Допустимі вібрації насоса. Розробка рекомендацій щодо зниження впливу вібрації на організм слюсаря v розряду технологічних установок лпдс «перм» оао «північно-західні магістралі нафти Допустимий рівень вібрації лпдс

ВІДКРИТЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО

АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НАФТИ «ТРАНСНАФТА»

ВАТ«АК «ТРАНСНАФТА»

ТЕХНОЛОГІЧНІ
РЕГЛАМЕНТИ

(стандарти підприємства)
акціонерної компанії
з транспорту нафти «Транснафта»

ТомI

Москва 2003

РЕГЛАМЕНТ
ОРГАНІЗАЦІЇ КОНТРОЛЮ ЗА НОРМАТИВНИМИ ПАРАМЕТРАМИ МН І НПС В ОПЕРАТОРНИХ НПС, ДИСПЕТЧЕРСЬКИХ ПУНКТАХ РНУ (УМН) І ВАТ МН

1. ЗАГАЛЬНА ЧАСТИНА

1.1. Регламент визначає порядок контролю операторами НПС, диспетчерськими службами РНУ (УМН), ВАТ МН, фактичних параметрів магістральних нафтопроводів, НПС таНБ відповідність нормативно-технологічним параметрам.

Фактичний параметр - реальне зафіксоване приладами значення контрольованої величини.

Нормативно-технологічні параметри параметри, що встановлюються ПТЕ МН, РД, Регламентами, ГОСТ, Проектами, Технологічними картами, Інструкціями з експлуатації, Актами держповірок та іншими нормативними документами, що визначають систему управління технологічним процесом перекачування нафти.

Відхилення -вихід фактичного параметра за межі встановлених меж у табл. «Нормативно-технологічні параметри роботи магістральних нафтопроводів і НПС, що виводяться на екран АРМ оператора НПС, диспетчера РНУ (УМН) і ВАТ МН» при зниженні контрольованого параметра за межі встановленого мінімально допустимого значення, а також при збільшенні контрольованого параметра за межі встановленого максимально допустимого значення .

1.2. Регламент призначений для працівників служб експлуатації, інформаційних технологій, АСУ ТП, ОГМ , ОДЕ, служби технологічних режимів, диспетчерських служб, РНУ (УМН), ВАТ МН, операторів НПС, ЛВДС, НБ (далі НПС).

2. ОРГАНІЗАЦІЯ ДИСПЕТЧЕРСЬКОГО КОНТРОЛЮ ЗА НОРМАТИВНИМИ ПАРАМЕТРАМИ МН І НПС

2.1. Контроль за відповідністю фактичних параметрів МН таНП З нормативно-технологічними параметрами здійснюється операторами НПС диспетчерськими службами РНУ та ВАТ МН на моніторах персональних комп'ютерів, встановлених в операторних та диспетчерських пунктах відповідно до табл. .

2.2. Відповідність фактичних параметрів роботи обладнання НПС, резервуарні х парків та лінійної частини магістральних нафтопроводів нормативними параметрами контролюється на рівні НПС за системою автоматики та телемеханіки операторами НПС, на рівні РНУ (УМН) та ВАТ МН за системою телемеханіки диспетчерськими службами. Відхилення контрольованих параметрів від нормативних величин має відображатися на моніторах персональних комп'ютерів та щитах сигналізації та супроводжуватися звуковими сигналами.

Супроводження відхилень фактичних параметрів від нормативних світловим та звуковим сигналом, режимом перегляду фактичних параметрів за рівнями управління наведено у табл. .

У режимі перегляду інформація відображається на моніторах, не супроводжується світловою та звуковою сигналізацією та за наявності відхилень інформація подається у щоденному зведенні:

- на НПС – начальнику НПС;

- у РНУ – головному інженеру РНУ;

- у ВАТ – головному інженеру ВАТ.

2.3. Для контролю за роботою обладнання магістральних нафтопроводів та НПС до програми СДКУ РНУ (УМН), ВАТ МН запроваджуються нормативні значення та показники згідно з табл. «Нормативно-технологічні параметри роботи магістральних нафтопроводів та НПС, що виводяться на екран АРМ оператора НПС, диспетчера РНУ (УМН) та ВАТ МН», далі табл. .

2.4. Таблиця переглядається та затверджується головним інженером ВАТ МН не рідше одного разу на квартал до 25 числа місяця, що передує початку кварталу.

2.5. Таблиця оформляється відділом експлуатації ВАТ МН з розбивкою по РНУ із зазначенням ПІБ відповідальних за надання та зміну даних.

2.6. Порядок збору даних, оформлення та затвердження табл. :

2.6.1. До 15 березня, до 15 липня, до 15 вересня, до 15 грудня фахівці РНУ у напрямку діяльності заповнюють параметри Таблиці за підписом відповідального за кожен параметр. Начальник відділу експлуатації передає проект таблиці на підпис головного інженера РНУ та після підписання протягом доби направляє до ВАТ МН із супровідним листом. Відповідальність за своєчасне формування та передачу у ВАТ МН Таблиці несе головний інженер РНУ.

2.6.2. ОЕ ВАТ до 20 березня, до 20 липня, до 20 вересня, до 20 грудня на підставі представлених із РНУ проектів таблиць формує зведену таблицю та передає на погодження за напрямом діяльності головного механіка, головного енергетика, головного метролога, начальника відділу АСУ ТП , начальник товаро-транспортного відділу, начальник диспетчерської служби.

Узгоджена відділами ВАТ МН таблиця передається ОЕ на затвердження головному інженеру ВАТ МН, який до 25 числа затверджує її та повертає до ОЕ для направлення до відділів ВАТ МН за напрямами діяльності та до РНУ, протягом доби з моменту затвердженняня.

2.6.3. Протягом доби з моменту отримання затвердженої таблиці з ВАТ МН відділ експлуатації РНУ передає із супровідним листом затверджену таблицю згідно з межами обслуговування наНП С, ЛВДС.

2.7. Введення нормативних значень, зазначених у таблиці,затверджених головним інженером ВАТ МН, виробляється відповідальною особоюіз записом прізвища виконавця в оперативному журналі, протягом доби після затвердження:

- на НПС начальником дільниці АСУ. Відповідальність за відповідність уведених даних несе начальник НПС. Таблиця нормативно-технологічних параметрів запроваджується до АРМ системи автоматики НПС (за пунктами 1-14 табл. ) в операторній НПС, там же зберігається робочий журнал із записами про коригування;

- у СДКУ рівня РНУ працівником відділу ІТ чи АСУ ТП РНУ призначеним наказом. Таблиця нормативно-технологічних параметрів вводиться до СДКУ РНУ (УМН) з АРМ адміністратора СДКУ РНУ (за пунктами 15-27 табл. ), у диспетчерській РНУ зберігається робочий журнал із записами про коригування. Відповідальність за відповідність запроваджених нормативних значень несе начальник відділу ІТ (АСУ ТП) РНУ;

- відповідальність за відповідність введених нормативних значень всіх рівнях несе начальник відділу ІТ (АСУ ТП) ВАТ МН.

2.8. Підставою для внесення змін нормативних значень та показників до системи СДКУ є скасування чинних та введення нових документів, зміна ПІБ відповідальних за надання та зміну даних, зміни у технологічних картах, режимах роботи нафтопроводів, резервуарів, обладнання НПС, у ПТЕ МН, Регламентах, РД та і т.д.

Зміни проводяться ОЕ виходячи з службових записок відповідних відділів і служб за напрямами діяльності з ім'ям головного інженера ВАТ. Протягом доби ОЕ оформляє відповідно до пункту . цього регламенту доповнення до табл.. Після затвердження доповнення доводяться ОЕ до всіх зацікавлених відділів, служб та структурних підрозділів відповідно до п..п . та цього регламенту.

2.9. Не рідше одного разу на зміну операториНП З диспетчерські служби РНУ перевіряють відповідність фактичних параметрів роботи обладнання нормативним значенням таблиці , що виводяться на екран АРМ .

2.10. При надходженні світлового та звукового сигналу про невідповідність фактичних параметрів роботи МН, НПС нормативним, інформація автоматично заноситься до архіву аварійних сообщ ен «Нормативно-технологічних параметрів роботи МН та НПС».

Електронний архів повинен задовольняти такі вимоги:

- термін зберігання даних ЦДДо Для РНУ - 3 місяці, для ВАТ - 1 місяць;

- для запобігання несанкціонованому доступу сторонніх осіб до архіву аварійних повідомлень має бути реалізовано розмежування прав та контроль доступу до архіву аварійних повідомлень засобами ЦДКУ;

- в архіві аварійних повідомлень має бути можливість вибору повідомлень за типом, часом виникнення, змістом;

- засобами ЦДКУ забезпечити виведення архівних повідомлень на друк.

Особливі вимоги – електронний архів має містити службову інформацію про стан програмно-апаратних засобів, виявлену за результатами самодіагностики системи.

2.11. Дії чергового оперативного персоналу НПС, РНУ (УМН ), ВАТ під час надходження світлового чи звукового сигналу про відхилення фактичних параметрів роботи устаткування нормативних.

2 .11.1. При надходженні світлового або звукового сигналу про відхилення фактичних параметрів роботи обладнання від нормативних операторів НПС зобов'язаний:

- вжити заходів щодо забезпечення нормальної роботи НПС;

- доповісти про подію головним спеціалістам НПС (служби головного механіка - за пунктами 1-3, 6 -11, служби головного енергетика - з п.п. 4, 5, 12 -14, 17, 19, Л ЕС – 15, 16, 18, 20, 21, ділянки АСУ – за п.п. 20, 21, 22-27, службу безпеки - з п.п. 15, 6, 19-21), начальнику НПС та диспетчеру РНУ (УМН) - за всіма пунктами таблиці;

- виконати запис про те, що сталося в робочому журналі та журналі «Контролю подій та заходів, що вживаються...» (форма - Таблиця);

- доповісти диспетчеру РНУ про причини відхилення та вжиті заходи на підставі повідомлення головних фахівців НПС.

2. 11.2. При надходженні повідомлення оператора НПС про відхилення фактичних параметрів роботи обладнання від нормативних, світлового чи звукового сигналу на АРМ СДКУ, диспетчер РНУ зобов'язаний:

- доповісти головним спеціалістам РНУ для з'ясування причин (ОДМ - за пунктами 1-3, 6 -11, ОДЕ - з п.п. 4, 5, 12 -1 4, 17, 19, ОЕ – 16, 18, 20, 21, 22, ОАСУ – за п.п. 20, 21, Метрології - з п. 22, ТТО - з п.п. 15, 24-27, службу безпеки - з п.п. 15, 16, 19-21), головному інженеру РНУ та диспетчеру ВАТ - за всіма пунктами Таблиці;

- виконати запис про те, що сталося в робочому журналі, у добовому диспетчерському аркуші та журналі «Контролю подій та заходів, що вживаються...» (форма - Таблиця );

- доповісти диспетчеру ВАТ про причини відхилення та вжиті заходи на підставі повідомлення головних спеціалістів РНУ.

2. 11.3. При надходженні повідомлення диспетчера РНУ, світлового чи звукового сигналу на АРМ СДКУ про відхилення фактичних параметрів роботи обладнання від нормативних диспетчер ВАТ зобов'язаний:

- вжити заходів щодо забезпечення нормальної роботи нафтопроводу;

- доповісти головним спеціалістам ВАТ для з'ясування причин (ОДМ - за пунктами 1-3, 6 -11, ОДЕ - з п.п. 4, 5, 12-14, 17, 19, ОЕ - 16, 18, 20, 21, ОАСУ – за п.п. 20, 21, Метрології - з п. 22, ТТО - з п.п. 26-27, СТР - за п. 15), головного інженера ВАТ - за всіма пунктами таблиці;

- виконати запис про те, що сталося в робочому журналі, у добовому диспетчерському аркуші та журналі «Контролю подій та заходів, що вживаються...» (форма - Таблиця ).

2.12. Дії головних спеціалістів НПС, РНУ (УМН) та ВАТ МН під час надходження повідомлення про відхилення фактичних робочих параметрів роботи обладнання, МН від нормативних параметрів:

- головні фахівціНП З зобов'язані вжити заходів щодо з'ясування обставин, що призвели до відхилення параметрів від нормативних, усунути причини відхилення та доповісти начальнику НПС, оператору;

- головні спеціалісти РНУ зобов'язані - з'ясувати обставини, що призвели до відхилення параметрів від нормативних, вжити заходів для усунення причин відхилення та доповісти головному інженеру РНУ, диспетчеру РНУ;

- Основні фахівці ВАТ мають - з'ясувати обставини, які призвели до відхилення параметрів від нормативних, вжити заходів для усунення причин відхилення та доповісти головному інженеру ВАТ, диспетчеру ВАТ.

2 .13. Крім зазначених у табосіб е нормативно-технологічних параметрів, оператор НПС, диспетчерська служба РНУ, ВАТ МН контролює роботу обладнання НПС, резервуарны х парків, нафтопроводів та всі параметри роботи МН та НПС зазначені у технологічних картах, регламентах, таблицях уставок та інструкціях.

Прийняті скорочення

АЧР - автоматичне частотне розвантаження

ІЛ-вимірювальна лінія

КП-контрольний пункт

КПП СОД-камера прийому пуску засобів очищення та діагностики

ЛЕП - лінія електропередачі

МА-магістральний агрегат

МН-магістральний нафтопровід

НБ-нафтобаза

ЛП ДС-лінійна виробничо-диспетчерська станція

НПС- нафтоперекачувальна станція

ПА-підпірний агрегат

П До У- пункт контролю та управління

РД-регулятор тиску

РНУ-районне нафтопровідне управління

САР-система автоматичного регулювання

СОУ-система виявлення витоків

ТМ-телемеханіка

ФГУ-фільтр-грязевловлювач

ПОЯСНЕННЯ ДО ЗАПОВНЕННЯ ТАБЛИЦІ

У таблиці обов'язково заповнюється ПІБ відповідального за надання та зміну даних та ПІБ відповідального за введення даних до системи ЦДКУ.

Введення всіх нормативних параметрів здійснюється у ручному режимі.

Розділ НПС

У п. «Величина максимально допустимого проходить тиск через НПС» у графі «макс» вказується величина максимально-допустимого проходить тиску через зупинену НПС, через камеру пропуску або пуску-приймання очисних пристроїв виходячи з несучої здатності трубопроводу на приймальній частині НПС.

Введення

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та СДКУ (незалежно відключено або підключено НПС до нафтопроводу).

У п. встановлюється величина відхилень тиску на прийомі і на виході НПС визначальна межі (діапазон) тисків, що характеризують нормальну роботу нафтопроводу в режимі, що встановився. Вводиться на НПС оператором після 10 хвилин роботи нафтопроводу режимом, що встановився.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично засобами автоматики та телемеханіки НПС.

Контроль параметра здійснюється автоматично системою автоматики НПС, через Т М засобами ЦДКУ.

Режим роботи нафтопроводу, що встановився - це режим роботи нафтопроводу, при якому забезпечена задана продуктивність, завершені всі необхідні пуски і зупинки НПС і відсутні зміни (коливання) тиску протягом 10 хвилин.

В п .п . і вказується величина відхилення тиску від тиску на виході і прийомі НПС. Верхня межа тиску на виході НПС встановлюється на 2 кгс/см 2 більше робочого тиску, що встановився, але не більш максимально допустимого зазначеного в технологічній карті. Нижня межа тиску прийомі НПС встановлюється на 0,5 кгс/см. 2 менше встановленого раб очей тиску, але не менше мінімально допустимого тиску зазначеного в технологічній карті. Аналогічно встановлюється межа максимального тиску прийомі НПС і мінімального тиску на виході НПС.

У п. вказується максимально і мінімально допустимий перепад тиску на фільтрах брудоуловлювачів, згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

У вод здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦД До У.

У п. вказується номінальне навантаження електродвигуна МА згідно з паспортом.

Введення здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль

У п. вказується номінальне навантаження електродвигуна ПА згідно з паспортом.

Введення

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустима вібрація магістрального насоса, поріг спрацьовування (уставка) агрегатного захисту згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустима вібрація підпірного насоса, поріг спрацьовування (уставка) агрегатного захисту згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

Через ТМ передається одне максимальне значення вібрації підпірного насоса контролю засобами СДКУ.

У п. вказується напрацювання магістрального агрегату згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично за оперативними даними ЦДКУ.

Контроль за цим нормативним параметром здійснюється засобами ЦДКУ. Фактична напрацювання має перевищувати нормативний показник.

У п. вказується максимальне допустиме безперервне напрацювання МА д про перехід на резервний 600 годин згідно з Регламентом «Забезпечення змінності працюючих і магістральних агрегатів, що знаходяться в резерві.НПС».

У п. вказується напрацювання МА до капітального ремонту згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

У п. вказуються аналогічні п. параметри для ПА згідно з РД 153-39 ТМ 008-96.

У п.п. і вказується нормативна кількість відповідно магістральних і підпірних агрегатів НПС, що перебувають у стані АВР, але не менше ніж по 1 агрегату МА та ПА.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системою автоматики НПС та ЦД До У.

У п. вказується положення вступних та секційних вимикачів.

У п. вказується нормативний показник положення вступних вимикачів ВКЛЮЧЕНО.

У п. вказується нормативний показник положення секційних вимикачів ВІДКЛЮЧЕНО.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

У п. вказується зникнення напруги на шинах 6-10 кВ.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

У п. вказується кількість відключеньМА та ПА зі спрацьовування захисту АЧР.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично системою автоматики НПС.

Контроль здійснюється засобами системи автоматики НПС та ЦДКУ.

Розділ Лінійна частина

У п. вказується величина максимально допустимого тиску кожному КП при максимальному режимі роботи нафтопроводу. Розраховується кожному за КП виходячи з затверджених ВАТ МН режимів роботи нафтопроводу.

Введення поточних фактичних властивостей здійснюється засобами ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦД До У.

У п. вказується нормативна величина тиску на КП підводного переходу Визначається за Регламентом технічної експлуатації переходів МН через водні перепони.

Введення

Контроль

У п. вказується величина максимального та мінімального захисного потенціалу на КП, норматив визначається за ГОСТ Р 51164-98.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично через ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується максимальний допустимий рівень ємності збору витоків на КППСОД не більше 30 % від максимального обсягу ємності.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично через ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується наявність або відсутність напруги на вздовж трасовій ЛЕП , електроживлення КП. Нормативний показник наявності напруги живлення ПКУ.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично через ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. зазначається несанкціонований доступ (відкриття дверей б/б ПКУ без заявки та повідомлення диспетчеру РНУ). Нормативний показник 0.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично через ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується нормативний показник «закрито» 3 або «відкрито», при мимовільній зміні положення засувок на лінійній частині виникає сигнал відхилення від нормативного параметра. Нормативний показник 0.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично через ТМ.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

РозділУУН

У п. відображається фактична миттєва витрата ІЛ в реальному часі в режимі перегляду.

Введення поточних фактичних параметрів здійснюється автоматично засобами Т М з УУН у реальному часі.

Контроль здійснюється через ТМ засобами ЦД До У.

У п. вказується вміст води у нафті.

Введення поточних фактичних параметрів при л їх можливості здійснюється автоматичнопро дані Б КК засобами Т Ммул та в ручному режимі кожні 12 годин.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустима густина нафти.

Введення КК засобами ТМ або у ручному режимі кожні 12 годин.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустима в'язкість нафти.

Введення поточних фактичних параметрів за наявності можливості здійснюється автоматично за даними БКК засобами ТМ чи ручному режимі кожні 12 годин.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустимий вміст сірки в нафті.

Введення поточних фактичних параметрів за наявності можливості здійснюється автоматично за даними Б До До засобів ТМ або в ручному режимі кожні 12 годин.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

У п. вказується максимально допустимий вміст солей хлористих за даними хімічним. аналізу.

Введення контрольований параметр здійснюється в ручному режимі кожні 12 годин.

Контроль здійснюється засобами ЦДКУ.

Технологічні процеси в насосній ЛВДС "Калтаси" супроводжуються значним шумом та вібрацією. До джерел інтенсивного шуму та вібрації відносяться підпірні (20НДсН) та магістральні (НМ 2500-230, НМ1250-260) насоси, елементи вентиляційних систем, трубопроводи для переміщення нафти, електродвигуни (ВАО - 630м, 2АЗМВ1 200).

Шум діє органи слуху, призводить до часткової чи повної глухоті, тобто. до професійної приглухуватості. При цьому порушується нормальна діяльність нервової, серцево-судинної та травної систем, внаслідок чого виникають хронічні захворювання. Шум збільшує енергетичні витрати людини, викликає втому, що знижує виробничу діяльність праці та збільшує шлюб у роботі.

Тривалий вплив вібрації на людину викликає професійну віброхворобу. Вплив на біологічну тканину та нервову систему вібрація призводить до атрофії м'язів, втрати пружності кровоносних судин, окостеніння сухожилля, порушення вестибулярного апарату, зниження гостроти слуху, погіршення зору, що веде до зниження продуктивності праці на 10-15% і частково є причиною. Нормування шуму на робочих місцях, Загальні вимогидо шумових характеристик агрегатів, механізмів та іншого обладнання встановлюються згідно з ГОСТ 12.1.003-83.

Таблиця 4. - Допустимі значення рівня звукового тиску в насосному цеху та вібрації насосного агрегату

Захист від шуму та вібрації передбачений СН-2.2.4./2.1.8.566-96, розглянемо найбільш характерні заходи для насосного цеху:

• 1. дистанційне керування обладнанням;
• 2. ущільнення вікон, отворів, дверей;
• 3. усунення технічних недоліківта несправностей обладнання, що є джерелом шуму;
• 4. своєчасний планово-попереджувальний ремонт згідно з графіком, заміна деталей, що зносилися, регулярне мастило деталей, що труться.

Як індивідуальні засоби захисту від шуму використовуються навушники або антифони.

Для зниження чи виключення вібрації СН-2.2.4./2.1.8.566-96 передбачає такі заходи:

• 1. правильне проектування основ під обладнання, з урахуванням динамічних навантажень та ізоляція їх від несучих конструкційта інженерних комунікацій;
• 2. центрування та балансування обертових частин агрегатів.

Робочі, які піддаються впливу вібрації, повинні регулярно проходити медогляд.

Вібрація насосних агрегатівв основному низько- та середньо-частотна гідроаеродинамічного походження. Рівень вібрації за даними обстеження деяких НПС перевищує санітарні нормиу 1-5,9 рази (табл. 29).

При поширенні вібрації по конструктивним елементам агрегатів, коли власні частоти вібрації окремих деталей виявляються близькими і рівними частотам основного струму або його гармонік, виникають резонансні коливання г. Один із засобів зменшення вібрації - збільшення втрат на непружний опір, тобто нанесення на корпус насоса та електродвигуна

Марка агрегату

24НД-14Х1 НМ7000-210

АТД-2500/АЗП-2000

АЗП-2500/6000

Примітка. Частота обертання 3000 об/хв.

Зибропоглинаючого покриття, наприклад, мастики ШВІМ-18. Джерело низькочастотної механічної вібрації агрегатів на фундаменті - сила дисбалансу і величина неспіввісності валів насоса і двигуна, частота якої кратна частоті обертання валів, поділеної на 60. розхитування машин на фундаменті, зрізання анкерних болтів, а в ряді випадків-до порушення вибухопроникності електродвигуна. На НПС зниження амплітуд вібрації валів і підвищення нормативного міжремонтного періоду бабітових підшипників ковзання до 7000 мото-ч застосовують сталеві калібровані прокладочні листи, встановлювані в роз'ємах кришок підшипників для вибору зазору зносу.

Зниження механічної вібрації досягається ретельним балансуванням і центруванням валів, своєчасною заміною деталей, що зносилися, і усуненням граничних зазорів в підшипниках.

Система охолодження має забезпечувати температуру підшипників, що не перевищує 60 °С. При надмірному нагріванні сальника насос слід кілька разів зупинити і одразу запустити, щоб масло просочилося через набивання. Відсутність олії свідчить про те, що сальник набитий надто туго і його слід послабити. При появі стукоту насос зупиняють для з'ясування причин цього явища: перевіряють мастило, масляні фільтри. При втраті тиску в системі, що перевищує 0,1 МПа, очищають фільтр.

Підігрів підшипників, припинення надходження мастила, надмірна вібрація або ненормальний шум вказують на неполадки в роботі насосного агрегату. Його необхідно негайно зупинити для усунення несправностей. Для зупинки одного з насосних агрегатів закривають засувку на лінії нагнітання і вентиль на лінії гідророзвантаження, потім включають двигун. Після охолодження насоса закривають усі вентилі трубопроводів, що підводять олію та воду, крани біля манометрів. При зупинці насоса на тривалий час для запобігання корозії робоче колесо, ущільнюючі кільця, захисні гільзи валу, втулки і всі деталі, що стикаються з рідиною, що перекачується, слід змащувати, а сальникову набивку виймати.

При експлуатації насосних агрегатів можливі різні проблеми, які можуть бути викликані різними причинами. Розглянемо несправності насосів та способи їх усунення.

1. Насос не можна запустити:

вал насоса, з'єднаний зубчастою муфтою з валом електродвигуна, не провертається - перевірити вручну обертання! зала насоса та електродвигуна окремо, правильність складання зубчастої муфти; якщо вали окремо обертаються, та.216

перевірити центрування агрегату; перевірити роботу насоса та дроту при їх з'єднанні через турбопередачу або редуктор;

вал насоса, від'єднаний від валу електродвигуна, не провертається або туго обертається через попадання в насос сторонніх предметів, поломки його частин і сальників, що рухаються, заїдання в ущільнювальних кільцях - провести огляд, послідовно усуваючи виявлені механічні пошкодження.

2. Насос пущений, але не подає рідини або після запуску
подання її припиняється:

всмоктувальна здатність насоса недостатня, тому що в приймальному трубопроводі знаходиться повітря внаслідок неповного заповнення насоса рідиною або через нещільність у всмоктувальному трубопроводі, сальниках - повторити заливку, усунути нещільність;

неправильне обертання валу насоса – забезпечити правильне обертання ротора;

дійсна висота всмоктування більш допустима, внаслідок невідповідності в'язкості, температури або парціального тиску парів рідини, що перекачується, розрахунковим параметрам установки - забезпечити необхідний підпір.

3. Насос під час пуску споживає більшу потужність: ■
відкрито засувку на напірному трубопроводі - закрити

засувку на час пуску;

неправильно встановлені робочі колеса - усунути неправильне складання;

в кільцях ущільнювачів відбувається заїдання внаслідок великих зазорів в підшипниках або в результаті зміщення ротора - перевірити обертання ротора від руки; якщо ротор обертається туго, усунути заїдання;

засмічена трубка завантажувального пристрою - оглянути та: очистити трубопровід розвантажувального пристрою;

в одній з фаз електродвигуна перегорає запобіжник - замінити запобіжник.

4. Насос не створює розрахункового напору:

знижена частота обертання валу насоса - змінити частоту обертання, перевірити двигун та усунути несправності;

пошкоджені або зношені кільця робочого колеса, що вщільнюють, вхідні кромки робочих лопаток - замінити робоче колесо і пошкоджені деталі;

гідравлічний опір нагнітального трубопроводу менший за розрахунковий внаслідок розриву трубопроводу, надмірного відкриття засувки на нагнітальній або обвідній лінії - перевірити подачу; якщо вона зросла, то закрити засувку на обвідній лінії або прикрити її на нагнітальній; усунути різного роду нещільність нагнітального трубопроводу;

Щільність рідини, що перекачується менше розрахункової, підвищено вміст повітря або газів в рідині - перевірити щільність рідини і герметичність всмоктуючого трубопроводу, сальників;

у всмоктувальному трубопроводі або робочих органах насоса спостерігається кавітація - перевірити фактичний кавітаційний запас питомої енергії; при заниженому значенні усунути можливість появи кавітаційного режиму.

5. Подача насоса менша за розрахункову:

частота обертання менша за номінальну - змінити частоту обертання, перевірити двигун і усунути несправності;

висота всмоктування більша за допустиму, внаслідок чого насос працює в кавітаційному режимі - виконати роботи, зазначені в п. 2;

утворення воронок на всмоктувальному трубопроводі, недостатньо глибоко зануреному в рідину, внаслідок чого з рідиною надходить повітря встановити відсікач для ліквідації воронки, підвищити рівень рідини над вхідним отвором всмоктуючого трубопроводу;

збільшення опорів у напірному трубопроводі, внаслідок чого тиск нагнітання насоса перевищує розрахункове - повністю відкрити засувку на лінії нагнітання, перевірити всі засувки маніфольної системи, лінійні засувки, очистити місця засмічень;

пошкоджено чи засмічено робоче колесо; збільшено зазори в кільцях ущільнювачів лабіринтного ущільнення внаслідок їх зносу - очистити робоче колесо, замінити зношені та пошкоджені деталі;

через нещільність всмоктувального трубопроводу чи сальника проникає повітря - перевірити герметичність трубопроводу, протягнути чи змінити набивання сальника.

6. Підвищена витрата електроенергії:

подача насоса вище за розрахункову, напір менше внаслідок відкриття засувки на перепускній лінії, розриву трубопроводу або надмірного відкриття засувки на нагнітальному трубопроводі - закрити засувку на перепускній лінії, перевірити герметичність трубопровідної системи або прикрити засувку на напірному трубопроводі;

пошкоджений насос (зношені робочі колеса, кільця ущільнювачів, лабіринтні ущільнення) або двигун - перевірити насос і двигун, усунути пошкодження.

7. Підвищена вібрація та шум насоса:

підшипники зміщені внаслідок ослаблення їхнього кріплення; зношені підшипники - перевірити укладання валу та зазори в підшипниках; у разі відхилення довести величину проміжків до допустимої;

ослаблені кріплення всмоктувального та нагнітального трубопроводів, фундаментних болтів та засувок - перевірити кріплення вузлів та усунути недоліки; 218

попадання сторонніх предметів до проточної частини - прочистити проточну частину;

порушено врівноваженість насоса або двигуна внаслідок викривлення валів, неправильного їх центрування або ексцентричної установки сполучної муфти - перевірити центрування валів та муфти, усунути пошкодження;

збільшено зношування та люфти у зворотних клапанах та засувках на нагнітальному трубопроводі - усунути люфти;

порушено балансування ротора внаслідок засмічення робочого колеса - очистити робоче колесо та відбалансувати ротор;

насос працює в кавітаційному режимі - зменшити подачу шляхом прикриття засувки на нагнітальній лінії, герметизувати з'єднання у всмоктувальному трубопроводі, збільшити підпір, зменшити опір на трубопроводі, що всмоктує.

8. Підвищена температура сальників та підшипників:

нагрівання сальників внаслідок надмірної та нерівномірної затяжки, малого радіального зазору між натискною втулкою та валом, установки втулки з перекосом, заїдання або перекосу ліхтаря сальника, недостатньої подачі ущільнювальної рідини-послабити затяжку сальників; якщо це не дасть ефекту, то розібрати та усунути дефекти монтажу, замінити набивання; збільшити подачу ущільнювальної рідини;

нагрівання підшипників внаслідок слабкої циркуляції олії в примусовій системі мастила підшипників, відсутність обертання кілець у підшипниках з кільцевим мастилом, витік олії та забруднення - перевірити тиск у системі мастила, роботу масляного насоса та усунути дефект; забезпечити герметичність масляної ваннита трубопроводу, змінити масло;

нагрівання підшипників внаслідок неправильної їх установки (малі зазори між вкладишем і валом), зносу вкладишів, підвищеної затяжки опорних кілець, малих зазорів між шайбою і кільцями в завзятих підшипниках, задира опорного або завзятого підшипника або розплавлення бабіта - перевірити та усунути; зачистити задир або замінити підшипник.

Поршневі компресори.До деталей, де можлива поява найбільш небезпечних дефектів, відносять вали, шатуни, крейцкопфи, штоки, головки циліндрів, пальці кривошипів, болти та шпильки. Зони, в яких спостерігається максимальна концентрація напруг, - різьблення, жолобники, поверхні сполучень, напресування, шийки та щоки колончастих валів, шпонкові пази.

При експлуатації рами (станини) та напрямних перевіряють деформацію їх елементів. Вертикальні переміщення, що перевищують 0,2 мм є ознакою непрацездатності компресора. На поверхні рами виявляють тріщини та контролюють їх розвиток.

Прилягання до фундаменту рами, а також будь-який із напрямних, закріплених на фундаменті, має бути не менше ніж Г)0 % периметра їхнього загального стику. Не рідше ніж один раз на рік перевіряють горизонтальність положення рами (відхилення площини рами в будь-якому напрямку на довжині 1 м не повинно перевищувати 2 мм). На поверхнях ковзання напрямних не повинно бути рисок, вм'ятин, вибоїн глибиною понад 0,3 мм. Для колінчастого валу при експлуатації контролюють температуру його ділянок, що працюють у режимі тертя. Вона не повинна перевищувати значень, вказаних в інструкції з експлуатації.

Для шатунних болтів контролюють їх затяг, стан пристрою стопоріння та поверхні болта. Ознаки непрацездатності болта такі: наявність тріщин на поверхні, в тілі або різьбленні болта, корозії в призонній частині болта, зрив або зминання витків різьблення. мати розривів, що перевищують 25% довжини кола, при перевищенні залишкового подовження болта на 0,2% від його початкової довжини болт вибраковується.

Для крейцкопфа контролюють стан елементів його з'єднання зі штоком, а також пальця, перевіряють зазори між верхньою напрямною та черевиком крейцкопфа. При експлуатації звертають увагу на стан зовнішньої поверхні циліндра, ущільнення олійників індикаторних пробок, фланцевих з'єднань системи водяного охолодження. Свищі та пропуски газу, води, олії в корпусі або фланцевих з'єднаннях неприпустимі. Температура води на виході з водяних сорочок та кришок циліндрів не повинна перевищувати значень, наведених в інструкції з експлуатації.

Для поршнів підлягає контролю стан поверхні (у тому числі стан і товщина несучої поверхні поршня ковзного типу), а також фіксація поршня на штоку та заглушок (у литих поршнів) щаблі, що працює під тиском. Ознаки вибракування поршнів такі: задираки у вигляді борозен на площі, що становить понад 10 % поверхні заливки, наявність ділянок з відсталим, виплавленим або викрошеним бабітом, а також тріщини із замкнутим контуром. Радіальна тріщина шару заливки має знижуватися до 60 % від початкової. Не допускаються порушення фіксації поршневої гайки для заглушок литих поршнів, люфт поршня на штоку, нещільності поверхні зварних швів, відрив днища поршня від ребер жорсткості.

Для штоків перед виведенням компресора ремонт контролюють биття штока в межах поршня щаблі, стан поверхні штока; виявляють задираки або сліди наволакування металу елементів ущільнювачів на поверхні штока. Не допускаються тріщини на поверхні, 220

галтелях штока, деформації, зрив або зминання різьблення. При експлуатації контролюють герметичність ущільнення штока, не оснащеного та оснащеного системою відведення витоків. Показник герметичності ущільнень штоків - вміст газу в контрольованих місцях компресора та приміщенні, яке не повинно перевищувати значень, що допускаються чинними нормами.

Щорічно під час ремонту перевіряють стан ущільнення штока. Тріщини на елементі чи поломки його неприпустимі. Знос ущільнювального елемента повинен становити не більше 30% його номінальної радіальної товщини, а зазор між штоком і захисним кільцем ущільнення штока з неметалевими елементами ущільнювачів - не більше 0,1 мм.

При експлуатації контроль працездатності поршневих кілець здійснюють за регламентованим тиском і температурою середовища, що стискається. У циліндрах не повинно бути посилення шуму або стуку в циліндрах. Задираки поверхні ковзання кілець повинні бути менше 10% кола. Якщо радіальне зношування кільця в будь-якому його перерізі перевищує 30% початкової товщини, кільце вибраковують.

Ознаки непрацездатності клапанів такі: не нормальний стукіт у клапанних порожнинах, відхилення тисків і температури середовища, що стискається від регламованих. При контролі стану клапанів перевіряють цілісність пластин, пружин та наявність тріщин в елементах клапана. Площа прохідного перерізу клапана в результаті забруднення не повинна зменшуватися більш ніж на 30% від початкової, а щільність - нижче за встановлені норми.

Поршневі насоси.Циліндри та їх гільзи можуть мати такі дефекти: знос робочої поверхні в результаті тертя, корозійний та ерозійний знос, тріщини, задираки. Величину зносу циліндрів визначають після виїмки поршня (плунжера) шляхом виміру діаметра розточування у вертикальній та горизонтальній площинах за трьома перерізами (середнім і двом крайнім) за допомогою мікрометричного штихмаса.

На робочій поверхні поршня неприпустимі задираки, забоїни, задирки і рвані кромки. Максимально допустиме зношування поршня-(0,008-0,011)Г> п, де Ол- Мінімальний діаметр поршня. При виявленні тріщин на поверхні поршневих кілець, значному та нерівномірному зносі, еліпс-ності, втраті пружності кілець їх необхідно замінити новими.

Відбракувальні зазори поршневих кілець насоса визначають наступним чином: найменший зазор у замку кільця у вільному стані Д» (0,06^-0,08) Б;найбільший зазор у замку кільця в робочому стані Л = до (0,015-^0,03) Д де Про- Мінімальний діаметр циліндра.

Допустиме радіальне жолоблення для кілець діаметром до 150, 150-400, понад 400 мм становить відповідно не більше 0,06-0,07; 0,08-0,09; 0,1-0,11 мм.

Відбракувальний зазор між кільцями та стінками канавок поршня розраховують за такими співвідношеннями: Л т щ = = 0,003 /г; А т ах = (0,008-4-9,01) до,де до- Номінальна висота кілець.

При виявленні рисок глибиною 0,5 мм, еліпсностн 0,15-0,2 мм штоки та плунжери проточують. Шток можна проточувати на глибину трохи більше 2 мм.

Неспіввісність циліндра та напрямної штока допустима в межах 0,01 мм. Якщо биття штока перевищує 0,1 мм, шток проточують на 7г величини биття або правлять.

Встановлення та обв'язування насосних агрегатів (НА) здійснюється згідно з проектом. Налагодження та випробування здійснюються відповідно до вимог відповідних інструкцій заводів-виробників.

Насоси в зборі з двигунами встановлюються на фундаментах і вивіряються щодо прив'язувальних осей, у плані та висоті, з точністю, визначеною проектом.

До початку обв'язування рами та насоси надійно закріплюються на фундаменті. Після приєднання всмоктувального та нагнітального трубопроводів перевіряється центрування насосного агрегату. Точність центрування встановлюється заводськими інструкціями на насоси, що монтуються, а за відсутності таких вказівок точність повинна бути в межах:

• биття – радіальне – не більше 0,05 мм;
• биття осьове – не більше 0,03 мм.

Перевірка центрування здійснюється вручну, шляхом провертання валів насоса та двигуна, з'єднаних між собою муфтами. Вали повинні прокручуватися легко, без заїдань. Співвісність валів насосів та двигунів вимірюється відповідними інструментами (індикаторами тощо).

Підпірні та магістральні насоси перед монтажем піддаються індивідуальним гідровипробуванням відповідно до даних заводських інструкцій. Гідровипробування приймально-викидних патрубків підпірних та магістральних насосів та колектора насосної після монтажу та ремонту виконуються згідно з проектною документацією. Умови випробувань повинні відповідати вимогам БНіП ІІІ-42-80. Випробування приймально-викидних патрубків та колектора можуть проводитися спільно з насосами.

Інженерно-технічні працівники ЛВДС, ПС, відповідальні за експлуатацію та пуск НА (електромеханік, інженер КВП, механік), перед першим пуском або пуском НА після ремонту повинні особисто перевірити готовність до роботи всіх допоміжних систем та виконання заходів з технічної та пожежної безпеки:

• не пізніше ніж за 15 хвилин до пуску основних агрегатів переконатися у функціонуванні системи припливно-витяжної вентиляції у всіх приміщеннях ПС;
• перевірити готовність електросхеми, положення масляного вимикача (пускачів), стан КВП та засобів автоматики;
• переконатися у готовності до запуску допоміжних систем;
• переконатися у готовності до запуску основних НА, запірної арматури за технологічною схемою;
• перевірити надходження олії в підшипникові вузли, гідромуфту насосів та охолоджуючої рідини до охолоджувачів (якщо вони повітряні, то при необхідності переконатися в тому, що вони підключені);
• перевірити наявність необхідного тиску повітря в повітряній камері валу з'єднання в стіні розділення (або в корпусі електродвигуна).

При звичайній експлуатації ці операції здійснюються персоналом чергової зміни (оператором, машиністом, електриком тощо) відповідно до їх посадових інструкцій та інструкцій з експлуатації та обслуговування обладнання.

До початку експлуатації насосної повинні бути підготовлені інструкції, в яких повинні бути зазначені послідовність операцій пуску та зупинення допоміжного та основного обладнання, порядок їх обслуговування та дій персоналу в аварійних ситуаціях.

Забороняється пускати агрегат:

• без включення припливно-витяжної вентиляції;
• без включеної маслосистеми;
• при незаповненому рідиною насосі;
• за наявності технологічних несправностей;
• в інших випадках, передбачених інструкціями (посадовими, з експлуатації обладнання, інструкціями заводу-виробника тощо).

Забороняється експлуатувати агрегат у разі порушення герметичності з'єднань; під час роботи агрегату забороняється підтягувати різьбові з'єднання, що знаходяться під тиском, проводити будь-які дії та роботи, не передбачені інструкціями, положеннями тощо.

На неавтоматизованих ПС аварійна зупинка НА має бути здійснена відповідно до інструкції чергового персоналу, у тому числі:

1. з появою диму з ущільнень, сальників у розділовій стіні;
2. при значному витоку нафтопродукту на працюючому агрегаті (розбризкуванні нафтопродуктів);
3. при появі металевого звуку чи шуму в агрегаті;
4. при сильній вібрації;
5. при температурі корпусу підшипників вище за межі, встановлені заводом-виробником;
6. при пожежі чи підвищеній загазованості;
7. у всіх випадках, що створюють загрозу обслуговуючого персоналу та безпеки експлуатації обладнання.

Перепад тиску між повітряною камерою валу та насосним приміщенням має бути не менше 200 Па. Після зупинки НА (у тому числі після виведення його в резерв) подача повітря у повітряну камеру ущільнення не припиняється.

Насоси, гідромуфти та двигуни повинні бути оснащені приладами, що дозволяють контролювати експлуатаційні параметри або сигналізувати про перевищення їх допустимих граничних значень. Умови встановлення та використання цих приладів наводяться у відповідних інструкціях заводів-виробників.

Припливно-витяжні системи вентиляції насосних (магістральної та підпірної) та системи контролю загазованості у цих приміщеннях повинні працювати в автоматичному режимі. Крім автоматичного включення припливно-витяжної вентиляції та відключення насосів має бути передбачене ручне керування вентиляторами за місцем; кнопка аварійної зупинки насосної повинна розташовуватись зовні будівлі насосної поблизу вхідних дверей.

Корпуси насосів повинні бути заземлені незалежно від заземлення електродвигунів.

Продувні та дренажні крани насосів повинні бути забезпечені трубками для відведення та скидання продукту в колектор витоків і далі в ємність збору витоків, розташовану поза будівлею насосної. Виведення продуктів продування та дренажу насосів в атмосферу насосної забороняється.

Після непланової зупинки необхідно з'ясувати причину зупинки і до її усунення не проводити запуск даного агрегату. Черговий персонал повинен негайно повідомити диспетчера відділення експлуатуючої організації та сусідні ПС про зупинку агрегату.

Введення резервного магістрального або підпірного агрегату в автоматичному режимі здійснюється при повністю відкритій приймальні та закритій викидній (напірній) засувці або відкритих обох засувках. У першому випадку відкриття засувки на нагнітанні насоса може починатися одночасно з пуском електродвигуна або випереджати запуск двигуна на 15-20 с. Відповідно до проекту може бути передбачено інший порядок запуску резервного НА в автоматичному режимі.

Автоматичне введення резервного магістрального, підпірного агрегату або агрегату однієї з допоміжних систем (маслосистеми, системи підпору камер безпромвальних з'єднань тощо) здійснюється після відключення основного без витримки часу або з мінімальною витримкою (селектуючої) часу.

При пуску станції з послідовною схемою обв'язки рекомендується запускати магістральні НА проти руху потоку нафтопродукту, тобто, починаючи з більшого номера агрегату в бік меншого. У разі запуску лише одного НА можливий пуск будь-кого з готових до роботи.

НА вважається резервним, якщо він справний та готовий до роботи. Усі вентилі, засувки на системі обв'язки НА, що містяться в резерві (холодному), повинні знаходитись у положенні, передбаченому проектом та інструкціями з експлуатації.

НА вважається у гарячому резерві, якщо він може бути запущений у роботу за першої необхідності без підготовки або в режимі АВР.

Контроль за роботою НА ПС ведеться оператором приладів, встановленим на щиті автоматики або за значеннями параметрів на екрані монітора. При нормальній роботі обладнання контрольовані параметри відповідно до встановленого переліку повинні реєструватися в спеціальному журналі через кожні дві години. У разі відхилення параметрів обладнання від заданих меж проводиться зупинка несправного агрегату та пуск резервного. Черговий оператор у цьому випадку повинен зафіксувати в оперативному журналі значення параметра, через яке сталося відключення агрегату, що працював. Автоматична реєстрація відповідного параметра провадиться негайно спеціальним аварійним реєстратором з видачею його значення та найменування на екран монітора.

Під час експлуатації обладнання необхідно стежити за його параметрами відповідно до інструкцій, зокрема:

• за герметичністю обв'язування обладнання (фланцевих та різьбових з'єднань, ущільнень насосів);
• значеннями тиску в маслосистемі та охолоджувальній рідині (повітря), а також за роботою припливних, витяжних та загальнообмінних вентиляційних систем, інших механізмів та систем.

При виявленні витоків та несправностей необхідно вживати заходів щодо їх усунення.

Установку датчиків газоаналізаторів у насосній слід передбачати відповідно до проекту кожного насоса в місцях найбільш ймовірного скупчення газу та витоків вибухонебезпечних пар і газів (сальникових, механічних ущільнень, фланцевих з'єднань, клапанів тощо).

Електродвигуни, що застосовуються для приводу магістральних насосів при їх розміщенні в залі, повинні мати вибухозахищене виконання, що відповідає категорії та групі вибухонебезпечних сумішей. При застосуванні для приводу насосів електродвигунів незахищеного виконання електрозал повинен бути відокремлений від насосного залу розділювальною стіною. У цьому випадку в стіні розділення в місці з'єднання електродвигунів і насосів встановлюються спеціальні пристрої, що забезпечують герметичність розділової стінки (діафрагми з камерами безпромвальних з'єднань), а в електрозалі повинен забезпечуватися надлишковий тиск повітря 0,4 - 0,67 кПа.

Пуск станції забороняється у разі, коли температура повітря в електрозалі нижче +5°С, у будь-якому режимі пуску (автоматичний, дистанційний чи місцевий).

Система змазки

Монтаж маслосистеми здійснюється за кресленнями проектної організації відповідно до схеми маслопостачання магістральних НА, з настановними кресленнями та інструкціями заводів-виробників. У проекті має бути передбачена резервна система мастила основного обладнання, що забезпечує подачу олії в агрегати при аварійних відключеннях. Після закінчення монтажних робіт повинно бути проведене очищення та промивання напірних та зливних маслопроводів та маслобака, очищені та замінені фільтри.

При пусконалагоджувальних роботах проводиться прокачування масла маслосистемою, регулюється витрата масла по підшипниках НА шляхом підбору дросельних шайб або запірного пристрою. Маслосистема перевіряється на щільність фланцевих з'єднань та арматури.

Під час пусконалагоджувальних робіт перевіряється надійність подачі олії з акумулюючого маслобака (якщо він передбачений) до підшипників НА при зупинених маслонасосах для забезпечення вибігу магістральних НА.

У процесі експлуатації НА повинні контролюватись температура та тиск олії на вході в підшипники агрегатів, температура підшипників тощо. Режим у системі охолодження масла повинен підтримуватися в межах, встановлених картою уставок технологічних захистів та забезпечувати температуру підшипників агрегатів не вище максимально допустимих значень.

Рівень в маслобаках та тиск масла повинні бути в межах, що забезпечують надійну роботу підшипників насоса та електродвигунів. Контроль рівня олії в маслобаках здійснюється персоналом чергової зміни. Тиск масла в маслосистемі контролюється автоматично, магістральні насосні агрегати забезпечуються автоматичним захистом мінімального тиску масла на вході підшипників насоса і електродвигуна. Точки контролю температури, рівня та тиску в системі мастила визначаються проектом.

Масло, що знаходиться в системі мастила, слід замінювати свіжим у встановлені інструкцією з експлуатації терміни або через 3000 - 4000 годин напрацювання обладнання.

Для кожного типу НА повинна бути встановлена ​​періодичність відбору проб із системи мастила для перевірки якості олії. Проби повинні відбиратись відповідно до ГОСТ 2517-85 «Нафта та нафтопродукти. Методи відбору проб».

У системі мастила підшипників НА забороняється застосовувати олії марок, що не відповідають рекомендованим заводом-виробником (фірмами).

Олія від постачальника приймається за наявності сертифіката відповідності та паспорта якості на олію. За відсутності зазначених документів приймання олії повинно здійснюватись після проведення відповідних фізико-хімічних аналізів на відповідність його параметрів необхідним та видачі висновку спеціалізованою лабораторією.

Монтаж елементів системи мастила (трубопроводів, фільтрів, холодильників, маслобак(ів) та ін.) повинен відповідати проекту та забезпечувати самопливний стік масла в маслобак(і) без утворення застійних зон; значення монтажних ухилів мають відповідати вимогам НТД. У нижніх точках системи або її частин повинні розміщуватись фільтри. Елементи системи мастила (фільтри) повинні піддаватися періодичному очищенню в терміни, визначені інструкціями.

Для кожного типу насосів та двигунів встановлюються на основі заводських та експлуатаційних даних норми витрати олії.

У маслонасосній (маслоприямці) має бути вивішена затверджена технічним керівником ПС, НП тощо. технологічна схема системи мастила із зазначенням допустимих значень мінімального та максимального тиску та температури олії.

Система охолодження

Терміни та способи очищення порожнин охолодження агрегатів та теплообмінних апаратів системи охолодження від накипу та забрудненої води повинні бути встановлені залежно від конструкції системи охолодження, ступеня забруднення, жорсткості, витрати води. Трубопроводи системи охолодження повинні бути виконані з ухилом, що забезпечує самозлив води через спеціальні крани або штуцери.

Необхідно не рідше одного разу на зміну перевіряти відсутність в охолодній воді нафтопродукту або олії. У разі виявлення останніх вживаються заходи щодо негайного виявлення та усунення пошкодження. Результати щозмінної перевірки наявності у воді олії чи нафтопродукту слід фіксувати у вахтовому журналі.

Система охолодження повинна виключати можливість підвищення тиску води в порожнинах агрегату, що охолоджуються, вище граничного, зазначеного заводом-виробником. Температура охолодження рідини перед радіаторами електродвигуна має бути не більшою за +33°C.

Зовнішні елементи системи охолодження (трубопроводи, арматура, градирня, ємності) мають бути своєчасно підготовлені до роботи в зимових умовахабо випорожнені та відключені від основної системи.

Забір повітря для охолодження двигунів проводиться відповідно до проекту в місцях, які не містять парів нафтопродукту, вологи, хімічних реагентів тощо. вище граничних норм. Температура повітря, що подається на охолодження двигунів, має відповідати проекту та інструкції заводу-виробника.

У насосній має бути затверджена технічним керівником ЛВДС, ПС, НП технологічна схема системи охолодження із зазначенням допустимих значень тиску та температури охолоджуючого середовища.

Дипломний проект містить 109 с., 24 малюнки, 16 таблиць, 9 використаних джерел, 6 додатків.

АВТОМАТИЗАЦІЯ МАГІСТРАЛЬНОГО НАСОСНОГО АГРЕГАТУ НМ1250-260, ДАТЧИК, СИГНАЛ, САУ СЕРІЇ «MODICON TSX QUANTUM», КОНТРОЛЬ ВІБРАЦІЇ, СИСТЕМИ КОНТРОЛЮ ВІБРАЦЮ

Об'єктом дослідження є магістральний насосний агрегат НМ 1250-260, що застосовується у ЛВДС «Черкаси».

У процесі дослідження виконано аналіз існуючого рівня автоматизації агрегату, обґрунтовано необхідність модернізації його системи управління.

Мета роботи Розробка керуючої програми для ПЛК «Modicon TSX Quantum» фірми «Schneider Electric».

В результаті дослідження розроблено систему автоматизації магістрального насосного агрегату на основі сучасних програмних та апаратних засобів. Як програмне забезпечення проекту використана мова ST програми ISaGRAF.

Дослідно-конструкторські та техніко-економічні показники свідчать про підвищення ефективності функціонування модернізованої системи керування магістрального насосного агрегату.

Ступінь впровадження Отримані результати застосовані в системі контролю вібрації «Каскад».

Ефективність застосування ґрунтується на підвищенні надійності системи автоматизації МНА, що підтверджено підрахунком економічного ефекту за розрахунковий період.

Визначення, позначення та скорочення……………………………………… 6

Вступ………………………………………………………………………….. 7

1 Лінійна виробнича диспетчерська станція «Черкаси». 9 1.1 коротка характеристикалінійної виробничої диспетчерської станції «Черкаси»…………………………………………………………….. 9

1.2 Характеристика технологічного оборудования…………………………. 9

1.3 Характеристика технологічних приміщень…………………………… 12 1.4 Режими роботи ЛПДС «Черкаси»……………………………………. 13 1.5 Магістральний насосний агрегат…………………………………………. 16 1.6 Обв'язка насосів ЛВДС «Черкаси»………………………………………. 18

1.7 Аналіз існуючої схеми автоматизації ЛВДС «Черкаси»……... 19

2 Патентна проработка………………………………………………………... 22

3 Автоматизація ЛВДС «Черкаси»………………………………………… 27

3.1 Автоматизація магістрального насосного агрегату…………………….. 27

3.2 Система протиаварійного захисту……………………………………… 33

3.3 АСУ ТП з урахуванням контролерів Modicon TSX Quantum………………….. 35

3.4 Структурна схема АСУ ТП з урахуванням системи Quantum………………… 39

3.5 Пристрої, що входять до складу системи………………………………….. 42

3.6 Датчики та технічні засоби автоматизації…………………………. 48

4 Вибір системи віброконтролю МНА………………………………………... 54 4.1 Апаратура контролю вібромоніторингу (АКВ)…………………………. 54

4.2 Апаратура контролю вібрації «Каскад»….…………………………….. 56

4.3 Розробка програми управління насосним агрегатом………….…….. 64

4.4 Інструментальна система програмування промислових контролерів……………………………………………………………………. 65

4.5 Опис мови ST…………………………………………………………. 67

4.6 Створення проекту та програм у системі ISaGRAF………………………. 71

4.7 Програмування контролера…………………………………………... 73

4.8 Алгоритм сигналізації та управління насосним агрегатом…………...... 74

4.9 Результати роботи програми…….…………………..…………………... 77

5 Охорона праці та техніка безпеки магістральної насосної МНВП «Уфа-Західний напрям»………………………………………………………… 80

5.1 Аналіз потенційних небезпек та виробничих шкідливостей… 80

5.2 Заходи з техніки безпеки при експлуатації об'єктів ЛВДС «Черкаси»……………………………………………………………………… 85

5.3 Заходи з промислової санітарії……………………………… 86

5.4 Заходи щодо пожежної безпеки………………………………… 89

5.5 Розрахунок установки пінного гасіння та пожежного водопостачання……… 91

6 Оцінка економічної ефективності автоматизації лінійно-виробничої диспетчерської станції «Черкаси»……………………. 96

6.1 Основні джерела підвищення ефективності………………… 97 6.2 Методика розрахунку економічної ефективності……………………… 97

6.3 Розрахунок економічного эффекта…………………………………………. 99

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

Список використаних джерел………………………………………... 109

Додаток А. Перелік демонстраційних листів ……………………… 110

Додаток Б. Специфікації та схеми підключень модулів джерел живлення………………………………………………………………………… 111

Додаток В. Специфікація центрального процесорного пристрою... 114

Додаток Г. Специфікації модулів введення/виводу…………………….. 117

Додаток Д. Специфікації модулів Advantech………………………... 122

Додаток Е. Лістинг керуючої програми………………………… 125

ВИЗНАЧЕННЯ, ПОЗНАЧЕННЯ І СКОРОЧЕННЯ

ВСТУП

Автоматизація технологічних процесів є одним із вирішальних факторів підвищення продуктивності та покращення умов праці. Усі існуючі та споруджувальні об'єкти оснащені засобами автоматизації.

Транспорт нафтопродуктів - безперервне виробництво, що вимагає пильної уваги до питань надійної експлуатації, будівництва та реконструкції об'єктів нафтоперекачування, капітального ремонтуобладнання. В даний час основним завданням транспорту нафтопродуктів є підвищення ефективності та якості роботи транспортної системи. Для виконання цього завдання передбачено будівництво нових та модернізація діючих нафтопроводів, широке впровадження засобів автоматики, телемеханіки та автоматизованих систем керування транспортом нафтопродуктів. При цьому необхідно підвищувати надійність та ефективність нафтопровідного транспорту.

Система автоматизації лінійно-виробничої диспетчерської служби (ЛВДС) призначена для контролю, захисту та управління обладнанням нафтопроводу. Вона повинна забезпечувати автономну підтримку заданого режиму роботи насосної станції та її зміну за командами з пульта оператора ЛВДС та з вищого рівня управління - районного диспетчерського пункту (РДП).

Актуальність створення автоматизації систем управління на ЛВДС «Черкаси» зросла у зв'язку з низьким рівнем автоматики, наявності морально застарілих релейних схем, низькою надійністю та складністю обслуговування. Це потребує заміни існуючих систем на мікропроцесорну систему автоматики.

Метою дипломного проекту є: підвищення надійності та живучості технологічного обладнання та засобів автоматизації ЛВДС; розширення функціональних можливостей; збільшення періодичності технічного обслуговування та ремонту станцій.

Завданнями дипломного проекту є:

• аналіз існуючої системи автоматизації ЛПДЗ;
• модернізація системи керування насосних агрегатів на базі ПЛК;

Автоматизація є найвищим ступенем механізації виробництва та застосовується в комплексі управління технологічними виробничими процесами. Вона відкриває колосальні можливості для підвищення продуктивності праці, швидкого зростаннятемпів розвитку, а також безпеки виробничих процесів.

1 Лінійна виробнича диспетчерська станція «Черкаси»

1.1 Коротка характеристика лінійної виробничої диспетчерської станції «Черкаси»

ЛВДС «Черкаси» Уфімського виробничого відділення ВАТ «Уралтранснафтопродукт» утворена в 1957 році з введенням в експлуатацію МНВП Уфа Петропавловськ, насосної № 1 і резервуарного парку РВС-5000 в кількості 20 штук загальною ємністю близько 57,0 тис. грн. Станцію утворено як другий майданчик НПС «Черкаси» Уфимського районного нафтопровідного управління, що входить до складу Управління Урало-Сибірських магістральних нафтопроводів.

1.2 Характеристика технологічного устаткування

До складу технологічного обладнання ЛВДС «Черкаси» входять:

Три насоси магістральних НМ 1250-260 на номінальну витрату 1250 м/год з напором 260 м, з електродвигунами СТД 1250/2 потужністю N=1250 кВт, n=3000 об/хв та один насос магістральний НМ 1250-402 на номін /год з напором 400 м, з електродвигуном АЗМП-1600 потужністю N=2000 кВт, n=3000 об/хв, розташовані в загальному укритті та розділені брандмауерною стіною;

Система регулювання тиску, що складається із трьох регуляторів тиску;

Маслосистема примусового мастила підшипників насосних агрегатів, що складається з двох маслонасосів, двох маслобаків, акумулюючого бака, двох маслофільтрів, двох маслоохолоджувачів;

Система оборотного водопостачання, що складається із двох водонасосів;

Система збору та відкачування витоків, що складається з чотирьох ємностей та двох насосів відкачування витоків;

Система вентиляції, що складається з припливно-витяжної вентиляції відділення насосів (два припливні та два витяжні вентилятори); підпірної вентиляції відділення електродвигунів (один існуючий вентилятор, установка другого передбачена на перспективу для виконання аварійного включення резерву (АВР)); підпірної вентиляції безпромвальних камер (два вентилятори); витяжної вентиляції камери регуляторів тиску (один існуючий вентилятор, установка другого передбачена на перспективу для виконання АВР); витяжної вентиляції камери на сов відкачування витоків (один існуючий вентилятор, установка другого переглянута на перспективу для виконання АВР);

Електроприводні засувки на технологічних трубопроводах;

Система фільтрів, що складається з фільтра-грязеуловлювача та двох фільтрів тонкого очищення;

Система електропостачання;

Система автоматичного пожежогасіння.

Камера регуляторів тиску ¦ Захищене приміщення: стіни з цегли. У цьому приміщенні знаходяться 3 регулятори тиску.

Камера витоків ¦ приміщення, що захищається: стіни з цегли. У цьому приміщенні знаходяться 2 насоси відкачування витоків.

Усі виконавчі механізми, що забезпечують автоматичну роботу ПС, мають бути оснащені електроприводами. Запірна арматуратрубопроводів має бути оснащена датчиками сигналізації крайніх положень (відкрито, закрито). Обладнання, що автоматизується, оснащене

пристроями для встановлення датчиків контролю та виконавчих механізмів.

Технологічна схемамагістральною насосною МНВП «Уфа-Західний напрямок» №2 ЛВДС «Черкаси» наведено на малюнку 1.1.

1.3 Характеристика технологічних приміщень

Загальне укриття насосної складається з відділення насосів та відділення електродвигунів, розділених брандмауерною стіною. Приміщення відділення насосів відноситься до вибухонебезпечної зони В-1а згідно з Правилами пристрою електроустановок ПУЕ, (зона класу 1 згідно з ГОСТ Р 51330.3-99), пожежної небезпеки¦ до категорії А згідно з Нормами пожежної безпеки НПБ 105-95, за функціональною небезпекою до категорії Ф5.1 згідно з Будівельними нормами та правилами СНиП 21-01-97. Приміщення підлягає автоматичному пожежогасінню.

Простір приміщення відділення електродвигунів не відноситься до вибухонебезпечної зони. За пожежною небезпекою приміщення відділення електродвигунів відноситься до категорії Д. У відділенні електродвигунів розташовується маслоприймач, що відноситься за пожежною небезпекою до категорії згідно НПБ 105-95. Маслоприймач підлягає автоматичному пожежогасінню. За функціональною небезпекою відділення електродвигунів відноситься до категорії Ф5.1 згідно зі СНиП 21-01-97.

Камера регуляторів тиску ¦ Захищене приміщення: стіни з цегли. У цьому приміщенні знаходяться 3 регулятори тиску. Простір усередині приміщення відноситься до вибухонебезпечної зони В-1а згідно з ПУЕ (зона класу 1 згідно з ГОСТ Р 51330.3-99). За функціональною небезпекою – до категорії Ф 5.1 згідно зі СНіП 21-01-97). За пожежною небезпекою до категорії А згідно з НПБ 105-95. Камера регуляторів тиску підлягає автоматичному пожежогасінню. Трубопровід подачі вогнегасної речовини не передбачено. Система автоматики передбачає реалізацію автоматичного пожежогасіння камери регуляторів тиску.

Камера витоків - приміщення, що захищається: стіни з цегли. У цьому приміщенні знаходяться 2 насоси відкачування витоків. Простір всередині приміщення відноситься до вибухонебезпечної зони В-1а згідно з ПУЕ (зона класу 1 згідно з ГОСТ Р 51330.3-99), за функціональною небезпекою до категорії Ф5.1 згідно з СНиП 21-01-97, за пожежною небезпекою до категорії А згідно з НПБ 105-95. Трубопровід подачі вогнегасної речовини не передбачено. Система автоматики передбачає реалізацію автоматичного пожежогасіння камери відкачування витоків.

1.4 Режими роботи ЛВДС «Черкаси»

Система автоматики повинна забезпечувати такі режими керування насосними станціями:

- «Телемеханічний»;

- "Не телемеханічний".

Вибір режиму здійснюється з автоматизованого робочого місця (АРМ) оператора-технолога насосної станції ЛВДС «Черкаси».

Кожен вибраний режим повинен виключати інший.

Перемикання з режиму в режим повинно здійснюватися без зупинки працюючих агрегатів та станції загалом.

У режимі «телемеханічний» із РДП нафтопродуктопроводу за системою телемеханіки забезпечуються такі види телеуправління (ТУ):

Пуск та зупинка допоміжних систем насосної станції;

Відкриття та закриття засувок на вході та виході станції;

Пуск та зупинка магістральних насосних агрегатів за програмами пуску та зупинки магістрального агрегату.

Управління агрегатами та системами, включаючи допоміжні системи та засувки на вході та виході станції, по системі телемеханіки має супроводжуватися додатково до повідомлення про стан (положення) агрегату, повідомленням «Включено - відключено диспетчером трубопроводу» на екрані АРМа оператора та фіксуватися в журналі подій.

У режимі «не телемеханічний» забезпечується керування технологічними засувками, підпірними та магістральними насосними агрегатами, агрегатами допоміжних систем насосної станції загальними командами «програмний пуск», «програмна зупинка» магістральних насосних агрегатів та допоміжного обладнання.

У таблиці 1.1 наведено технологічні параметри станції. Таблиця 1.1 – Технологічні параметри роботи ЛВДС «Черкаси»

1.5 Магістральний насосний агрегат

Кожен МНА містить такі об'єкти: насос, електродвигун.

Як обладнання МНА використовується насос марки НМ 1250-260 та електродвигун типу СТД-1250/2, і один насос марки НМ 1250-400 з електродвигуном АЗМП-1600.

Відцентрові насоси основний вид нагнітального обладнання для перекачування нафти магістральними нафтопродуктопроводами. Вони відповідають вимогам до МНА для перекачування значних обсягів нафти на далекі відстані. Магістральним насосам необхідно мати надлишковий тиск на вході. Цей тиск повинен запобігти небезпечному явищу кавітації, яка може виникати всередині насоса внаслідок зменшення тиску в рідині, що швидко рухається.

Кавітація полягає в утворенні бульбашок, заповнених парами рідини, що перекачується. Коли ці бульбашки потрапляють у область високого тиску, вони схлопываются, розвиваючи у своїй величезні точкові тиску. Кавітація призводить до швидкого зносу частин нагнітача та знижує ефективність його роботи. Використовуваний насос НМ призначений для транспортування нафти та нафтопродуктів магістральними трубопроводами з температурою від мінус 5 до +80С, з вмістом механічних домішок за обсягом не більше 0,05% та розміром не більше 0,02 мм. Насос горизонтальний, секційний, багатоступінчастий, однокорпусний або двокорпусний НМ, з робочими колесами одностороннього входу, з підшипниками ковзання (з примусовим мастилом), з кінцевими ущільненнями типу торця, з приводом від електродвигуна.

Як привод насосного агрегату використовується електродвигун типу СТД потужністю 1250 кВт у вибухобезпечному виконанні. Він встановлений загалом із нагнітачем залі. Вибухобезпечне виконання електродвигуна досягається примусовим нагнітанням повітря вентиляційною системою під захисний кожух приводу для підтримки надлишкового тиску (що виключає проникнення в двигун пари нафти), а також використанням вибухонепроникної оболонки.

Як привод до насосів використовуються також і асинхронні електродвигунивисокої напруги. Однак при використанні асинхронних двигунівпотужністю від 2,5 до 8,0 МВт потрібне встановлення в приміщеннях насосної дорогих статичних конденсаторів потужностей (які при коливаннях навантаження станції та температури навколишнього середовища часто виходять з ладу), а також комплексу високовольтного обладнання, що ускладнює схему електропостачання.

Синхронні електродвигуни мають кращі показники стійкості, порівняно з асинхронним, що особливо важливо при падіннях напруги в мережі.

За вартістю синхронні електродвигуни, як правило, дорожчі за аналогічні асинхронні, однак мають кращі енергетичні характеристики, що робить їх застосування ефективним. Вважається, що коефіцієнт корисної дії (ККД) синхронного двигуна змінюється незначно при навантаженнях, близьких до номінальної потужності двигуна. При навантаженнях, що становлять від 0,5 до 0,7 номінальної потужності, ККД синхронних електродвигунів значно знижується. Практика експлуатації нафтопроводів показала, що в умовах постійного рівня завантаження трубопровідних системдоцільно використовувати регульовані приводи насосних агрегатів. Шляхом регулювання числа обертів робочого колеса нагнітач вдається плавно змінювати його гідравлічні та енергетичні характеристики, підлаштовуючи роботу насоса до змінних навантажень. Двигуни постійного струму дозволяють здійснювати регулювання числа обертів простою зміною опору (наприклад, введенням реостата в ланцюг ротора двигуна), однак у таких двигунів діапазон регулювання порівняно вузький. Двигуни змінного струму допускають регулювання числа обертів шляхом зміни частоти струму живлення (з промислової частоти 50 Гц до більшого або меншого значення в залежності від того, потрібно збільшити кількість обертів валу ротора або зменшити, відповідно).

1.6 Обв'язування насосів ЛВДС «Черкаси»

Обв'язування насосів може здійснюватися послідовно, паралельно та комбінованим способом(Малюнки 1.2 1.4).

Малюнок 1.2 Послідовна обв'язка насосів

Рисунок 1.3 | Паралельна обв'язка насосів

Рисунок 1.4 Комбінована обв'язка насосів

Послідовне з'єднання насосів використовується для підвищення напору, а паралельне для збільшення подачі насосної станції ЛВДС «Черкаси» включає чотири магістральні насосні агрегати з електродвигунами, розташованими в загальному укритті нафтонасосної. Для збільшення напору на виході станції насоси з'єднують послідовно (рисунок 1.6), щоб при одній і тій же подачі напори, створювані насосами, підсумовувалися. Обв'язування насосів забезпечує роботу ЛВДС при виході в резерв будь-якого з агрегатів станції. На всмоктуванні та нагнітанні кожного насоса встановлена ​​засувка, а паралельно насосу – зворотний клапан.

Рисунок 1.5 | Обв'язка насосів на ПС

Зворотний клапан, що розділяє лінію всмоктування та нагнітання кожного насоса, пропускає рідину лише в одному напрямку. При працюючому насосі тиск, що діє на заслінку клапана зліва (тиск нагнітання), більший, ніж тиск, що діє на цю заслінку праворуч (тиск всмоктування), внаслідок чого заслінка закрита, і нафта йде через насос. При непрацюючому насосі тиск праворуч від заслінки клапана більше, ніж тиск зліва від неї, внаслідок чого заслінка відкрита, і нафтопродукт надходить через КО-1 до наступного насоса, минаючи непрацюючий.

1.7 Аналіз існуючої схеми автоматизації ЛВДС «Черкаси»

Автоматизоване обладнання оснащене пристроями для встановлення датчиків контролю та виконавчих механізмів.

Усі виконавчі механізми оснащені приводами із електричними сигналами управління. Запірна арматура трубопроводів зовнішньої та внутрішньої обв'язки ЛВДС оснащена датчиками сигналізації крайніх положень (відкрито, закрито).

При реалізації системи автоматики забезпечується виконання наступних завдань:

Аналіз режимів технологічного устаткування;

Контроль технологічних параметрів;

Управління та контроль засувок;

Контроль готовності до запуску магістральних та підпірних насосних агрегатів;

Обробка граничних значень параметрів магістрального насосного агрегату;

Управління та контроль магістрального та підпірного насосних агрегатів;

Управління та контроль приймальної засувки магістрального насосного агрегату;

Коригування уставки регулювання під час пуску магістрального агрегату;

Завдання уставок регулювання;

Регулювання тиску;

Управління та контроль маслонасосів;

Управління та контроль припливного вентиляторанасосне відділення;

Управління та контроль витяжного вентилятора насосного відділення;

Управління та контроль насоса відкачування витоків;

Обробка вимірюваних параметрів;

Прийме та передача сигналів у системи телемеханіки.

Стан та параметри роботи обладнання ЛВДС відображаються на екрані АРМ оператора ЛВДС у вигляді наступних відеокадрів:

Загальна схеманасосної станції;

Схема окремих магістральних агрегатів та допоміжних систем;

Схема енергогосподарства;

Схема прилеглих ділянок траси.

Блок ручного управління (БРУ) ЛВДС, встановлений в операторній (ЩСУ) передбачає:

Світлову сигналізацію від:

1) датчиків аварійного тиску на вході, в колекторі та на виході ЛВДС;

каналів системи пожежної сигналізації;

2) каналів засобів загазованості;

3) датчика переповнення резервуара-збірника;

4) датчика затоплення насосної;

5) реле аварії ЗРУ;

Кнопки подачі команд управління:

Аварійного відключення ЛВДС;

Відключення магістральних та насосних агрегатів;

Включення магістральних та насосних агрегатів;

Відкриття та закриття засувок підключення станції.

В даний час, при постійному зменшенні видобутку нафти, знижується обсяг нафти, що перекачується. У зв'язку з цим використовують систему автоматичного регулювання режиму перекачування. Система призначена для контролю та регулювання тиску на прийомі та на виході перекачувальних насосних станцій магістральних нафтопроводів. Система використовує регулюючі заслінки з електричним приводом для регулювання тиску на прийомі та на виході нафтопроводів методом дроселювання потоку на виході.

2 Патентне опрацювання

2.1 Вибір та обґрунтування предмета пошуку

У дипломному проекті розглядається проект модернізації АСУ ТП лінійно-виробничої диспетчерської станції ЛВДС «Черкаси» ВАТ «Уралтранснафтопродукт».

Одним із вимірюваних параметрів насосного агрегату лінійно-виробничої диспетчерської станції є вібрація. На ЛПДЗ для цих цілей пропоную до застосування систему вимірювання вібрації «Каскад», тому при проведенні патентного пошуку увага була приділена пошуку та аналізу п'єзоелектричних датчиків для вимірювання вібрації у технологічних об'єктах нафтогазової промисловості.

2.2 Регламент патентного пошуку

Патентний пошук провадився з використанням фонду УДНТУ за джерелами патентної документації Російської Федерації.

Глибина пошуку п'ять років (2007-2011 рр.). Пошук проводився за індексом міжнародної патентної класифікації (МПК) G01P15/09 «Вимірювання прискорення та уповільнення; вимірювання імпульсів прискорення за допомогою п'єзоелектричного датчика».

При цьому використовувалися такі джерела патентної інформації:

документи довідково-пошукового апарату;

Повні описидо патентів Росії;

Офіційний бюлетень Російського агентства з патентів та товарних знаків.

2.3. Результати патентного пошуку

Результати перегляду джерел патентної інформації наведено у таблиці 2.1.

Таблиця 2.1 Результати патентного пошуку

2.4 Аналіз результатів патентного пошуку

П'єзоелектричний акселерометр за патентом № 2301424 містить багатошаровий пакет п'єзокерамічних пластин, що складається з трьох секцій. Секції включають групи трьох пластин. Крайні пластини групи забезпечені діаметральними пазами, заповненими комутаційними шинами. Одна із середніх пластин поляризована повністю за товщиною, дві інші середні пластини містять сегменти, поляризовані за товщиною в протилежних напрямках. Секції із сегментованими пластинами повернені одна щодо іншої на 90° навколо поздовжньої осі пакета. Технічний результат - розширення функціональних можливостей за рахунок вимірювання віброприскорення у трьох взаємно перпендикулярних напрямках.

Вібраційний датчик за патентом № 2331076 містить п'єзокерамічний трубчастий стрижень з електродами, закріплений в корпусі одним кінцем на підставі з електроконтактами перпендикулярно його поверхні, а на іншому кінці стрижня закріплений інерційний елемент, виконаний у вигляді маси-структури, яка складається з тонкостінного циліндра заповнена текучою демпфуючим середовищем (наприклад, маслом низької в'язкості) і одиничними сферичними вантажами, з можливістю їх вільного переміщення, при цьому сферичні вантажі мають різну масу. Усередині корпусу розміщений демпфуючий елемент, в якості якого використана також текуча демпфуюче середовище. Технічним результатом є розширення діапазону вимірювання у разі підвищення чутливості датчика.

Віброперетворювач за патентом № 2347228 містить корпус із закріпленим в ньому п'єзоелементом, виконаним у вигляді прямокутного паралелепіпеда з квадратною основою і з елементами знімання заряду у вигляді електропровідних поверхонь, закріплених на його гранях і електрично ізольованих один від одного, провідники для знімання зарядів на якій встановлено квадратну основу п'єзоелемента, полярна вісь якого перпендикулярна площині його кріплення до підкладки. Кожна електропровідна поверхня виконана у вигляді пластини з виступаючим на одній з її сторін за межі відповідної грані паралелепіпеда пелюстками, при цьому на кожній парі , у кожному пелюстці виконана просічка для кріплення провідника для знімання зарядів, а вісь кожної пелюстки збігається з однією з площин симетрії відповідної пластини. Така конструкція перетворювача дозволяє вивести точки кріплення провідників до елементів знімання заряду, як найбільш виражені концентратори напруг, за межі поверхонь знімання заряду чутливого елемента і дозволяє реалізувати технології виготовлення деталей і монтажу п'єзопакетника промисловим чином, що мінімізує неоднорідність і механічні напруги на гран.

Трикомпонентний датчик коливального прискорення за патентом № 2383025 містить корпус, який жорстко закріплений на базовій основі і закритий ковпачком. Корпус виконаний з металу у формі тригранної піраміди з трьома ортогональними площинами, на кожній з яких закріплені консольним способом по одному чутливому елементу. Чутливі елементи виконані у вигляді п'єзоелектричних або біморфних пластин.

Пристрій для вимірювання вібрації патент № 2382368 містить п'єзоелектричний перетворювач, інструментальний підсилювач і операційний підсилювач, вихід якого є виходом пристрою. Виходи п'єзоелектричного перетворювача з'єднані з прямим та інверсним входами інструментального підсилювача, перший вхід завдання посилення якого з'єднаний з першим висновком першого резистора. Вихід операційного підсилювача з'єднаний з інверсним входом через конденсатор. Інверсний вхід операційного підсилювача з'єднаний через другий резистор з інструментальним виходом підсилювача. Прямий вхід операційного підсилювача з'єднаний із загальною шиною. У пристрій введена індуктивність, яка включена між другим виведенням першого резистора і другим входом завдання посилення інструментального підсилювача, а паралельно конденсатору підключений третій резистор. Прямий та інверсний входи інструментального підсилювача можуть бути з'єднані із загальною шиною через перший та другий допоміжні резистори.

Сутність п'єзоелектричного вимірювального перетворювача за патентом № 2400867 в тому, що він містить п'єзоперетворювач і передпідсилювач, Перша частина підсилювача розміщена в корпусі перетворювача і включає каскад посилення на польовому транзисторі та трьох резисторах. Друга частина підсилювача розташована поза корпусом і включає розділовий конденсатор і струмостабілізуючий діод, катод якого і перший висновок роздільного конденсатора з'єднані з початком польового транзистора. Другий висновок роздільного конденсатора та анод струмостабілізуючого діода з'єднані відповідно з реєстратором та джерелом живлення, загальна точка яких з'єднана зі стоком польового транзистора. Перетворювач містить також послідовно з'єднані перший та другий діоди. Катод першого та анод другого діодів з'єднані відповідно з витоком та стоком польового транзистора. Їхня середня точка з'єднана з затвором польового транзистора, з першим електродом п'єзоперетворювача першим висновком першого резистора, другий висновок якого з'єднаний з першими висновками другого і третього резисторів. Другий висновок другого резистора з'єднаний з джерелом польового транзистора. Другий висновок третього резистора з'єднаний з другим електродом п'єзоперетворювача та зі стоком польового транзистора. Технічний результат: спрощення електричної схеми, зниження рівня власного шуму та захист від пробою польового транзистора.

Патентні дослідження показали, що на сьогоднішній день існує достатньо велика кількістьп'єзоелектричних засобів вимірювання вібрації, різноманітних за своїм пристроєм і які мають як переваги, так і недоліки.

Таким чином, використання датчиків, що дозволяють визначити вібрацію на основі застосування властивостей п'єзоелектричних кристалів, є цілком актуальним.

3 Автоматизація ЛВДС «Черкаси»

3.1 Автоматизація магістрального насосного агрегату

Автоматизація насосної станції включає управління магістральними насосними агрегатами в режимах запуску-зупинки, автоматичний контроль, захист і сигналізацію насосних агрегатів і в цілому станції за контрольованими параметрами, автоматичний запуск-зупинку, контроль, захист і сигналізацію по допоміжних установках насосних станцій.

Система керування насосними агрегатами працює в режимах дистанційного поопераційного керування, програмного пуску насосів, програмної зупинки насосів та аварійної зупинки.

У режимах дистанційного керування з операторного щита здійснюється запуск маслонасоса, управління вентиляцією насосної, управління відкриттям-закриттям засувок на всмоктувальних і нагнітальних лініях магістральних насосних агрегатів.

У режимі програмного запуску та зупинки МНА всі операції запуску виконуються автоматично. Режим пуску електродвигуна залежить від його типу (синхронний чи асинхронний) та здійснюється пусковими станціями.

Загалом запуск магістрального насосного агрегату досить простий. При наборі електродвигуном номінального числа обертів відкриваються всмоктувальна та нагнітальна засувки, і агрегат входить у роботу. Система маслопостачання на сучасній насосній станції є централізованою, загальною для всіх агрегатів, що унеможливлює управління насосами маслосистеми та ущільнення при запуску-зупинці агрегату.

Для насосної ЛВДС важливе значення має програмний запуск МНА. Є різні схемизапуску насосів в залежності від характеристик насосів, схем електропостачання та інших факторів. Розрізняються програми послідовного відкриття засувок та запуску основного електродвигуна агрегату.

Агрегати, переведені в положення резервних системи АВР, можуть включатися також за програмою, при якій обидві засувки відкриваються заздалегідь при перемиканні агрегату в резерв, а основний електродвигун запускається при відключенні працюючого агрегату і спрацьовуванні системи АВР. Ця програма включення агрегату є найкращою з погляду гідравлічних умов роботи магістрального трубопроводу, тому що при такому перемиканні агрегатів тиску на всмоктуванні та нагнітанні станції змінюються дуже незначно і лінійна частина магістрального трубопроводу практично не зазнає жодних навантажень через хвилі тиску.

Програма відключення агрегату, як правило, передбачає одночасне вимкнення основного електродвигуна та включення обох засувок на закриття. При цьому команда закриття засувок зазвичай дається коротким імпульсом (рисунок 3.1).

Захист насосного агрегату за параметрами рідини, що перекачується забезпечується датчиками тиску 1-1, 1-2, 7-1, 7-2 (Сапфір-22МТ), контролюючими тиску у всмоктувальному і нагнітальному трубопроводах. Датчики 1-1, 1-2 встановлені на всмоктувальному трубопроводі біля вхідної засувки, налаштовують тиск, що характеризує кавітаційний режим насоса. Захист мінімального тиску всмоктування здійснюється з витримкою часу, завдяки чому виключається реакція на короткочасні зниження тиску при включенні насосів і проходження трубопроводом невеликих повітряних пробок. Датчики 7-1, 7-2, встановлені на нагнітальному трубопроводі у вихідних засувок здійснюють захист максимального тиску нагнітання. Максимальний контакт датчика 7-1 дає сигнал схему управління агрегатом, перериваючи процес запуску у разі перевищення допустимого тиску після відкриття засувки. Максимальний контакт датчика 7-1 забезпечує автоматичну зупинку агрегату, якщо сигнал у схему управління агрегатом, перериваючи процес запуску у разі перевищення допустимого тиску після відкриття

процес запуску у разі перевищення допустимого тиску після відкриття засувки.

Максимальний контакт датчика 7-1 забезпечує автоматичну зупинку агрегату, якщо тиск у нагнітальному трубопроводі перевищує допустимий за умовами механічної міцностіобладнання, арматури та трубопроводу.

В експлуатації можливі випадки роботи насоса з дуже малою подачею, що супроводжується швидким підвищенням температури рідини у корпусі насоса, що є неприпустимим.

Захист від підвищення температури нафти корпусі насоса забезпечується термоперетворювачем опору 9, встановленому на корпусі насоса. Порушення герметичності пристроїв ущільнення валу насоса потребує негайної зупинки агрегату. Контроль витоків зводиться контролю рівня у камері, якою відводяться витоку. Перевищення допустимого рівня фіксується рівнеміром 3-1.

Захист від перевищення температури підшипників 2-1, 2-2, 2-3, 2-4 здійснюється термоперетворювачем опору типу ТСМТ. В операторній спрацьовує сигналізація, і агрегат відключається захистом за допомогою керуючого сигналу з контролера.

Захист від підвищення температури обмоток осердя статора здійснюється термометром опору 10 ТЕС-П.-1. Контроль температури повітря в корпусі електродвигуна здійснюється і сигналізується за допомогою керуючого сигналу з контролера.

Тиск у системах ущільнювальної рідини та циркуляційного мастила підшипників насоса та електродвигуна контролюється датчиком тиску Сапфір-22МТ та контролером.

Вібросигналізуюча апаратура 4-1, 4-2, 4-3, 4-4 контролює вібрацію підшипників насоса та електродвигуна, а при її збільшенні до неприпустимих величин відключає агрегат.

Таблиця 3.1 | Перелік обраного обладнання МНА

Аварійна зупинка агрегату відбувається при спрацюванні приладів та пристроїв захисту. Розрізняються аварійні зупинки, що допускають повторний пуск агрегату та не допускають його. В останньому випадку встановлюється та усувається причина, що викликала зупинку, і тільки після цього стає можливим повторний запуск агрегату. Зупинка з дозволом повторного пуску відбувається при пуску, що не відбувся, тобто якщо зупинка сталася через температуру продукту в корпусі насоса. Аварійна зупинка із забороною повторного пуску агрегату відбувається за наступних параметрів: зростання температури підшипників електродвигуна, насоса та проміжного валу; підвищеної вібрації агрегату; збільшення витоків із ущільнень валу насоса; зростанні температури охолоджуючого повітря на вході в електродвигун; підвищенні різниці температур вхідного та вихідного повітря, що охолоджує електродвигун; спрацювання пристроїв електричного захистуелектродвигуна.

Послідовність операцій при зупинці агрегатів за сигналами захисної автоматики не відрізняється від послідовності при звичайній програмній зупинці.

Загалом по насосній станції також є система попереджувальної сигналізації та аварійного захисту за такими параметрами: виникнення пожежі, затоплення насосної, неприпустимий тиск на лініях всмоктування та нагнітання та ін.

Автоматична зупинка агрегатів станції відбувається послідовно за програмою, крім випадку спрацьовування захисту із загазованості. При підвищеній концентрації парів нафти приміщенні насосів відбувається одночасне відключення всіх споживачів електроенергії, крім вентиляторів і приладів контролю. У схемі автоматизації насосної станції передбачається захист пожежонебезпеки (встановлені датчики, що реагують на появу диму, полум'я або підвищеної температури в приміщенні), при їх спрацюванні відключаються всі споживачі електроенергії без винятку.

Перелік приладів, що використовуються для автоматизації магістрального насосного агрегату, наведено у таблиці 3.2.

Таблиця 3.2 Прилади, що використовуються для автоматизації МНА

3.2 Система протиаварійного захисту

Надійність функціонування систем забезпечення безпеки небезпечних об'єктів промисловості цілком залежить від стану електронних та програмованих електронних систем, пов'язаних із безпекою. Ці системи називаються системою протиаварійного захисту (ПАЗ). Такі системи мають бути здатними зберігати свою працездатність навіть у разі відмови інших функцій АСУ ТП нафтоперекачувальної станції.

Розглянемо основні завдання, покладені такі системы:

Запобігання аваріям та мінімізація наслідків аварій;

Блокування (запобігання) навмисному чи ненавмисному втручанню в технологію об'єкта, що може призвести до розвитку небезпечної ситуації та ініціювати спрацювання ПАЗ.

Для деяких захистів передбачається наявність затримки між виявленням аварійного сигналу та захисним вимкненням. Відключення основних допоміжних систем, закриття засувок підключення НПС до МН.

У насосного агрегату безперервно контролюється ряд технологічних параметрів, аварійні значення яких вимагають відключення та блокування роботи агрегату. Залежно від параметра або умови, за якою спрацював захист, може виконуватись:

Вимкнення електродвигуна;

Закриття агрегатних засувок;

Запуск резервного агрегату.

Для всіх параметрів захисту передбачено випробувальний режим. У випробувальному режимі встановлюється прапор захисту, запис у масиві захистів і передається повідомлення оператору, але керуючі на технологічне устаткування формуються.

Залежно від того, за яким контрольованим параметром спрацьовує загальностанційний захист, пов'язаний з відключенням насосних агрегатів, система повинна здійснювати:

Відключення одного з працюючих МНА, першого під час нафти;

Одночасне чи почергове відключення всіх працюючих МНА;

Одночасне відключення всіх працюючих ПНА;

Закриття засувок підключення НПС;

Закриття засувок ФДМ;

Вимкнення тих чи інших допоміжних систем;

Увімкнення пристроїв світлової та звукової сигналізації.

Агрегатні захисту МНА та ПНА повинні забезпечувати його безаварійну експлуатацію та відключення при виході контрольованих параметрів за встановлені межі.

Алгоритмічний зміст функцій ПАЗ полягає у реалізації наступної умови: при виході значень певних технологічних параметрів, що характеризують стан процесу або обладнання, за встановлені (допустимі) межі повинно проводитися відключення відповідних агрегатів або всієї станції.

Вхідну інформацію для групи функцій протиаварійного захисту містять сигнали про поточні значення контрольованих технологічних параметрів, що надходять на логічні блоки (програмовані контролери) від відповідних первинних вимірювальних перетворювачів, і цифрові дані про допустимі граничні значення цих параметрів, що надходять на контролери з пульта. Вихідна інформація функцій протиаварійного захисту представлена ​​сукупністю керуючих сигналів, що надсилаються контролерами на виконавчі органи систем захисту.

Наявність зворотного зв'язку значно полегшує процес розробки цільових завдань процесора та додатків користувача. З іншого боку, це підвищує інваріантність реакції логічних та обчислювальних алгоритмів на тестовий вплив, що проводиться під час перевірки протиаварійних захистів.

Така перевірка не може дати гарантії повторюваності результатів тестів, оскільки стан пам'яті процесора під управлінням зворотного зв'язку за всіх однакових умов тестування не буде однаково в різні моменти часу.

3.3 АСУ ТП з урахуванням контролерів Modicon TSX Quantum

Автоматизована система керування технологічними процесами(АСУ ТП) нафтоперекачувальних станцій базується на серії програмованих контролерів Modicon TSX Quantum, що є гарним рішенням для завдань управління на базі високопродуктивних програмованих контролерів. Система на базі Quantum поєднує компактність, забезпечуючи економічність та надійність установки навіть у найскладніших промислових умовах. У той же час системи Quantum прості в установці та конфігурації, мають широку сферу застосування, що забезпечує нижчу вартість порівняно з іншими рішеннями. Також передбачена підтримка встановлених виробів за рахунок спільного використання старих технологій та цієї новітньої керуючої платформи. Конструкція програмованих контролерів Modicon TSX Quantum дозволяє заощадити простір у щиті. Маючи глибину всього 4 дюйми (включаючи екран), ці контролери не вимагають великих щитів; вони розміщуються в стандартній 6-дюймовій електричній шафі, що дозволяє економити до 50% вартості звичайних панелей управління. Незважаючи на малі розміри, контролери Quantum підтримують високий рівеньпродуктивності та надійності. Системи керування, що використовують програмовані контролери серії Modicon TSX Quantum, підтримують різні варіантирішень від одиночної настановної панелі вводу/виводу (до 448 вводів/виводів) до резервованих процесорів з розгалуженою системою вводу/виводу з кількістю ліній вводу/виводу до 64000, що визначається відповідно до потреб. Крім того, обсяг пам'яті від 256 Кбайт до 2 Мбайт достатній для самих складних схемуправління. Завдяки використанню вдосконалених процесорних пристроїв на основі мікросхем Intel, швидкодія контролерів серії Quantum та пропускна здатністьвведення/виведення достатні для задоволення жорстких вимог до швидкості. У цих контролерах також використовуються високопродуктивні математичні співпроцесори для забезпечення найкращої швидкості виконання алгоритмів та математичних обчислень, необхідної для забезпечення безперервності та якості керованого процесу.

Поєднання продуктивності, гнучкості та розширюваності робить серію Quantum найкращим рішенням для найскладніших застосувань і водночас досить економічним для більш простих задач автоматизації. Можливість підключення до мереж підприємства та польових шин реалізована для восьми типів мереж від Ethernet до INTERBUS-S.

Quantum підтримує п'ять мов програмування, що відповідають стандарту МЕК 1131-3. На додаток до цих мов, контролери Quantum можуть виконувати програми, написані мовою релейно-контактних схем Modicon 984, мовою станів Modicon та спеціальними мовами для конкретних застосувань, розроблених іншими фірмами.

На додаток до мов МЕК, система Quantum використовує переваги покращеного набору інструкцій 984 для виконання на контролері Quantum прикладних програм, написаних мовою Modsoft або трансльованих з SY/Mate. До контролера Quantum можна підключити магістральні мережі зв'язку Ethernet, Modbus і Modbus Plus.

Жодна системна архітектура не відповідає потребам сучасного ринкусистем управління так, як серія програмованих контролерів Modicon TSX Quantum. Вона являє собою альтернативну систему, в якій вузли введення/виводу розділені за розміром, просторово розподілені та налаштовані з метою зниження вартості кабелів, що з'єднують вузли введення/виводу з датчиками та виконавчими пристроями. Контролер Quantum має гнучкість, що дозволяє поєднувати в конфігураціях локальне, віддалене, розподілене введення/виведення, однорангові конфігурації, а також підключення до польових шин введення/виведення. Подібна гнучкість робить Quantum унікальним рішенням, здатним задовольнити всі потреби автоматизації. Використовуючи лише одну серію модулів вводу/виводу, система Quantum може бути налаштована під всі архітектури і, таким чином, підходить для контролю безперервних процесів, управління обладнанням або розподіленого управління .