболочка" и имеют маркировку по взрывозащите 1ЕхdII ВТ4.

По защищенности от воздействия окружающей среды приборы имеют исполнения:

­ по устойчивости к атмосферным воздействиям - обыкновенное и защищенное от попадания внутрь пыли и воды;

­ по устойчивости к воздействию агрессивных сред - обыкновенное и защищенное от воздействия агрессивных сред.

Контролируемые среды: неагрессивные, некристализирующие жидкости, газы, пары в том числе кислород.

Технические данные:

­ диапазон показаний приборов, МПа

от 0 до 0,1; 0,6; 0,25; 0,4; 0,6; 0,1; 1,6; 2,5; 4,0; 6,0; 10,0; 16,0; 25,0; 40,0; 60,0;100,0;160,0;

­ класс точности приборов 1,5;

­ диапазон измерений избыточного давления должен быть от 0 до 75% диапазона показаний; вакуумметрического давления равен диапазону показаний;

­ диапазон установок приборов: от 5 до 95% диапазона показаний - для диапазона измерений от 0 до 100%, от 5 до 75% диапазона показаний - для диапазона измерений от 0 до 75 %;

­ минимальный диапазон установок, задаваемый сигнализирующим устрой-ством от 0 до 10% диапазона установок;

­ параметры сигнализирующего устройства: напряжения внешних ком-мутируемых цепей: 24; 27; 36; 40; 140; 220; 380В - для цепей переменного тока и 24; 27; 36; 40; 110; 220 В - для цепей постоянного тока;

­ разрывная мощность контактов 10Вт постоянного и 20ВA контактами; 30Вт постоянного и 50ВA переменного тока - для сигнализирующего устройства с магнитным поджатием контактов;

­ сила тока до 1 A;

­ отклонение напряжения от номинальных значений должно быть от + 10 до - 15 %;

­ частота переменного тока (50+/-1) Гц;

­ предел допускаемой основной погрешности срабатывания сигнализирующего устройства: +/- 2,5% диапазона показаний - для приборов со скользящими контактами; +/- 4% диапазона - для приборов с магнитным поджатием контактов;

­ приборы устойчивы к воздействию температуры окружающего воздуха от -50 до + 60 С и относительной влажности до 98% при 35 С и более низких температурах конденсации влаги;

­ приборы устойчивы к воздействию вибрации частотой (5 - 35)Гц с амплитудой смещения 0,35мм .

2.4.2 Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-3

Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-3 предназначен для сигнализации положения уровня различных жидких продуктов в двух точках технологических емкостей и управления технологическими агрегатами.

Технические данные:

­ четыре оптоэлектронных ключа типа «сухой контакт»;

­ индикация положения первого и второго предельного уровней с помощью светодиодов;

­ максимальная длина чувствительного элемента 4м(жесткий ЧЭ) и 16м (гибкий ЧЭ);

­ срок службы не менее 10 лет;

Измеряемые среды: жидкие (нефть, темные и светлые нефтепродукты, сжиженный газ) .

2.4.3 Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-5

Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-5 предназначен для выдачи электрического сигнала в систему автоматического контроля и управления при достижении аварийного уровня жидких продуктов.

Технические данные:

­ два оптоэлектронных ключа типа «сухой контакт»;

­ индикация положения уровня с помощью светодиодов;

­ рабочее избыточное давление 84…106.7 кПа;

­ рабочая температура от -45 до +65 С;

­ длина чувствительного элемента 0,25…0,4м;

­ средняя наработка на отказ не менее 50000ч;

­ срок службы не менее 10 лет .

2.2.4 Датчик уровня ультразвуковой ДУУ4

Датчик уровня ультразвуковой ДУУ4 предназначены для измерения уровня различных жидких продуктов. Датчики могут осуществлять:

­ контактное автоматическое измерение уровня жидкостей;

­ контактное автоматическое измерение до четырех уровней раздела несмешиваемых жидких продуктов;

­ измерение температуры контролируемой среды в одной точке;

­ измерение давления контролируемой среды.

Технические данные:

­ выходной сигнал 4-20мА или сухие контакты или RS-485(Modbus RTU);

­ рабочее избыточное давление 2 МПа;

­ рабочая температура от -45 до +95 С;

­ длина чувствительного элемента 4м(жесткий ЧЭ) или 25м (гибкий ЧЭ);

­ средняя наработка на отказ не менее 50000ч;

­ срок службы не менее 8 лет .

2.4.5 Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом МЕТРАН 200Т-Ех

Датчики предназначены для непрерывного преобразования температуры жидкостей, пара и газов в унифицированный токовый электрический выходной сигнал дистанционной передачи, которые могут использоваться для работы в системах автоматического контроля, регулирования и регистрации температуры на объектах в различных отраслях промышленности, энергетики, коммунального хозяйства.

Технические данные:

­ диапазон измеряемых температур 0 - 150 о С;

­ предел допускаемой основной погрешности?0,5 %;

­ дополнительная погрешность датчиков, вызванная воздействием вибрации, выраженная в процентах от диапазона изменения выходного сигнала, не должна превышать 0,25%;

­ изменение значения выходного сигнала, вызванное изменением нагрузочного сопротивления от 0,1 до 1,0 не превышает? 0,1%;

­ дополнительная погрешность датчиков, вызванная изменением температуры окружающего воздуха в рабочем диапазоне, выраженная в процентах от диапазона изменения выходного сигнала на каждые 10 о С, не превышает 0,45%;

­ длина погружаемой части в зону измерения 120 мм;

­ температура окружающей среды от минус 50 до 60 о С;

­ предельное значение выходного сигнала 4-20 мА;

­ сопротивление нагрузки, подключаемое на выходе датчика, включая линию связи - от 0,1 до 1,0 кОм;

­ напряжение питания постоянного тока 36 ? 0,72 В;

­ потребляемая мощность, не более 0,8 Вт;

­ устойчивость к пыли и брызгам IP 54;

­ климатическое исполнение и категория исполнения У.2;

­ назначенный срок службы до списания датчика 12 лет;

­ норма средней наработки на отказ 32000 ч;

­ масса датчика, не более 0.73 кг .

2.4.6 Расходомер Метран-350

Расходомер Метран-350 (совместное производство с компанией Emerson Process Management) предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами в различных отраслях промышленности, а также в системах коммерческого учета жидкостей, пара и газов.

Основные преимущества:

­ простая установка в трубопровод через одно отверстие;

­ установка в трубопровод без остановки процесса (специальная конструкция);

­ минимальная вероятность утечек измеряемой среды;

­ более низкие потери давления и меньшие длины прямолинейных участков по сравнению с расходомерами на базе сужающих устройств;

­ существенное снижение стоимости монтажа и обслуживания благодаря интегральной конструкции;

­ легкость взаимодействия с существующими контрольными системами или вычислителями расхода посредством интеллектуального протокола коммуникаций HART и Modbus;

­ простота перенастройки динамического диапазона;

­ высокая надежность, отсутствие движущихся частей.

Измеряемые среды: газ, пар, жидкость.

Параметры измеряемой среды:

­ температура: -40…400 °С - интегральный монтаж и -40…677 °С - удаленный монтаж;

­ избыточное давление в трубопроводе 25 МПа.

Пределы основной допускаемой относительной погрешности измерений массового (объемного) расхода до ±1 %.

Самодиагностика.

Средний срок службы - 10 лет.

Межповерочный интервал - 2 года.

Принцип действия расходомера Метран-350 основан на измерении расхода и количества среды (жидкости, пара, газа) методом переменного перепада давления с использованием усредняющих напорных трубок моделей Annubar Diamond II+ (4 поколение) и Annubar 485 (5 поколение), на которых возникает перепад давлений, пропорциональный расходу. Сенсоры устанавливается перпендикулярно направлению потока, пересекая его по всему сечению .

2.4.7 Интеллектуальный датчик давление Метран 100

Для получения аналоговых данных об избыточном давлении на различных узлах используются интеллектуальные датчики давления Метран-100-ДИ. Для измерения разности давлений на входе и выходе фильтров используются датчики Метран-100-ДД .

Диапазоны измеряемых давлений:

­ минимальный 0-25 кПа;

­ максимальный 0-25 МПа.

Основная погрешность до ±0.1% от диапазона.

Исполнения:

­ обыкновенное;

­ взрывозащищенное (Ex);

Межпроверочный интервал: 3 года.

Гарантийный срок эксплуатации: 3 года.

Возможности датчика:

­ контроль текущего значения измеряемого давления;

­ контроль и настройка параметров датчика;

­ установка "нуля";

­ выбор системы и настройка единиц измерения;

­ настройка времени усреднения выходного сигнала (демпфирование);

­ перенастройка диапазонов измерения, в том числе на нестандартный (25:1, 16:1, 10:1);

­ настройка на "смещенный" диапазон измерения;

­ выбор зависимости выходного сигнала от входной величины: (линейно-возрастающая, линейно-убывающая, пропорциональная корню квадратному перепада давления);

­ калибровка датчика;

­ непрерывная самодиагностика;

­ тестирование и управление параметрами датчика на расстоянии;

­ защита настроек от несанкционированного доступа .

2.4.8 Вибропреобразователь DVA-1-2-1

DVA-1-2-1 предназначен для измерения среднеквадратичного значения (СКЗ) виброскорости. Тип выходного интерфейса: 4-20 мА;

Вибропреобразователи имеют взрывозащищенное исполнение с видом взрывозащиты "искробезопасная цепь" и маркировкой по взрывозащищенности 1ExibIICT5 по ГОСТ 51330.10.

Срок службы - 8 лет .

2.4.9 Сигнализатор довзрывоопасных концентраций газов СТМ-10

Стационарные сигнализаторы СТМ-10 предназначены для автоматического непрерывного контроля довзрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей горючих газов и паров.

Диапазон измерения: 0-50 % НКПР.

Диапазон сигнальных концентраций: 5-50% НКПР.

Стандартная установка порогов: 1-й - 7 % НКПР, 2-й - 12 % НКПР.

Время срабатывания сигнализации: не более 10 с.

Время прогрева: не более 5 мин.

Температура окружающей среды: -60…+50 °С.

Питание: 220 В (50 ± 1 Гц).

Срок службы: не менее 10 лет.

Сигнализаторы имеют световую сигнализацию на лицевой панели по каждому каналу при достижении пороговых концентраций горючих газов или неисправности датчика .

2.4.10 Анализатор влажности 3050 OLV

Анализатор 3050 OLV определяет влажность в потоке газа, измеряя частоту колебаний кварцевого кристалла.

Когда кристалл обдувается анализируемым влажным газом, вода адсорбируется специальным покрытием кристалла, вызывая уменьшение частоты его колебаний. Затем кристалл обдувается сравнительным газом, в качестве которого используется осушенный анализируемый газ. При этом адсорбированная вода удаляется с поверхности кристалла, и частота его колебаний вновь увеличивается.

Разность между этими двумя частотами пропорциональна содержанию воды в газе.

Периодичность переключения потоков анализируемого и сравнительного газов, в зависимости от приложения, программируется пользователем.

Диапазон: 0,1...2500 ppmv (калиброванный), до 9999 ppmv.

Единицы измерения: ppmv, ?C точки росы, мг/м3;

Погрешность: +10% от показания в диапазоне 0,1...2500 ppmv;

Чувствительность: +0,1 ppmv или 1% от показания;

Время отклика: не более 1 мин для 90% при изменении влажности от 1000 до 10 ppmv;

Аналоговый выход: 4...20 мА.

Релейные выходы: 3 реле, для сигнализации об ошибке системы и о превышении установленных концентраций;

Интерфейсы: RS-232, RS-485;

Параметры окружающей среды: Анализатор: 5...50 °С (-20...+50 °С в шкафу) .

2.4.11 ИК точечный детектор углеводородных газов IRFMD

Предназначен для измерения концентраций углеводородных газов в воздухе.

Технические характеристики и выгода:

­ аналоговый сигнал 4-20мА;

­ индикация уровня загазованности на 4-х цифровом дисплее;

­ нет необходимости производить текущую калибровку;

­ канал передачи данных RS-485 посредством протокола Modbus RTU$

­ оптическая система с подогревом для удаления конденсации;

­ индикация загрязнения оптической системы;

­ защищенность от типичных ядовитых веществ;

­ работает в среде с недостаточным содержанием кислорода;

­ степень защиты IP66;

­ рабочая температура от -45 до +75 С.

2.4.12 Кабельная продукция

Прокладка кабелей на объекте осуществляется по кабельным эстакадам, и выполнено в соответствии с ПУЭ («Правила устройства электроустановок»). Эстакады представляют собой специальные сооружения для укладки кабелей, предохранения их от механических повреждений и непогоды. Контрольные кабели должны быть изолированы несгораемыми перегородками. В соответствии с ПУЭ минимальное расстояние между искробезопасными, слаботочными и силовыми кабелями должно быть не менее 50 см.

В данном проекте используется несколько типов кабелей: КВВГ - для прокладки от исполнительных механизмов до операторной, КВВГэ - для прокладки от первичных датчиков до операторной, НВ-1.0 - для внутреннего расключения шкафного устройства, FTP - для связи контроллера с компьютером, минимальной расстояние при совместной прокладке с электрическими цепями должно составлять не менее 50 см .

3. Анализ и выбор средств разработки программного обеспечения

3.1 Обоснование выбора контроллера

Промышленные контроллеры - мозг современных систем промышленной автоматизации. Они ближе всего расположены к технологическому процессу. Их отказ практически приводит сразу к отказу всей системы промышленной автоматизации. С промышленными контроллерами приходится сталкиваться практически всем специалистам, которые работают в области АСУ ТП.

Динамичный рост российской экономики создает предпосылки для увеличения спроса на современные АСУ ТП. По результатам исследований, ежегодный рост рынка средств промышленной автоматизации в России составляет не менее 25%. Для сравнения: западный рынок промышленных контроллеров имеет ежегодные темпы роста не более 4,6%. Существует огромное количество предприятий, активно работающих в области промышленных контроллеров. Одни из самых крупных поставщиков средств контроля и управления технологическими процессами мирового рынка следующие: канадская компания «Control Microsystems», группа компаний «Tekon» - ведущий российский поставщик средств и систем АСУ ТП, компания «ЭлеСи», Индустриальные компьютерные системы, Emerson Process Management, Rockwell Automation, Metso Aytomation, Yokogawa Electric, Opto 22, Octagon, Siemens, Modicon, Remicont-130 и другие. Изделия этих производителей становятся все менее дорогими, все более тщательно испытанными и более широко распространенными. Ниже приведен краткий обзор контроллеров некоторых фирм-производителей.

Компания «Индустриальные компьютерные системы» выпустила третье поколение моноблочных контроллеров семейства FX3U, обладающее уникальным для данного класса PLC быстродействием, значительным размером памяти, высокой гибкостью конфигурирования, развитыми средствами коммуникации. Эти контроллеры сочетают в едином конструктиве: источник питания, центральный процессор, память, встроенные каналы дискретного ввода/вывода, порт программирования RS-422. Количество встроенных каналов дискретного ввода/вывода составляет от 16 до 128. При необходимости увеличения количества каналов предусмотрена возможность подключения к внутренней высокоскоростной шине контроллера дополнительных модулей ввода/вывода. Одной из важнейших конструктивных особенностей PLC FX3U является наличие второй шины расширения, расположенной с левой стороны контроллера и предназначенный для подключения дополнительных модулей-адаптеров.

Все контроллеры данной серии имеют встроенную энергонезависимую память программы объемом 256 Кбайт. Это позволяет реализовать сложные алгоритмы управления и сохранять большой объем информации в регистрах данных.

Преимущества новой серии FX3U программируемых логических контроллеров производства Mitsubishi Electric: привлекательная стоимость, высокая надежность, высокое быстродействие в своем классе, гибкость конфигурирования, подключение до 384 каналов ввода/вывода, подключение до 128 каналов аналогового ввода/вывода, развитые средства коммуникации.

Коммуникационный контроллер ЭЛСИ-КОМ, разработанный специалистами томского НИИ Электронных систем, призван решить задачу сбора информации от различных подсистем и маршрутизации информации между подсистемами. ЭЛСИ-КОМ - специализированное устройство, предназначенное для организации информационного обмена между оборудованием систем автоматики и телемеханики, использующих различные интерфейсы. Контроллер позволяет с минимальными затратами реализовать информационный обмен между несколькими каналами с отличающимися интерфейсами связи, объединить в единую систему оборудование различных производителей или типов, а также осуществить преобразование одних протоколов в другие. ЭЛСИ-КОМ предоставляет пользователю возможность работы с наиболее распространенными технологическими протоколами и интерфейсами. Контроллер предназначен для непрерывной необслуживаемой эксплуатации на технологических объектах.

Контроллер SCADAPack, разработанный канадской компанией Control Microsystems, объединяет в себе высокопроизводительный 32-битный процессор, 16 Мбайт flash-памяти, 4 Мбайта СMOS-памяти, аналоговые и цифровые входы/выходы, широкие коммуникационные возможности локальных сетей и USB, а также расширенные возможности энергосбережения. ПЛК SCADAPack может программироваться как локально, так и удаленно с помощью языков релейной логики. Для высокоскоростного взаимодействия с другим оборудованием в контроле используется Ethernet-адаптер, поддерживающий протоколы ModBus/TCP, ModBus RTU/ASCII в UDP, DNP в TCP. Возможна поставка контроллера с интегрированным модулем беспроводной связи, работающим на частоте 900 МГц или 2,4 ГГц .

В ОАО «ЗЭиМ» были разработаны контроллер с функционально децентрализованной архитектурой - КРОСС-500 и контроллер с функционально и географически децентрализованной архитектурой - ТРАССА, предназначенные для автоматизации на однородной аппаратуре объектов различных классов - простых и сложных, сосредоточенных и распределенных. Отличительной особенностью этих контроллеров является наличие в их составе модулей, которые автономно и независимо от центрального процессора выполняют не только функции ввода/вывода, но и различные управляющие функции, запрограммированные пользователем. Это существенно повышает надежность, живучесть контроллера и динамику выполнения отдельных функций, а также снижает стоимость систем.

Контроллер ThinkIO, разработанный фирмой Контрон, является новой, в максимальной степени гибкой и настраиваемой системой управления. Малые размеры контроллера (толщина не более 70 мм) обеспечивают его установку в малогабаритных промышленных коммутационных шкафах. Новая система состоит из монтируемого на DIN-рельсе компьютера ThinkIO и модульной системы ввода/вывода компании Wago. Контроллер ThinkIO оснащен процессором, совместимым с IntelR PentiumR MMX с частотой 266 МГц, сторожевым таймером, стандартными коммуникационными интерфейсами: для USB, два Fast Ethernet, RS-232 и промышленные шины (Profibus, CAN и DeviceNet), цифровым графическим DVI - интерфейсом, а также разъемами для непосредственного подключения к системе ввода/вывода Wago. Возможность конфигурирования и управления контроллером через Интернет и локальную сеть обеспечивается интегрированной программной средой SOPH.I.A.

Серия мощных программируемых контроллеров Quantum фирмы Modicon является превосходной платформой для решения всех задач автоматизации. Благодаря модульной архитектуре контроллера Quantum, масштабируемой от одиночного контроллера до глобальной системы автоматизации, он может решать наиболее ответственные задачи в масштабе целого предприятия. Контроллеры Quantum программно, а также на сетевом уровне совместимы с младшими сериями контроллеров - Compact и Momentum, что позволяет строить еще более гибкие и эффективные архитектуры управления. Quantum прост при конфигурации и в эксплуатации, предоставляет широкий выбор архитектур и модулей, имеет тысячи инсталляций по всем миру и проверен в решении сотен различных задач.

Семейство программируемых контроллеров SIMATIC S7-200 фирмы Siemens предназначены для построения относительно простых и дешевых систем автоматического управления. Они обладают высокой производительностью: высокая скорость выполнения инструкций и, как следствие, малое время цикла выполнения программы. Наличие скоростных счетчиков внешних событий, расширяющих возможные области применения контроллеров. Скоростная обработка запросов на прерывание. Контроллеры SIMATIC S7-200 обладают высокой универсальностью: возможность расширения системы управление за счет подключения дополнительных модулей ввода-вывода. Мощная система команд для быстрой и удобной обработки информации в любых практических применениях. Множество дополнительных характеристик: PPI интерфейс, поддерживающий программирование, выполнение процедур обслуживания человеко-машинного интерфейса, последовательного обмена данными с различной аппаратурой. Дружественные пакеты программирования STEP 7 Micro/Win и STEP 7 Micro/DOS. Трехуровневая парольная защита программ пользователя. Текстовый дисплей TD200 и широкий спектр панелей оператора, позволяющих создавать удобный человеко-машинный интерфейс. Программируемые контроллеры SIMATIC S7-200 расширены новыми типами центральных процессоров: CPU 210, CPU 221, CPU 222 и CPU 224. Новые центральные процессоры CPU 22x по сравнению со своими аналогами имеют меньшие габариты, оснащены большими объемами памяти, имеют более высокое быстродействие, могут программироваться на языке FBD.

Одним из мировых лидеров в области разработки и производства высоконадежных промышленных контроллеров от микроконтроллеров MicroLogix до мощных контроллеров PLC является фирма Allen-Bradley. Одними из самых распространенных являются контроллеры SLC-500 (Small Logical Controller), имеющие широкий диапазон применения - от малых автономных до больших распределенных систем управления. SLC являются хорошим примером современного программируемого логического контроллера. В данном дипломном проекте применен микропроцессорный контроллер фирмы Allen-Bradley SLC-500.

Контроллеры SLC-500 могут иметь фиксированную и модульную конструкцию. Модульный контроллер представляет собой шасси, блок питания, модуль процессора и набор модулей ввода/вывода для объекта, определяемый количеством входных и выходных сигналов. В состав модульных программируемых контроллеров серии SLC входят 12 модификаций процессоров, более 80 типов модулей ввода/ вывода, специальные модули, 4 типоразмера шасси для установки модулей (4, 7, 10, 13 мест). Каждый модуль центрального процессора может поддерживать до 30 модулей ввода/вывода в системе и до 3 шасси.

3.2 Основные технические данные контроллера SLC 5/04

В разработанной системе автоматизации был использован модульный контроллер американской фирмы Allen Bradley SLC 5/04, так как его функции удовлетворяют требованиям разрабатываемой системы . В таблице 3.1 приведены краткие характеристики контроллера SLC 5/04.

Таблица 3.1 - Краткие характеристики SLC 5/04

Память программ
Дополнительная память	До 4К слов
Емкость В/В
Макс. Шасси/слот В/В
Дополнительные резервные ЗУ
Программирование	APS, RSLogix 500 A.I.
Набор инструкций
Время выполнения битовой инструкций
Типовое время сканирования	0,9 мСек / К

В разработанной системе автоматизации присутствуют следующие сигналы:

­ дискретные входы - 158;

­ дискретные выходы - 67;

­ аналоговые входы - 51.

Таблица КИПиА представлена в приложении В.

3.3 Конфигурация контроллера

В своем составе контроллер имеет:

­ CPU - 1747-L541 5/04;

­ шасси на 13 слотов - 2 шт.;

­ источник питания 1746-P4 - 2 шт.;

­ модуль дискретного ввода (24В) 1746-IB32 - 3 шт.;

­ модуль дискретного ввода (220В) 1746-IM16 - 5 шт.;

­ модуль дискретного вывода (24В) 1746-OB32 - 1 шт.;

­ модуль дискретного вывода (220В) 1746-OW16 - 4 шт.;

­ модуль аналогового ввода 1746-NI16I - 3 шт.

­ модуль аналогового ввода 1746-NR4 - 3 шт.

Таблица RTU представлена в Приложении Г.

Карта памяти представлена в Приложении Д.

3.4 Программирование контроллера

Программа управляющая системой автоматизации содержит следующие блоки:

­ основная программа;

­ подпрограмма инициализации аналоговых модулей;

­ подпрограмма копирования данных с дискретных датчиков в память контроллера;

­ подпрограмма обработки аналоговых и дискретных сигналов;

­ подпрограмма обработки ПИД инструкции.

В подпрограмме инициализации аналоговых модулей (вызывается только при первом запуске контроллера или при его перезагрузке) происходит запись конфигурационного слова .

Конфигурирование слова - инициализации аналоговых модулей 1746 - NI16I class3 представлено в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Слово инициализации для модуля 1746 - NI16I class3

Биты 15, 14, 13 - биты состояния ошибок. Если в бите 13 записан 0, то пришло значение больше 20мА, если в бите 14 - 0, то пришло значение меньше 4мА, если в последних трех битах 1, то нет ошибок.

Программирование контроллера осуществляется с помощью языка релейно-лестничной логики Ladder Logic. Этот язык программирования представляет собой лестницу, каждая ступенька которой начинается с одного или нескольких условий, а завершается действием. Причем это действие выполнится только тогда, когда будут верны условия предшествующие ему. Каждая ступенька называется «рангом». Алгоритм работы программы представлен в Приложении Е, а листинг программы в Приложении Ж.

3.5 Выбор протокола обмена информацией между контроллером и верхним уровнем АСУ ТП

Система сбора информации и контроля предназначена для сбора данных о состоянии технологических параметров, управления установками, вспомогательными системами, насосными агрегатами, снабжать обслуживающий персонал достоверной информацией.

Структура SCADA системы имеет два уровня: нижний уровень - сигналы от датчиков и верхний - автоматизированное рабочее место оператора.

Контроллер постоянно считывает информацию с датчиков, при изменении технологических параметров или превышения ими заданных уставок выдает сообщение в операторную, управляет работой насосов, задвижек, регуляторов и т.д.

Информация с датчика поступает в модуль, после чего контроллер преобразует это значение, сравнивает с уставками и посредством тэга значение отображается в мониторе оператора.

Для связи с контроллером используется сетевой адаптер 1748-KTX, предназначенный для работы с сетью DH-485 по протоколу DF1. Максимальная длина сети 4000 футов, максимальная скорость передачи данных 19,2 Кб/с .

3.6 Операторский интерфейс

В качестве программного обеспечения для реализации верхнего уровня используем RSView32, принадлежащий фирме Rockwell Software (США)

При входе и выходе из программы наблюдения происходит запрос имени пользователя и личного пароля. Для организации связи с верхним уровнем была разработана таблица тегов, представленная в Приложении И. Операторский интерфейс состоит из 11 графических экранов включая тренды и сигнализацию, иерархия экранов представлены в Приложение К.

Операторы и диспетчеры получают необходимую информацию о ходе контролируемого процесса, а так же информацию о состоянии оборудования по представлению ее на экранах MMI, представленные в Приложении Л. Для более легкого восприятия информации при создании интерфейса использовались: графики(тренды), таблицы(сигнализация), анимация и т.д.

Отображение технологических параметров процесса: температура, давление, уровень, обводненность и т.д. должно производится с определенной точностью. Минимальное значение величины, которую может измерить прибор, можно определить по формуле:

(3.1)

В качестве примера определим с какой точностью необходимо отображать давление перед задвижкой 1э.

Подобные документы

Технологический процесс цеха подготовки и перекачки нефти, структура и функции системы автоматического управления процессом. Назначение и выбор микропроцессорного контроллера. Расчет системы автоматического регулирования уровня нефти в сепараторе.

курсовая работа , добавлен 05.12.2012


Описание технологического процесса перекачки нефти. Общая характеристика магистрального нефтепровода, режимы работы перекачивающих станций. Разработка проекта автоматизации насосной станции, расчет надежности системы, ее безопасность и экологичность.

дипломная работа , добавлен 29.09.2013


Основные приемы и технологический процесс производства деревянных панелей. Выбор аппаратных средств автоматизации системы управления линии обработки. Структурная схема системы управления технологическим процессом. Разработка системы визуализации.

дипломная работа , добавлен 17.06.2013


Проектирование автоматической системы управления технологическим процессом производства картона: анализ возмущающих воздействий, выбор комплекса технических средств, разработка программного обеспечения. Создание системы защиты "Обрыв картонного полотна".

дипломная работа , добавлен 18.02.2012


Понятие автоматизации, ее основные цели и задачи, преимущества и недостатки. Основа автоматизации технологических процессов. Составные части автоматизированной системы управления технологическим процессом. Виды автоматизированной системы управления.

реферат , добавлен 06.06.2011


Предпосылки появления системы автоматизации технологических процессов. Назначение и функции системы. Иерархическая структура автоматизации, обмен информацией между уровнями. Программируемые логические контролеры. Классификация программного обеспечения.

учебное пособие , добавлен 13.06.2012


Обоснование необходимости разработки автоматизированной системы управления (АСУ) ТП У-07,08. Разработка структурной схемы АСУ. Описание функционирования системы. Модульные базовые платы. Расчет показателей надежности. Разработка программного обеспечения.

дипломная работа , добавлен 31.12.2015


Обоснование необходимости автоматизации РТК штамповки. Разработка системы логико-программного управления. Основные параметры гидрораспределителя. Определение составов входных и выходных сигналов. Разработка программы управления контроллера Овен.

курсовая работа , добавлен 22.05.2016


Назначение и технологическая схема установки предварительного сброса воды (УПСВ). Функции и структура автоматизированной системы управления УПСВ, разработка ее уровней и выбор оборудования. Расчет надежности и технико-экономической эффективности системы.

дипломная работа , добавлен 29.09.2013


Основные технические средства автоматизации. Типы программных блоков и блоков данных контроллера. Методика диагностирования оборудования. Основные системы управления технологическим процессом. Предупреждения о неисправностях в работе крана №80.