Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

ГОУ ВПО «Омский государственный технический университет»

Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа,

стандартизация и сертификация»

Курсовая работа

На тему «Диагностика НПС магистральных трубопроводов»

ВЫПОЛНИЛ:

ст. группы ПС-414

Дорошенко М.П., Мезрин А.Е.

Омск-2008

1. Нефтеперекачивающие станции магистральных газопроводов

автоматизация газопровод нефтеперекачивающий микропроцессорный

Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции. Основное назначение каждой нефтеперекачивающей станции состоит в том_, чтобы забрать нефть из сечения трубопровода с низким напором, с помощью насосов увеличить этот напор и затем ввести нефть в сечение трубопровода с высоким напором. Основными элементами НПС являются насосные агрегаты, резервуары, системы подводящих и распределительных трубопроводов, узлы учета, устройства приема и пуска очистных устройств и поточных средств диагностики, а также системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, водоснабжения, автоматики, телемеханики и т.п.

Классификация нефтеперекачивающих станций и характеристика основных объектов

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая станция предназначена для приема нефти с установок ее подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки. Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно подразделить на две группы: первую - объекты основного (технологического) назначения и вторую - объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учета нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приема очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и наладки контрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: прием и учет нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения ее дальнейшей перекачки. При работе ПНПС в режиме "из насоса в насос" (т.е. режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400-600 км, состоящие из 3-5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме "из насоса в насос", и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.

Для снижения затрат на сооружение НПС используется метод блочно-комплектного или блочно-модульного их исполнения. Главное преимущество такого метода достигается тем, что на территории станции практически отсутствуют сооружения из кирпича, бетона или железо бетона. Все оборудование станции, включая автоматику, входит в состав функциональных блоков. Насосная станция может состоять как из одного блока, так и из нескольких блоков, которые на месте эксплуатации герметично стыкуются в единую насосную станцию с общим машинным залом, общей системой вентиляции, освещения, отопления и наружной площадки обслуживания. Укрытие представляет собой стальной каркас, обшитый сэндвич - панелями толщиной 100мм. Основание блоков насосной станции металлическое, сварной конструкции и утеплено минеральной ватой. Насосные агрегаты размещены в блоках насосной станции. На раме насосных агрегатов предусмотрены анкерные болты для соединения с основанием блока насосной станции. Над каждым насосным агрегатом для производства ремонтных работ установлен монорельс с ручной талью. Каждый насос имеет технологические трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой и первичными средствами КИП.

Система автоматики обеспечивает автоматический учет, контроль и передачу на диспетчерский пункт следующих параметров:

· давление перекачиваемой жидкости на входе и выходе каждого насоса;

· температуру перекачиваемой жидкости;

· учет потребляемой электроэнергии;

· состояние задвижек на входе /откр.- закр./;

· состояние задвижек на выходе/откр-закр./;

· состояние всех эл.двигателей /вкл - выкл./;

· состояние основных и резервных насосных агрегатов /вкл.- выкл./;

· положение входных дверей /откр. - закр./;

· температуру воздуха в помещении;

· сигнал перемещения допустимого уровня загазованности;

· вибрации насосного агрегата.

Система автоматики обеспечивает защиту насосных блоков от:

· падения давления перекачиваемой жидкости на входе;

· падения и превышения давления перекачиваемой жидкости на выходе;

· превышения потребляемой мощности и тока.

2. Генеральный план нефтеперекачивающих станций

Генеральный план НПС разрабатывают согласно заданию на проектирование в соответствии с технологической схемой нефтепровода, а также с учетом всего комплекса условий местности: рельефа, ее геологических и гидрологических особенностей, климатических и метеорологических условий и т.п. Генеральный план должен содержать комплексное решение планировки и благоустройства территории, размещение зданий и сооружений НПС, транспортных и инженерных коммуникаций. Генеральный план НПС разрабатывается в соответствии с существующими нормами технологического проектирования.

Генеральный план НПС представляет собой чертеж (рис.1), изображающий расположение зданий и сооружений НПС на территории, отведенной под строительство, правильнее решение которого снижает стоимость сооружения станции, способствует улучшению и удешевлению ее эксплуатации, а также повышению пожарной и экологической безопасности объектов.



Площадку под сооружение НПС выбирают с учетом выполнения некоторых обязательных требований:

- рельеф местности должен быть пологим с явно выраженным уклоном для удобства самотечного отвода поверхностных вод;

- грунты на площадке должны обладать достаточно высокой несущей способностью; геологические условия района площадки должны допускать -

- возведение всех сооружений станции без создания искусственных оснований;

- грунты на площадке должны быть сухими с возможно более глубоким уровнем грунтовых вод.

Не допускается сооружение НПС на заболоченных и заливных участках, участках подверженных оползневым и карстовым явлениям, а также в зонах санитарной охраны источников водоснабжения. При размещении станций у рек или водоемов высотные отметки площадки должны быть не менее чем на 0,5 м выше расчетного горизонта высоких вод; за расчетный горизонт воды принимают наивысший ее уровень за 100 лет. Нефтеперекачивающие станции, сооружаемые вблизи рек, размещают ниже ближайших населенных пунктов.

При выборе площадки для сооружения НПС следует учитывать возможное расширение станций.

При разработке генерального плана НПС обеспечивают наиболее рациональное размещение зданий и сооружений станции, а также благоприятные и безопасные условия труда ее работников. Для этого:

- здания административно-хозяйственного назначения располагают со стороны наиболее интенсивного движения автотранспорта;

- зданий и сооружения с производствами повышенной пожарной опасности, в том числе котельную, располагают с подветренной стороны к другим зданиям;

- здания вспомогательного производства размещают по соседству с основными зданиями и сооружениями;

- здания бытовых помещений располагают ближе к проходной; энергообъекты приближают к основным потребителям, чтобы уменьшить протяженность тепло-, газо- и паропроводов и линий электропередач;

- открытые подстанции размещают на самостоятельных участках;

производственные объекты с большой нагрузкой на грунт (например, резервуарные парки) размещают на участках с однородными хорошо сцементированными грунтами, способными обеспечить устойчивость фундаментов.

При размещении зданий и сооружений НПС учитывают стороны света и преобладающие направления ветров. Длинные стороны градирен (устройств для воздушного охлаждения циркуляционной воды) располагают перпендикулярно к преобладающему направлению ветров. Места для забора наружного воздуха системами приточной вентиляции выбирают в зонах наименьшего его загрязнения. Для станций с территорией более 5 га предусматривают не менее двух выездов, включая резервный. Проезды на территории НПС должны обеспечивать свободное движение в обоих направлениях, а также легкий подъезд пожарных машин к каждому зданию. Расстояние от края проезжей части до стены здания должно быть не более 25 м.

Генеральные планы НПС разрабатываются в соответствии с действующими СНиПами: "Генпланы промышленных предприятий", "Планировка и застройка населенных мест. Нормы проектирования", "Производственные здания промышленных предприятий. Нормы проектирования", "Противопожарные требования" и т.д. Большое значение имеет унификация генеральных планов с применением зонирования объектов, т.е. разделением площади застройки станции на производственную и служебно-вспомогательную зоны. В производственной зоне располагают объекты, непосредственно связанные с перекачкой нефти (насосные, резервуарный парк, блок регулятора давления, блок приточновытяжнои вентиляции и т.п.); в служебно-вспомогательной -- объекты обслуживания НПС (административно-хозяйственный блок, блок-боксы водоснабжения, пожаротушения, склады и т.п.).

3. Технологические схемы НПС

Технологической схемой НПС называют внемасштабный рисунок, на котором представлена принципиальная схема работы НПС в виде системы внутристанционных коммуникаций (трубопроводов) с установленным на них основным и вспомогательным оборудованием, а также с указанием диаметров и направлений потоков (рис.2).

Основными элементами, изображаемыми на технологической схеме НПС, являются:

- система обвязки (соединение трубопроводных коммуникаций) НПС, отражающая принятую технологическую схему перекачки;

- схема обвязки резервуарного парка (если таковой имеется);

- схема обвязки подпорных (если они имеются) и основных насовов;

- узлы технологических задвижек (манифольды);

- размещение технологического оборудования (фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, улавливания и сбора утечек, дренажа и т.д.);

- узлы учета нефти (если таковые имеются);

- узлы приема и ввода в трубопровод очистных и диагностических устройств;

- предохранительные клапаны.

Рис. 2 Технологическая схема НПС

1- основной трубопровод; II- проектируемый трубопровод; III- трубопровод паров нефти; IV- трубопровод утечки; V- задвижка с электроприводом; VI - клапан обратный; VII - фланец-заглушка; VIII-переход на трубопроводе; IX- направление потока нефти; X- счетчик ультразвуковой; XI- заслонка; XII- камера приёма (пуска) СОД; 1- насос центробежный; 2- фильтры-грязеуловители; 3- регулятор давления; 4- ёмкость для сбора утечек и дренажа с насосами откачки утечек; 5-клапан предохранительный; 6-насос центробежный с ротором с электродвигателем; 7-агрегат электронасосный нефтяной для откачки утечек с электродвигателем; 8-резервуар-сборник нефти с объёмом 100м3 от системы сглаживания воды давления и дренажа; 9- ёмкость для сбора утечек нефти и дренажа технологических трубопроводов с погружным насосам с электродвигателем N=15кВт; 10- устройство сглаживания воды давления; 11- счётчик ультразвуковой; 12- фильтры-грязеуловители с патрубками; 13-регулирующая заслонка на суммарную производительность 4100м3/ч;

Обвязка резервуаров может быть выполнена в двух вариантах: одно- и двухпроводном (рис.3).

В первом варианте (см. рис.3 а) заполнение идет через один из несколько коллекторов одновременно в оба резервуара Р-1 и Р-2 (или только в один из них), а опорожнение осуществляется через другой коллектор. Для снижения скорости закачки нефти резервуары могут иметь несколько приемораздаточных патрубков (в данном случае по четыре). Во втором варианте (см. рис. 7.4, б) каждый из резервуаров (Р-1, Р-2, Р-3, Р-4) соединен с общим коллектором отдельным трубопроводов через манифольдную (узел № 1).

Обвязка насосов НПС представлена на рис. 4. Основные насосы для увеличения напора, создаваемого станцией, соединяют последовательно, в то время как подпорные насосы (если они имеются на станции) для обеспечения большей пропускной способности соединяют параллельно.

Важным элементом НПС магистральных нефтепроводов являются узел учета нефти на потоке. Как правило, узел учета размещают на пути движения нефти от резервуарного парка к нефтепроводу между подпорной и магистральной насосными (рис. 4).

Технологическая схема узла учета представлена на рис. 5. Узел состоит из фильтра 3, струевыпрямителя 4 и турбинного счетчика 5. Кроме того, узел учета имеет ответвление 7 к контрольному счетчику или труверу -- устройству, предназначенному для проверки работы счетчиков непосредственным объемным измерением.

Другим типичным элементом технологической схемы НПС является узел приема-пуска средств очистки и диагностики внутренней полости нефтепровода. На головных НПС сооружают только камеры пуска, на промежуточных НПС -- как камеры пуска, так и камеры приема, в конечных пунктах -- только камеры приема. В настоящее время на нефтепроводах АК «Транснефть» широко применяются очистные скребки конструкции Центра технической диагностики «Диаскан» (рис.6).

Рис. 6. Очистной скребок конструкции ЦТД «Диаскан»

1 - бампер; 2 - диск ведущий; 3 - диск прокладочный ; 4 - диск чистящий; 5 - манжета поддерживающая; 6 - корпус; 7 - диск чистящий щеточный; 8 - передатчик; 9 - бампер для передатчика.

Запуск и прием очистных скребков (инспекционных снарядов) производится на площадках перекачивающих станций, оборудованных камерами запуска-приема скребка. Камера представляет собой тупиковый участок трубопровода с концевым затвором, диаметр которой на порядок больше линейной части и технологической обвязки. Принципиальная схема узла запуска-приема очистных устройств показана на рис. 7.

Рис. 7. Принципиальная схема узла приема-запуска очистного устройства С - сигнализатор; М - манометр; ЕП - емкость подземная для опорожнения камер приема-запуска очистного устройства

Перед запуском очистного устройства производится освобождение камеры от нефти в емкость ЕП, затем в камеру запуска помещается ОУ и закрывается концевой затвор. Когда подтверждается готовность к запуску ОУ, открываются задвижки 1 и 2, а задвижка 3 закрывается. После срабатывания линейного сигнализатора о прохождении ОУ в магистраль задвижки 1, 2 и 3 возвращаются в исходное состояние в обратном порядке.

Для приема ОУ открываются задвижки 6 и 7, и одновременно закрывается задвижка 5. После получения сигнала о входе ОУ в камеру, задвижки 6 и 7 закрываются, отключая камеру от трубопровода, а прием нефти на перекачивающую станцию производится через открытую задвижку 5. Извлечение ОУ из камеры производится после сброса давления и слива нефти в емкость ЕП.

4. Насосный цех НПС

На приеме насосной станции устанавливаются фильтры - грязеуловители для улавливания крупных механических частиц (рис.8). О работоспособности фильтров судят по разнице давлений на приеме и выходе фильтров. При увеличении перепада давления до величины более 0,05 МПа ( 0,5 кгс/ см?) или уменьшения до величины менее 0,03 МПА, которое свидетельствуют о засорении или повреждении фильтрующего элемента, должно проводится переключение на резервный фильтр

автоматизация газопроводов нефтеперекачивающий микропроцессорный

После прохождения фильтров - грязеуловителей и площадочных сооружений промежуточной НПС с системами сглаживания и сброса волн давления, нефть поступает в насосную на вход магистрального насосного агрегата.

Насосные относятся к взрывоопасным помещениям, в которых при нормальной эксплуатации взрывоопасных смесей горючих паров с воздухом быть не должно; их появление возможно только в результате аварий или неисправностей. Оборудование насосных делятся на основное и вспомогательное. К основному оборудованию относятся магистральные насосы и электродвигатели к ним, к вспомогательному - системы, предназначенные для обслуживания основного оборудования: смазки подшипников насосов, оборотного водоснабжения для охлаждения масла в маслоохладителях и воздушного пространства электродвигателей при замкнутом цикле вентиляции, отвода перекачиваемой жидкости от разгрузочных устройств насосов и отвода утечек от торцевых уплотнений, вентиляции, отопления, а также грузоподъемные механизмы.

Все системы имеют закрытое исполнение, рабочие реагенты циркулируют по замкнутому контуру.

Насосы, как правило, имеют встроенную систему импелерного охлаждения торцевых уплотнений.

В зависимости от исполнения электродвигателей, установка насосов и электродвигателей может быть осуществлена в общем зале и разных залах насосной.

Если двигатели в насосной установлены в невзрывобезопасном исполнении, то между залами насосных агрегатов и электродвигателей имеется разделительная стенка.

Компоновка оборудования и коммуникаций насосного цеха должна проводиться в соответствии с очевидными условиями их нормального функционирования. В частности, эти условия предусматривают:

- напорную подачу масла к подшипникам насосов и электродвигателей и безнапорный (самотечный) его отвод от подшипников в баки централизованной маслосистемы;

- самотечный отвод утечек нефти от торцевых уплотнений (из картера) основных насосов в сборник утечек по закрытой, герметичной схеме;

- напорную откачку нефти из сборников утечек погружными насосами;

- принудительную подачу воды для охлаждения воздуха, циркулирующего внутри привода (электродвигателей);

- принудительную подачу воды для охлаждения масла централизованной маслосистемы в маслоохладители.

5. Организация и задачи диспетчерских служб

Диспетчеризация -- это централизация контроля и управления процесса перекачки нефти и нефтепродуктов по магистральному трубопроводу при помощи технических средств связи, автоматики и телемеханики.

Диспетчеризация позволяет сосредоточить контроль и управление рассредоточенными объектами магистрального трубопровода или его части в руках одного человека - диспетчера.

Объем и уровень диспетчеризации зависят от принятых технологических схем перекачки, степени сложности и протяженности магистрального трубопровода, его оснащенности машинами, механизмами, уровня автоматизации и телемеханизации, структуры управления производством, а также от числа поставщиков и потребителей, разносортности поставляемых нефтепродуктов и многих других.

В настоящее время все более широкое распространение получает высшая форма диспетчеризации, при которой полностью централизуется контроль, управление и регулирование объектами и параметрами с применением средств автоматики и телемеханики. В этом случае местный оперативный персонал отсутствует. Все операции контроля и управления процессом перекачки выполняются дежурным диспетчером.

Надежная аппаратура автоматики и телемеханики обеспечивает полную автоматизацию работы технологического оборудования перекачивающих станций, что дает возможность осуществить работу основного и вспомогательного оборудования по заранее заданным программам без участия местного обслуживающего персонала.

6. Автоматизация процессов перекачки и защита технологического оборудования НПС

Автоматизация может быть частичной и полной (комплексной). При частичной автоматизации автоматизированы отдельные операции, общее управление осуществляется вручную. При полной автоматизации все операции управления выполняются автоматически, без участия человека.

Автоматизация магистральных трубопроводов определяется технико-экономической целесообразностью и должна обеспечивать:

- безопасную и безаварийную эксплуатацию трубопровода, его сооружений и оборудования, незамедлительное обнаружение возникшей аварии и создание условий для быстрейшей ее ликвидации;

- возможность выполнения экономичных технологических схем, позволяющих снизить капиталовложения;

- сокращение простоев, увеличение пропускной способности трубопроводов и коэффициентов полезного использования технологического оборудования и сооружений благодаря повышению оперативности и надежности контроля и управления;

- улучшение и облегчение условий работы обслуживающего персонала, снижение эксплуатационных затрат, сокращение штатов.

Взаимосвязь и согласование работы всех основных и вспомогательных систем обеспечивает система автоматического управления (САР) нефтеперерабатывающей станции. Структура внутренних взаимосвязей в ней указана на рис. 9. САУ воспринимает и воспроизводит информацию от всех вспомогательных и основных систем, находящихся на НПС и линейной части участка трубопровода. НПС оборудуются аппаратурой автоматики исходя из условий максимальной централизации управления и контроля за оборудованием и технологическим процессом из местного диспетчерского пункта (МДП), при этом функции дежурного персонала сводятся только к надзору за правильностью функционирования систем автоматического управления и регулирования.

Рис. 9. Структура внутренних взаимосвязей системы автоматического управления НПС

Система САУ должна предусматривать:

централизованный контроль и управление насосной;

- автоматическую защиту насосной при возникновении ситуаций, опасных для оборудования или обслуживающего персонала магистрального трубопровода;

- автоматическую защиту и управление каждым магистральным насосным агрегатом по заданной программе;

автоматизацию вспомогательных систем насосной станции;

- автоматическое регулирование давлений на приеме и нагнетании станции;

- автоматическую защиту от возникновения крутых волн давления на приеме НПС.

САУ НПС состоит из самостоятельных систем автоматики, объединенных в единый комплекс:

- системы программного, автоматического управления;

- системы автоматического регулирования (САР) давлений;

- системы автоматической защиты трубопровода от возникновения крутых волн;

- устройств автоматики вспомогательных систем.

7. Автоматическое регулирование параметров перекачки

Магистральный трубопровод, работающий в режиме «из насоса в насос», представляет собой единый гидравлический комплекс, т. е. гидравлическое возмущение, возникшее на одной НПС, передается на все остальные работающие НПС.

Основными причинами возникновения возмущений при эксплуатации участка нефтепровода без сбросов и подкачек являются: включение насосного агрегата; отключение насосного агрегата; одновременное отключение всех работающих агрегатов (отключение станции); одновременное отключение двух или трех агрегатов из-за кратковременного исчезновения напряжения питания с последующим самозапуском агрегатов.

Во всех перечисленных случаях, кроме первого, на станции, являющейся источником возмущения, изменяются параметры: давление на приеме растет, на нагнетании -- падает. По направлению к предыдущей НПС распространяется волна повышения давления, по направлению к последующей волна снижает давление. Эти волны, достигая соседних станций, вызывают изменения давления на них.

Предельные давления на приеме и нагнетании НПС ограничены, с одной стороны, кавитационной характеристикой насосных агрегатов, с другой -- пределами прочности трубопроводов.

Восстановление нормального режима или поддержание параметров перекачки около заданных значений путем воздействия на технологический режим через органы управления называется регулированием. Оно может быть ручным или автоматическим. При ручном регулировании на объект с помощью органов управления воздействует оператор, при автоматическом -- органы управления приводятся в действие автоматическими регуляторами.

Системой автоматического регулирования (САР) называется автоматически действующая система, которая предназначена для поддержания регулируемой величины на неизменном заданном значении или для изменения ее по какому-либо закону.

НПС магистральных нефтепроводов оснащаются системами автоматического регулирования давления в трубопроводе. Назначение САР - поддержать давление на приеме станции не ниже заданного по условиям кавитации магистральных насосов и давление на нагнетании - не выше заданного по условиям прочности магистрального трубопровода, локализовать возмущения, возникающие на отдельных станциях.

Из применяемых в настоящее время пневматических, электрогидравлических, пневмогидравлических САР давления на трубопроводах наиболее широкое распространение нашли пневмасистемы, т. е. системы, все элементы которых работают, используя энергию сжатого воздуха.

Широкая распространенность пневматических средств автоматизации объясняется прежде всего их хорошими техническими и эксплуатационными данными: высокая надежность; пожаро-и взрывобезопасность; простота и удобство в эксплуатации; невысокая стоимость.



Рис. 10 Принципиальная схема САР

1 2 -- пневматические датчики давления; 3, 4 -- изодромные регуляторы; 5 -- блок селектирования; б --датчик на панели управления; 7 -- задатчик; 8 -- автоматические регистраторы; 9 -- исполнительные устройства

Однако средства пневмоавтоматики имеют ряд существенных недостатков, ограничивающих область их применения:

невысокое быстродействие и ограниченная мощность выходных элементов пневматических приборов ограничивают дальность действия (не более 300 м); для обеспечения нормальной работы систем пневмоавтоматики необходим сжатый воздух со стабилизированным давлением, осушенный и освобожденный от пыли и масла.

САР давления построена по блочно-агрегатному принципу, т. е. состоит из небольшого числа блоков, выполняющих самостоятельные функции (рис.10).

С пневматических датчиков давления /, 2, установленных на приеме и нагнетании насосной станции, пневматический сигнал поступает на изодромные регуляторы 3, 4. Задание регуляторам давления (величины уставки) подается от задатчиков 7, 6. Выходной пневматический сигнал от регуляторов поступает на блок селектирования 5. Из двух сигналов, поступающих на вход блока селектирования, меньший по величине подается через панель управления 6 на вход исполнительного устройства 9. Значение давлений и уставок регулирования фиксируется приборами 8 (автоматическими регистраторами).

САР стабилизирует заданные значения давлений в переходных режимах в пределах «зазора безопасности», т. е. разницы между «величинами уставок регуляторов» и уставок защит «высокое давление в магистрали» и «низкое давление на приеме НПС».

Величины «зазора безопасности» для регуляторов на приеме и нагнетании станции регламентируются технологической картой и должны строго выдерживаться. Большое значение при этом имеет точность измерительных устройств защиты и системы регулирования в целом. Опытные данные показывают, что величина «зазора безопасности» для пневматических систем регулирования должна быть 2 кгс/см².

8. Оборудование САР

Пневматические датчики давления. Источниками информации о ходе технологического процесса в САР служат первичные измерительные блоки с пневматическими устройствами дистанционной передачи показаний. Они предназначены для непрерывного измерения и преобразования текущих значений регулируемой величины в пропорциональный пневматический сигнал 0,21 -- 1,05 кгс/см².

Пневматические датчики давления устанавливаются у мест отбора в насосной и камере регулирования и пневматическими линиями связываются с регуляторами, смонтированными в щите приборов.

Регулирующий блок. Пропорционально-интегральный закон регулирования может быть отработан регулирующими блоками благодаря наличию в них дополнительной положительной обратной связи. Действие отрицательной обратной связи постепенно снимается действием положительной связи, в результате чего при появлении сигнала рассогласования выходной сигнал блока сначала принимает значение, равное сигналу согласования, умноженному на коэффициент усиления, а затем он увеличивается,(или уменьшается) со скоростью, пропорциональной степени открытия дросселя положительной обратной связи, и принимает установившееся значение лишь при исчезновении сигнала рассогласования, т. е. тогда, когда текущее значение регулируемой величины достигает заданного. Такое действие отрицательной и положительной обратных связей называется упругой (или изодромной) обратной связью, а время обратной связи, в течение которого значение выходного сигнала регулирующего блока удваивается за счет действия упругой обратной связи, называется временем изодрома.

Блок задания предназначен для формирования постоянного стабилизированного пневматического сигнала, настраиваемого вручную во всем стандартном диапазоне давлений. Он служит для выставления величины уставки регулирования или для дистанционного местного управления исполнительным устройством.

Селективное реле применяется для обеспечения правильной работы регулирующего исполнительного устройства от двух регуляторов. В нем разделяются пневматические регулирующие сигналы, чтобы на исполнительное устройство действовал только один сигнал.

Исполнительное устройство. Характеристика исполнительного устройства значительно влияет на качество работы всей системы в целом.

Исполнительное устройство по функциональному признаку может быть разделено на два основных блока -- исполнительный механизм и регулирующий орган. Исполнительный механизм предназначен для управления регулирующим органом в соответствии с получаемой командной информацией.

Исполнительным механизмом называется приводная часть исполнительного устройства, преобразующая получаемую энергию в перестановочное усилие, которая управляет регулирующим органом в соответствии с командной информацией.

По виду движения выходного элемента исполнительные механизмы могут быть прямоходными, в которых элемент перемещается поступательно, поворотными, в которых он перемещается по дуге (до 360°). По виду используемой энергии, создающей перестановочное усилие, исполнительные механизмы делятся на пневматические, гидравлические и электрические.

В пневматических исполнительных механизмах переустановочное усилие создается за счет действия давления сжатого воздуха на мембрану.

Электрические исполнительные механизмы подразделяются на электродвигательные и электромагнитные.

Исполнительные устройства в зависимости от вида исполнительного механизма называются пневматическими, гидравлическими, электрическими и электрогидравлическими.

Регулирующим органом называется звено исполнительного устройства, представляющее собой переменное гидравлическое сопротивление, которое управляет расходом перекачиваемого продукта, изменяя проходное сечение.

заслоночный -- пропускная способность изменяется поворотом заслонки;

двухседельный -- пропускная способность изменяется поступательным перемещением затвора вдоль оси проходов двух седел корпуса.

Основными характеристиками исполнительного устройства являются: условная пропускная способность, условное и рабочее давления, перепад давления и время полного закрытия и открытия.

Чтобы обеспечить работу трубопровода при ремонте дросселирующего органа, на НПС устанавливается параллельно не менее двух дросселирующих органов. На трубопроводах с пропускной способностью от 7000 до 10 000 м³/ч наибольшее применение находят заслоночные регулирующие органы. Время полного закрытия и открытия их значительно меньше, чем у двух-седельных клапанов, что необходимо для САР на трубопроводах с большой пропускной способностью.

Панели управления представляют собой пневматические устройства переключения сигналов управления. С их помощью переключают режимы работы системы САР. Система САР имеет три режима работы: местный ручной, местный автоматический, дистанционный автоматический (телемеханический).

Процесс регулирования в местном ручном режиме управления осуществляет дежурный оператор. В этом случае командный сигнал на управление исполнительным механизмом задается блоком задания (редуктором) на панели переключения.

В местном автоматическом режиме управления оператор выставляет необходимые величины уставок регуляторам на приеме и выкиде станции. После выполнения указанных операций процесс регулирования осуществляется автоматически, без участия оператора.

При появлении сигнала рассогласования, т. Его при увеличении давлений выше установленных пределов, система автоматически включается в работу -и выравнивает давление. Приборы фиксируют весь процесс регулирования на диаграммной бумаге измерительных приборов. В дистанционно-автоматическом режиме система работает аналогично местному автоматическому, только величина уставки регуляторам выставляется дистанционно с помощью системы телемеханики из ЦДП (РДП) диспетчером или из МДП оператором.

Автоматические регистраторы фиксируют следующие параметры перекачки: давление на приеме станции; давление до регулирующего органа; давление в магистрали; величину уставки регулятору; величину мгновенного расхода.

Для выполнения автоматической регистрации применяются приборы типа ЗРЛ-29Б. Все аварийные изменения параметров перекачки, зафиксированные на диаграммной бумаге самопишущих приборов, дежурный оператор обязан расшифровать с указанием времени, числа, года и причины. Снятые с самопишущего прибора диаграммные бумаги после их осмотра хранят не менее двух лет. Устанавливает, снимает и обрабатывает их инженер по автоматике.

9. Пример автоматизации НПС на базе контроллеров TSX Quantum

Для экономики государства эффективная и надежная работа нефтепроводного транспорта имеет очень большое значение. Следует иметь в виду и то, что в последнее время на государственном уровне высокие требования предъявляются к защите окружающей среды от вредных воздействий. В этой связи значительно повышается роль автоматизации, контроля работы нефтеперекачивающих комплексов, а также их координации. Как добиться максимально эффективной и надежной работы нефтепровода? Наиболее оптимальным решением представляется внедрение технических средств на базе современных микропроцессорных и сетевых технологий.

Разработанная микропроцессорная система автоматизации предназначена для контроля за работой и управления оборудованием нефтеперекачивающих станций (НПС). Она обеспечивает непрерывный мониторинг всех технологических процессов, автономное поддержание заданных режимов работы магистральных и подпорных станций и их изменение по командам с пульта оператора НПС из местного диспетчерского пункта (МДП) и из вышестоящего уровня управления - районного диспетчерского пункта (РДП).

В выборе аппаратных и программных средств решающими факторами являлись высокая надежность элементной базы и устойчивая к сбоям операционная система.

В качестве аппаратной платформы были выбраны программируемые контроллеры Modicon TSX Quantum производства Schneider Electric. Нижний уровень системы автоматизации включает в себя датчики и вторичные преобразователи, обеспечивающие формирование входных электрических аналоговых и дискретных сигналов системы автоматизации НПС, а также показывающие приборы и органы управления, устанавливаемые по месту.

В подсистему нижнего уровня входит также блок ручного управления (БРУ), устанавливаемый в операторной МНС.

Средний уровень системы автоматизации включает в себя программируемый логический контроллер (PLC) 140CPU 434-12A серии TSX QUANTUM, работающий в локальной вычислительной сети MODBUS+. Для обеспечения большого числа линий ввода-вывода используется архитектура удаленного ввода-вывода на базе коаксиального кабеля с возможностью реализации протяженной сети длиной до 5250 м с удаленными узлами в количестве до 31. Высокопроизводительная RIO сеть обеспечивает передачу данных ввода-вывода со скоростью 1,544 Мбит/с. Для обеспечения повышенной надежности в системе удаленного ввода-вывода используется вариант с резервным кабелем, предохраняющий систему от последствий обрыва одного из кабелей или повреждения соединительной арматуры.

Для обеспечения резервирования по среднему уровню две одинаково сконфигурированные системы Quantum связываются между собой через контроллеры горячего резерва, установленные в каждой из систем. При такой конфигурации один из контроллеров является основным, а другой резервным и готовым принять управление каналом удаленного ввода/вывода при любой неисправности основной системы. Резервный контроллер способен принять управление каналом ввода/вывода, известив об этом пользователя, т к. он располагает актуальной информацией о состоянии ввода/вывода в основной системе.

Дежурная резервная система проста в настройке и монтаже и обеспечивает непрерывное резервное управление в случае выхода из строя активного контроллера или прекращения подачи на него питания.

Таким образом, система горячего резервирования семейства Modicon TSX Quantum обеспечивает высокую надежность при автоматизации процессов с высокими требованиями безопасности. Для подключения внешних автономных систем по сети Modbus используются преобразователи интерфейса RS232/RS485, что позволяет подключить несколько удаленных на расстояние до 1200 м систем.

За счет модульной структуры программного обеспечения и аппаратных средств система автоматизации дает возможность оперативно вносить коррективы в свои функциональные возможности в связи с изменяющимися условиями и требованиями эксплуатации НПС. Основными преимуществами использования микропроцессорной системы автоматизации НПС являются:

- повышение безопасности эксплуатации нефтепроводов в условиях непрерывного производства;

- повышение надежности и «живучести» технологического оборудования и

средств автоматизации магистральной насосной станции;

- расширение функциональных возможностей системы автоматизации;

- увеличение информативности как на уровне МДП, так и на уровне РДП;

- увеличение периодичности технического обслуживания;

- сокращение времени на ремонт станции.

Системы автоматизации, подобные описанной выше, были установлены на нефтепроводах "Дружба-1", "Дружба-2", "Самара-Лисичанск", "Самара-Тихорецк" в различных областях России.

Типичными для объектов автоматизации являются следующие количества каналов ввода-вывода:

- число измеряемых каналов 150;

- число каналов дискретного ввода 400;

- число каналов дискретного вывода 160;

У обслуживающего эти системы технического персонала уходит минимум времени на их освоение. Описанная система автоматизации может быть легко адаптирована для иных объектов автоматизации различных отраслей промышленности без изменения элементной базы через введение новых алгоритмов и использование оборудования программно- и аппаратно-совместимого с локальными промышленными сетями Modbus и Modbus Plus, которые являются фактически промышленными стандартами.

10. Автоматическое пожаротушение

На всех НПС магистральных нефтепроводов должно предусматриваться автоматическое пожаротушение помещений со взрывоопасными зонами согласно СНиП 2.04.09-84.

Системы автоматического пожаротушения должны одновременно выполнять функции автоматической пожарной сигнализации. Система автоматического пожаротушения должна включать:

- автоматическую световую и звуковую сигнализацию в пункте управления и защищаемом помещении о возникновении пожара;

- автоматическое, дистанционное и местное управление средствами автоматического пожаротушения;

- автоматическую защиту помещений и оборудования по пожару -- автоматическое отключение насосных агрегатов, закрытие задвижек подключения магистральной насосной к нефтепроводу или резервуарному парку, отключение системы вентиляции в защищаемом помещении и включение аварийной вентиляции при срабатывании газосигнализаторов согласно СНиП 2.04.05-91;

- устройства переключения с автоматического пуска на ручной с соответствующей сигнализацией.

Селективная сигнализация пожара, дистанционное управление средствами автоматического пожаротушения должны предусматриваться в операторной (или МДП) с дублированием сигнализации о пожаре и срабатывании системы автоматического пожаротушения на пожарном посту.

Автоматическое пожаротушение помещений со взрывоопасными зонами может быть пенным или порошковым. Автоматизация пенного пожаротушения должна включать:

- автоматическое и дистанционное включение насосов раствора пенообразователя;

- автоматический пуск рабочих насосов, в том числе и насосов-дозаторов;

- автоматический пуск резервных насосов, в том числе и насоса-дозатора, в случае отказа пуска рабочего насоса (или рабочий насос не выходит на режим) в течение установленного времени;

- автоматическое открытие запорной арматуры с электроприводом;

- местное управление устройствами компенсации утечки раствора пенообразователя и сжатого воздуха из трубопроводов и гидропневматических емкостей;

- местное и дистанционное включение насосов;

- отключение автоматического пуска насосов;

- автоматический контроль за приборами, регистрирующими срабатывание узлов управления и формирующими импульс на включение пожарных насосов и насосов-дозаторов;

- автоматический контроль за аварийным уровнем воды, пенообразователя в емкости, дренажном приямке;

- контроль за исправностью звуковой и световой сигнализации в помещениях и на территории;

- отключение звуковой сигнализации.

Формирование командного импульса автоматического пуска насоса-дозатора осуществляется элементами электроуправления, фиксирующими пуск пожарного насоса.

Автоматизация порошкового пожаротушения должна включать:

- автоматический пуск системы;

- отключение и восстановление режима автоматического пуска системы;

- дистанционный пуск системы;

- контроль за исправностью электрических цепей управления пиропатронами (определение обрыва);

- контроль за давлением воздуха (азота) в баллонах;

- контроль за световой и звуковой сигнализацией;

- отключение звуковой сигнализации.

Датчики пожарной сигнализации в резервуарах должны устанавливаться рядом с пеногенераторами и их число соответствовать числу пеногенераторов. В каждой точке необходимо установить по два извещателя.

Запуск системы автоматического пожаротушения должен осуществляться при срабатывании двух датчиков пожарной сигнализации (пожарных извещателей). Эта схема может быть реализована двумя лучами, к которым подключены разные датчики, или с помощью пожарного концентратора, принцип действия которого позволяет определить число сработавших в луче датчиков.

Тепловые пожарные извещатели следует устанавливать на потолке на расстоянии 100 -- 300 мм от перекрытия, допускается подвеска извещателей на тросе. Кроме того, их необходимо монтировать в каждом отсеке потолка, ограниченном строительными конструкциями (балками, прогонами, ребрами плит и т.п.), выступающими от потолка на 0,4 м и более.

В одном помещении следует устанавливать не менее двух пожарных извещателей.

Система автоматического пенного пожаротушения должна предусматривать селективное управление запорными устройствами на линиях подачи пены к защищаемым объектам, а также задержку подачи пены на время, определяемое плавлением легкоплавких замков пенокамеры или соображениями техники безопасности.

Аппаратура автоматического управления насосами пожаротушения и запорными устройствами на пенопроводах может устанавливаться в помещении пожарных насосов или операторной (МДП) НПС.

Схемы управления насосами и запорными устройствами в системе автоматического пожаротушения могут предусматривать возможность независимого автоматического, дистанционного и местного управления.

Включение системы автоматического пожаротушения должно сигнализироваться в защищаемом помещении световым и звуковым сигналами. Световой сигнал должен устанавливаться в обслуживаемых помещениях в месте, доступном для обзора из любой точки помещения, а в необслуживаемых помещениях -- перед входом в помещение.

При пожаротушении световой сигнал оповещения в виде надписи на световом табло "Пена -- уходи" и звуковой сигнал оповещения должны выдаваться одновременно в пределах защищаемого помещения.

Система водоснабжения должна предусматривать автоматическую подачу воды в резервуары противопожарного запаса, а также закрытие задвижек на линиях подачи воды в систему производственно-технического водоснабжения при минимальном уровне в этих резервуарах и при включении пожарных насосов.

Дистанционный контроль за уровнем и температурой воды в наземных резервуарах противопожарного запаса воды и раствора пенообразователя может осуществляться сигнализацией предельных уровней в операторной (МДП).

11. Объем автоматизации операторной (МДП)

Задачи управления, регулирования, измерения и сигнализации обычно решаются на уровне операторной (или МДП).

Объекты управления: магистральные и подпорные насосные агрегаты; подготовка насосной; насосы системы пожаротушения; задвижки узла подключения, резервуарного парка, узла учета, на линиях подачи пены; деблокировка сигналов защит по давлениям; аварийная остановка насосной.

Объекты регулирования -- давление на приеме и выходе насосной.

Объекты измерения: давление на входе в резервуарный парк, приеме и выходе насосной, выходе насосов; расход по трубопроводу; параметры качества нефти (на станциях с емкостью); уровень нефти в резервуарах; давление на входе узла учета.

Объекты сигнализации: магистральные, подпорные насосные агрегаты (включен, готов к дистанционному запуску, авария, в резерве); подготовка насосной (включено); насосы системы пожаротушения (включено); задвижки узла подключения, резервуарного парка, узла учета, на линиях подачи пены (открыто, закрыто); скребок (принят, запущен); пожар в защищаемом помещении; загазованность насосной; затопление насосной; переполнение резервуаров-сборников; неисправность вспомогательных систем; неисправность вспомогательных сооружений; аварии вспомогательных систем и сооружений; повышенное давление в подводящем трубопроводе; срабатывание защиты по переливу; превышение расхода в резервуарном парке; предельный и аварийный уровни резервуарах; отключение параметров качества нефти; неисправность пункта учета нефти.

Система автоматизации также должна выполнять функции отображения и регистрации, расчета и анализа эксплуатационных параметров работы основного оборудования, документирования и архивации, связи.

12. Телемеханизация объектов МН

Средства телемеханизации объектов магистральных нефтепроводов предназначены для обеспечения дистанционного управления технологическим оборудованием НПС из РДП или ЦДП.

Объектами телемеханизации МН являются магистральные насосные, подпорные насосные, оборудование инженерных сооружений и энергохозяйства.

Телемеханизация должна обеспечивать:

- централизованный контроль за режимом работы нефтепровода для обеспечения его безаварийной работы и оптимизации режимов работы;

- централизованное управление магистральными, подпорными агрегатами и задвижками;

- централизованный сбор информации о возникновении аварийных ситуаций для сокращения времени локализации аварий;

- централизованный сбор информации о режиме работ и техническом состоянии оборудования.

Системы телемеханики должны удовлетворять следующим требованиям:

- телесигнализация аварийных сообщений и телеуправление магистральными, подпорными агрегатами и задвижками для локализации аварийных ситуаций должны иметь быстродействие в пределах 2 -- 5 с;

- цикл опроса телеизмерений состояния оборудования и режимов работы нефтепровода должен приниматься в пределах 20-40 с.

Объектами телемеханизации являются: магистральные и подпорные насосные; вспомогательные системы; резервуар-ные парки; узлы учета нефти; узлы приема и пуска (пропуска) устройств очистки и диагностики трубопровода; энергохозяйство.

Размещено на Allbest.ru

...