Нефтепроводная система "Ножовка – Киенгоп – Набержные Челны"

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ИНСТИТУТ ПОВЫШЕНИЯ КВАЛИФИКАЦИИ

АНАЛИЗ РАБОТЫ СИСТЕМЫ ТРУБОПРОВОДОВ

«НОЖОВКА - МИШКИНО - КИЕНГОП -

МАЛАЯ ПУРГА - НАБЕРЕЖНЫЕ ЧЕЛНЫ»

Уфа 2003

Содержание

Реферат

Введение

1 Технологическая часть

1.1 Характеристика системы трубопроводов

1.1.1 Нефтепроводная система «Ножовка - Киенгоп - Набержные Челны

1.1.2 Нефтепровод «Ножовка - Мишкино - Киенгоп»

1.1.3 Нефтепровод «Киенгоп - Набережные Челны»

1.1.4 Нефтеперекачивающая станция «Киенгоп»

1.1.5 Нефтеперекачивающая станция «Малая Пурга»

1.2 Расчёт и анализ режимов перекачки нефти системы нефтепроводов

«Ножовка-Мишкино-Киенгоп-Малая Пурга-Набережные Челны»

1.2.1 Необходимость применения графического способа расчёта режимов

1.2.2 Характеристики трубопроводов

1.2.3 Гидравлические режимы

1.2.4 Реконструкция НПС «Киенгоп»

2. КИП и автоматика в насосном цехе

2.1 Выбор и обоснование объекта автоматизации

2.2 Контрольно-измерительные приборы

2.3 Описание функциональной схемы

2.4 Самописец электронный ЭС-8

3 Безопасность и экологичность при эксплуатации НПС

3.1 Опасности и вредности на производстве

3.2 Средства индивидуальной защиты

3.3 Система промышленой безопасности

3.4 План ликвидации возможных аварий

3.5 Пожарная безопасность нефтетранспортных предприятий

3.6 Система пенного пожаротушения

3.7 Расчёт границы растекания нефти

Список использованных источников

Приложения

предприятие нефтетранспортный нефть перекачка

Реферат

Дипломный проект посвящен решению некоторых вопросов эксплуатации магистрального нефтепровода «Ножовка - Киенгоп - Набережные Челны» и насосного цеха НПС «Киенгоп». Общий объем дипломного проекта составляет 104 страницы, включая 7 таблиц, 13 рисунков и схем, приложения. Дополнительно к общему объёму прилагается 4 листа чертежей формата А4, выполненных на прозрачной плёнке для показа на проекторе.

В технологической части дипломного проекта дано общее описание линейной части и насосных станций, изложен принцип действия основных объектов нефтепроводной системы. В данной части приведены гидравлический расчет нефтепровода, графоаналитическое определение параметров рабочих режимов.

В разделе контрольно-измерительные приборы (КИП) и автоматика рассмотрена система автоматизации магистрального агрегата НМ 2500-230. Приведена схема системы, дано ее описание и принцип работы, рассмотрены характеристики электронного самописца ЭС-8.

В разделе безопасность и экологичность проекта рассмотрены опасности и вредности на производстве, виды средств индивидуальной защиты, принципы системы промышленной безопасности, планы ликвидации возможных аварий, пожарная безопасность нефтетранспортных предприятий, проверочный расчёт системы пенного пожаротушения, расчёт границ растекания нефти при аварии на подводном переходе.

Введение

Магистральные нефтепроводы предназначены для транспортировки нефти с промысловых нефтедобывающих районов до пунктов их распределения и потребления - перевалочных и распределительных нефтебаз, наливных станций и нефтеперерабатывающих заводов. Транспортировка по трубопроводам наиболее прогрессивный в техническом и экономическом отношении способ перемещения нефти на большие расстояния. Магистральные нефтепроводы позволяют обеспечивать ритмичную поставку нефти потребителям независимо от географических и климатических условий. Хотя единовременные (первоначальные) капитало- и металловложения в магистральные нефтепроводы со всем комплексом их сооружений сравнительно велики, себестоимость перекачки нефти значительно ниже, а выработка на одного работающего в этой области в несколько раз выше, чем при перевозке нефти другими видами транспорта. При этом значительно разгружаются железнодорожные магистрали, они освобождены от перевозок крупных объёмов тёмных нефтепродуктов в районы их переработки.

Магистральные нефтепроводы в зависимости от диаметра трубы подразделяются на четыре класса. Но также их можно по условиям работы разделить на два вида линейные (последовательные) и сборные (разветвлённые). Линейными могут называться нефтепроводы, в которых расход на всём протяжении остаётся одинаковым во всех сечениях. К ним относится подавляющее большинство магистральных трубопроводов. К сборным можем отнести нефтепроводы, находящиеся в районах нефтедобычи. Такие нефтепроводы характеризуются частыми переходами диаметров и большим количеством пунктов подкачки. Они состоят из параллельных и последовательных участков.

В качестве примера можно привести нефтепровод «НожовкаКиенгопНабережные Челны». При длине 361,6 километров он состоит из участков диаметром 219, 530, 2х530, 720 миллиметров и имеет восемь пунктов подкачки.

Очевидно, что расчёты гидравлических режимов разветвлённых трубопроводов сопряжены с определёнными трудностями. Если на линейных нефтепроводах гидравлический уклон, зависящий от расхода, при постоянном диаметре будет одинаковым на всём протяжении трассы, то на сборных нефтепроводах гидравлические уклоны часто меняются при переходах диаметров, множестве комбинаций работы перекачивающих насосов и их влиянии друг на друга.

Для эффективной работы разветвлённых трубопроводов требуются расчёты оптимальных гидравлических режимов. Необходимость выполнения планов откачки нефти и точной работы систем учёта количества и качества нефти на приёмо-сдаточных пунктах накладывает определённые ограничения на минимальные расходы, проходящие через них. Одновременно работающие перекачивающие насосы на разных пунктах разветвлённого трубопровода влияют друг на друга, увеличивая напор и уменьшая подачу. При этом может сложиться такая ситуация при которой на некоторых насосах расход упадёт до уровня меньше допустимого. Расчётами гидравлических режимов необходимо найти такое решение этой проблемы, чтобы материальные затраты на перекачку были наименьшими. Оптимизация может проводиться несколькими путями: изменением конструктивных характеристик насосов (их число, диаметров колёс, схемы включения); изменением характеристик трубопроводов (диаметры труб, лупингов, вставок); определением наилучшей комбинации работы насосов.

1. Технологическая часть

1.1 Характеристика системы трубопроводов

1.1.1 Нефтепроводная система «Ножовка - Киенгоп - Набержные Челны»

Магистральный нефтепровод «Ножовка - Киенгоп - Набержные Челны» (см. рисунок 1.1) находится в обслуживании Удмуртского районного нефтепроводного управления (УРНУ) - филиала дочерней компании ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы» АК «Транснефть». Заключительный участок нефтепровода от отметки 210,1 км до отметки 256,4 км находится в обслуживании Альметьевского РНУ ОАО «СЗМН». Нефтепровод предназначен для транспортировки нефти, добываемой на месторождениях среднекамского района. Конечный пункт нефтепровода - ЛПДС «Набережные Челны», расположеной в Республике Татарстан.

Общая протяжённость нефтепровода составляет 361,6 км. Нефтепровод делится на две части:

а) Нефтепровод «Ножовка - Мишкино- Киенгоп» длиной 105,2 км.

б) Нефтепровод «Киенгоп - Малая Пурга - Набережные Челны» длиной 256,4 км.

Леса покрывают значительную часть района прокладки нефтепровода, при этом преобладает таёжный вид растительности. Район не является тектонически активным. Вблизи основных сооружений нет активных разломов земной коры, и поэтому сейсмичность района низкая. Ландшафт - умеренно холмистый. В районе прокладки преобладают серые лесные почвы. Высотные отметки основных пунктов нефтепровода указанны в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Высотные отметки нефтепровода «Ножовка - Киенгоп - Н. Челны»

Наименование пункта	высота, м
ПСП «Ножовка»	131,1
ПСП «Мишкино»	155,7
ПСП «Черновское»	161,9
отметка 105,2 км	193,2
НПС «Киенгоп»	171,2
НПС «Малая Пурга»	91,3
ЛПДС «Набережные Челны»	93,7

Климат района прокладки - умеренно-континентальный. По данным гидрометеообсерватории Удмуртской Республики средняя температура: жаркого месяца (июля) в году +17, 9 оС; холодного месяца (января) в году -14,6оС. Средняя температура грунта в самый холодный месяц года по оси пролегания трубопровода равна tгр = +6оС.

Транспортируемая нефть характеризуется средними параметрами, указанными в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Характеристика перекачиваемой товарной нефти

Наименование показателя	Единицы измерения	Предельные значения
		Мин.	Макс.
Плотность при 200С	кг/м3	872	887
Содержание воды	%	0,1	1
Содержание солей	мг/л	51	900
Содержание мехпримесей	%	0,001	0,02
Массовая доля серы	%	2,24	3,6
Кинематическая вязкость (при 300С)	сСт	12,4	65,0
Кинематическая вязкость (при 100С)	сСт	30,8	68,0
Температура застывания	оС	-10	-19
Содержание парафина	%	3	5
Упругость паров	кПа	30,0	42,40

1.1.2 Нефтепровод «Ножовка - Мишкино - Киенгоп»

Магистральный нефтепровод «Ножовка Мишкино Киенгоп» (см. рисунок 1.2) длиной 105,2 км, был принят в эксплуатацию в 1972 году и состоит из двух участков: первого, реконструированного в 1997 году, диаметром 219 мм и длиной 58,1 км, и второго, диаметром 530 мм и длиной 47,1 км. Его проектная производительность 5 млн. тонн в год, а фактическая 1,9…2,2 млн. тонн в год.

Начальный пункт трубопровода (отметка 0 км) находится на приёмо-сдаточном пункте (ПСП) «Ножовка», головных сооружениях ЗАО «ЛукойлПермь», расположенных в Частинском районе Пермской области. На отметке 58,1 км размещена площадка камер приёма-пуска внутритрубных устройств и узел подключения трубопровода диаметром 530 мм и длиной 1,5 км, по которому транспортируется нефть от ПСП «Мишкино» НГДУ «Воткинскнефть», расположенного в Воткинском районе Удмуртской Республики. На отметке 81,5 км к нефтепроводу подключен трубопровод диаметром 219 мм и длиной 8 км, по которому транспортируется нефть от ПСП «Черновское» ЗАО «Белкамнефть», расположенного в Шарканском районе Удмуртской Республики. На отметке 105,2 км размещена площадка камеры приёма внутритрубных устройств, от которой идет трубопровод длиной 300 метров на нефтеперекачивающую станцию (НПС) «Киенгоп» Удмуртского РНУ, расположенную в Якшур-Бодинском районе Удмуртской Республики.

Магистральный нефтепровод расположен на холмистой местности, перепад высот по трассе достигает 123 метра. Он пересекает 18 автодорог, 5 км болот, 18 рек и ручьев. Из них самые большие, с шириной зеркала в межень: Сива 26 метров, Вотка 12 метров, Шаркан 10 метров.

Первый участок нефтепровода построен из бесшовной трубы диаметром 219 х 8 мм из стали 20 по ГОСТ 8731-74, изготовленной на Волжском трубном заводе. Изоляция трубы битумно-полимерная мастика «Асмол» с одним слоем полимерной плёнки. Второй участок нефтепровода построен из прямошовной трубы диаметром 530 х 8 мм из стали 17ГС по ГОСТ 380-60, изготовленной на Челябинском трубопрокатном заводе. Изоляция трубы нефтебитумная мастика с бумажной обёрткой.

На трассе нефтепровода установлено 38 задвижек марок ЗКЛ 200х64 и 500х64(75) с ручным приводом по трассе и электроприводом на камерах приёма-пуска очистных устройств.

На трассе нефтепровода установлено 10 станций катодной защиты, получающих электропитание от местных энергосетей, т.к. нет вдольтрассовых линий электропередач. Также отсутствуют устройства телемеханики и дренажной защиты.

На ПСП «Ножовка» для перекачки нефти установлено 2 насоса ЦНСн 105441 с подачей 70-100 м3/ч и частотой вращения 2950 об/мин. Откачка нефти проходит в течение 20-22 часа в сутки. На ПСП «Мишкино» для перекачки нефти установлено 2 насоса ЦНСн 180128 с подачей 170-190 м3/час и частотой вращения 1475 об/мин. Откачка нефти проходит в течение 18-20 часов в сутки. На ПСП «Черновское» для перекачки нефти установлено 3 насоса ЦНСн 105294 с подачей 110-130 м3/ч и частотой вращения 2950 об/мин. Откачка нефти проходит в течение 6-7 часов в сутки.

Режим работы нефтепровода «Ножовка - Мишкино - Киенгоп» - жесткий, из насоса в насос.

Рисунок 1.1- Сжатый профиль и технологическая схема МН «Ножовка-Мишкино-Киенгоп»

1.1.3 Нефтепровод «Киенгоп - Малая Пурга - Набережные Челны»

Магистральный нефтепровод «Киенгоп - Малая Пурга - Набережные Челны» (см. рисунок 1.3; 1.4) длиной 256,4 км, был построен: первая очередь - 1969 г, вторая очередь (лупинг) - 1980 г, и состоит из двух участков: диаметром 530 мм, длиной 207,7 км и диаметром 720 мм, длиной 48,7 км. Параллельно участку диаметром 530 мм проложен лупинг диаметром 530 мм, длиной 185,7 км, подключенный к основному трубопроводу от отметке 22,0 км до отметки 207,7 км. Его проектная производительность 9,3 млн. тонн в год, а фактическая 5,8…6,4 млн. тонн в год.

Начальный пункт трубопровода (отметка 0 км) находится на нефтеперекачивающей станции «Киенгоп», расположенной на промышленной площадке головных сооружений ОАО «Удмуртнефть», находящихся в Якшур-Бодинском районе Удмуртской Республики. На отметке 0 км расположенна площадка камеры приёма-пуска внутритрубных устройств по основному трубопроводу. На отметке 22 км расположенна площадка камеры пуска внутритрубных устройств по лупингу. На отметке 101 км расположен узел подключения к нефтепроводу нефтеперекачивающей станции «Малая Пурга». На отметке 207,7 км расположена площадка, на которой находятся камеры приёма внутритрубных устройств по основной нитке и лупингу диаметров 530 мм и камера пуска внутритрубных устройств по трубопроводу диаметром 720 мм.

Магистральный нефтепровод расположен на холмистой местности, перепад высот по трассе достигает 100 метров. Он пересекает 4 железных дороги, 17 автодорог 1 и 2 категорий, 3 км болот, 23 рек и ручьев. Из них самые большие, с шириной зеркала в межень: Кама 660 метров, Иж 30 метров, Позимь 12 метров, Сепычка - 15 метров, Колтынак - 15 метров. На водном переходе через реку Кама проложена резервная нитка диаметром 720х10 мм.

Основная нитка и лупинг нефтепровода построены из прямошовной трубы диаметром 530 х 8 мм из стали 17ГС по ГОСТ 380-60, изготовленной на Челябинском трубопрокатном заводе. Изоляция основной нитки нефтебитумная мастика с бумажной обёрткой, лупинга - 2 слоя плёнки, отечественного производства, и 2 слоя обёртки. Второй участок нефтепровода построен из прямошовной трубы диаметром 720 х 11 мм из стали 14ХГС по ГОСТ 380-60, изготовленной на Челябинском трубопрокатном заводе. Изоляция трубы нефтебитумная мастика с бумажной обёрткой.

На трассе нефтепровода установлено 69 задвижек марок ЗКЛ 500 х 75, JCW 500 х 75, MAW 500 (700) х 75 с электрическим приводом, управляемым по месту.

На трассе нефтепровода установлено 26 станций катодной защиты, получающих электропитание от местных энергосетей, т.к. нет вдольтрассовых линий электропередач. В 2004-2005 годах планируется строительство вдольтрассовой ЛЭП с монтажом систем телемеханики.

На ПСП «Киенгоп» для откачки нефти установлено 2 насоса 10НД-10х2 с подачей 300-600 м3/ч при 1450 об/мин. Откачка нефти проходит в течение 21-23 часа в сутки.

Рисунок 1.2- Сжатый профиль и технологическая схема МН «Киенгоп-Н.Челны», участок «Киенгоп-М.Пурга»

Рисунок 1.3- Сжатый профиль и технологическая схема МН «Киенгоп-Н.Челны», участок «М.Пурга-Н.Челны»

1.1.4 Нефтеперекачивающая станция «Киенгоп»

Нефтеперекачивающая станция «Киенгоп» предназначена для перекачки нефти, поступающей из нефтепровода «Ножовка - Киенгоп» и ПСП «Киенгоп» НГДУ «Ижевскнефть», в нефтепровод «Киенгоп - Набережные Челны». Основной режим перекачки - жёсткий, из насоса в насос. В состав НПС «Киенгоп» входят:

основная насосная станция с 4-я магистральными насосными агрегатами НМ 2500-230 и вспомогательными системами;

подпорная насосная станция с 4-я насосами 20НА12х3;

фильтры-грязеуловители;

узел регуляторов давления;

система откачки утечек с двумя насосами «Вортингтон»;

система сглаживания волн давления;

технологические трубопроводы;

системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, автоматического пожаротушения, электроснабжения, автоматической системы управления, связи;

производственно - бытовые здания и сооружения.

Работа технологической схемы НПС «Киенгоп» происходит следующим образом.

Нефть поступает через приемную задвижку № 1 (см. рисунок 1.5) с ПСП «Киенгоп» и через задвижки №31, 32, 33, 34 с нефтепровода «Ножовка-Киенгоп» на прием подпорных агрегатов. Схема позволяет вести перекачку нефти, поступающей с нефтепровода «Ножовка-Киенгоп» минуя НПС «Киенгоп» через задвижки (на камере приема ОУ)№504, 302, 303, при этом закрыты задвижки №31, 32, 33, 34. С ПСП «Киенгоп» подпорным агрегатом, нефть может подаваться на прием подпорных агрегатов НПС «Киенгоп» или откачиваться, минуя подпорные агрегаты через задвижки №10,26.

Нефть, поступающая с нефтепровода «Ножовка-Киенгоп» проходит через фильтры №1 или 2.

Далее с выкида подпорных агрегатов через задвижку №11 поступает на прием основных агрегатов. На участке трубопровода между подпорной и основной насосной предусмотрена система сглаживания волн давления (ССВД). На НПС «Киенгоп» установлена система из предохранительных клапанов типа СППК4 условным диаметром 200 мм в количестве 4 шт. При появлении волн давления ССВД обеспечивает сброс части потока нефти с приемной линии магистральной насосной в емкость сбора утечек и сброса от системы сглаживания волн давления и дренажа. ССВД срабатывает при повышении давления выше 1,45 МПа. После узла регуляторов давления нефть через выкидные задвижки №№ 24, 25 подается на камеру пуска очистных устройств и далее в нефтепровод «Киенгоп - Н. Челны».

Рисунок 1.4- Схема технологическая НПС «Киенгоп»

1.1.5 Нефтеперекачивающая станция «Малая Пурга»

Нефтеперекачивающая станция «Малая Пурга», расположенная в Малопургинском районе Удмуртской Республики, предназначена для приёма нефти с местных месторождений и дальнейшей перекачки её по нефтепроводу «Киенгоп - Н. Челны». В состав НПС «Малая Пурга» входят:

основная насосная станция с 4-я магистральными насосными агрегатами НМ 2500-230 и вспомогательными системами;

подпорная насосная станция с 2-я насосами НПВ 2500-80;

резервуарный парк, с 5-ю резервуарами РВСП-10000;

узлы учёта количества и качества нефти;

фильтры-грязеуловители;

система откачки утечек;

система сглаживания волн давления;

технологические трубопроводы;

системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, автоматического пожаротушения, электроснабжения, автоматической системы управления, связи;

производственно - бытовые здания и сооружения.

НПС «Малая Пурга» является промежуточной перекачивающей станцией нефтепровода «Киенгоп - Н. Челны». Основной режим перекачки - с подключенными резервуарами. При пропуске очистных устройств по нефтепроводу, НПС отсекается, а режим становится жёсткий - из насоса в насос. Работа технологической схемы НПС «Малая Пурга» происходит следующим образом.

Нефть поступает с двух трубопроводов (основная и лупинг) нефтепровода «Киенгоп - Н. Челны» и Архангельского месторождения через приемные задвижки №№ 10, 18, 13, 44, 53; (см. рисунок 1.6) линейные задвижки №№ 512, 545 - закрыты, с Ижевского месторождения - через задвижки №№ 50, 59; с Ельниковского месторождения - через задвижки №№ 47, 55, 59. Производя переключения технологичскими задвижками №№ 77, 84, 87, 90, 81, 60…69 можно управлять наполнением или опорожнением резервуаров №№ 1… 5. Для защиты технологических трубопроводов и арматуры резервуарного парка от превышения давления на НПС установлены предохранительные клапаны типа СППК4 условным диаметром 200 мм. Давление настройки предохранительных клапанов Рн=1,25 МПа. Сброс нефти от предохранительных клапанов предусмотрен в технологический резервуар № 2.

Для подачи нефти от резервуаров №1-5 к основным насосам предусмотрены подпорные агрегаты № 1, 2. С нагнетательной линии подпорных агрегатов через задвижки № 51, 41, 37 нефть поступает на фильтры основных агрегатов. При этом задвижки № 52, 38, 36 закрыты.

После магистральной насосной через задвижки №№ 14, 11, 15 нефть поступает в нефтепровод «Киенгоп - Н.Челны».

Рисунок 1.5- Схема технологическая НПС «Малая Пурга»

1.2 Расчёт и анализ режимов перекачки нефти системы нефтепроводов «Ножовка-Мишкино-Киенгоп-Малая Пурга-Набережные Челны»

1.2.1 Необходимость применения графического способа расчёта режимов

Расчёты гидравлических режимов на трубопроводе, состоящем из последовательных участков, достаточно просты и сводятся к определению гидравлических уклонов, которые зависят от характеристик трубы и расхода. При проектировании таких трубопроводов на перекачивающих станциях обычно устанавливаются насосы одной марки, которые одинаково реагируют на изменения гидравлических режимов.

Иную картину мы можем наблюдать на сборных нефтепроводах. В начальных пунктах таких трубопроводов обычно устанавливаются насосы, имеющие разные характеристики и часто имеющие различные периодичности работы. Их влияние друг на друга при совместной работе можно описать следующим примером. Предположим, существует нефтепровод, состоящий из двух последовательных участков I и II, и имеющий посередине пункт подкачки с насосом 2. При работе одного насоса 1 на этот нефтепровод существует рабочая точка с установившимися напором и расходом. При включении параллельно установленного насоса 2 подкачки на участке II трубопровода расход возрастёт и, следовательно, возрастёт его гидравлическое сопротивление. Вследствие этого напор на участке I повысится, а подача насоса 1 снизится, т.к. кривая характеристики центробежного насоса наклонная. Снижение расхода насоса 1 вызовет снижение гидравлического сопротивления участка I и т.д. В конце концов, в нефтепроводе установится новое равновесное состояние с другими параметрами рабочих точек.

Поиск этих новых значений может производиться аналитически и графически. Аналитический метод основан на известных уравнениях Бернулли и Лейбензона и приводит к появлению большого числа громоздких уравнений. Решая эти уравнения, мы можем получить значения рабочих точек при определённом режиме. Но этих режимов может быть большое количество, и поэтому этот способ достаточно трудоемок и он не даёт ясного представления о процессах происходящих в трубопроводной системе.

При графическом способе расчётов гидравлических режимов разветвлённого нефтепровода, на чертёж наносятся характеристики всех участков трубопровода и установленных насосов. Применяя простые действия сложения и вычитания этих характеристик в определённом порядке, мы можем с достаточной точностью определить значения рабочих точек при каждом режиме работы нефтепровода. Решая обратную задачу, можно определить необходимые характеристики трубопроводов и насосов для достижения установленных режимов. За основу решения таких задач приняты уравнения производительности и напоров относительно узловых точек.

При этом способе решения задач гидравлических режимов точность (в абсолютных значениях) будет не совсем достаточна. Но в нашем случае не важно, с какой точностью будет определено давление в определённой точке трубопровода, а важно соотношение давлений в различных точках того же трубопровода.

Разветвлённые нефтепроводы характеризуются особой схемой включения насосов и трубопроводов в систему. Насосы обычно подключены параллельно друг другу через участки трубопроводов, которые на них влияют гидравлически. Методика решения задач графическим способом о параллельных трубопроводах описывается во многих источниках [1, с.72-75; 2, с.264-282, 407-422] и, в общем, приводится к следующему. Для того чтобы избежать путаницы в определениях, вводится условное понятие комплексной характеристики. Она представляет собой характеристику источника напора с учётом потерь примыкающего к нему участка трубопровода до первого узла трубопроводной системы. Следует обратить внимание, что комплексная характеристика участка является лишь вспомогательным средством для графических расчётов и рассматривать её в отрыве от других участков нельзя. Получить такую комплексную характеристику достаточно просто как опытным путём, так и графическими расчётами.

1.2.2 Характеристики трубопроводов

1) Для расчётов гидравлических характеристик трубопроводов необходимо принять значение вязкости нефти при температуре перекачки. Т.к. рассчитываемые участки являются головными, то, очевидно, неправомерно производить расчёт вязкости по средней температуре грунта в самый холодный месяц года т.к. именно на головных участках происходит выравнивание температуры нефти с температурой грунта. Для определения средней температуры нефти в трубопроводе используем формулу:

, (1)

где tH, tK - температура нефти в начале и в конце участка, оС.

Средняя температура товарной нефти при откачке из резервуаров равна tн = 33оС, для района Удмуртской Республики температура грунта в самый холодный месяц года по оси пролегания трубопровода равна tгр = +6оС.

Средняя температура нефти равна:

Температура перекачки нефти равна:

2) Определение вязкости нефти при температуре перекачки производим по методике описанной в [3, с.29-30], при этом значения температуры и вязкости берём из диспетчерских данных:

а) Находим коэффициент крутизны вискограммы:

, (2)

где 1, 2 кинематические вязкости при температурах Т1 и Т2, мм2/с;

Т1, Т2 расчётные температуры, К.

б) Вязкость нефти при температуре перекачки:

(3)

3) Расчёты гидравлических характеристик участков трубопровода производим по методике описанной в [3, с.34-35]. Для примера приведем расчет гидравлической характеристики на участке «Ножовка-Мишкино» при часовом расходе нефти 45 м3/ч:

а) Определяем скорость течения в трубе по формуле:

, (4)

где Q расход нефти в трубе, м3/с;

D внутренний диаметр трубы, м.

б) Определяем режим течения в трубопроводе по формуле:

, (5)

где кинематическая вязкость нефти, м2/с.

в) Определяем значения переходных чисел Рейнольдса:

; (6)

, (7)

где относительная шероховатость трубы.

Значения эквивалентной шероховатости труб kЭ берём из таблицы 16[4, стр.27], для каждого участка в отдельности.

г) Определяем коэффициент гидравлического сопротивления в зависимости от режима течения по формулам:

ламинарный - при Re<2400:

(8)

турбулентный - при 2400<Re<Re1 (гидравлически гладкие трубы):

(9)

- при Re1<Re<Re2 (зона смешанного трения):

(10)

- при Re2<Re (квадратичное (шероховатое) трение):

(11)

В нашем примере расчета - имеем турбулентный режим течения зону гидравлически гладких труб:

2400<Re<Re1

2400<2792<203000

Отсюда по формуле (9):

д) Определяем потери напора на трение в трубопроводе по формуле Дарси-Вейсбаха:

, (12)

где LР расчётная длина нефтепровода.

е) При построении графика гидравлической характеристики нефтепровода необходимо учитывать потери на местные сопротивления, равные 2% от потери на трение по формуле:

(13)

ж) Определяем гидравлический уклон по формуле:

(14)

Дальнейшие вычисления проведем на компьютере с использованием программы Excel. Результаты расчётов оформим в приложении в виде таблиц А.1…А.8. Пункт «узел» обозначает место присоединения трубопровода от ПСП «Черновское» к нефтепроводу «Ножовка - Киенгоп» на отметке 81,8 км. Участок от ПСП «Мишкино» до места врезки в нефтепровод на КППСОД длиной 1,5 км при расчётах не принимаем во внимание, потому что при максимальном расходе падение напора на нём не превышает 0,5 м, что составляет около 0,4% действующего напора. Насосная ПСП «Киенгоп» с НПС «Киенгоп» соединены участком трубопровода диаметром 500 мм и длиной 250 м, поэтому при гидравлических расчётах он учитываться не будет.

Паспортные характеристики насосов, установленных на приёмо-сдаточных пунктах, берём из каталога [5].

1.2.3 Гидравлические режимы

Основной целью расчета является поиск значений расходов на ПСП и НПС «Киенгоп» при различных гидравлических режимах, поэтому не будет рассматриваться работа участка «М.Пурга - Н.Челны» при режимах, когда перекачка происходит через резервуары НПС «Малая Пурга».

Исходя из условий работы нефтепровода «Киенгоп - М.Пурга - Н.Челны» существуют три основных режима работы системы трубопроводов:

1) Первый режим существует обычно после 0 часов каждых суток, когда запускают насосы на всех ПСП. При этом насосы работают параллельно друг другу и самостоятельно перекачивают нефть до НПС «М.Пурга», которая работает в режиме с подключенными резервуарами. Не смотря на свою очевидную экономичность этот режим, согласно диспетчерским данным, не является оптимальным, т.к. подачи на насосах ПСП низкие и существует возможность невыполнения плана откачки нефти.

2) Второй режим является основным, при котором система нефтепроводов работает подавляющее количество времени. При этом режиме, при работающих насосах на ПСП, запускается подпорный насос 20НА 12х3 на НПС «Киенгоп», перекачивающий нефть до НПС «М.Пурга», работающей в режиме с подключенными резервуарами.

3) Третий режим возникает ежемесячно, при выполнении работ по очистке трубопроводов от парафиновых отложений. При подходе очистного устройства или парафиновой пробки к отметке 95 км НПС «М.Пурга» отсекается от нефтепровода. При этом основная нитка или лупинг на участке до НПС «М.Пурга» закрывается. При таком режиме подпорный насос на НПС «Киенгоп» не обеспечивает необходимого расхода по трубопроводу и, поэтому, запускается магистральный агрегат НМ 2500-230. После прохождения очистного устройства отметки 105 км нефтепровода технологическая схема восстанавливается.

Нефтепровод «Киенгоп - М.Пурга - Н.Челны» представляет собой систему трубопроводов, сложенную из нескольких участков с различными характеристиками, соединённых последовательно - параллельно. При режимах 1 и 2 система складывается из последовательного участка длиной 22 км, диаметром 530 мм, и участка длиной 79 км из двух параллельных труб диаметром 530 мм, (см. рисунок 1.7, а). При режиме 3 система складывается из последовательного участка диаметром 530 мм, длиной 101 км, участка длиной 106 км из двух параллельных труб диаметром 530 мм, и последовательного участка диаметром 720 мм, длиной 48 км (см. рисунок 1.7, б).

Рисунок 1.6 - Схема соединения участков нефтепровода «Киенгоп - Малая Пурга - Набережные Челны» при различных режимах работы.

Чтобы не перегружать рисунок линиями расчёт характеристик участков произведём в табличной форме (см. приложения, таблицы Б.1 и Б.2) путём сложения характеристик участков: вычитания ординат (напоров) при выбранных абсциссах (расходах) при последовательном соединении и сложения абсцисс (расходов) при выбранных ординатах (напорах) при параллельном соединении участков согласно методики по [3].

На рисунке 1.8, для ясности построения гидравлических характеристик участков нефтепровода, в левой части строим схематический план системы трубопроводов, располагая узловые точки согласно их геометрическим отметкам. Геометрическую высоту расположения отметки 105,2 км нефтепровода «Ножовка - Киенгоп» принимаем за нулевую. Строим характеристики участков «Ножовка - Мишкино» (линия I), «Мишкино - узел» (линия II), «Черновское - узел» (линия III), «узел - Киенгоп» (линия IV) и «Киенгоп - М.Пурга» (линия V), откладывая их согласно геометрическим высотам. Строим характеристики насосов, установленных на ПСП «Ножовка» (линия 1), «Мишкино» (линия 2), «Черновское» (линия 3), «Киенгоп» (линия 4), при этом за базовые отметки принимаем геометрические высоты расположения ПСП.

а) Режим 1

Насос в ПСП «Ножовка» (линия 1) и участок I (линия I) работают совместно последовательно, поэтому строим их комплексную характеристику (линия 1') путём вычитания ординат (напоров) при выбранных абсцисах (расходах).

Насосы в ПСП «Ножовка» (линия 1') и ПСП «Мишкино» (линия 2) работают параллельно, поэтому можем построить их общую характеристику (линия 2') путём сложения абсцисс (расходов) при выбранных ординатах (напорах). Они совместно работают на последовательный участок II (линия II), поэтому строим их комплексную характеристику (линия 4') путём вычитания ординат (напоров) при выбранных абсцисах (расходах).

Насос в ПСП «Черновское» (линия 3) и участок III (линия III) работают совместно, поэтому строим их комплексную характеристику (линия 3') путём вычитания ординат (напоров) при выбранных абсцисах (расходах). Они параллельно работают участку II (линия 4'), поэтому можем построить их общую характеристику (линия 5') путём сложения абсцисс (расходов) при выбранных ординатах (напорах). Участки II и III совместно работают на последовательный участок IV (линия IV), поэтому строим их комплексную характеристику (линия 6') путём вычитания ординат (напоров) при выбранных абсцисах (расходах).

Насос в ПСП «Киенгоп» (линия 4) и участок IV (линия 6') работают параллельно, поэтому строим их комплексную характеристику (линия 7') путём сложения абсцисс (расходов) при выбранных ординатах (напорах). Эта характеристика (линия 7') пересекает характеристику участка нефтепровода «Киенгоп - М.Пурга» (линия V) в режимной точке А1.

Чтобы не перегружать рисунок 1.8 вспомогательными линиями поиск, режимных точек производим от режимной точки А по схеме согласно рисунка 1.9. Режимная точка Б показывает значение расхода на участке IV нефтепровода «Ножовка - Киенгоп». Режимная точка В показывает значение расхода на насосе в ПСП «Киенгоп». Режимная точка Д показывает значение расхода на участке II нефтепровода «Ножовка - Киенгоп». Режимная точка Е показывает значение расхода на насосе в ПСП «Черновское». Режимная точка И показывает значение расхода на насосе в ПСП «Мишкино». Режимная точка К показывает значение расхода на насосе в ПСП «Ножовка». При поиске значений напоров режимных точек следует учесть геометрические высоты расположения узловых точек системы трубопроводов, принимая каждую за нулевую.

При первом режиме найденные значения расходов на насосах составляют:

ПСП «Ножовка» QН1 = 89 м3/ч;

ПСП «Мишкино» QМ1 = 145 м3/ч;

ПСП «Черновское» QЧ1 = 142 м3/ч;

ПСП «Киенгоп» QК1 = 280 м3/ч;

общий расход QОБЩ1 = 656 м3/ч;

Рисунок 1.7 - Схема нахождения режимных точек работы системы нефтепроводов «Ножовка - Киенгоп - М.Пурга - Н.Челны»

Для проверки правильности найденных значений расходов составим уравнение баланса расходов:

(15)

На ПСП «Киенгоп» существует ограничение по минимальному расходу откачки нефти, равному 300 м3/ч. Из расчёта следует, что при первом режиме работы нефтепровода подача насоса на ПСП «Киенгоп» составляет QК=280 м3/ч. Это недостаточно для точной работы узла учёта количества нефти, поэтому для увеличения расхода в нефтепроводе запускается подпорный насос на НПС «Киенгоп».

б) Режим 2

Для расчёта значений режимных точек при втором режиме на том же рисунке 1.8 строится характеристика подпорного насоса НПС «Киенгоп» (линия 5). Этот насос работает последовательно с системой трубопроводов «Ножовка - Киенгоп», поэтому их комплексная характеристика строится путём сложения ординат (напоров) при выбранных абсцисах (расходах). Эта характеристика (линия 8') пересекает характеристику участка нефтепровода «Киенгоп - М.Пурга» (линия V) в режимной точке А2. Согласно схемы рисунка 1.9 находятся значения режимных точек.

При втором режиме найденные значения расходов на насосах составляют:

ПСП «Ножовка» QН2 = 91 м3/ч;

ПСП «Мишкино» QМ2 = 165 м3/ч;

ПСП «Черновское» QЧ2 = 145 м3/ч;

ПСП «Киенгоп» QК2 = 410 м3/ч;

общий расход QОБЩ2 = 810 м3/ч;

Для проверки правильности найденных значений расходов составим уравнение баланса расходов:

Как видно из расчёта при пуске подпорного агрегата на НПС «Киенгоп» возросли расходы на всех насосах в ПСП.

в) Режим 3

Для пропуска очистного устройства или парафиновой пробки мимо НПС «Малая Пурга» производятся технологические переключения на нефтепроводе, и характеристика принимает вид линии V'. Как видно из рисунка общий расход составляет при этом всего 450 м3/ч, т.е. падает почти в два раза. Чтобы повысить расход в системе на НПС «Киенгоп» запускают магистральный агрегат НМ 2500-230 (с производительностью 0,5 или 0,7 номинала). На том же рисунке 1.8 строится характеристика магистрального насоса НПС «Киенгоп» (линия 6). Этот насос также работает последовательно с системой трубопроводов «Ножовка - Киенгоп», поэтому их комплексная характеристика строится путём сложения ординат (напоров) при выбранных абсцисах (расходах). Эта характеристика (линия 9') пересекает характеристику участка нефтепровода «Киенгоп - Набережные Челны» (линия V') в режимной точке А3. Согласно схемы рисунка 1.9 находятся значения режимных точек.

При втором режиме найденные значения расходов на насосах составляют:

ПСП «Ножовка» QН3 = 90 м3/ч;

ПСП «Мишкино» QМ3 = 156 м3/ч;

ПСП «Черновское» QЧ3 = 154 м3/ч;

ПСП «Киенгоп» QК3 = 330 м3/ч;

общий расход QОБЩ3 = 730 м3/ч;

Для проверки правильности найденных значений расходов составим уравнение баланса расходов:

Как видно из расчёта пуск магистрального агрегата НМ 2500-230 на НПС «Киенгоп» позволяет сохранить расход в системе нефтепроводов на нормальном уровне. Но расход на этом агрегате составляет всего 0,3 от номинального значения, и, следовательно, магистральный насос работает в неэкономичном режиме. После расчётов стало видно, что зависимость влияния режима работы нефтепровода «Киенгоп - Н.Челны» на работу насосов на ПСП обратно пропорциональна расстоянию до него. Например, при переходе из режима 1 к режиму 2 расход на ПСП «Ножовка» меняется на 2 м3/ч, расход на ПСП «Киенгоп» изменяется на 130 м3/ч.

1.2.4 Реконструкция НПС «Киенгоп»

При проектировании НПС «Киенгоп» в 70-х годах предполагалась, что она станет головной станцией на нефтепроводе. В сооружениях второй очереди были запроектированы резервуарный парк, манифольный узел и т.п. Но, в дальнейшем, в планы были внесены коррективы, и НПС превращена, по существу, в промежуточную станцию. За период многолетней эксплуатации были выявлены многочисленные недостатки. Вертикальные, подпорные насосы 20НА12х3, установленные на открытой площадке, давно морально и физически устарели. Их эксплуатация сопряжена с большими трудностями. Например, для мелкого ремонта торцевого уплотнения насоса необходим демонтаж вертикального электродвигателя, связанного с его частичной разборкой.

Поэтому настала необходимость отказаться от насосов этого типа. Магистральные насосы НМ 2500-230 работают в области с низким КПД, его технические возможности используются не оптимально. Фактически подпорный насос выполняет функции основного агрегата.

Изменить режимы работы нефтепровода «Киенгоп - М.Пурга - Н.Челны» можно двумя путями. Во-первых, изменением характеристик трубопровода, прокладкой лупинга диаметром 530 мм от отметки 0 км до отметки 22 км, что позволит увеличить расходы на участках при режимах 1 и 2, но не окажет никакого влияния на характеристику трубопровода при режиме 3. Во-вторых, подбором насосов с оптимальными характеристиками.

Произведённый по различным источникам поиск типов насосов показал, что не существует такой насос, который удовлетворял условиям работы при двух сильно различающихся по параметрам режимах. Поэтому предлагается:

Отказаться от подпорных насосов, с полным их демонтажем;

Применить при реконструкции насосного цеха НПС «Киенгоп» два типа насосов;

Отказаться от применения двух фильтров, смонтировав вместо них один фильтр с повышенной площадью.

Предлагаю применить при реконструкции насосного цеха НПС «Киенгоп» два типа насосов:

Насос типа 1Д800-56, имеющий следующие характеристики: напор - 56 м, подача 550..960 м3/ч, кавитационный запас 5,0 м, частота вращения 1500 мин-1 , потребляемая мощность 200 кВт, с электродвигателем типа АЗО-450-300-4У2 мощностью 300 кВт, напряжением 6000 В. В цехе установить один рабочий и один резервный насос. Он позволяет обеспечить расход в нефтепроводе при 2 режиме работы, когда необходимы обеспечить низкие напоры.

Рисунок 1.8 - Схема технологическая НПС «Киенгоп» после реконструкции

Насос типа НМ 1250-260 с ротором на подачу 0,7 номинала, имеющий следующие характеристики: напор - 230..190 м, подача 750..1100 м3/ч, кавитационный запас 20 м, частота вращения 3000 мин-1 , потребляемая мощность 960 кВт. Для его привода можно использовать прежний электродвигатель типа СТД-2000-2У4 мощностью 2000 кВт, напряжением 6000 В или использовать новый электродвигатель типа СТДМ-1250-2УХЛ4 мощностью 1250 кВт, напряжением 6000 В. В цехе установить один рабочий и один резервный насос. Он позволяет обеспечить расход в нефтепроводе при 3 режиме работы, когда необходимо обеспечить высокие напоры в нефтепроводе. Достаточно низкий кавитационный запас такого типа насоса позволит отказаться от подпорного насоса при работе основного насоса.

Применение насосов этого типа позволит провести реконструкцию с минимизированными расходами, т.к. не потребуется больших изменений в трубной обвязке насосов, системе энергоснабжения и автоматики.

Реконструкция насосного цеха НПС «Киенгоп» может проводиться в несколько этапов:

Замена магистральных насосов НМ 2500-230 номеров 11 и 13 на насосы типа 1Д800-56.

Замена магистральных насосов НМ 2500-230 номеров 12 и 14 на насосы типа НМ 1250-260.

Монтаж нового фильтра.

Отсечение и демонтаж старых подпорных насосов типа 20НА12х3.

2. КИП и автоматика в насосном цехе

2.1 Выбор и обоснование объекта автоматизации

Насосный цех является одним из самых важных объектов магистрального нефтепровода, потому что его работой обеспечивается главная функция предприятия - транспортировка нефти. В насосном цехе сосредоточенно оборудование большой единичной мощности, надёжная и бесперебойная работа которого влияет на обеспечение поставок нефти потребителям. Для безаварийной и экономичной работы насосно-силовых агрегатов необходимо постоянно контролировать большое количество параметров. Этот контроль берёт на свои плечи система автоматики. Важность автоматизации насосного цеха можно подчеркнуть тем, что если линейная часть нефтепровода при своей работе вполне может обходиться без средств автоматики и телемеханики, то в насосном цехе это просто опасно. И поэтому автоматизация объектов нефтетранспортных организаций начиналась именно с насосного цеха.

Благодаря внедрению автоматизации и телемеханизации в технологические процессы нефтеперекачивающей станции достигается следующее:

автоматическое выполнение правильной последовательности операций при включении и отключении насосно-силового агрегата (НСА), автоматическое управление технологическими задвижками, включение в работу вспомогательных систем и резервного оборудования;

постоянный контроль и сигнализация параметров работы НСА, изменение которых может привести к неэкономичной работе и аварийной ситуации;

управление по каналам телемеханики из районного диспетчерского пункта.

В этой главе рассматривается основные принципы автоматизации насосного цеха НПС «Киенгоп» основанные на блочной системе автоматики БСА-1. Основной элементной базой системы БСА-1 является электромеханическое реле. Эти элементы естественно в наше время являются морально устаревшей техникой, но при надлежащем техническом обслуживании система работает достаточно надёжно. На НПС «Киенгоп» планируется замена системы автоматики на современную, основанную на микропроцессорной технике. Но её эксплуатация, хотя и является большим шагом вперёд, не снимает некоторых вопросов, особенно в обеспечении надёжности.

Система автоматики БСА-1 конструктивно представляет собой ряд стоек, в которых расположены блоки с электромеханическими реле, устройствами управления и сигнализации, а также ряд других отдельных блоков, которые связаны с системой БСА-1 в единое целое. Система БСА-1 устанавливается в помещении операторной НПС и с помощью контрольных кабелей связывается с датчиками, напрямую или через блоки искробезопасных цепей, и с коммутационной аппаратурой, установленной в распределительной электроустановке.

Системы защит, реализованных в системе БСА-1, разделяются на общестанционные и агрегатные. Агрегатные защиты контролируют параметры работы каждого насосно-силового агрегата в отдельности, а общестанционные защиты контролируют работу технологической схемы всей нефтеперекачивающей станции.

2.2 Контрольно-измерительные приборы

Чтобы система автоматики выполняла свои функции, в её состав включены приборы-датчики, с помощью которых она получает информацию о состоянии насосно-силового агрегата. Состав приборов, входящих в систему автоматики НСА приведен в таблице 2.1.

Для измерения и контроля давления на НПС широко используются электроконтактные манометр типа ВЭ-16 Рб. Он представляют прибор с круглой измерительной пружиной, установленной во взрывозащищенном корпусе. Манометр имеет две контрольные стрелки с контактами, которые могут устанавливаться на желаемую величину давления с помощью шлицы, выведенной наружу. Контрольные стрелки могут устанавливается на минимальную и максимальную величину давления, или на значения при которых срабатывает предупредительная и аварийная сигнализации. Датчик «Сапфир» представляет собой преобразователь давления в электрический сигнал 4..20 мА. Его принцип действия основан на изменении электрических характеристик пьезоэлектрического элемента под воздействием измеряемого давления рабочей среды. Датчик напора ДН-40 представляет собой диафрагму, закреплённую в плоском, круглом корпусе. К диафрагме прикреплён шток с магнитом. При достижении заданного напора воздуха диафрагма поднимает магнит к установленному на корпусе прибора геркону и электрическая цепь замыкается.

Значения температуры измеряются с помощью термосопротивления типа ТСМ 50М, представляющие собой прибор, в корпусе которого установлен чувствительный элемент в виде медного сопротивления. При изменении температуры чувствительный элемент изменяет своё сопротивление пропорционально температуре рабочей среды. В системе пожарной сигнализации используются датчики температуры типа ДПС-038.

Таблица 2.1 - Состав приборов, входящих в систему автоматики насосно-силового агрегата

Позиция обозначе-ние	Технологический параметр	Значение параметра	Тип прибора, датчика	Пределы измерения	Класс точности
	Давление нефти на входе насоса:
	миним.предупредительное	2,7 кгс/см2	ВЭ-16 Рб	0 -16 кгс/см2	1,5
	откл. 1-го по ходу насоса	2,5 кгс/см2	ВЭ-16 Рб	0 -16 кгс/см2	1,5
	аварийн. отключение	2,2 кгс/см2	ВЭ-16 Рб	0 -16 кгс/см2	1,5
	контроль	2,0-13,0 кгс/см2	«Сапфир»	0 -16 кгс/см2	0,5
	Давление нефти на выходе насоса:
	максим.предупредительное	42,0 кгс/см2	ВЭ-16 Рб	0 -60 кгс/см2	1,5
	откл. 1-го по ходу насоса	43,5 кгс/см2	ВЭ-16 Рб	0 -60 кгс/см2	1,5
	аварийн. отключение	45,0 кгс/см2	ВЭ-16 Рб	0 -60 кгс/см2	1,5
	контроль	2,0-45,0 кгс/см2	«Сапфир»	0 -60 кгс/см2	0,5
	Температура подшипников:
	насоса	70 оС	ТСМ 50М	-40 - 200 оС	0,1оС
	двигателя	70 оС	ТСМ 50М	-40 - 200 оС	0,1оС
	Температура:
	стали статора двигателя	120 оС	ТСМ 50М	-40 - 200 оС	0,1оС
	меди обмоток двигателя	120 оС	ТСМ 50М	-40 - 200 оС	0,1оС
	воздуха на выходе двигателя	70 оС	ТСМ 50М	-40 - 200 оС	0,1оС
	корпуса насоса	40 оС	ТСМ 50М	-40 - 200 оС	0,1оС
	помещения насосной	5 оС	ТСМ 50М	-40 - 200 оС	0,1оС
	Загазованность:	% от НКПР
	на включ. вентиляции	20	СТМ-10	0 - 100 %	4,0
	на авар. отключение НПС	40	СТМ-10	0 - 100 %	4,0
	Подпор воздуха в камере промежуточного вала	25 кгс/м2	ДН-40	4 - 40 кгс/м2	4,0
	Контроль напора воздуха в системах вентиляции	15 кгс/м2	ДН-40	4 - 40 кгс/м2	4,0
	Давление масла:
	разрешение на пуск НСА	0,7 кгс/см2	ВЭ-16 Рб	0 - 4 кгс/см2	1,5
	аварийн. отключение	0,35 кгс/см2	ВЭ-16 Рб	0 - 4 кгс/см2	1,5
	Температура масла:	70 оС	ТСМ 50М	-40 - 200 оС	0,1оС
	Уровень масла в баках	300 мм от крыши бака	ОМЮВ
	Вибрация подшипников	11,2 мм2/с	НМЦ-6	0-30 мм2/с	1,5
	Утечки с торцевых уплотнений	300 мл	ОМЮВ	0 - 150 мм
	Затопление насосной	50 мм ниже дна канавы	СУЖ-1М
	Пожар в насосной	80оС	ДПС-038
	Отсутствие питания в схеме управления и защиты	+ 27 В	РН

Они представляют собой цепь, последовательно соединённых между собой термопар, установленных в общем корпусе. При разности температур возникает термоэлектродвижущая сила, пропорциональная температуре окружающего воздуха. При достижении заданной температуры (80оС) в помещении, где установлен датчик, на выходе термопар электродвижущая сила возрастает до 60 мВ, что приводит к замыканию цепи пожарной сигнализации.

Для контроля вибрации на подшипниках насосно-силового агрегата устанавливаются датчики НМЦ-6, представляющие собой пьезоэлектрический акселерометр инерционного действия. Его чувствительный элемент состоит из пьезокерамического кольца, на основе цирконата свинца, склеенного со стальным сердечником (инерционной массой). Под воздействием вибрации кольцо деформируется и генерирует электрический сигнал, величина которого пропорциональна виброускорению.

Для контроля утечек из торцевых уплотнений магистрального насоса установлена система, представляющая собой ёмкость с установленным датчиком уровня ОМЮВ. Нефть из камер торцевых уплотнений сливается в ёмкость, откуда по дренажной трубке уходит в систему сбора утечек. Если величина протечек из торцевого уплотнения превысит допустимую, то ёмкость начнётся переполняться и сработает датчик уровня. Датчик уровня ОМЮВ представляет собой металлическую трубку, по которой может перемещаться чувствительный элемент - поплавок, с прикреплённым к нему магнитом. Внутри трубы, на необходимых уровнях закрепляются герконы, которые включаются при приближении к ним поплавка.

Для контроля затопления помещения насосного цеха установлен датчик уровня типа СУЖ-1М, чувствительным элементом которого является буёк. Вес буйка превышает усилие контрольной пружины. При затоплении буёк теряет свой вес, пружина разгибается и нажимает на микровыключатель.

Для контроля и сигнализации загазованности помещения насосного цеха используется газоанализатор СТМ-10 непрерывного действия. В датчике газоанализатора установлены две спирали - рабочая и контрольная. Принцип действия датчика основан на изменении сопротивления рабочей спирали при сгорании горючих паров на каталитически активном элементе. Контрольная спираль служит для компенсации изменения температуры корпуса датчика.

Для контроля напряжения в цепях управления установлены электромеханические реле типа РН, чувствительным элементом которого является катушка с проводом. При подаче напряжения катушка притягивает сердечник, который размыкает основные контакты. При пропадании напряжения сердечник под воздействием пружины отходит от катушки и замыкает контакты.

2.3 Описание функциональной схемы

Систему автоматики насосно-силового агрегата можно условно разделить на три части: контроля работы электродвигателя, магистрального насоса и вспомогательных систем. Система автоматики насосного цеха НПС «Киенгоп» предусматривает следующие виды защит и сигнализации:

минимальное давление на входе насоса;

максимальное давление на выходе насоса;

положение задвижек на входе и выходе насоса;

аварийная остановка НСА из операторной или по месту;

температура обмоток и железа статора электродвигателя, корпуса насоса;

температура и вибрация подшипников агрегата;

температура в помещении насосного цеха;

уровень утечек из торцевых уплотнений насосов;

загазованность помещения насосного цеха;

затопление помещения насосного цеха;

пожар в помещении насосного цеха;

давление воздуха в камерах промежуточных валов;

давление и температура масла;

уровни масла в маслобаках.

Для обеспечения работы синхронного, высоковольтного электродвигателя существует система релейной защиты и управления, установленная в комплектном распределительном устройстве высокого напряжения (КРУН-6кВ) и станции управления двигателя. Она не входит в систему БСА-1, а только взаимодействует в части прохождения команд на запуск и остановку электродвигателя. Система обеспечивает асинхронный запуск, выход в синхронный режим, автоматический запуск при кратковременном отсутствии питающего напряжения (не более 1 с), автоматическое отключение при перегрузке, падении напряжения и частоты питания, подержании тока возбуждения в установленном значении.

...