Магистральный нефтепровод является весьма удобным объектом для автоматизации, что определяется простотой основного технологического процесса, заключающегося в непрерывной перекачке заданного объема нефти по нефтепроводу с поддержанием в допустимых пределах давлений на нагнетании и всасывании в зависимости от установленного режима при минимальном суммарном расходе энергии на перекачку.

Для управления участком нефтепровода с законченным технологическим циклом необходимо разработать алгоритмы управления технологическим оборудованием. Одним из перспективных направлений управления технологическим оборудованием является применение методов адаптивного управления. В частности предлагается метод адаптивного управления с помощью адаптивного регулятора последовательного типа. Этот метод разработан для управления инерционными, нелинейными объектами с аддитивной помехой на выходе. Для адаптивного управления магистральным нефтепроводом необходимо провести идентификацию исследуемого объекта.

1. Система общестанционной автоматики.

В соответствии с технологическими требованиями для оборудования МН задаются допустимые значения контролируемых параметров. При выходе параметра за допустимые пределы может наступить аварийная ситуация. В этом случае система автоматической защиты должна обеспечить:

- отключение работающих магистральных насосных агрегатов;

- включение вспомогательных систем, предназначенных для ликвидации повреждения и предупреждения развития аварийной ситуации;

- технологические переключения, имеющие целью сохранить подачи по трубопроводу при аварийной ситуации.

Защитное отключение насосных агрегатов может осуществляться по разным вариантам. Можно отключить одновременно все работающие агрегаты на НПС. Однако в этом случае на приеме НПС резко возрастает давление, это нарастание передается на предыдущую станцию и может нарушить режим работы всего нефтепровода. Можно отключить все агрегаты не одновременно, а последовательно, друг за другом через 20-30 секунд. В этом случае давление на приеме будет нарастать медленно и не приведет к неприятным последствиям на других станциях.

Основой безопасной работы нефтепровода является контроль давления. Контроль давления выполняется во всех точках технологической схемы, где возможно возникновение давления, опасного для самого магистрально нефтепровода или его оборудования. Точки измерения давления для наблюдения за ходом процесса и автоматической защиты, как правило, совпадают между собой. Так, для предотвращения давления в самом МН выше рабочего определенного по эпюре максимального давления, давление всегда контролируется на выходе насосной.

В логической схеме защита по давлению непрерывно осуществляется контроль всех трех давлений: на приеме, в коллекторе и в трубопроводе. При достижении предельного значения происходит определение номера работающего агрегата, который является первым по ходу нефти, а затем его отключение. При достижении аварийного давления все агрегаты отключаются одновременно. Если отклонение давления происходит на приеме, то включается выдержка времени в пределах 8-10 секунд, после которой вновь проверяется наличие отклонения от допустимых значений, и теперь уже отключаются агрегаты. [9]

2. Система автоматизации линейного участка.

Система автоматизации (СА) линейной части магистрального нефтепровода предназначена для дистанционного контроля и управления линейными задвижками, СКЗ и обеспечивает:

безопасную эксплуатацию линейной части магистрального нефтепровода и его оборудования;

автоматическое управление нефтепровод перекачка нефть

обнаружение аварийных ситуаций и создание условий для быстрейшей ее ликвидации;

оперативную диагностику КИПиА;

улучшение и облегчение условий работы обслуживающего персонала, снижение эксплуатационных расходов;

своевременное представление технологической информации оператору о состоянии оборудования в удобном для анализа виде;

повышение качества дистанционного управления объектами линейной части МН;

повышение надежности работы нефтепровода и предотвращение аварийных ситуаций;

сокращение времени и объема обслуживания, а также ремонта объектов линейной части МН.

Цель создания СА:

дистанционное и местное управление электроприводными кранами с контролированием их положения и состояния;

контроль давления и температуры нефти по магистральному нефтепроводу;

контроль прохождения очистного устройства по объектам ЛЧ;

сигнализация затопления колодцев КИП на линейных крановых узлах;

сигнализация несанкционированного доступа на объекты;

контроль параметров СКЗ;

управление потенциалом СКЗ;

снижение потерь нефти за счет своевременного обнаружения утечек в нефтепроводе на 1%;

прием и передача информации по каналу связи Ethernet.

Ограничениями на создание системы являются требования, предъявляемые к выполняемым функциям и задачам по:

- надежности;

- безопасности;

- эксплуатации, техническому обслуживанию, ремонту и хранению компонентов системы;

- защите информации от несанкционированного доступа;

- сохранности информации при обрыве основного канала связи;

- защите от влияния внешних воздействий.

Данные ограничения существенно влияют на капитальные вложения и сроки окупаемости системы.

Основные принципы построения СА: безопасность; открытость; масштабируемость; распределенность; многоуровневость.

СА линейной части нефтепровода решает задачи:

оперативного диспетчерского контроля состояния объектов линейной части нефтепровода;

дистанционного управления крановыми узлами линейной части нефтепровода из местного диспетчерского пункта НПС МН;

автоматического управления защитным потенциалом СКЗ;

автоматическую защиту нефтепровода при превышении предельных давлений и температур нефти.

СА позволяет повысить эффективность транспортировки за счет:

повышения технологической дисциплины путем увеличения степени информированности персонала и достоверности данных о состоянии объектов линейной части МН;

получения достоверной информации о состоянии задвижек, СКЗ и ЛКП;

снижения трудоёмкости управления технологическими процессами;

повышения безопасности производства, улучшения экологической обстановки.

Информационно-управляющими функциями СА магистральным нефтепроводом являются:

оперативный контроль состояния задвижек, СКЗ и ЛКП а также контроль давления и температуры нефти по нефтепроводу;

оперативное архивирование текущих контролируемых параметров, действий оператора, информационных сообщений и возникающих технологических событий.

оперативно-диспетчерское управление задвижками, УППОУ и СКЗ;

сбор, первичная обработка, хранение и передача информации на верхний уровень управления.

3. Системы автоматизации промежуточной нефтеперекачивающей станции, линейного участка и насосных агрегатов.

Из РП поток нефти поступает в магистральную НПС, имеющую, как правило, четыре насосных агрегата (НА) (три - рабочих, один - резервуарный), которые работают в основном по схеме "из насоса в насос" (последовательное включение).

Схема подключения, показанная на рисунке 1, позволяет дискретно изменять давление в коллекторе станции путем включения/отключения НА. Давление на выходе НПС представляет собой сумму давлений создаваемых каждым агрегатом.

ЭД - электродвигатели; НА - насосные агрегаты; ДЗ - дросселирующая заслонка.

Рис.1. Схема нефтеперекачивающей станции

Для непрерывного изменения выходного давления используется дросселирующая заслонка, которая плавно перекрывает сечение трубопровода, изменяя его эффективный диаметр и увеличивая сопротивление потоку нефти. Уменьшение сечения нефтепровода с помощью дросселирующей заслонки приводит к уменьшению давления на выходе НПС и его увеличению на входе. Дросселирующая заслонка является исполнительным механизмом САР давления. САР изменяет положение ДЗ в зависимости от значений установки и давлений на входе, выходе НПС и реализует ПИД - закон регулирования.

Работа НПС возможна только при исправном состоянии как основного, так и вспомогательного оборудования. Отказ хотя бы одной из них приводит к отключению всей станции.

Управляющими параметрами технологического оборудования НПС являются сигналы на включение/отключение НА; управление положением дросселирующей заслонки (или на смену установки регулятору); на переключение задвижек и т.д. Ограничениями здесь являются: предельные значения давлений на входе, в коллекторе и на выходе НПС; допустимые сочетания включенного оборудования и значения установки регулятора; производительность НА.

В качестве критерия используют минимум затрат электроэнергии на реализацию заданного режима.

После дросселирующей заслонки поток нефти направляется в линейный участок, представляющий собой трубу с секущими задвижками, которые меняют конфигурацию трубы в зависимости от используемого технологического режима в соответствии с рисунком 2.

- секущая задвижка; СКЗ - станция катодной защиты.

Рис.2. Схема линейного участка

Управляющими параметрами здесь являются сигналы: на переключение секущих задвижек, а в качестве ограничения выступают недопустимые сочетания включения/выключения секущих задвижек.

Критерием оценки качества работы линейного участка служит минимум гидравлического сопротивления [13].

Система автоматизации НАдолжна обеспечивать выполнение правильной последовательности включения отдельных узлом магистрального насосного агрегата (МНА), а именно, задвижек, электродвигателя вспомогательных систем, средств защиты, а также соблюдения условий, требующихся при пуске этих узлом. Во время работы агрегата система автоматизации должна контролировать исправность агрегата и обеспечивающих его систем. При неисправности каких-либо узлов агрегата должно осуществляться защитное отключение агрегата с соблюдением последовательности операций по остановки агрегата.

В состав каждого МНА входят электроуправляемые задвижки, обеспечивающие перекрытие потоков к насосу. Управление приводом задвижек осуществляется системой автоматики.

На практике бывают случае, когда работающие МНА по какой-либо причине отключаются системой автоматики. Очевидно, что отключение работающего агрегата приведет к снижению подачи по всему нефтепроводу и изменению режима работы всех НПС. Можно сохранить существовавшие в трубопроводе до отключения неисправного агрегата режим, если в замене него на этой станции включить другой агрегат, не находящийся в работе. Поэтому для сохранения режима работы трубопровода на каждой НПС один МНА должен всегда находиться в полной готовности к пуску, чтобы резервировать один из работающих агрегатов. Поэтому большое значение приобретает время, за которое может быть произведен запуск резервного агрегата, которое зависит от интервала между командой на отключение неисправного агрегата и командой на включение резервного агрегата и от продолжительности процесса полного пуска МНА. Это время может быть сведено к минимальному за счет использования системы автоматизации.

В процессе работы агрегата непрерывно контролируется:

давление масла, подаваемого к подшипникам;

давление охлаждающей воды в обоих подводящих трубопроводах;

температура подшипников насоса и электродвигателя, корпуса насоса, воды на выходе из электродвигателя;

утечки из торцевых уплотнителей вибрация переднего подшипника электродвигателя;

давление воздуха подпора.

При отклонении от заданных параметров происходит автоматическое отключение агрегата. В некоторых случаях достаточно отключить один агрегат, чтобы вернуть технологический режим трубопровода в заданные значения давлений. В этом случае отключают агрегат, первый по ходу нефти, чтобы обеспечить условия пуска этого агрегата в последствии.

Установка агрегата в режим "резервный" состоит в полной подготовке агрегата к пуску. НА должен быть подключен ко всем вспомогательным системам. Системы подачи смазочного масла, охлаждающей воды, воздуха в двигатель должны быть в полной исправности. Если электродвигатель агрегата имеет продуваемое исполнение, то он должен быть продут и находиться под избыточным давлением. Должны быть включены под напряжение пусковые цепи соленоидов масляного выключателя. После завершения подготовки агрегата ключ режимов на щите управления насосного агрегата переводится в положение "резервные". При переводе ключа автоматически открывается задвижки НА, а к пусковым цепям этого НА подключаются контакты реле запуска резервного агрегата. Теперь, если один из работающих агрегатов будет остановлен агрегатной защитой через реле запуска будет включен электродвигатель агрегата, поставленного в резерв. После пуска резервного агрегата ключ режимов следует перевести в положение "дистанционное" и, при возможности, перевести в положение "резервный" один из исправных неработающих агрегатов.

Литература