Дипломная (вкр): Автоматизация и модернизация резервуарного парка

Плата связи (FCC) поддерживает связь с внешними устройствами. Существуют различные версии платы полевой связи для использования различных типов протоколов связи, а также для эмуляции протоколов других типов измерительных приборов.

Плата интерфейса (TIC) используется для искробезопасного подключения дополнительных входов.

Плата температурных входов (TMC) используется для подключения к электронному блоку уровнемера до 6-ти температурных датчиков. Обеспечивается подключение как точечных, так и многозонных температурных датчиков.

Плата релейных выходов (ROC) содержит два реле. Они позволяют управлять внешними устройствами, такими как клапаны, насосы, нагревательные элементы.

Плата (MWB) - материнская плата.

Параболическая антенна обеспечивает качественные измерения при минимальном расстоянии, более узкий луч излучения и, следовательно, меньшее влияние паразитных отражений. Параболическая антенна предназначена для измерений уровня всех типов нефтей, включая такие тяжелые типы нефтей как асфальт [4].

Уровнемер RTG 3920 может монтироваться на патрубке Ду 500 без остановки эксплуатации резервуара.

Поскольку параболическая антенна имеет самый большой диаметр и, следовательно, наиболее узкую диаграмму направленности, то она может использоваться для измерения уровня продукта в самых высоких резервуарах.

Параболическая антенна наиболее устойчива к загрязнению, поэтому она может использоваться в условиях сильного загрязнения ее поверхности, например, битумом или жидкой серой. Параболическая антенна изготавливается с отражателями размером 18" и 20", а также с 6" фланцем для ее монтажа на резервуаре.

Внешний вид параболической антенны показан на рисунке 3.5.

Рисунок 3.5 - Внешний вид параболической антенны

Части антенны, подверженные влиянию атмосферы резервуара, изготавливаются из нержавеющей стали и тефлона, сохраняют свои характеристики в условиях сильного загрязнения зеркала антенны и ее излучателя.

.3.2 Сигнализатор уровня жидкости поплавковый СУЖ-П-И

Сигнализатор уровня жидкости поплавковый СУЖ-П-И предназначен для сигнализации одного, двух или трех предельных уровней жидкости в резервуарах, находящихся во взрывоопасных зонах. По устойчивости к климатическим воздействиям сигнализатор соответствует климатическому исполнению УХЛ категории размещения 1 для первичных преобразователей, но для температуры окружающего воздуха от минус 50 до плюс 70 ⁰С и категории размещения 4 для вторичного преобразователя по ГОСТ 15150.

Сигнализатор уровня состоит:

из первичного преобразователя СУЖ-ПО-2-2;

втулок;

преобразователя вторичного.

Преобразователи первичные имеют несколько исполнений: горизонтальное, вертикальное на одну, две или три точки контроля. Преобразователь первичный СУЖ-ПО-2-2 (сигнализатор) состоит из следующих узлов: - чувствительного элемента; - контактного устройства. Принцип действия сигнализатора основан на срабатывании контактного устройства (геркона) при всплытии чувствительного элемента (цилиндрический поплавок) на заданный (контролируемый) уровень нефти. Чувствительным элементом служит цилиндрический поплавок со скобой, посаженной на трубу диаметром 17 мм. Внутри скобы установлены прямоугольные магниты. Контактное устройство состоит из двух герконов, закрепленных на кассете, которая установлена внутри трубы. Контакты герконов проводами МГТФ соединены с лепестками на плате, закрепленной в корпусе. Положение герконов на кассете выбрано таким образом, чтобы перемещение поплавка с магнитом до упора приводило к замыканию контактов. Таким образом сигнализируется уровень жидкости в резервуаре.

Для присоединения сигнализатора к общей электрической схеме в эксплуатационных условиях служит плата с контактами, помещенная в корпусе, закрепленном на конце трубы. Корпус закрыт крышкой. Резиновая прокладка предохраняет корпус от попадания в него влаги. Для подведения и герметизации внешних проводов служит специальное вводное устройство.

Общее крепление сигнализатора к резервуару осуществляется с помощью фланцев. Преобразователь представляет собой трубу, в которой на проволочном стержне закреплены пары герконов, подключенные с помощью проводов к контактному устройству. По трубе перемещается цилиндрический поплавок с установленными в нем магнитами. При совмещении поплавка с герконовыми парами происходит замыкание контактов герконов.

Длина проводов, соединяющих герконы с контактным устройством, выбрана с 50 %-м запасом, чтобы потребитель мог при необходимости произвести регулировку уровней контроля.

Преобразователь вторичный включает в себя плату источника питания сигнализатора уровня и плату искробезопасной цепи и реле.

Источник питания выполнен по схеме полумостового преобразователя с бестрансформаторным входом.

Плата искробезопасной цепи и реле состоит из трех одинаковых ячеек. В состав ячейки входят два герконовых реле К1 и К2, ключевой транзистор VT1, диоды VD2 и искробезопасная цепь R2, VD3 - VD6.

Резистор R2 ограничивает ток короткого замыкания на уровне 10 мА.

Стабилитроны VD3 - VD6 ограничивают напряжения на уровне 30 В.

При срабатывании герконов преобразователя первичного замыкания открывается ключевой транзистор VT1, коллекторный ток которого вызывает срабатывание герконовых реле [5].

Схема электрического подключения показана на рисунке 3.6.

Преобразователи могут работать на три точки контроля, т.е. к одному преобразователю вторичному можно подключить три преобразователя первичных СУЖ-ПО-2-2.

Рисунок 3.6 - Схема электрического подключения

Преобразователи первичные взаимозаменяемые и не требуют дополнительной подстройки при подключении к другому вторичному преобразователю.

Поплавковый сигнализатор уровня жидкости СУЖ-П-И имеет ряд недостатков:

налипание на поплавок парафина;

образование конденсата внутри преобразователя.

Налипание парафина вызывает утяжеление поплавка, что приводит к неправильному отслеживанию уровня нефти.

Из-за разности температур внутри резервуара и внешней среды происходит образование конденсата в преобразователе. Наличие влаги вызывает коррозию контактной группы, что вызывает нестабильную работу сигнализатора.

Так же в процессе эксплуатации СУЖ-П-И замечен следующий недостаток - при сильных ливнях происходит попадание влаги внутрь сигнализатора, что может привести к ложному срабатыванию.

3.3.3 Датчики температуры

Для точных и надежных измерений профиля температуры нефти рекомендуется использование многоточечного термометра Pt100.

Для определения средней температуры нефти используются показания только тех датчиков, которые полностью погружены в нефть.

Датчики устанавливаются в металлорукаве, изготавливаемом из нержавеющей стали. Фланец термометра закрепляется на верхней части резервуара, а нижний конец с помощью якоря крепится ко дну резервуара.

Многоточечный термометр легко устанавливается, даже если резервуар находится в эксплуатации. В резервуарах под давлением многоточечные датчики устанавливаются в защитных гильзах так, чтобы замена датчиков при обслуживании, при ремонте производилась без вывода резервуара из эксплуатации. Многоточечный датчик подключается непосредственно к уровнемеру, если число термоэлементов не превышает 6 и через модуль DAU при большем количестве датчиков.

Установка точечного термометра в резервуаре показана на рисунке 3.7.

Рисунок 3.7 - Установка точечного термометра в резервуаре

Техническая характеристика термометра Pt100 приведена в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Технические характеристики термометра Pt100

автоматизация резервуарный парк сигнализатор

3.3.4 Система противоаварийной защиты

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

Главные задачи, возлагаемые на такие системы:

–  предотвращение аварий и минимизация последствий аварий;

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

Для некоторых защит предусматривается наличие задержки между обнаружением аварийного сигнала и защитным отключением.

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

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 (остановка) 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 ЛПДС. Выходная информация функций противоаварийной защиты представлена совокупностью управляющих сигналов, посылаемых контроллерами на исполнительные органы систем защиты [4].

Развитие контроллерных интерфейсов, появление электронных систем отображения информации, SCADA систем и внедрение модульного принципа построения ПЛК привело к трансформации структуры контроллерной системы ПАЗ в структуру, представленную на рисунке 3.9.

Рисунок 3.9 - Структура контроллерной системы ПАЗ

3.4 Структура микропроцессорной системы автоматизации резервуарного парка

Система автоматики ЛПДС «Субханкулово» имеет трехуровневую структуру - нижний, средний и верхний уровни. Структурная схема ПТК РП приведена на рисунке 3.10.

К нижнему уровню системы автоматики относятся:

средства измерений технологических параметров (датчики и исполнительные механизмы);

сигнализаторы технологических параметров.

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

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

К среднему уровню системы автоматизации относятся программно-аппаратные модули (блоки) управления узлов РП на базе ПЛК.

Средний уровень управления реализован на базе технологического микропроцессорного управляющего контроллера Modicon TSX Quantum фирмы Schnieder Electric и выполняет следующие основные функции:

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

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

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

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

Рисунок 3.10 - Структурная схема АСУ ТП РП

обмен информацией с компьютером верхнего уровня.

Верхний уровень управления реализован на базе ПК и выполняет следующие основные функции:

непрерывный круглосуточный обмен информацией с контроллером по проводной связи;

обработку полученной информации, ведение предыстории событий;

работу информационной СУБД;

отображение полученной информации в форме таблиц или на мнемосхемах;

формирование и печать отчетно-учетных документов;

корректировка работы программы контроллера.

Оповещение оператора о возникновении на установке аварийной ситуации осуществляется с помощью звукового оповещения на ПК и аварийной сирены установленной в операторной [3].

4. Модернизация существующей системы автоматизации резервуарного парка ЛПДС «Субханкулово»

.1 Анализ внедряемого оборудования

В данном разделе дипломного проекта рассмотрим принципы действия и характеристики выбранного оборудования для внедрения в систему автоматизации резервуарного парка, проведем сравнение новых приборов с приборами, уже установленными на объекте.

4.1.1 Электромеханические мешалки типа «Диоген»

Образование отложений парафина на дне резервуара является серьезной проблемой при учете нефти, а также может вызвать необходимость очистки резервуара.

Для предотвращения осаждения парафина на днищах нефтяных резервуаров широко используются стандартные электромеханические мешалки типа «Диоген». Принцип работы изделия заключается в образовании процесса перемешивания нефти направленной затопленной струей нефти, создаваемой вращающимся пропеллером, при котором тяжелые парафинистые осадки и механические примеси взвешиваются в общей массе нефти. Этот процесс достигается двумя факторами при работе изделия:

за счет непосредственного перемешивания нефти струей, создаваемой пропеллером изделия;

за счет создания кругового вращения всей массы хранимой нефти в резервуаре при работе пропеллера в крайних угловых положениях.

Электромеханические мешалки типа «Диоген» выпускаются с различными компоновками двигателя и редуктора, с обычными сальниковыми или торцовыми уплотнениями. Опыт показал, что наиболее надежны торцовые уплотнения. Удачно решена проблема ремонта уплотнения. При этом вал мешалки может быть частично выдвинут наружу. Специальный затвор герметизирует резервуар, и уплотнение может быть отремонтировано без его опорожнения.

Электромеханическая мешалка с приводом крепится растяжками на стенке резервуара, что важно при эксплуатации. С изменением уровня взлива в резервуаре изменяется его осадка, и если привод мешалки установлен на отдельном фундаменте, нарушается центровка валов. Крепление мешалки на стенке резервуара ликвидирует этот недостаток. Для уменьшения нагрузки на стенку резервуара иногда применяют дополнительные пружинные опоры.

С целью достижения эффективного процесса размыва донных отложений при определении количества и исполнений электромеханических мешалок для оснащения резервуаров РВС-5000 производители рекомендуют использовать «Диоген - 700» в количестве 1 шт.