Допустимые вибрации насоса. Разработка рекомендаций по снижению влияния вибрации на организм слесаря v разряда технологических установок лпдс «пермь» оао «северо-западные магистрали нефти Допустимый уровень вибрации лпдс

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
РЕГЛАМЕНТЫ

(стандарты предприятия)
акционерной компании
по транспорту нефти «Транснефть»

Том I

Москва 2003

РЕГЛАМЕНТ
ОРГАНИЗАЦИИ КОНТРОЛЯ ЗА НОРМАТИВНЫМИ ПАРАМЕТРАМИ МН И НПС В ОПЕРАТОРНЫХ НПС, ДИСПЕТЧЕРСКИХ ПУНКТАХ РНУ (УМН) И ОАО МН

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Регламент определяет порядок контроля операторами НПС, диспетчерскими службами РНУ (УМН), ОАО МН, фактических параметров магистральных нефтепроводов, НПС и НБ на соответствие нормативно-технологическим параметрам.

Фактический параметр - реальное зафиксированное приборами значение контролируемой величины.

Нормативно-технологические параметры - параметры устанавливаемые ПТЭ МН, РД, Регламентами, ГОСТ, Проектами, Технологическими картами, Инструкциями по эксплуатации, Актами госповерок, и другими нормативными документами определяющие систему управления технологическим процессом перекачки нефти.

Отклонение - выход фактического параметра за границы установленных пределов в табл. «Нормативно-технологические параметры работы магистральных нефтепроводов и НПС выводимые на экран АРМ оператора НПС, диспетчера РНУ (УМН) и ОАО МН» при снижении контролируемого параметра за пределы установленного минимально допустимого значения, а так же при увеличении контролируемого параметра за пределы установленного максимально допустимого значения.

1.2. Регламент предназначен для работников служб эксплуатации, информационных технологий, АСУ ТП, ОГ М, ОГЭ, службы технологических режимов, диспетчерских служб, РНУ (УМН), ОАО МН, операторов НПС, ЛПДС, НБ (далее НПС).

2. ОРГАНИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО КОНТРОЛЯ ЗА НОРМАТИВНЫМИ ПАРАМЕТРАМИ МН И НПС

2.1. Контроль на соответствие фактических параметров МН и НПС нормативно-технологическим параметрам осуществляется операторами НПС диспетчерскими службами РНУ и ОАО МН на мониторах персональных компьютеров, установленных в операторных и диспетчерских пунктах в соответствии с табл. .

2.2. Соответствие фактических параметров работы оборудования НПС, резервуарн ых парков и линейной части магистральных нефтепроводов нормативным параметрам контролируется на уровне НПС по системе автоматики и телемеханики операторами НПС, на уровне РНУ (УМН) и ОАО МН по системе телемеханики диспетчерскими службами. Отклонение контролируемых параметров от нормативных величин должно отображаться на мониторах персональных компьютеров и щитах сигнализации и сопровождаться звуковыми сигналами.

Сопровождения отклонений фактических параметров от нормативных световым и звуковым сигналом, режимом просмотра фактических параметров по уровням управления приведены в табл. .

В режиме просмотра информация отображается на мониторах, не сопровождается световой и звуковой сигнализацией и при наличии отклонений информация представляется в ежедневной сводке:

- на НПС - начальнику НПС;

- в РНУ - главному инженеру РНУ;

- в ОАО - главному инженеру ОАО.

2.3. Для контроля за работой оборудования магистральных нефтепроводов и НПС в программу СДКУ РНУ (УМН), ОАО МН вводятся нормативные значения и показатели согласно табл. «Нормативно-технологические параметры работы магистральных нефтепроводов и НПС, выводимые на экран АРМ оператора НПС, диспетчера РНУ (УМН) и ОАО МН», далее табл. .

2.4. Таблица пересматривается и утверждается главным инженером ОАО МН не реже одного раза в квартал до 25 числа месяца, предшествующего началу квартала.

2.5. Таблица оформляется отделом эксплуатации ОАО МН с разбивкой по РНУ с указанием ФИО ответственных за предоставление и изменение данных.

2.6. Порядок сбора данных, оформления и утверждения табл. :

2.6.1. До 15 марта, до 15 июля, до 15 сентября, до 15 декабря специалисты РНУ по направлению деятельности заполняют параметры Таблицы с подписью ответственного за каждый параметр. Начальник отдела эксплуатации передает проект таблицы на подпись главного инженера РНУ и после подписания в течение суток направляет в ОАО МН с сопроводительным письмом. Ответственность за своевременное формирование и передачу в ОАО МН Таблицы несет главный инженер РНУ.

2.6.2. ОЭ ОАО до 20 марта, до 20 июля, до 20 сентября, до 20 декабря на основании представленных из РНУ проектов таблиц формирует сводную таблицу и передает на согласование по направлению деятельности главному механику, главному энергетику, главному метрологу, начальнику отдела АСУ Т П, начальнику товаро-транспортного отдела, начальнику диспетчерской службы.

Согласованная отделами ОАО МН таблица передается ОЭ на утверждение главному инженеру ОАО МН, который до 25 числа утверждает ее и возвращает в ОЭ для направления в отделы ОАО МН по направлениям деятельности и в РНУ, в течение суток с момента утвержде ния.

2.6.3. В течение суток с момента получения утвержденной таблицы из ОАО МН отдел эксплуатации РНУ передает с сопроводительным письмом утвержденную таблицу согласно границам обслуживания на НПС, ЛПДС.

2.7. Ввод нормативных значений, указанных в таблице , утвержденных главным инженером ОАО МН, производится ответственным лицом с записью фамилии исполнителя в оперативном журнале, в течение суток после утверждения:

- на НПС начальником участка АСУ. Ответственность за соответствие введенных данных несет начальник НПС. Таблица нормативно-технологических параметров вводится в АРМ системы автоматики НПС (по пунктам 1 -14 табл. ) в операторной НПС, там же хранится рабочий журнал с записями о производимых корректировках;

- в СДКУ уровня РНУ работником отдела ИТ или АСУ ТП РНУ назначенным приказом. Таблица нормативно-технологических параметров вводится в СДКУ РНУ (УМН) с АРМ администратора СДКУ РНУ (по пунктам 15 -27 табл. ), в диспетчерской РНУ хранится рабочий журнал с записями о производимых корректировках. Ответственность за соответствие введенных нормативных значений несет начальник отдела ИТ (АСУ ТП) РНУ;

- ответственность за соответствие введенных нормативных значений на всех уровнях несет начальник отдела ИТ (АСУ ТП) ОАО МН.

2.8. Основанием для внесения изменений нормативных значений и показателей в систему СДКУ является отмена действующих и введение новых документов, изменение ФИО ответственных за предоставление и изменение данных, изменения в технологических картах, режимах работы нефтепроводов, резервуаров, оборудования НПС, в ПТЭ МН, Регламентах, РД и т.д.

Изменения производятся ОЭ на основании служебных записок соответствующих отделов и служб по направлениям деятельности на имя главного инженера ОАО. В течение суток ОЭ оформляет в соответствии с пунктом . данного регламента дополнение к табл. . После утверждения дополнения доводятся ОЭ до всех заинтересованных отделов, служб и структурных подразделений в соответствии с п .п. и настоящего регламента.

2.9. Не реже одного раза в смену операторы НПС диспетчерские службы РНУ проверяют соответствие фактических параметров работы оборудования выводимым на экран АРМ нормативным значениям таблицы .

2.10. При поступлении светового и звукового сигнала о несоответствии фактических параметров работы МН, НПС нормативным, информация автоматически заносится в архив аварийных сооб щений «Нормативно-технологических параметров работы МН и НПС».

Электронный архив должен удовлетворять следующим требованиям:

- срок хранения данных СД КУ для РНУ - 3 месяца, для ОАО - 1 месяц;

- для предотвращения несанкционированного доступа посторонних лиц к архиву аварийных сообщений должно быть реализовано разграничение прав и контроль доступа к архиву аварийных сообщений средствами СДКУ;

- в архиве аварийных сообщений должна быть возможность выбора сообщений по типу, времени возникновения, содержанию;

- средствами СДКУ обеспечить вывод архивных сообщений на печать.

Особые требования - электронный архив должен содержать служебную информацию о состоянии программно-аппаратных средств, выявленную по результатам самодиагностики системы.

2.11. Действия дежурного оперативного персонала НПС, РНУ (У МН), ОАО при поступлении светового или звукового сигнала об отклонениях фактических параметров работы оборудования от нормативных.

2 .11.1. При поступлении светового или звукового сигнала об отклонениях фактических параметров работы оборудования от нормативных оператор НПС, обязан:

- принять меры к обеспечению нормальной работы НПС;

- доложить о происшедшем главным специалистам НПС (службы главного механика - по пунктам 1 -3, 6 -11, службы главного энергетика - по п .п. 4, 5, 12 -14, 17, 19, ЛЭС - 15, 16, 18, 20, 21, участка АСУ - по п.п. 20, 21, 22 -27, службу безопасности - по п.п. 15, 6, 19 -21), начальнику НПС и диспетчеру РНУ (УМН) - по всем пунктам таблицы ;

- выполнить запись о произошедшем в рабочем журнале и журнале «Контроля событий и принимаемых мер...» (форма - Таблица );

- доложить диспетчеру РНУ о причинах отклонения и принятых мерах на основании сообщения главных специалистов НПС .

2. 11.2. При поступлении сообщения оператора НПС о отклонении фактических параметров работы оборудования от нормативных, светового или звукового сигнала на АРМ СДКУ, диспетчер РНУ, обязан:

- доложить главным специалистам РНУ для выяснения причин (ОГМ - по пунктам 1 -3, 6 -11, ОГЭ - по п .п. 4, 5, 12 -14, 17, 19, ОЭ - 16, 18, 20, 21, 22, ОАСУ - по п.п. 20, 21, Метрологии - по п . 22, ТТО - по п.п. 15, 24 -27, службу безопасности - по п.п. 15, 16, 19 -21), главному инженеру РНУ и диспетчеру ОАО - по всем пунктам Таблицы ;

- выполнить запись о произошедшем в рабочем журнале, в суточном диспетчерском листе и журнале «Контроля событий и принимаемых мер...» (форма - Таблица );

- доложить диспетчеру ОАО о причинах отклонения и принятых мерах на основании сообщения главных специалистов РНУ.

2. 11.3. При поступлении сообщения диспетчера РНУ, светового или звукового сигнала на АРМ СДКУ об отклонениях фактических параметров работы оборудования от нормативных диспетчер ОАО обязан:

- принять меры к обеспечению нормальной работы нефтепровода;

- доложить главным специалистам ОАО для выяснения причин (ОГМ - по пунктам 1 -3, 6 -11, ОГЭ - по п.п. 4, 5, 12 -14, 17, 19, ОЭ - 16, 18, 20 , 21, ОАСУ - по п.п. 20, 21, Метрологии - по п. 22, ТТО - по п.п. 26 -27, СТР - по п. 15), главному инженеру ОАО - по всем пунктам таблицы ;

- выполнить запись о произошедшем в рабочем журнале, в суточном диспетчерском листе и журнале «Контроля событий и принимаемых мер...» (форма - Таблица ).

2.12. Действия главных специалистов НПС, РНУ (УМН) и ОАО МН при поступлении сообщения о отклонении фактических рабочих параметров работы оборудования, МН от нормативных параметров:

- главные специалисты НПС обязаны принять меры по выяснению обстоятельств, приведших к отклонению параметров от нормативных, устранить причины отклонения и доложить начальнику НПС, оператору;

- главные специалисты РНУ обязаны - выяснить обстоятельства, приведшие к отклонению параметров от нормативных, принять меры для устранения причин отклонения и доложить главному инженеру РНУ, диспетчеру РНУ;

- главные специалисты ОАО обязаны - выяснить обстоятельства, приведшие к отклонению параметров от нормативных, принять меры для устранения причин отклонения и доложить главному инженеру ОАО, диспетчеру ОАО.

2 .13. Кроме указанных в таб лице нормативно-технологических параметров, оператор НПС, диспетчерская служба РНУ, ОАО МН контролирует работу оборудования НПС, резервуарн ых парков, нефтепроводов и все параметры работы МН и НПС указанные в технологических картах, регламентах, таблицах уставок и инструкциях.

Принятые сокращения

АЧР- автоматическая частотная разгрузка

ИЛ- измерительная линия

КП- контрольный пункт

КППСОД- камера приема пуска средств очистки и диагностики

ЛЭП- линия электропередачи

МА- магистральный агрегат

МН- магистральный нефтепровод

НБ- нефтебаза

ЛПДС- линейная производственно-диспетчерская станция

НПС- нефтеперекачивающая станция

ПА- подпорный агрегат

П КУ- пункт контроля и управления

РД- регулятор давления

РНУ- районное нефтепроводное управление

САР- система автоматического регулирования

СОУ- система обнаружения утечек

ТМ- телемеханика

ФГУ- фильтр-грязеуловитель

ПОЯСНЕНИЯ К ЗАПОЛНЕНИЮ ТАБЛИЦЫ

В таблице обязательно заполняется ФИО ответственного за предоставление и изменение данных и ФИО ответственного за ввод данных в систему СДКУ.

Ввод всех нормативных параметров осуществляется в ручном режиме.

Раздел НПС

В п. «Величина максимально допустимого проходящего давления через НПС» в графе «макс» указывается величина максимально-допустимого проходящего давления через остановленную НПС, через камеру пропуска или пуска-приема очистных устройств исходя из несущей способности трубопровода на приемной части НПС.

Ввод

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ (независимо отключена или подключена НПС к нефтепроводу).

В п. устанавливается величина отклонений давления на приеме и на выходе НПС определяющая границы (диапазон) давлений характеризующих нормальную работу нефтепровода в установившемся режиме. Вводится на НПС оператором после 10 минут работы нефтепровода установившимся режимом.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически средствами автоматики и телемеханики НПС.

Контроль параметра осуществляется автоматически системой автоматики НПС, через Т М средствами СДКУ.

Установившийся режим работы нефтепровода - это режим работы нефтепровода, при котором обеспеченна заданная производительность, завершены все необходимые пуски и остановки НПС и отсутствуют изменения (колебания) давления в течении 10 минут.

В п .п. и указывается величина отклонения давления от установившегося давления на выходе и приеме НПС. Верхняя граница давления на выходе НПС устанавливается на 2 кгс/см 2 больше установившегося рабочего давления, но не более максимально допустимого указанного в технологической карте. Нижняя граница давления на приеме НПС устанавливается на 0,5 кгс/см 2 меньше установившегося ра бочего давления, но не меньше минимально допустимого давления указанного в технологической карте. Аналогично устанавливается граница максимального давления на приеме НПС и минимального давления на выходе НПС.

В п. указывается максимально и минимально допустимый перепад давления на фильтрах грязеуловителях, согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

Ввод осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СД КУ.

В п. указывается номинальная нагрузка электродвигателя МА согласно паспорта.

Ввод осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль

В п. указывается номинальная нагрузка электродвигателя ПА согласно паспорта.

Ввод

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

В п. указывается максимально допустимая вибрация магистрального насоса, порог срабатывания (уставка) агрегатной защиты согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

В п. указывается максимально допустимая вибрация подпорного насоса, порог срабатывания (уставка) агрегатной защиты согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

Через ТМ передается одно максимальное значение вибрации подпорного насоса для контроля средствами СДКУ.

В п. указывается наработка магистрального агрегата согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически по оперативным данным СДКУ.

Контроль за данным нормативным параметром осуществляется средствами СДКУ. Фактическая наработка не должна превышать нормативный показатель.

В п. указывается максимальная допустимая непрерывная наработка М А до перехода на резервный 600 часов согласно Регламента «Обеспечения сменности работающих и находящихся в резерве магистральных агрегатов НПС ».

В п. указывается наработка МА до капитального ремонта согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

В п. указываются аналогичные п. параметры для ПА согласно РД 153-39 ТМ 008-96 .

В п.п. и указывается нормативное количество соответственно магистральных и подпорных агрегатов НПС находящихся в состоянии АВР, но не менее чем по 1 агрегату МА и ПА.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системой автоматики НПС и СД КУ.

В п. указывается положение вводных и секционных выключателей.

В п. указывается нормативный показатель положения вводных выключателей ВКЛЮЧЕНО.

В п. указывается нормативный показатель положения секционных выключателей ОТКЛЮЧЕНО.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

В п. указывается исчезновение напряжения на шинах 6 -10 кВ.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

В п. указывается количество отключений МА и ПА по срабатыванию защиты А ЧР.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически системой автоматики НПС.

Контроль осуществляется средствами системы автоматики НПС и СДКУ.

Раздел Линейная часть

В п. указывается величина максимально допустимого давления на каждом КП при максимальном режиме работы нефтепровода. Рассчитывается для каждого КП на основании утвержденных ОАО МН режимов работы нефтепровода.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется средствами ТМ.

Контроль осуществляется средствами СД КУ.

В п. указывается нормативная величина давления на К П подводного перехода. Определяется по Регламенту технической эксплуатации переходов МН через водные преграды.

Ввод

Контроль

В п. указывается величина максимального и минимального защитного потенциала на КП, норматив определяется по ГОСТ Р 51164-98 .

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимальный допустимый уровень в емкости сбора утечек на КППСОД составляющий не более 30 % от максимального объема емкости.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается наличие или отсутствие напряжения на вдольтрассовой ЛЭ П, электропитание КП. Нормативный показатель «наличие» напряжения питания ПКУ.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается несанкционированный доступ (открытие дверей б/б ПКУ без заявки и сообщения диспетчеру РНУ). Нормативный показатель 0.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается нормативный показатель «закрыто» 3 или «открыто» О, при самопроизвольном изменении положения задвижек на линейной части возникает сигнал отклонения от нормативного параметра. Нормативный показатель 0.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически через ТМ.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

Раздел УУН

В п. отображается фактический мгновенный расход по ИЛ в реальном времени в режиме просмотра.

Ввод текущих фактических параметров осуществляется автоматически средствами Т М с УУН в реальном времени.

Контроль осуществляется через ТМ средствами СД КУ.

В п. указывается содержание воды в нефти.

Ввод текущих фактических параметров при на личии возможности осуществляется автоматически п о данным Б КК средствами Т М или в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимально допустимая плотность нефти.

Ввод КК средствами ТМ или в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимально допустимая вязкость нефти.

Ввод текущих фактических параметров при наличии возможности осуществляется автоматически по данным БКК средствами ТМ или в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимально допустимое содержание серы в нефти.

Ввод текущих фактических параметров при наличии возможности осуществляется автоматически по данным Б КК средствами ТМ или в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

В п. указывается максимально допустимое содержание хлористых солей по данным хим. анализа.

Ввод контролируемого параметра осуществляется в ручном режиме каждые 12 часов.

Контроль осуществляется средствами СДКУ.

Технологические процессы в насосной ЛПДС "Калтасы" сопровождаются значительным шумом и вибрацией. К источникам интенсивного шума и вибрации относятся подпорные (20НДсН) и магистральные (НМ 2500-230, НМ1250-260) насосы, элементы вентиляционных систем, трубопроводы для перемещения нефти, электродвигатели (ВАО - 630м, 2АЗМВ1 2000/6000) и другое технологическое оборудование.

Шум действует на органы слуха, приводит к частичной или полной глухоте, т.е. к профессиональной тугоухости. При этом нарушается нормальная деятельность нервной, сердечно сосудистой и пищеварительной систем, в результате чего возникают хронические заболевания. Шум увеличивает энергетические затраты человека, вызывает утомление, что снижает производственную деятельность труда и увеличивает брак в работе.

Длительное воздействие вибрации на человека вызывает профессиональную виброболезнь. Воздействие на биологическую ткань и нервную систему вибрация приводит к атрофии мышц, потери упругости кровеносных сосудов, окостенению сухожилий, нарушению вестибулярного аппарата, снижению остроты слуха, ухудшению зрения, что ведет к снижению производительности труда на 10-15% и частично является причиной травматизма. Нормирование шума на рабочих местах, общие требования к шумовым характеристикам агрегатов, механизмов и другие оборудования устанавливаются по ГОСТ 12.1.003-83.

Таблица 4. - Допустимые значения уровня звукового давления в насос-ном цехе и вибрации насосного агрегата

Защита от шума и вибрации предусмотрена СН-2.2.4./2.1.8.566-96, рассмотрим наиболее характерные меры для насосного цеха:

• 1. дистанционное управление оборудованием;
• 2. уплотнение окон, проемов, дверей;
• 3. устранение технических недостатков и неисправностей оборудования, являющихся источником шума;
• 4. своевременный планово-предупредительный ремонт согласно графика, замена износившихся деталей, регулярная смазка трущихся деталей.

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

Для снижения или исключения вибрации СН-2.2.4./2.1.8.566-96 предусматривает следующие меры:

• 1. правильное проектирование оснований под оборудование, с учетом динамических нагрузок и изоляция их от несущих конструкций и инженерных коммуникаций;
• 2. центровка и балансировка вращающихся частей агрегатов.

Рабочие, подвергающиеся воздействию вибрации должны регулярно проходить медосмотр.

Вибрация насосных агрегатов в основном низко- и средне-частотная гидроаэродинамического происхождения. Уровень вибрации по данным обследования некоторых НПС превышает санитарные нормы в 1-5,9 раза (табл. 29).

При распространении вибрации по конструктивным элемен­там агрегатов, когда собственные частоты вибрации отдельных деталей оказываются близкими и равными частотам основ­ного тока или его гармоник, возникают резонансные колебания г угрожающие целостности некоторых узлов и деталей, в част­ности радиально-упорного подшипника качения и маслопрово­дов опорных подшипников скольжения. Одно из средств умень­шения вибрации - увеличение потерь на неупругое сопротив­ление, т. е. нанесение на корпус насоса и электродвигателя

Марка агрегата

24НД-14Х1 НМ7000-210

АТД-2500/АЗП-2000

АЗП-2500/6000

Примечание. Частота вращения 3000 об/мин.

Зибропоглощающего покрытия, например мастики ШВИМ-18. Источник низкочастотной механической вибрации агрегатов на фундаменте - сила дисбаланса и величина несоосности валов насоса и двигателя, частота которой кратна частоте вращения валов, деленной на 60. Вибрация, вызванная несоосностью ва­лов, приводит к увеличенным нагрузкам на валы и подшип­ники скольжения, их нагреву и разрушению, расшатыванию ма­шин на фундаменте, срезанию анкерных болтов, а в ряде слу­чаев- к нарушению взрывопроницаемости электродвигателя. На НПС для снижения амплитуд вибрации валов и увеличения нормативного межремонтного периода баббитовых подшипни­ков скольжения до 7000 мото-ч применяют стальные калибро­ванные прокладочные листы, устанавливаемые в разъемах кры­шек подшипников для выбора зазора износа.

Снижение механической вибрации достигается тщательной балансировкой и центровкой валов, своевременной заменой из­носившихся деталей и устранением предельных зазоров в под­шипниках.

Система охлаждения должна обеспечивать температуру под­шипников, не превышающую 60 °С. При чрезмерном нагрева­нии сальника насос следует несколько раз остановить и сразу запустить, чтобы масло просочилось через набивку. Отсутствие масла свидетельствует о том, что сальник набит слишком туго и его следует ослабить. При появлении стука насос останавли­вают для выяснения причины этого явления: проверяют смазку, масляные фильтры. При потере давления в системе, превышаю­щего 0,1 МПа, фильтр очищают.

Нагрев подшипников, прекращение поступления смазки, чрезмерная вибрация или ненормальный шум указывают на неполадки в работе насосного агрегата. Его необходимо не­медленно остановить для устранения обнаруженных неполадок. Для остановки одного из насосных агрегатов закрывают за­движку на нагнетательной линии и вентиль на линии гидрораз­грузки, затем включают двигатель. После охлаждения насоса закрывают все вентили трубопроводов, подводящих масло и воду, краны у манометров. При остановке насоса на длитель­ное время для предотвращения коррозии рабочее колесо, уп­лотняющие кольца, защитные гильзы вала, втулки и все детали, -соприкасающиеся с перекачиваемой жидкостью, следует сма­зывать, а сальниковую набивку вынимать.

При эксплуатации насосных агрегатов возможны разные неполадки, которые могут быть вызваны различными причи­нами. Рассмотрим неисправности насосов и способы их уст­ранения.

1. Насос нельзя запустить:

вал насоса, соединенный зубчатой муфтой с валом электро­двигателя, не проворачивается--проверить вручную вращение!зала насоса и электродвигателя в отдельности, правильность сборки зубчатой муфты; если валы отдельно вращаются, та.216

проверить центровку агрегата; проверить работу насоса и провода при их соединении через турбопередачу или редук­тор;

вал насоса, отсоединенный от вала электродвигателя, не проворачивается или туго вращается из-за попадания в насос посторонних предметов, поломки его движущихся частей и сальников, заедания в уплотнительных кольцах - провести осмотр, последовательно устраняя обнаруженные механиче­ские повреждения.

2. Насос пущен, но не подает жидкости или после пуска
подача ее прекращается:

всасывающая способность насоса недостаточна, так как в приемном трубопроводе находится воздух вследствие непол­ного заполнения насоса жидкостью или из-за неплотностей во всасывающем трубопроводе, сальниках - повторить заливку, устранить неплотность;

неправильное вращение вала насоса - обеспечить правиль­ное вращение ротора;

действительная высота всасывания больше допустимой, вследствие несоответствия вязкости, температуры или парци­ального давления паров перекачиваемой жидкости расчетным параметрам установки - обеспечить необходимый подпор.

3. Насос при пуске потребляет большую мощность: ■
открыта задвижка на напорном трубопроводе - закрыть

задвижку на время пуска;

неправильно установлены рабочие колеса - устранить не­правильную сборку;

в уплотнительных кольцах происходит заедание вследствие больших зазоров в подшипниках или в результате смещения ротора - проверить вращение ротора от руки; если ротор вра­щается туго, устранить заедание;

засорена трубка загрузочного устройства - осмотреть и: очистить трубопровод разгрузочного устройства;

в одной из фаз электродвигателя перегорает предохрани­тель- заменить предохранитель.

4. Насос не создает расчетного напора:

понижена частота вращения вала насоса - изменить ча­стоту вращения, проверить двигатель и устранить неисправ­ности;

повреждены или изношены уплотняющие кольца рабочего колеса, входные кромки рабочих лопаток - заменить рабочее колесо и поврежденные детали;

гидравлическое сопротивление нагнетательного трубопро­вода меньше расчетного вследствие разрыва трубопровода, чрезмерного открытия задвижки на нагнетательной или обвод* ной линии - проверить подачу; если она возросла, то закрыть задвижку на обводной линии или прикрыть ее на нагнетатель­ной; устранить разного рода неплотности нагнетательного тру­бопровода;

Плотность перекачиваемой жидкости меньше расчетной, по­вышено содержание воздуха или газов в жидкости - проверить плотность жидкости и герметичность всасывающего трубопро­вода, сальников;

во всасывающем трубопроводе или рабочих органах насоса наблюдается кавитация - проверить фактический кавитацион-ный запас удельной энергии; при заниженном значении его устранить возможность появления кавитационного режима.

5. Подача насоса меньше расчетной:

частота вращения меньше номинальной - изменить частоту вращения, проверить двигатель и устранить неисправности;

высота всасывания больше допустимой, вследствие чего на­сос работает в кавитационном режиме - выполнить работы, указанные в п. 2;

образование воронок на всасывающем трубопроводе, не­достаточно глубоко погруженном в жидкость, вследствие чего с жидкостью поступает воздух - установить отсекатель для ликвидации воронки, повысить уровень жидкости над входным отверстием всасывающего трубопровода;

увеличение сопротивлений в напорном трубопроводе, вслед­ствие чего давление нагнетания насоса превышает расчетное - полностью открыть задвижку на нагнетательной линии, прове­рить все задвижки манифольной системы, линейные задвижки, очистить места засорений;

повреждено или засорено рабочее колесо; увеличены за­зоры в уплотнительных кольцах лабиринтного уплотнения вследствие их износа - очистить рабочее колесо, заменить из­ношенные и поврежденные детали;

через неплотности всасывающего трубопровода или саль­ника проникает воздух - проверить герметичность трубопро­вода, протянуть или сменить набивку сальника.

6. Повышенный расход электроэнергии:

подача насоса выше расчетной, напор меньше вследствие открытия задвижки на перепускной линии, разрыва трубопро­вода или чрезмерного открытия задвижки на нагнетательном трубопроводе - закрыть задвижку на перепускной линии, про­верить герметичность трубопроводной системы или прикрыть задвижку на напорном трубопроводе;

поврежден насос (изношены рабочие колеса, уплотнитель-ные кольца, лабиринтные уплотнения) или двигатель - про­верить насос и двигатель, устранить повреждения.

7. Повышенная вибрация и шум насоса:

подшипники смещены вследствие ослабления их крепления; изношены подшипники - проверить укладку вала и зазоры в подшипниках; в случае отклонения довести величину зазоров до допустимой;

ослаблены крепления всасывающего и нагнетательного тру­бопроводов, фундаментных болтов и задвижек - проверить крепление узлов и устранить недостатки; 218

попадание посторонних предметов в проточную часть - прочистить проточную часть;

нарушена уравновешенность насоса или двигателя вследст­вие искривления валов, неправильной их центровки или экс­центричной установки соединительной муфты - проверить цен­тровку валов и муфты, устранить повреждения;

увеличены износ и люфты в обратных клапанах и задвиж­ках на нагнетательном трубопроводе - устранить люфты;

нарушена балансировка ротора в результате засорения ра­бочего колеса - очистить рабочее колесо и отбалансировать, ротор;

насос работает в кавитационном режиме - уменьшить по­дачу путем прикрытия задвижки на нагнетательной линии, гер­метизировать соединения во всасывающем трубопроводе, уве­личить подпор, уменьшить сопротивление на всасывающем тру­бопроводе.

8. Повышенная температура сальников и подшипников:

нагрев сальников вследствие чрезмерной и неравномерной затяжки, малого радиального зазора между нажимной втулкой и валом, установки втулки с перекосом, заедания или перекоса фонаря сальника, недостаточной подачи уплотнительной жид­кости- ослабить затяжку сальников; если это не даст эффек­та, то разобрать и устранить дефекты монтажа, заменить на­бивку; увеличить подачу уплотнительной жидкости;

нагрев подшипников вследствие слабой циркуляции масла в принудительной системе смазки подшипников, отсутствие вращения колец в подшипниках с кольцевой смазкой, утечка масла и загрязнения - проверить давление в системе смазки, работу масляного насоса и устранить дефект; обеспечить гер­метичность масляной ванны и трубопровода, сменить масло;

нагрев подшипников вследствие неправильной их установки (малы зазоры между вкладышем и валом), износа вкладышей, повышенной затяжки опорных колец, малых зазоров между шайбой и кольцами в упорных подшипниках, задира опорного или упорного подшипника или расплавления баббита - про­верить и устранить дефекты; зачистить задир или заменить подшипник.

Поршневые компрессоры. К деталям, где возможно появле­ние наиболее опасных дефектов, относят валы, шатуны, крейц­копфы, штоки, головки цилиндров, пальцы кривошипов, болты и шпильки. Зоны, в которых наблюдается максимальная кон­центрация напряжений, - резьбы, галтели, поверхности сопря­жений, напрессовки, шейки и щеки колончатых валов, шпоноч­ные пазы.

При эксплуатации рамы (станины) и направляющих про­веряют деформацию их элементов. Вертикальные перемещения, превышающие 0,2 мм, являются признаком неработоспособно­сти компрессора. На поверхности рамы выявляют трещины и контролируют их развитие.

Прилегание к фундаменту рамы, а также любой из направ­ляющих, закрепленных на фундаменте, должно быть не менее Г)0 % периметра их общего стыка. Не реже одного раза в год проверяют горизонтальность положения рамы (отклонение плоскости рамы в любом направлении на длине 1 м не должно превышать 2 мм). На поверхностях скольжения направляющих не должно быть рисок, вмятин, забоин глубиной более 0,3 мм. Для коленчатого вала при эксплуатации контролируют тем­пературу его участков, работающих в режиме трения. Она не должна превышать значений, указанных в инструкции по экс­плуатации.

Для шатунных болтов контролируют их затяг, состояние устройства стопорения и поверхности болта. Признаки нерабо­тоспособности болта следующие: наличие трещин на поверх- " ности, в теле или резьбе болта, коррозии в призонной части болта, срыв или смятие витков резьбы. Суммарная площадь касания должна составлять не менее 50 °/о площади опорного пояса. Пятна касания не должны иметь разрывов, превышаю­щих 25 % длины окружности. При превышении остаточного удлинения болта на 0,2 % от его первоначальной длины болт выбраковывается.

Для крейцкопфа контролируют состояние элементов его соединения со штоком, а также пальца, проверяют зазоры между верхней направляющей и башмаком крейцкопфа. При эксплуатации обращают внимание на состояние внешней по­верхности цилиндра, уплотнение масловодов индикаторных пробок, фланцевых соединений системы водяного охлаждения. Свищи и пропуски газа, воды, масла в корпусе или фланцевых соединениях недопустимы. Температура воды на выходе из водяных рубашек и крышек цилиндров не должна превышать значений, приведенных в инструкции по эксплуатации.

Для поршней подлежит контролю состояние поверхности (в том числе состояние и толщина несущей поверхности поршня скользящего типа), а также фиксация поршня на штоке и за­глушек (у литых поршней) ступени, работающей под давле­нием. Признаки выбраковки поршней следующие: задиры в виде борозд на площади, составляющей более 10 % поверх­ности заливки, наличие участков с отставшим, выплавленным или выкрошенным баббитом, а также трещины с замкнутым контуром. Радиальная трещина слоя заливки не должна сни­жаться до 60 % от первоначальной. Не допускаются наруше­ния фиксации поршневой гайки для заглушек литых поршней, люфт поршня на штоке, неплотности поверхности сварных швов, отрыв днища поршня от ребер жесткости.

Для штоков перед выводом компрессора в ремонт контро­лируют биение штока в пределах поршня ступени, состояние поверхности штока; выявляют задиры или следы наволаки­вания металла уплотнительных элементов на поверхности штока. Не допускаются трещины на поверхности, резьбе или 220

галтелях штока, деформации, срыв или смятие резьбы. При эксплуатации контролируют герметичность уплотнения штока, не оснащенного и оснащенного системой отвода утечек. Пока­затель герметичности уплотнений штоков - содержание газа в контролируемых местах компрессора и помещении, которое не должно превышать значений, допускаемых действующими нормами.

Ежегодно при ремонте проверяют состояние уплотнения штока. Трещины на элементе или поломки его недопустимы. Износ уплотнительного элемента должен составлять не более 30 % его номинальной радиальной толщины, а зазор между штоком и защитным кольцом уплотнения штока с неметалли­ческими уплотннтельными элементами - не более 0,1 мм.

При эксплуатации контроль работоспособности поршневых колец осуществляют по регламентированным давлениям и тем­пературе сжимаемой среды. В цилиндрах не должно отме­чаться усиление шума или стука в цилиндрах. Задиры поверх­ности скольжения колец должны быть менее 10 % окружности. Если радиальный износ кольца в любом его сечении превы­шает 30 % первоначальной толщины, кольцо выбраковывают.

Признаки неработоспособности клапанов следующие: не нормальный стук в клапанных полостях, отклонения давле­ний и температуры сжимаемой среды от регламированных. При контроле состояния клапанов проверяют целостность пла­стин, пружин и наличие трещин в элементах клапана. Пло­щадь проходного сечения клапана в результате загрязнения не должна уменьшаться более чем на 30 % от первоначальной, а плотность - ниже установленных норм.

Поршневые насосы. Цилиндры и их гильзы могут иметь следующие дефекты: износ рабочей поверхности в результате трения, коррозионный и эрозионный износы, трещины, задиры. Величину износа цилиндров определяют после выемки поршня (плунжера) путем замера диаметра расточки в вертикальной и горизонтальной плоскостях по трем сечениям (среднему и двум крайним) с помощью микрометрического штихмаса.

На рабочей поверхности поршня недопустимы задиры, за­боины, заусеницы и рваные кромки. Максимально допустимый износ поршня-(0,008-0,011)Г> п, где О л - минимальный диа­метр поршня. При обнаружении трещин на поверхности порш­невых колец, значительном и неравномерном износе, эллипс-ности, потере упругости колец их необходимо заменить новыми.

Отбраковочные зазоры поршневых колец насоса опреде­ляют следующим образом: наименьший зазор в замке кольца в свободном состоянии Д» (0,06^-0,08)Б; наибольший зазор в замке кольца в рабочем состоянии Л =к (0,015-^0,03) Д где О - минимальный диаметр цилиндра.

Допустимое радиальное коробление для колец диаметром до 150, 150-400, свыше 400 мм составляет соответственно не более 0,06-0,07; 0,08-0,09; 0,1-0,11 мм.

Отбраковочный зазор между кольцами и стенками канавок поршня рассчитывают по следующим соотношениям: Л т щ = = 0,003 /г; А т ах= (0,008-4-9,01) к, где к - номинальная высота колец.

При обнаружении рисок глубиной 0,5 мм, эллипсностн 0,15-0,2 мм штоки и плунжеры протачивают. Шток можно протачивать на глубину не более 2 мм.

Несоосность цилиндра и направляющей штока допустима в пределах 0,01 мм. Если биение штока превышает 0,1 мм, то шток протачивают на 7г величины биения или правят.

Установка и обвязка насосных агрегатов (НА) производятся согласно проекту. Наладка и опробование осуществляются в соответствии с требованиями соответствующих инструкций заводов-изготовителей.

Насосы в сборе с двигателями устанавливаются на фундаментах и выверяются относительно привязочных осей, в плане и по высоте, с точностью, определенной проектом.

До начала обвязки рамы и насосы надежно закрепляются на фундаменте. После присоединения всасывающего и нагнетательного трубопроводов проверяется центровка насосного агрегата. Точность центровки устанавливается заводскими инструкциями на монтируемые насосы, а при отсутствии таких указаний точность должна быть в пределах:

• биение - радиальное - не более 0,05 мм;
• биение осевое - не более 0,03 мм.

Проверка центровки осуществляется вручную, путем проворачивания валов насоса и двигателя, соединенных между собой муфтами. Валы должны проворачиваться легко, без заеданий. Соосность валов насосов и двигателей измеряется соответствующими инструментами (индикаторами и т.д.).

Подпорные и магистральные насосы перед монтажом подвергаются индивидуальным гидроиспытаниям в соответствии с данными заводских инструкций. Гидроиспытания приемо-выкидных патрубков подпорных и магистральных насосов и коллектора насосной после монтажа и ремонта выполняются согласно проектной документации. Условия испытаний должны соответствовать требованиям СНиП III-42-80. Испытания приемо- выкидных патрубков и коллектора могут проводиться совместно с насосами.

Инженерно-технические работники ЛПДС, ПС, ответственные за эксплуатацию и пуск НА (электромеханик, инженер КИПиА, механик), перед первым пуском или пуском НА после ремонта должны лично проверить готовность к работе всех вспомогательных систем и выполнение мероприятий по технической и пожарной безопасности:

• не позднее чем за 15 минут до пуска основных агрегатов убедиться в функционировании системы приточно-вытяжной вентиляции во всех помещениях ПС;
• проверить готовность электросхемы, положение масляного выключателя (пускателей), состояние КИП и средств автоматики;
• убедиться в готовности к пуску вспомогательных систем;
• убедиться в готовности к пуску основных НА, запорной арматуры по технологической схеме;
• проверить поступление масла в подшипниковые узлы, гидромуфту насосов и охлаждающей жидкости к маслоохладителям (если они воздушные, то при необходимости убедиться в том, что они подключены);
• проверить наличие необходимого давления воздуха в воздушной камере вала соединения в разделительной стене (или в корпусе электродвигателя).

При обычной эксплуатации эти операции осуществляются персоналом дежурной смены (оператором, машинистом, электриком и т.д.) в соответствии с их должностными инструкциями и инструкциями по эксплуатации и обслуживанию оборудования.

К началу эксплуатации насосной должны быть подготовлены инструкции, в которых должны быть указаны последовательность операций пуска и остановки вспомогательного и основного оборудования, порядок их обслуживания и действий персонала в аварийных ситуациях.

Запрещается пускать агрегат:

• без включения приточно-вытяжной вентиляции;
• без включенной маслосистемы;
• при не заполненном жидкостью насосе;
• при наличии технологических неисправностей;
• в других случаях, предусмотренных инструкциями (должностными, по эксплуатации оборудования, инструкциями завода-изготовителя и т.д.).

Запрещается эксплуатировать агрегат при нарушении герметичности соединений; во время работы агрегата запрещается подтягивать резьбовые соединения, находящиеся под давлением, производить какие-либо действия и работы, не предусмотренные инструкциями, положениями и т.д.

На неавтоматизированных ПС аварийная остановка НА должна быть осуществлена в соответствии с инструкцией дежурным персоналом, в том числе:

1. при появлении дыма из уплотнений, сальников в разделительной стене;
2. при значительной утечке нефтепродукта на работающем агрегате (разбрызгивании нефтепродуктов);
3. при появлении металлического звука или шума в агрегате;
4. при сильной вибрации;
5. при температуре корпуса подшипников выше пределов, установленных заводом-изготовителем;
6. при пожаре или повышенной загазованности;
7. во всех случаях, создающих угрозу обслуживающему персоналу и безопасности эксплуатации оборудования.

Перепад давления между воздушной камерой вала и насосным помещением должен быть не менее 200 Па. После остановки НА (в том числе после вывода его в резерв) подача воздуха в воздушную камеру уплотнения не прекращается.

Насосы, гидромуфты и двигатели должны быть оснащены приборами, позволяющими контролировать эксплуатационные параметры или сигнализирующими о превышении их допустимых предельных значений. Условия установки и использования этих приборов приводятся в соответствующих инструкциях заводов-изготовителей.

Приточно-вытяжные системы вентиляции насосных (магистральной и подпорной) и системы контроля загазованности в этих помещениях должны работать в автоматическом режиме. Кроме автоматического включения приточно-вытяжной вентиляции и отключения насосов должно быть предусмотрено ручное управление вентиляторами по месту; кнопка аварийной остановки насосной должна располагаться снаружи здания насосной вблизи входной двери.

Корпуса насосов должны быть заземлены независимо от заземления их электродвигателей.

Продувочные и дренажные краны насосов должны быть снабжены трубками для отвода и сброса продукта в коллектор утечек и далее в емкость сбора утечек, расположенную вне здания насосной. Вывод продуктов продувки и дренажа насосов в атмосферу насосной запрещается.

После неплановой остановки НА необходимо выяснить причину остановки и до ее устранения не производить запуск данного агрегата. Дежурный персонал должен немедленно сообщить диспетчеру отделения эксплуатирующей организации и на соседние ПС об остановке агрегата.

Ввод резервного магистрального или подпорного агрегата в автоматическом режиме осуществляется при полностью открытой приемной и закрытой выкидной (напорной) задвижке или открытых обеих задвижках. В первом случае открытие задвижки на нагнетании насоса может начинаться одновременно с пуском электродвигателя или опережать запуск двигателя на 15 - 20 с. В соответствии с проектом может быть предусмотрен другой порядок запуска резервного НА в автоматическом режиме.

Автоматический ввод резервного магистрального, подпорного агрегата или агрегата одной из вспомогательных систем (маслосистемы, системы подпора камер беспромвальных соединений и т.д.) осуществляется после отключения основного без выдержки времени или с минимальной (селектирующей) выдержкой времени.

При пуске станции с последовательной схемой обвязки НА рекомендуется запускать магистральные НА против движения потока нефтепродукта, то есть, начиная с большего номера агрегата в сторону меньшего. В случае запуска только одного НА возможен пуск любого из готовых к работе.

НА считается резервным, если он исправен и готов к работе. Все вентили, задвижки на системе обвязки НА, содержащихся в резерве (холодном), должны находиться в положении, предусмотренном проектом и инструкциями по эксплуатации.

НА считается в горячем резерве, если он может быть запущен в работу при первой необходимости без подготовки или в режиме АВР.

Контроль за работой НА ПС ведется оператором по приборам, установленным на щите автоматики или по значениям параметров на экране монитора. При нормальной работе оборудования контролируемые параметры НА в соответствии с установленным перечнем должны регистрироваться в специальном журнале через каждые два часа. При отклонении параметров оборудования от заданных пределов производится остановка неисправного агрегата и пуск резервного. Дежурный оператор в этом случае должен зафиксировать в оперативном журнале значение параметра, из-за которого произошло отключение работавшего агрегата. Автоматическая регистрация соответствующего параметра производится немедленно специальным аварийным регистратором с выдачей его значения и наименования на экран монитора.

Во время эксплуатации оборудования необходимо следить за его параметрами в соответствии с инструкциями, в частности:

• за герметичностью обвязки оборудования (фланцевых и резьбовых соединений, уплотнений насосов);
• значениями давления в маслосистеме и охлаждающей жидкости (воздуха), а также за работой приточных, вытяжных и общеобменных вентиляционных систем, других механизмов и систем.

При обнаружении утечек и неисправностей необходимо принимать меры к их устранению.

Установку датчиков газоанализаторов в насосной следует предусматривать в соответствии с проектом у каждого насоса в местах наиболее вероятного скопления газа и утечек взрывоопасных паров и газов (сальниковых, механических уплотнений, фланцевых соединений, клапанов и т.д.).

Электродвигатели, применяемые для привода магистральных насосов при их размещении в общем зале, должны иметь взрывозащищенное исполнение, соответствующее категории и группе взрывоопасных смесей. При применении для привода насосов электродвигателей невзрывозащищенного исполнения электрозал должен быть отделен от насосного зала разделительной стеной. В этом случае в разделительной стене в месте соединения электродвигателей и насосов устанавливаются специальные устройства, обеспечивающие герметичность разделительной стенки (диафрагмы с камерами беспромвальных соединений), а в электрозале должно обеспечиваться избыточное давление воздуха 0,4 - 0,67 кПа.

Пуск станции запрещается в случае, когда температура воздуха в электрозале ниже +5°С, в любом режиме пуска (автоматический, дистанционный или местный).

Система смазки

Монтаж маслосистемы осуществляется по чертежам проектной организации в соответствии со схемой маслоснабжения магистральных НА, с установочными чертежами и инструкциями заводов-изготовителей. В проекте должна быть предусмотрена резервная система смазки основного оборудования, обеспечивающая подачу масла в агрегаты при аварийных отключениях. После окончания монтажных работ должна быть произведена очистка и промывка напорных и сливных маслопроводов и маслобака, очищены и заменены фильтры.

При пусконаладочных работах производится прокачка масла по маслосистеме, регулируется расход масла по подшипникам НА путем подбора дроссельных шайб или запорного устройства. Маслосистема проверяется на плотность фланцевых соединений и арматуры.

Во время пусконаладочных работ проверяется надежность подачи масла из аккумулирующего маслобака (если он предусмотрен) к подшипникам НА при остановленных маслонасосах для обеспечения выбега магистральных НА.

В процессе эксплуатации НА должны контролироваться температура и давление масла на входе в подшипники агрегатов, температура подшипников и т.д. Режим в системе охлаждения масла должен поддерживаться в пределах, установленных картой уставок технологических защит и обеспечивать температуру подшипников агрегатов не выше максимально допустимых значений.

Уровень в маслобаках и давление масла должны быть в пределах, обеспечивающих надежную работу подшипников насоса и электродвигателей. Контроль уровня масла в маслобаках осуществляется персоналом дежурной смены. Давление масла в маслосистеме контролируется автоматически, магистральные насосные агрегаты обеспечиваются автоматической защитой по минимальному давлению масла на входе подшипников насоса и электродвигателя. Точки контроля температуры, уровня и давления в системе смазки определяются проектом.

Масло, находящееся в системе смазки, следует заменять свежим в установленные инструкцией по эксплуатации сроки или через 3000 - 4000 часов наработки оборудования.

Для каждого типа НА должна быть установлена периодичность отбора проб из системы смазки для проверки качества масла. Пробы должны отбираться в соответствии с ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».

В системе смазки подшипников НА запрещается применять масла марок, не соответствующих рекомендованным заводом-изготовителем (фирмами).

Масло от поставщика принимается при наличии сертификата соответствия и паспорта качества на масло. При отсутствии указанных документов приемка масла должна осуществляться после проведения соответствующих физико-химических анализов на соответствие его параметров требуемым и выдачи заключения специализированной лабораторией.

Монтаж элементов системы смазки (трубопроводов, фильтров, холодильников, маслобак(ов) и др.) должен соответствовать проекту и обеспечивать самотечный сток масла в маслобак(и) без образования застойных зон; значения монтажных уклонов должны соответствовать требованиям НТД. В нижних точках системы или ее частей должны располагаться фильтры. Элементы системы смазки (фильтры) должны подвергаться периодической очистке в сроки, оговоренные инструкциями.

Для каждого типа насосов и двигателей устанавливаются на основе заводских и эксплуатационных данных нормы расхода масла.

В маслонасосной (маслоприямке) должна быть вывешена утвержденная техническим руководителем ПС, НП и т.д. технологическая схема системы смазки с указанием допустимых значений минимального и максимального давления и температуры масла.

Система охлаждения

Сроки и способы очистки полостей охлаждения агрегатов и теплообменных аппаратов системы охлаждения от накипи и загрязненной воды должны быть установлены в зависимости от конструкции системы охлаждения, степени загрязнения, жесткости, расхода воды. Трубопроводы системы охлаждения должны быть выполнены с уклоном, обеспечивающим самослив воды через специальные краны или штуцера.

Необходимо не реже одного раза в смену проверять отсутствие в охлаждающей воде нефтепродукта или масла. В случае обнаружения последних принимаются меры к немедленному выявлению и устранению повреждения. Результаты ежесменной проверки наличия в воде масла или нефтепродукта следует фиксировать в вахтенном журнале.

Система охлаждения должна исключать возможность повышения давления воды в охлаждаемых полостях агрегата выше предельного, указанного заводом-изготовителем. Температура охлаждения жидкости перед радиаторами электродвигателя должна быть не более +33°C.

Наружные элементы системы охлаждения (трубопроводы, арматура, градирня, емкости) должны быть своевременно подготовлены к работе в зимних условиях или опорожнены и отключены от основной системы.

Забор воздуха для охлаждения двигателей производится в соответствии с проектом в местах, не содержащих паров нефтепродукта, влаги, химических реагентов и т.д. выше предельных норм. Температура воздуха, подаваемого на охлаждение двигателей, должна соответствовать проекту и инструкции завода-изготовителя.

В насосной должна быть утвержденная техническим руководителем ЛПДС, ПС, НП технологическая схема системы охлаждения с указанием допустимых значений давления и температуры охлаждающей среды.

Дипломный проект содержит 109 с., 24 рисунка, 16 таблиц, 9 использованных источников, 6 приложений.

АВТОМАТИЗАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО НАСОСНОГО АГРЕГАТА НМ1250-260, ДАТЧИК, СИГНАЛ, САУ СЕРИИ «MODICON TSX QUANTUM», КОНТРОЛЬ ВИБРАЦИИ, СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ ВИБРАЦИИ

Объектом исследования является магистральный насосный агрегат НМ 1250-260, применяющийся в ЛПДС «Черкассы».

В процессе исследования выполнен анализ существующего уровня автоматизации агрегата, обоснована необходимость модернизации его системы управления.

Цель работы – разработка управляющей программы для ПЛК «Modicon TSX Quantum» фирмы «Schneider Electric».

В результате исследования разработана система автоматизации магистрального насосного агрегата на основе современных программных и аппаратных средств. В качестве программного обеспечения проекта использован язык ST программы ISaGRAF.

Опытно-конструкторские и технико-экономические показатели свидетельствуют о повышении эффективности функционирования модернизированной системы управления магистрального насосного агрегата.

Степень внедрения – полученные результаты применённые в системе контроля вибрации «Каскад».

Эффективность внедрения основывается на повышении надежности системы автоматизации МНА, что подтверждено подсчетом экономического эффекта за расчетный период.

Определения, обозначения и сокращения……………………………………… 6

Введение………………………………………………………………………….. 7

1 Линейная производственная диспетчерская станция «Черкассы»…. 9 1.1 Краткая характеристика линейной производственной диспетчерской станции «Черкассы»…………………………………………………………….. 9

1.2 Характеристика технологического оборудования…………………………. 9

1.3 Характеристика технологических помещений…………………………… 12 1.4 Режимы работы ЛПДС «Черкассы»……………………………………. 13 1.5 Магистральный насосный агрегат…………………………………………. 16 1.6 Обвязка насосов ЛПДС «Черкассы»………………………………………. 18

1.7 Анализ существующей схемы автоматизации ЛПДС «Черкассы»……... 19

2 Патентная проработка………………………………………………………... 22

3 Автоматизация ЛПДС «Черкассы»………………………………………… 27

3.1 Автоматизация магистрального насосного агрегата…………………….. 27

3.2 Система противоаварийной защиты……………………………………… 33

3.3 АСУ ТП на базе контроллеров Modicon TSX Quantum………………….. 35

3.4 Структурная схема АСУ ТП на базе системы Quantum………………… 39

3.5 Устройства, входящие в состав системы………………………………….. 42

3.6 Датчики и технические средства автоматизации…………………………. 48

4 Выбор системы виброконтроля МНА………………………………………... 54 4.1 Аппаратура контроля вибромониторинга (АКВ)…………………………. 54

4.2 Аппаратура контроля вибрации «Каскад»….…………………………….. 56

4.3 Разработка программы управления насосным агрегатом………….…….. 64

4.4 Инструментальная система программирования промышленных контроллеров……………………………………………………………………. 65

4.5 Описание языка ST…………………………………………………………. 67

4.6 Создание проекта и программ в системе ISaGRAF………………………. 71

4.7 Программирование контроллера…………………………………………... 73

4.8 Алгоритм сигнализации и управления насосным агрегатом…………...... 74

4.9 Результаты работы программы…….…………………..…………………... 77

5 Охрана труда и техника безопасности магистральной насосной МНПП «Уфа-Западное направление»………………………………………………………… 80

5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей… 80

5.2 Мероприятия по технике безопасности при эксплуатации объектов ЛПДС «Черкассы»……………………………………………………………………… 85

5.3 Мероприятия по промышленной санитарии……………………………… 86

5.4 Мероприятия по пожарной безопасности………………………………… 89

5.5 Расчет установки пенного тушения и пожарного водоснабжения……… 91

6 Оценка экономической эффективности автоматизации линейно-производственной диспетчерской станции «Черкассы»……………………. 96

6.1 Основные источники повышения эффективности………………… 97 6.2 Методика расчета экономической эффективности……………………… 97

6.3 Расчет экономического эффекта…………………………………………. 99

Заключение…………………………………………………………………… 107

Список использованных источников………………………………………... 109

Приложение А. Перечень демонстрационных листов ……………………… 110

Приложение Б. Спецификации и схемы подключений модулей источников питания………………………………………………………………………… 111

Приложение В. Спецификация центрального процессорного устройства... 114

Приложение Г. Спецификации модулей ввода/вывода…………………….. 117

Приложение Д. Спецификации модулей Advantech………………………... 122

Приложение Е. Листинг управляющей программы………………………… 125

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

Автоматизация технологических процессов является одним из решающих факторов повышения производительности и улучшения условий труда. Все существующие и строящие объекты оснащены средствами автоматизации.

Транспорт нефтепродуктов – непрерывное производство, требующее пристального внимания к вопросам надежной эксплуатации, строительству и реконструкции объектов нефтеперекачки, капитального ремонта оборудования. В настоящее время основной задачей транспорта нефтепродуктов является повышение эффективности и качества работы транспортной системы. Для выполнения этой задачи предусмотрено строительство новых и модернизация действующих нефтепроводов, широкое внедрение средств автоматики, телемеханики и автоматизированных систем управления транспортом нефтепродуктов. При этом необходимо повышать надежность и эффективность нефтепроводного транспорта.

Система автоматизации линейно-производственной диспетчерской службы (ЛПДС) предназначена для контроля, защиты и управления оборудованием нефтепровода. Она должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима работы насосной станции и его изменение по командам с пульта оператора ЛПДС и из вышестоящего уровня управления - районного диспетчерского пункта (РДП).

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

Целью дипломного проекта является: повышение надежности и живучести технологического оборудования и средств автоматизации ЛПДС; расширение функциональных возможностей; увеличение периодичности технического обслуживания и ремонта станций.

Задачами дипломного проекта является:

• анализ существующей системы автоматизации ЛПДС;
• модернизация системы управления насосных агрегатов на базе ПЛК;

Автоматизация является высшей ступенью механизации производства и применяется в комплексе управления технологическими производственными процессами. Она открывает колоссальные возможности для повышения производительности труда, быстрого роста темпов развития производства, а также безопасности производственных процессов.

1 Линейная производственная диспетчерская станция «Черкассы»

1.1 Краткая характеристика линейной производственной диспетчерской станции «Черкассы»

ЛПДС «Черкассы» Уфимского производственного отделения ОАО «Уралтранснефтепродукт» образована в 1957 году с вводом в эксплуатацию МНПП Уфа – Петропавловск, насосной № 1 и резервуарного парка РВС-5000 в количестве 20 штук общей емкостью около 57,0 тыс. тонн. Станция образована как вторая площадка НПС «Черкассы» Уфимского районного нефтепроводного управления, входящего в состав Управления Урало-Сибирских магистральных нефтепроводов.

1.2 Характеристика технологического оборудования

В состав технологического оборудования ЛПДС «Черкассы» входят:

Три насоса магистральных НМ 1250-260 на номинальный расход 1250 м/ч с напором 260 м, с электродвигателями СТД 1250/2 мощностью N=1250 кВт, n=3000 об/мин и один насос магистральный НМ 1250-400 на номинальный расход 1250 м/ч с напором 400 м, с электродвигателем АЗМП-1600 мощностью N=2000 кВт, n=3000 об/мин, расположенные в общем укрытии и разделенные брандмауэрной стеной;

Система регулирования давления, состоящая из трех регуляторов давления;

Маслосистема принудительной смазки подшипников насосных агрегатов, состоящая из двух маслонасосов, двух маслобаков, аккумулирующего бака, двух маслофильтров, двух маслоохладителей;

Система оборотного водоснабжения, состоящая из двух водонасосов;

Система сбора и откачки утечек, состоящая из четырех емкостей и двух насосов откачки утечек;

Система вентиляции, состоящая из приточно-вытяжной вентиляции отделения насосов (два приточных и два вытяжных вентилятора); подпорной вентиляции отделения электродвигателей (один вентилятор существующий, установка второго предусмотрена на перспективу для выполнения аварийного включения резерва(АВР)); подпорной вентиляции беспромвальных камер (два вентилятора); вытяжной вентиляции камеры регуляторов давления (один вентилятор существующий, установка второго предусмотрена на перспективу для выполнения АВР); вытяжной вентиляции камеры на сов откачки утечек (один вентилятор существующий, установка второго пре смотрена на перспективу для выполнения АВР);

Электроприводные задвижки на технологических трубопроводах;

Система фильтров, состоящая из фильтра-грязеуловителя и двух фильтров тонкой очистки;

Система электроснабжения;

Система автоматического пожаротушения.

Камера регуляторов давления – защищаемое помещение: стены из кирпича. В данном помещении находятся 3 регулятора давления.

Камера утечек – защищаемое помещение: стены из кирпича. В данном помещении находятся 2 насоса откачки утечек.

Все исполнительные механизмы, обеспечивающие автоматическую работу ПС, должны быть оснащены электроприводами. Запорная арматура трубопроводов должна быть оснащена датчиками сигнализации крайних положений (открыто, закрыто). Автоматизируемое оборудование оснащено

приспособлениями для установки датчиков контроля и исполнительных механизмов.

Технологическая схема магистральной насосной МНПП «Уфа-Западное направление» №2 ЛПДС «Черкассы» приведена на рисунке 1.1.

1.3 Характеристика технологических помещений

Общее укрытие насосной состоит из отделения насосов и отделения электродвигателей, разделенных брандмауэрной стеной. Помещение отделения насосов относится к взрывоопасной зоне В-1а согласно Правилам устройства электроустановок ПУЭ, (зона класса 1 согласно ГОСТ Р 51330.3-99), по пожарной опасности – к категории А согласно Нормам пожарной безопасности НПБ 105-95, по функциональной опасности – к категории Ф5.1 согласно Строительным нормам и правилам СНиП 21-01-97. Помещение подлежит автоматическому пожаротушению.

Пространство помещения отделения электродвигателей не относится к взрывоопасной зоне. По пожарной опасности помещение отделения электродвигателей относится к категории Д. В отделении электродвигателей располагается маслоприемник, относящийся по пожарной опасности к категории В согласно НПБ 105-95. Маслоприемник подлежит автоматическому пожаротушению. По функциональной опасности отделения электродвигателей относится к категории Ф5.1 согласно СНиП 21-01-97.

Камера регуляторов давления – защищаемое помещение: стены из кирпича. В данном помещении находятся 3 регулятора давления. Пространство внутри помещения относится к взрывоопасной зоне В-1а согласно ПУЭ (зона класса 1 согласно ГОСТ Р 51330.3-99). По функциональной опасности - к категории Ф 5.1 согласно СНиП 21-01-97). По пожарной опасности – к категории А согласно НПБ 105-95. Камера регуляторов давления подлежит автоматическому пожаротушению. Трубопровод подачи огнетушащего вещества не предусмотрен. Система автоматики предусматривает реализацию автоматического пожаротушения камеры регуляторов давления.

Камера утечек - защищаемое помещение: стены из кирпича. В данном помещении находятся 2 насоса откачки утечек. Пространство внутри помещения относится к взрывоопасной зоне В-1а согласно ПУЭ (зона класса 1 согласно ГОСТ Р 51330.3-99), по функциональной опасности – к категория Ф5.1 согласно СНиП 21-01-97, по пожарной опасности – к категории А согласно НПБ 105-95. Трубопровод подачи огнетушащего вещества не предусмотрен. Система автоматики предусматривает реализацию автоматического пожаротушения камеры откачки утечек .

1.4 Режимы работы ЛПДС «Черкассы»

Система автоматики должна обеспечивать следующие режимы управления насосными станциями:

- «телемеханический»;

- «не телемеханический».

Выбор режима осуществляется с автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора-технолога насосной станции ЛПДС «Черкассы».

Каждый выбранный режим должен исключать другой.

Переключение из режима в режим должно осуществляться без останова работающих агрегатов и станции в целом.

В режиме «телемеханический» из РДП нефтепродуктопровода по системе телемеханики обеспечиваются следующие виды телеуправления (ТУ):

Пуск и останов вспомогательных систем насосной станции;

Открытие и закрытие задвижек на входе и выходе станции;

Пуск и останов магистральных насосных агрегатов по программам пуска и останова магистрального агрегата.

Управление агрегатами и системами, включая вспомогательные системы и задвижки на входе и выходе станции, по системе телемеханики должно сопровождаться, дополнительно к сообщению о состоянии (положении) агрегата, сообщением «Включено - отключено диспетчером трубопровода» на экране АРМа оператора и фиксироваться в журнале событий.

В режиме «не телемеханический» обеспечивается управление технологическими задвижками, подпорными и магистральными насосными агрегатами, агрегатами вспомогательных систем насосной станции общими командами «программный пуск», «программный останов» магистральных насосных агрегатов и вспомогательного оборудования.

В таблице 1.1 приведены технологические параметры работы станции. Таблица 1.1 - Технологические параметры работы ЛПДС «Черкассы»

1.5 Магистральный насосный агрегат

Каждый МНА содержит следующие объекты: насос, электродвигатель.

В качестве оборудования МНА используется насос марки НМ 1250-260 и электродвигатель типа СТД-1250/2, и один насос марки НМ 1250-400 с электродвигателем АЗМП-1600.

Центробежные насосы – основной вид нагнетательного оборудования для перекачки нефти по магистральным нефтепродуктопроводам. Они отвечают требованиям, предъявляемым к МНА для перекачки значительных объемов нефти на дальние расстояния. Магистральным насосам необходимо иметь избыточное давление на входе. Это давление должно предотвратить опасное явление – кавитацию, которая может возникать внутри насоса в результате уменьшения давления в быстро движущейся жидкости.

Кавитация состоит в образовании пузырьков, заполненных парами перекачиваемой жидкости. Когда эти пузырьки попадают в область высокого давления, они схлопываются, развивая при этом огромные точечные давления. Кавитация приводит к быстрому износу частей нагнетателя и снижает эффективность его работы. Используемый насос НМ предназначен для транспортирования нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам с температурой от минус 5 до +80С, с содержанием механических примесей по объему не более 0,05% и размером не более 0,02 мм. Насос горизонтальный, секционный, многоступенчатый, однокорпусный или двухкорпусной НМ, с рабочими колесами одностороннего входа, с подшипниками скольжения (с принудительной смазкой), с концевыми уплотнениями торцового типа, с приводом от электродвигателя.

В качестве привода насосного агрегата используется электродвигатель типа СТД мощностью 1250 кВт во взрывобезопасном исполнении. Он установлен в общем с нагнетателем зале. Взрывобезопасное исполнение электродвигателя достигается принудительным нагнетанием воздуха вентиляционной системой под защитный кожух привода для поддержания избыточного давления (исключающее проникновение в двигатель паров нефти), а также использованием взрывонепроницаемой оболочки.

В качестве привода к насосам используются также и асинхронные электродвигатели высокого напряжения. Однако при использовании асинхронных двигателей мощностью от 2,5 до 8,0 МВт требуется установка в помещениях насосной дорогостоящих статических конденсаторов мощностей (которые при колебаниях нагрузки станции и температуры окружающей среды часто выходят из строя), а также комплекса высоковольтного оборудования, усложняющего схему электроснабжения.

Синхронные электродвигатели обладают лучшим показателями устойчивости, по сравнению с асинхронным, что особенно важно при случающихся падениях напряжения в сети.

По стоимости синхронные электродвигатели, как правило, дороже, чем аналогичные асинхронные, однако имеют лучшие энергетические характеристики, что делает их применение эффективным. Считается, что коэффициент полезного действия (КПД) синхронного двигателя изменяется незначительно при нагрузках, близких к номинальной мощности двигателя. При нагрузках, составляющих от 0,5 до 0,7 номинальной мощности, КПД синхронных электродвигателей значительно снижается. Практика эксплуатации нефтепроводов показала, что в условиях постоянно изменяющегося уровня загрузки трубопроводных систем целесообразно использовать регулируемые приводы насосных агрегатов. Путем регулирования числа оборотов рабочего колеса нагнетателя удается плавно менять его гидравлические и энергетические характеристики, подстраивая работу насоса к изменяющимся нагрузкам. Двигатели постоянного тока позволяют осуществлять регулирование числа оборотов простым изменением сопротивления (например, введением реостата в цепь ротора двигателя), однако у таких двигателей диапазон регулирования сравнительно узок. Двигатели переменного тока допускают регулирование числа оборотов путем изменения частоты питающего тока (с промышленной частоты 50 Гц до большего или меньшего значения в зависимости от того, требуется увеличить число оборотов вала ротора или уменьшить, соответственно).

1.6 Обвязка насосов ЛПДС «Черкассы»

Обвязка насосов может осуществляться последовательно, параллельно и комбинированным способом (рисунки 1.2 – 1.4).

Рисунок 1.2 – Последовательная обвязка насосов

Рисунок 1.3 – Параллельная обвязка насосов

Рисунок 1.4 – Комбинированная обвязка насосов

Последовательное соединение насосов используется для повышения напора, а параллельное – для увеличения подачи насосной станции ЛПДС «Черкассы» включает четыре магистральных насосных агрегата с электродвигателями, расположенными в общем укрытии нефтенасосной. Для увеличения напора на выходе станции насосы соединяют последовательно (рисунок 1.6), так, чтобы при одной и той же подаче напоры, создаваемые насосами, суммировались. Обвязка насосов обеспечивает работу ЛПДС при выходе в резерв любого из агрегатов станции. На всасывании и нагнетании каждого насоса установлена задвижка, а параллельно насосу - обратный клапан.

Рисунок 1.5 – Обвязка насосов на ПС

Обратный клапан, разделяющий линию всасывания и нагнетания каждого насоса, пропускает жидкость только в одном направлении. При работающем насосе давление, действующее на заслонку клапана слева (давление нагнетания), больше, чем давление, действующее на эту заслонку справа (давление всасывания), вследствие чего заслонка закрыта, и нефть идет через насос. При неработающем насосе, давление справа от заслонки клапана больше, чем давление слева от нее, вследствие чего заслонка открыта, и нефтепродукт поступает через КО-1 к следующему насосу, минуя неработающий.

1.7 Анализ существующей схемы автоматизации ЛПДС «Черкассы»

Автоматизируемое оборудование оснащено приспособлениями для установки датчиков контроля и исполнительных механизмов.

Все исполнительные механизмы оснащены приводами с электрическими сигналами управления. Запорная арматура трубопроводов внешней и внутренней обвязки ЛПДС оснащена датчиками сигнализации крайних положений (открыто, закрыто).

При реализации системы автоматики обеспечивается выполнение следующих задач:

Анализ режимов технологического оборудования;

Контроль технологических параметров;

Управление и контроль задвижек;

Контроль готовности к запуску магистральных и подпорных насосных агрегатов;

Обработка предельных значений параметров по магистральному насосному агрегату;

Управление и контроль магистрального и подпорного насосных агрегатов;

Управление и контроль приемной задвижки магистрального насосного агрегата;

Корректировка уставки регулирования при пуске магистрального агрегата;

Задание уставок регулирования;

Регулирование давления;

Управление и контроль маслонасосов;

Управление и контроль приточного вентилятора насосного отделения;

Управление и контроль вытяжного вентилятора насосного отделения;

Управление и контроль насоса откачки утечек;

Обработка измеряемых параметров;

Приме и передача сигналов в системы телемеханики.

Состояние и параметры работы оборудования ЛПДС отображаются на экране АРМ оператора ЛПДС в виде следующих видеокадров:

Общая схема насосной станции;

Схема отдельных магистральных агрегатов и вспомогательных систем;

Схема энергохозяйства;

Схема прилегающих участков трассы.

Блок ручного управления (БРУ) ЛПДС, установленный в операторной (ЩСУ) предусматривает:

Световую сигнализацию от:

1) датчиков аварийного давления на входе, в коллекторе и на выходе ЛПДС;

Каналов системы пожарной сигнализации;

2) каналов средств загазованности;

3) датчика переполнения резервуара-сборника;

4) датчика затопления насосной;

5) реле аварии ЗРУ;

Кнопки подачи команд управления:

Аварийного отключения ЛПДС;

Отключения магистральных и насосных агрегатов;

Включения магистральных и насосных агрегатов;

Открытия и закрытия задвижек подключения станции.

В настоящее время, при постоянном уменьшении добычи нефти, снижается объем перекачиваемой нефти. В связи с этим используют систему автоматического регулирования режима перекачки. Система предназначена для контроля и регулирования давления на приеме и на выходе перекачивающих насосных станций магистральных нефтепроводов. Система использует регулирующие заслонки с электрическим приводом для регулирования давления на приеме и на выходе нефтепроводов методом дросселирования потока на выходе.

2 Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

В дипломном проекте рассматривается проект модернизации АСУ ТП линейно-производственной диспетчерской станции ЛПДС «Черкассы» ОАО «Уралтранснефтепродукт».

Одним из измеряемых параметров насосного агрегата линейно-производственной диспетчерской станции является вибрация. На ЛПДС для этих целей предлагаю к применению систему измерения вибрации «Каскад», поэтому при проведении патентного поиска внимание было уделено поиску и анализу пьезоэлектрических датчиков для измерения вибрации в технологических объектах нефтегазовой промышленности.

2.2 Регламент патентного поиска

Патентный поиск производился с использованием фонда УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации.

Глубина поиска – пять лет (2007-2011 гг.). Поиск производился по индексу международной патентной классификации (МПК) G01P15/09 – «Измерение ускорения и замедления; измерение импульсов ускорения с помощью пьезоэлектрического датчика».

При этом использовались следующие источники патентной информации:

Документы справочно-поискового аппарата;

Полные описания к патентам России;

Официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам.

2.3 Результаты патентного поиска

Результаты просмотра источников патентной информации приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Результаты патентного поиска

2.4 Анализ результатов патентного поиска

Пьезоэлектрический акселерометр по патенту № 2301424 содержит многослойный пакет пьезокерамических пластин, состоящий из трех секций. Секции включают группы из трех пластин. Крайние пластины в группе снабжены диаметральными пазами, заполненными коммутационными шинами. Одна из средних пластин поляризована целиком по толщине, две другие средние пластины содержат сегменты, поляризованные по толщине в противоположных направлениях. Секции с сегментированными пластинами повернуты одна относительно другой на 90° вокруг продольной оси пакета. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет измерения виброускорения в трех взаимно перпендикулярных направлениях.

Вибрационный датчик по патенту № 2331076 содержит пьезокерамический трубчатый стержень с электродами, закрепленный в корпусе одним концом на основании с электроконтактами перпендикулярно его поверхности, а на другом конце стержня закреплен инерционный элемент, выполненный в виде массы-структуры, которая состоит из тонкостенного цилиндра, полость которого заполнена текучей демпфирующей средой (например, маслом низкой вязкости) и единичными сферическими грузами, с возможностью их свободного перемещения, при этом сферические грузы имеют различную массу. Внутри корпуса размещен демпфирующий элемент, в качестве которого использована также текучая демпфирующая среда. Техническим результатом является расширение диапазона измерения при повышении чувствительности датчика.

Вибропреобразователь по патенту № 2347228 содержит корпус с закрепленным в нем пьезоэлементом, выполненным в виде прямоугольного параллелепипеда с квадратным основанием и с элементами съема заряда в виде электропроводящих поверхностей, закрепленных на его гранях и электрически изолированных друг от друга, проводники для съема зарядов и диэлектрическую подложку, на которой установлено квадратное основание пьезоэлемента, полярная ось которого перпендикулярна плоскости его крепления к подложке. Каждая электропроводящая поверхность выполнена в виде пластины с выступающим на одной из ее сторон за пределы соответствующей грани параллелепипеда лепестком, изготовленной из изотропной медной фольги и закрепленной на грани параллелепипеда посредством полимеризуемого термореактивного токопроводящего материала, при этом на каждой паре смежных пластин лепестки ориентированы на разные ребра параллелепипеда, в каждом лепестке выполнена просечка для крепления проводника для съема зарядов, а ось каждого лепестка совпадает с одной из плоскостей симметрии соответствующей пластины. Такая конструкция преобразователя позволяет вывести точки крепления проводников к элементам съема заряда, как наиболее выраженные концентраторы напряжений, за пределы поверхностей съема заряда чувствительного элемента и позволяет реализовать технологии изготовления деталей и монтажа пьезопакетника промышленным образом, что минимизирует неоднородность и механические напряжения на гранях пьезоэлемента.

Трехкомпонентный датчик колебательного ускорения по патенту № 2383025 содержит корпус, который жестко закреплен на базовом основании и закрыт колпачком. Корпус выполнен из металла в форме трехгранной пирамиды с тремя ортогональными плоскостями, на каждой из которых консольным способом закреплены по одному чувствительному элементу. Чувствительные элементы выполнены в виде пьезоэлектрических или биморфных пластин.

Устройство для измерения вибрации по патенту № 2382368 содержит пьезоэлектрический преобразователь, инструментальный усилитель и операционный усилитель, выход которого является выходом устройства. Выходы пьезоэлектрического преобразователя соединены с прямым и инверсным входами инструментального усилителя, первый вход задания усиления которого соединен с первым выводом первого резистора. Выход операционного усилителя соединен с его инверсным входом через конденсатор. Инверсный вход операционного усилителя соединен через второй резистор с выходом инструментального усилителя. Прямой вход операционного усилителя соединен с общей шиной. В устройство введена индуктивность, которая включена между вторым выводом первого резистора и вторым входом задания усиления инструментального усилителя, а параллельно конденсатору подключен третий резистор. Прямой и инверсный входы инструментального усилителя могут быть соединены с общей шиной через первый и второй вспомогательные резисторы.

Сущность пьезоэлектрического измерительного преобразователя по патенту № 2400867 в том, что он содержит пьезопреобразователь и предусилитель, Первая часть предусилителя размещена в корпусе преобразователя и включает каскад усиления на полевом транзисторе и трех резисторах. Вторая часть предусилителя расположена вне корпуса и включает разделительный конденсатор и токостабилизирующий диод, катод которого и первый вывод разделительного конденсатора соединены с истоком полевого транзистора. Второй вывод разделительного конденсатора и анод токостабилизирующего диода соединены соответственно с регистратором и источником питания, общая точка которых соединена со стоком полевого транзистора. Преобразователь содержит также последовательно соединенные первый и второй диоды. Катод первого и анод второго диодов соединены соответственно с истоком и стоком полевого транзистора. Их средняя точка соединена с затвором полевого транзистора, с первым электродом пьезопреобразователя первым выводом первого резистора, второй вывод которого соединен с первыми выводами второго и третьего резисторов. Второй вывод второго резистора соединен с истоком полевого транзистора. Второй вывод третьего резистора соединен со вторым электродом пьезопреобразователя и со стоком полевого транзистора. Технический результат: упрощение электрической схемы, снижение уровня собственного шума и защита от пробоя полевого транзистора.

Патентные исследования показали, что на сегодняшний день существует достаточно большое количество пьезоэлектрических средств измерения вибрации, разнообразных по своему устройству и обладающих как достоинствами, так и недостатками.

Таким образом, использование датчиков, позволяющих определить вибрацию на основе применения свойств пьезоэлектрических кристаллов, вполне актуально.

3 Автоматизация ЛПДС «Черкассы»

3.1 Автоматизация магистрального насосного агрегата

Автоматизация насосной станции включает в себя управление магистральными насосными агрегатами в режимах запуска-остановки, автоматический контроль, защиту и сигнализацию насосных агрегатов и в целом станции по контролируемым параметрам, автоматический запуск-остановку, контроль, защиту и сигнализацию по вспомогательным установкам насосных станций.

Система управления насосными агрегатами работает в режимах дистанционного пооперационного управления, программного пуска насосов, программной остановки насосов и аварийной остановки.

В режимах дистанционного управления со щита операторной осуществляется запуск маслонасоса, управление вентиляцией насосной, управление открытием-закрытием задвижек на всасывающих и нагнетательных линиях магистральных насосных агрегатов.

В режиме программного пуска и остановки МНА все операции запуска производятся автоматически. Режим пуска электродвигателя зависит от его типа (синхронный или асинхронный) и осуществляется пусковыми станциями.

В целом запуск магистрального насосного агрегата достаточно простой. При наборе электродвигателем номинального числа оборотов открываются всасывающая и нагнетательная задвижки, и агрегат вступает в работу. Система маслоснабжения на современной насосной станции является централизованной, общей для всех агрегатов, что исключает управление насосами маслосистемы и уплотнения при запуске-остановке агрегата.

Для насосной ЛПДС важное значение имеет программный запуск МНА. Имеются различные схемы запуска насосов в зависимости от характеристик насосов, схем электроснабжения и других факторов. Различаются программы последовательного открытия задвижек и запуска основного электродвигателя агрегата.

Агрегаты, переведенные в положение резервных для системы АВР, могут включаться также по программе, при которой обе задвижки открываются заранее при переключении агрегата в резерв, а основной электродвигатель запускается при отключении работающего агрегата и срабатывании системы АВР. Эта программа включения агрегата является наилучшей с точки зрения гидравлических условий работы магистрального трубопровода, так как при таком переключении агрегатов давления на всасывании и нагнетании станции меняются весьма незначительно и линейная часть магистрального трубопровода практически не испытывает никаких нагрузок из-за волн давления.

Программа отключения агрегата, как правило, предусматривает одновременное выключение основного электродвигателя и включение обеих задвижек на закрытие. При этом команда на закрытие задвижек обычно дается коротким импульсом (рисунок 3.1).

Защита насосного агрегата по параметрам перекачиваемой жидкости обеспечивается датчиками давления 1-1, 1-2, 7-1, 7-2 (Сапфир-22МТ), контролирующими давления во всасывающем и нагнетательном трубопроводах. Датчики 1-1, 1-2 установленные на всасывающем трубопроводе у входной задвижки, настраивают на давление, характеризующее кавитационный режим насоса. Защита по минимальному давлению всасывания осуществляется с выдержкой времени, благодаря чему исключается реакция на кратковременные снижения давления при включении насосов и прохождении по трубопроводу небольших воздушных пробок. Датчики 7-1, 7-2, установленные на нагнетательном трубопроводе у выходных задвижек осуществляют защиту по максимальному давлению нагнетания. Максимальный контакт датчика 7-1 дает сигнал в схему управления агрегатом, прерывая процесс запуска в случае превышения допустимого давления после открытия задвижки. Максимальный контакт датчика 7-1 обеспечивает автоматическую остановку агрегата, если сигнал в схему управления агрегатом, прерывая процесс запуска в случае превышения допустимого давления после открытия

процесс запуска в случае превышения допустимого давления после открытия задвижки.

Максимальный контакт датчика 7-1 обеспечивает автоматическую остановку агрегата, если давление в нагнетательном трубопроводе превышает допустимое по условиям механической прочности оборудования, арматуры и трубопровода.

В эксплуатации возможны случаи работы насоса с очень малой подачей, что сопровождается быстрым повышением температуры жидкости в корпусе насоса, что недопустимо.

Защита от повышения температуры нефти в корпусе насоса обеспечивается термопреобразователем сопротивления 9, установленном на корпусе насоса. Нарушение герметичности устройств уплотнения вала насоса требует немедленной остановки агрегата. Контроль утечек сводится к контролю уровня в камере, через которую отводятся утечки. Превышение допустимого уровня фиксируется уровнемером 3-1.

Защита от превышения температуры подшипников 2-1, 2-2, 2-3, 2-4 осуществляется термопреобразователем сопротивления типа ТСМТ. В операторной срабатывает сигнализация, и агрегат отключается защитой по средствам управляющего сигнала с контроллера.

Защита от повышения температуры обмоток сердечника статора осуществляется термометром сопротивления 10 ТЭС-П.-1. Контроль температуры воздуха в корпусе электродвигателя осуществляется и сигнализируется по средствам управляющего сигнала с контроллера.

Давление в системах уплотнительной жидкости и циркуляционной смазки подшипников насоса и электродвигателя контролируется датчиком давления Сапфир-22МТ и контроллером.

Вибросигнализирующая аппаратура 4-1, 4-2, 4-3, 4-4 контролирует вибрацию подшипников насоса и электродвигателя, а при ее увеличении до недопустимых величин – отключает агрегат.

Таблица 3.1 – Перечень выбранного оборудования МНА

Аварийная остановка агрегата происходит при срабатывании приборов и устройств защиты. Различаются аварийные остановки, допускающие повторный пуск агрегата и не допускающие его. В последнем случае устанавливается и устраняется причина, вызвавшая остановку, и только после этого становится возможным повторный пуск агрегата. Остановка с разрешением повторного пуска происходит при несостоявшемся пуске, то есть если остановка произошла из-за температуры продукта в корпусе насоса. Аварийная остановка с запрещением повторного пуска агрегата происходит при следующих параметрах: возрастании температуры подшипников электродвигателя, насоса и промежуточного вала; повышенной вибрации агрегата; увеличении утечек из уплотнений вала насоса; возрастании температуры охлаждающего воздуха на входе в электродвигатель; повышении разности температур входящего и выходящего воздуха, охлаждающего электродвигатель; срабатывании устройств электрической защиты электродвигателя.

Последовательность операций при остановке агрегатов по сигналам защитной автоматики не отличается от последовательности при обычной программной остановке.

В целом по насосной станции также имеется система предупредительной сигнализации и аварийной защиты по следующим параметрам: возникновение пожара, затопление насосной, недопустимые давления на линиях всасывания и нагнетания и др.

Автоматическая остановка агрегатов станции происходит последовательно по программе, за исключением случая срабатывания защиты по загазованности. При повышенной концентрации паров нефти в помещении насосов происходит одновременное отключение всех потребителей электроэнергии, кроме вентиляторов и приборов контроля. В схеме автоматизации насосной станции предусматривается защита по пожароопасности (установлены датчики, реагирующие на появление дыма, пламени или повышенной температуры в помещении), при их срабатывании отключаются все потребители электроэнергии без исключения.

Перечень приборов, используемых для автоматизации магистрального насосного агрегата, приведён в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Приборы, используемые для автоматизации МНА

3.2 Система противоаварийной защиты

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

Рассмотрим главные задачи, возлагаемые на такие системы:

Предотвращение аварий и минимизация последствий аварий;

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

Для некоторых защит предусматривается наличие задержки между обнаружением аварийного сигнала и защитным отключением. Отключение основных вспомсистем, закрытие задвижек подключения НПС к МН.

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

Отключение электродвигателя;

Закрытие агрегатных задвижек;

Пуск резервного агрегата.

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

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

Отключение одного из работающих МНА, первого по ходу нефти;

Одновременное или поочередное отключение всех работающих МНА;

Одновременное отключение всех работающих ПНА;

Закрытие задвижек подключения НПС;

Закрытие задвижек ФГУ;

Отключение тех или иных вспомогательных систем;

Включение устройств световой и звуковой сигнализации.

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

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

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

Наличие обратной связи значительно упрощает процесс разработки целевых задач процессора и приложений пользователя. С другой стороны, это повышает инвариантность реакции логических и вычислительных алгоритмов на тестовое воздействие, проводимое при проверке противоаварийных защит.

Такая проверка не может дать гарантии повторяемости результатов тестов, так как состояние памяти процессора под управлением обратной связи при всех одинаковых условиях тестирования не будет одинаково в разные моменты времени.

3.3 АСУ ТП на базе контроллеров Modicon TSX Quantum

Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтеперекачивающих станций базируется на серии программируемых контроллеров Modicon TSX Quantum, являющейся хорошим решением для задач управления на базе высокопроизводительных программируемых контроллеров. Система на базе Quantum сочетает компактность, обеспечивая экономичность и надежность установки даже в наиболее сложных промышленных условиях. В то же время системы Quantum просты в установке и конфигурации, имеют широкую область применения, что обеспечивает более низкую стоимость по сравнению с другими решениями. Также предусмотрена поддержка установленных изделий за счет совместного использования старых технологий и этой новейшей управляющей платформы. Конструкция программируемых контроллеров Modicon TSX Quantum позволяет сэкономить пространство в щите. Обладая глубиной всего в 4 дюйма (включая экран), эти контроллеры не требуют больших щитов; они размещаются в стандартном 6-дюймовом электрическом шкафу, что позволяет экономить до 50% стоимости обычных панелей управления. Несмотря на малые размеры, контроллеры Quantum поддерживают высокий уровень производительности и надежности. Системы управления, использующие программируемые контроллеры серии Modicon TSX Quantum, поддерживают различные варианты решений от одиночной установочной панели ввода/вывода (до 448 вводов/выводов) до резервируемых процессоров с разветвленной системой ввода/вывода с количеством линий ввода/вывода до 64000, определяемым в соответствии с потребностями. Кроме того, объем памяти от 256 Кбайт до 2 Мбайт достаточен для самых сложных схем управления. Благодаря использованию усовершенствованных процессорных устройств на основе микросхем Intel, быстродействие контроллеров серии Quantum и пропускная способность ввода/вывода достаточны для удовлетворения жестких требований к скорости. В этих контроллерах также используются высокопроизводительные математические сопроцессоры для обеспечения наилучшей скорости выполнения алгоритмов и математических вычислений, необходимой для обеспечения непрерывности и качества управляемого процесса.

Сочетание производительности, гибкости и расширяемости делает серию Quantum лучшим решением для самых сложных применений и в то же время достаточно экономичным для более простых задач автоматизации. Возможность подключения к сетям предприятия и полевым шинам реализована для восьми типов сетей от Ethernet до INTERBUS-S.

Quantum поддерживает пять языков программирования, соответствующих стандарту МЭК 1131-3. В дополнение к этим языкам, контроллеры Quantum могут выполнять программы, написанные на языке релейно-контактных схем Modicon 984, на языке состояний Modicon и на специальных языках для конкретных применений, разработанных другими фирмами.

В дополнение к языкам МЭК система Quantum использует преимущества улучшенного набора инструкций 984 для выполнения на контроллере Quantum прикладных программ, написанных на языке Modsoft или транслированных с SY/Mate. К контроллеру Quantum возможно подключить магистральные сети связи Ethernet, Modbus и Modbus Plus.

Ни одна системная архитектура не отвечает потребностям современного рынка систем управления так, как серия программируемых контроллеров Modicon TSX Quantum. Она представляет собой альтернативную систему, в которой узлы ввода/вывода разделены по размеру, пространственно распределены и сконфигурированы с целью снижения стоимости кабелей, соединяющих узлы ввода/вывода с датчиками и исполнительными устройствами. Контроллер Quantum обладает гибкостью, позволяющей сочетать в конфигурациях локальный, удаленный, распределенный ввод/вывод, одноранговые конфигурации, а также подключение к полевым шинам ввода/вывода. Подобная гибкость делает Quantum уникальным решением, способным удовлетворить все потребности в автоматизации. Используя лишь одну серию модулей ввода/вывода, система Quantum может быть сконфигурирована под все архитектуры и, таким образом, является подходящей для контроля непрерывных процессов, управления оборудованием или распределенного управления .