Автоматизация НПС. Автоматизация НПС Мраково. Уровень мдп
 Скачать 120.36 Kb.
|
|
Автоматизация и телемеханизация объектов МН должна обеспечивать функционирование следующих уровней контроля и управления: - уровень МДП; - уровень РДП; - уровень ТДП ДО МН; - уровень ЦДП АО «КазТрансОйл». Система автоматизации НПС предназначена для централизованного контроля, защиты и управления оборудованием НПС, должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима работы НПС и его изменение по командам оператора НПС или диспетчера РДП. Функциональная схема автоматизации НПС «Касымова» представлена на рисунке 3.1. Перечень ТСА представлена в таблице 3.1. Таблица 3.1 - Перечень ТСА
  3.1 Основные функции автоматизации Система автоматизации НПС должна обеспечивать выполнение следующих основных функций: − защита оборудования НПС (общестанционными и агрегатными защитами); − управление оборудованием НПС; − регулирование давления в МН; − контроль технологических параметров и параметров состояния оборудования; − отображение и регистрация информации; − связь с другими системами. Система автоматизации насосной станции предусматривает следующие защиты и сигнализации: − аварийная остановка насосного агрегата из операторной и по месту; − пожар на площадке; − аварийная загазованность; − аварийный максимальный и минимальный уровень на сборнике утечек; − затопление насосного цеха и блок-боксов вспомогательных систем; − неисправность вспомогательных систем; − минимальное давление всасывания станции; − максимальное давление нагнетания станции; − максимальное или минимальное давление нагнетания (всасывания) насоса; − повреждение или авария в регулирующих устройствах; − сигнал о прохождении скребка при пуске, пропуске или приёме; − остановка станции с РДП с разрешением нового запуска. В зависимости от параметра, по которому срабатывает общестанционная защита, система может осуществлять: − одновременное отключение всех работающих магистральных агрегатов; − поочередное отключение всех работающих магистральных агрегатов, начиная с первого по потоку нефти. Функции управления должны предусматривать программный пуск и остановку магистральных, подпорных насосных агрегатов и вспомогательных систем. Управление магистральными и подпорными насосными агрегатами должно быть реализовано в следующих режимах: дистанционный из РДП, ТДП (телемеханический); программный из операторной (основной); резервный; кнопочный; ремонтный; испытательный. Управление вспомогательными системами должно быть реализовано в режимах: − автоматический основной; − автоматический резервный; − ремонтный; − кнопочный. Вспомогательные системы (смазки, охлаждения, вентиляции), которые являются общими для всех агрегатов и всегда работают при работающих магистральных и подпорных агрегатах, могут включаться одновременно одной командой. Их отключение может проводиться также общей командой после остановки всех агрегатов. Системы подпорной вентиляции должны включаться перед включением в работу первого (по потоку) магистрального агрегата. В системе подачи масла к подшипниковым узлам насосных агрегатов следует предусматривать: − измерение и сигнализацию температуры масла; − сигнализацию минимального уровня в аккумулирующем баке маслосистемы; − сигнализацию максимального и минимального уровня в баках маслосистемы. Насосы системы откачки утечки нефти могут управляться автоматически в зависимости от предельных уровней в резервуаре-сборнике. Автоматическое отключение насоса, откачивающее нефть из резервуара-сборника, может производиться по минимальному уровню или через определенное время после включения. В системе откачки утечек рекомендуется предусматривать автоматическое включение резервного насоса параллельно основному, если через заданное время (1,5 мин.) после запуска основного насоса уровень в сборнике не снижается. Схема откачки утечек на НПС должна предусматривать контроль аварийного максимального уровня в емкостях сбора утечек с помощью независимых датчиков . Средства автоматического регулирования давления магистральной насосной предназначены для поддержания давления на приеме НПС не ниже допустимого значения по условиям кавитации насосов и давления в магистральном нефтепроводе на выходе НПС (после регуляторов давления), не выше допустимого значения по гидравлическому расчету линейной части нефтепровода или исходя из технологического режима перекачки. Функции контроля должны предусматривать: − контроль соответствия текущих значений основных технологических параметров заданным значениям; − контроль изменения состояния оборудования НПС, срабатывания защит, что должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией. 3.2 Автоматизированная система управления технологическими процессами НПС НПС «Касымова» управляется в автоматическом и дистанционном режимах и обеспечена системами защиты и контроля за давлением, вибрацией, температурой, утечками из торцовых уплотнений, оснащена системами контроля загазованности, затопления и пожара. НПС им.Тараса Касымова (бывшая НПС Атырау), была введена в эксплуатацию в 1969 г в составе МНП Узень - Атырау - Самара, входящего в состав Атырауского нефтепроводного управления Западного филиала КазТрансОйла. Блочная система автоматизации предназначена для сигнализации, контроля, защиты и управления технологическим оборудованием НПС. Система автоматики обеспечивает: − централизованный контроль и отображение информации о работе технологического оборудования НПС; − автоматическую защиту технологического оборудования НПС; − управление технологическим оборудованием НПС; − изменение режима работы НПС по командам оператора НПС или диспетчера РДП; − связь с системой ТМ, КСАППТ и СИУ. Система контроля и управления технологическим оборудованием НПС имеет трехуровневую структуру: нижний, средний и верхний уровни. Основными приборами нижнего уровня системы автоматизации НПС являются: − датчики температуры подшипников насосов и электродвигателей магистральных насосных агрегатов, корпусов насосов, масла в трубопроводе к подшипникам, воздуха в помещениях НПС; − датчики избыточного давления нефти в трубопроводе (на приеме магистральных насосов, на входе и выходе узла регулирования давления, на входе отдельных МНА); − датчики уровня в сборнике нефти разгрузки; − технические манометры для местного измерения давления; − сигнализаторы давления жидкости (нефти, масла); − сигнализаторы давления воздуха в системах контроля вентиляции; − сигнализаторы уровня жидкости; − датчики-реле уровня агрегатных утечек; − приборы виброконтроля МНА; − измерительные преобразователи силы тока электродвигателей МНА; − приборы пожарной сигнализации; − приборы контроля прохождения очистного устройства. К среднему уровню системы автоматизации относятся программно-аппаратные модули (блоки) управления узлов и агрегатов НПС на базе ПЛК. Блок ручного управления предназначен для осуществления функций резервирования аварийных защит, как в ручном, так и в автоматическом режимах, вне зависимости от состояния микропроцессорной системы. Структурная схема автоматизации НПС представлена на рисунке 3.2.  Рисунок 3.2 - Структурная схема автоматизации НПС Контроллеры обеспечивают: – сбор информации от датчиков, блоков управления и т.д., устанавливаемых по месту; – обработку и передачу информации о состоянии объектов на верхний уровень системы автоматизации; – прием информации с верхнего уровня системы автоматизации и формирование управляющих воздействий на исполнительные механизмы. Основой серии на НПС являются свободно программируемые микропроцессорные контроллеры ЭЛСИ-Т, в которых сосредоточен основной интеллект, управляющий технологическим процессом. Программирование контроллеров осуществляется в единой программной среде на базе пакета Open PCS фирмы Infoteam, который соответствует международному стандарту IEC-1131. В состав нормализованной серии входят следующие щиты: − управления, контроля и защиты станции; − приборный; − САРД; − управления магистральным агрегатом; − управления узлом подключения станции; − управления вспомогательными системами НПС; − щит управления электроприводами; − управления закрытое распределительное устройство напряжением 6 или 10 кВ; − управления системой пожаротушения. В состав верхнего уровня системы автоматизации входят: − серверы ввода/вывода; − компьютеры оператора МДП; − компьютер начальника станции или системный компьютер; − цветной струйный или лазерный принтер. Верхний уровень системы автоматизации обеспечивает: − прием информации о состоянии объекта; − мониторинг технологического процесса и получение трендов измеряемых технологических параметров; − оперативное управление технологическим процессом; − архивацию событий нижнего уровня, действий оператора и команд РДП; − формирование базы данных. Указанная структура сформирована следующим образом. В составе технологического оборудования станции выделены отдельные узлы и агрегаты исходя из условия минимизации информационного процесса обмена между ними. Каждый узел оснащен необходимыми датчиками, исполнительными механизмами и имеет соответствующий щит управления. Система, построенная по такому принципу, называется распределенной. К положительным качествам такой системы можно отнести: − упрощение прикладного программного обеспечения в результате разбиения общей программы управления на простые подпрограммы, функционирующие параллельно и автономно (обмен между подпрограммами осуществляется стандартными сетевыми средствами); − повышение быстродействия системы за счет распараллеливания вычислений; − возможность пространственного приближения интеллекта к технологическому узлу и соответственно сокращение затрат на кабельную продукцию; − повышенную «живучесть» системы без 100%-ного резервирования интеллектуальных ресурсов; − возможность резервирования интеллектуальных технических ресурсов в соответствии с правилами резервирования, принятыми в технологии; − возможность незапланированного наращивания системы, вызванного наращиванием технологических мощностей (в централизованной системе ресурс для этого должен предусматриваться заранее); − возможность проведения последовательной реконструкции автоматики НПС исходя из наличия инвестиционных ресурсов; − возможность создания нормализованной серии щитов автоматики, подобной существующим на станциях релейным системам. Щиты блоков управления. Основой технических средств комплекса является нормализованная серия щитов управления. В каждом щите, за исключением приборного щита, установлен один или два программируемых контроллера, которые функционируют совместно с соответствующими агрегатами или технологическими узлами. При этом обеспечивается: - прием информации от датчиков технологических параметров и ее первичная обработка (фильтрация, масштабирования; определение достоверности и др.); - автоматическое управление агрегатом с выдачей соответствующих команд на исполнительные механизмы; - защитные блокировки; - передача информации о состоянии объекта в технологическую сеть; - прием информации из технологической сети. Конструктивно щиты выполнены в закрытом исполнении, с передним обслуживанием. На внутренних панелях щитов размещаются: программируемые контроллеры; блоки питания; - активные искробезопасные барьеры для ввода сигналов от аналоговых и дискретных датчиков, размещенных во взрывоопасной зоне; - блоки сопряжения с электроприводами задвижек; - блоки защиты от наведенных перенапряжений; - выходные реле контроллеров; - блоки зажимов. Вторичные приборы системы контроля загазованности (щит приборный), виброконтроля (щит управления магистральным агрегатом) устанавливаются внутри щитов на специальных поворотных рамах. Система противоаварийной защиты. Надежность функционирования систем обеспечения безопасности опасных объектов промышленности целиком зависит от состояния электронных и программируемых электронных систем, связанных с безопасностью. Эти системы называются системами ПАЗ. Такие системы должны быть способны сохранять свою работоспособность даже в случае отказа других функций АСУ ТП нефтеперекачивающей станции. Рассмотрим главные задачи, возлагаемые на такие системы: - предотвращение аварий и минимизация последствий аварий; - блокирование (предотвращения) намеренного или ненамеренного вмеша- тельства в технологию объекта, могущего привести к развитию опасной ситуации и инициировать срабатывание ПАЗ. Для некоторых защит предусматривается наличие задержки между обнаружением аварийного сигнала и защитным отключением. Отключение основных вспомсистем, закрытие задвижек подключения НПС к МН. Структура контроллерной системы аварийной защиты представлена на рисунке 3.3.  Рисунок 3.3 - Структура контроллерной системы ПАЗ В таблице 3.2 представлен перечень блокировок. Таблица 3.2 - Перечень блокировок
Алгоритмическое содержание функций ПАЗ состоит в реализации следующего условия: при выходе значений определенных технологических параметров, характеризующих состояние процесса или оборудования, за установленные (допустимые) пределы должно проводиться отключение соответствующего агрегата или всей станции. Входную информацию для группы функций противоаварийной защиты содержат сигналы о текущих значениях контролируемых технологических параметров, поступающие на логические блоки (программируемые контроллеры) от соответствующих первичных измерительных преобразователей, и цифровые данные о допустимых предельных значениях этих параметров, поступающие на контроллеры с пульта АРМ оператора НПС. Выходная информация функций противоаварийной защиты представлена совокупностью управляющих сигналов, посылаемых контроллерами на исполнительные органы систем защиты. Система регулирования давления. Система регулирования давления обеспечивает поддержание давления на входе и выходе НПС в заданных пределах. Щит САРД входит в состав нормализованной серии. Базовым его элементом является программируемый контроллер класса ЭЛСИ, который принимает сигналы от датчиков давления и положения регулирующих заслонок и реализует функции ПИД-регуляторов давления на входе и выходе станции. Для управления асинхронными электродвигателями регулирующих заслонок использованы преобразователи частоты на базе силовых IGBT-транзисторов. Преобразователи частоты обеспечивают закон изменения частоты и напряжения на статоре двигателя U/f = const с форсировкой напряжения на нижних частотах вращения. Кроме того, в преобразователях используется современная технология векторного управления, которая позволяет избежать применения датчиков обратной связи по скорости электродвигателя. Преобразователи рассчитаны на управление трехфазными асинхронными электродвигателями мощностью до 5,5 кВт. Сетевые средства и протоколы передачи информации. В системе автоматизации используются две технологии: Ethernet и CAN. Сеть Ethernet является внутренней сетью одного узла (система взаимодействия с оператором и внешней средой), входящего в свою очередь в САN. Данная сеть обеспечивает взаимодействие между компьютерами узла. Кроме того, она легко включается в существующую корпоративную сеть предприятия в качестве сегмента, поскольку на предприятиях, эксплуатирующих нефтепроводы, как правило, существуют сети на базе Ethernet. Сеть САN является основной системообразующей сетью, выбор ее технологии обусловливают следующие факторы: - существование САN на рынке более 10 лет; - широкая аппаратная поддержка (протокол САN реализован на одном кристалле, и соответствующие микросхемы производятся многими фирмами) и как следствие низкая цена на электронные компоненты; - ориентирование САN на распределенные системы управления (широковещательная передача в сочетании с событийным протоколом и множественным доступом к шине); высокая надежность, обеспечиваемая высокой устойчивостью к электромагнитным помехам и низкой вероятностью ошибок (одна в 1000 лет); различная среда передачи (витая пара, оптоволокно, ИК-канал, радиоканал); упрощенная интеграция новых узлов в существующую сеть. Программное обеспечение системы. Программный комплекс Восток, являющийся основой SCADA системы, состоит из сервера Восток, клиентской части и программных средств коммуникации с другими проектами и системами. Сервер имеет модульную структуру. В состав ОРС-сервера Восток входят следующие компоненты: − модуль алармов, обеспечивающий генерацию сообщений об авариях, их рассылку и сохранение в базу данных; − модуль трендов, обеспечивающий накопление и представление текущих данных в виде графических зависимостей от времени; − модуль логики, позволяющий реализовывать сложные алгоритмы пересчета данных, анализировать логические выражения и др.; − модуль ОРС, предназначенный для чтения записи данных, полученных от сторонних ОРС-серверов; − модуль истории, обеспечивающий сохранение в БД технологических параметров в хронологическом порядке; − модуль резервирования, обеспечивающий функцию автоматического резервного сервера при выходе из строя основного и наоборот; − модуль CAN, позволяющий осуществлять обмен информацией по сети САN между контроллерами среднего уровня системы и компьютерами верхнего уровня; − модуль МЭК, обеспечивающий обмен информацией между системой автоматики НПС и другими системами по протоколу МЭК-870 (РДП, ТДП, КП линейных сооружений). На компьютерах операторов и других рабочих станциях устанавливается следующее программное обеспечение: − визуально-графический инструментальный фирмы Iconics; − программное обеспечение для отображения трендов аналоговых сигналов разработки ЗАО «ЭлеСи»; − программное обеспечение для отображения оперативных и исторических алармов разработки ЗАО «ЭлеСи». При этом с помощью SCADA-пакет Genesis 32 производится: − отображение технологических схем; − отображение оперативных, предупредительных и аварийных сообщений; − отображение текущих измеряемых параметров; − отображение табличных форм. |