Автоматизация процесса перекачки нефти на НПС "Калейкино" нефтепровода "Альметьевск–Горький"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Обоснование выбора темы

2. Технологическая часть

2.1 Характеристика магистральных нефтепроводов

2.2 Характеристика нефтеперекачивающих станций

2.3 Описание технологической схемы НПС «Калейкино нефтепровода»

Альметьевск-Горький-2

2.4 Система автоматизации НПС. Назначение и структура

2.5 Основные требования к системе автоматизации НПС

3. Техническая часть

3.1 Описание структуры КТС

3.1.1 Система автоматического регулирования давления «Вектор»

3.1.2 Прибор контроля вибрации «Аргус-М»

3.1.3 Система контроля загазованности СГАЭС-ТН

3.2 Применение контроллера Advant 160

3.2.1 Программные средства операторского интерфейса для операторской станции Advant 160

3.2.2 Аппаратное обеспечение контроллера Advant 160

3.2.3 Аппаратное обеспечение систем ввода/вывода



Введение

Топливно-энергетический комплекс России представляет совокупность энергетических систем: газо-, угле-, нефтеснабжения, нефтепродуктообеспечения, электроэнергетики и др. Каждая из этих систем состоит из взаимосвязанных отдельных технологических процессов, управляемых и контролируемых человеком и предназначенных для транспорта, хранения, перевалки и распределения среди потребителей соответствующих энергоресурсов: нефти, нефтепродуктов, газа, угля, электроэнергии и т.д.

Рассматривая систему трубопроводного транспорта нефти, следует отметить, что ей присущи основные особенности, характерные для больших систем энергетики. К ним относятся: взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приема и сдачи нефти.

Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта нефти от мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы и экспорт. Магистральные трубопроводы, обеспечивая энергетическую безопасность страны, в то же время позволяют разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.

Трубопроводный транспорт нефти имеет ряд преимуществ по сравнению с водным и железнодорожным транспортом: минимальная дальность транспортировки, ритмичность работы поставщиков и потребителей, наименьшие потери нефти, наибольшая автоматизация технологических процессов.

Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно увеличивается, осуществляется модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистральных трубопроводов.

Современная сеть нефтепроводов России, по которым нефть различных месторождений поступает на отечественные НПЗ и на экспорт, состоит из следующих трубопроводов:

· северо-западного направления (Альметьевск -- Горький-- Рязань -- Москва; Горький -- Ярославль -- Кириши);

· «Дружба» (Куйбышев-Унеча -- Мозырь -- Брест; Мозырь -- Броды -- Ужгород; Унеча -- Полоцк -- Венспилс);

· западного направления (Усть-Балык -- Курган -- Уфа -- Альметьевск; Нижневартовск -- Курган -- Куйбышев; Сургут-- Горький -- Полоцк, трубопровод Каспийского трубопроводного консорциума);

· восточного направления (Александроское -- Анжеро-Судженск-Красноярск-Иркутск);

· южного направления (Усть-Балык -- Омск -- Павлодар);

· юго-западного направления (Куйбышев -- Лисичайск-Кременчуг -- Херсон; Куйбышев -- Тихорецк -- Новороссийск; Тихорецк -- Туапсе).



1. Обоснование выбора темы

НПС «Калейкино» - структурное подразделение Ромашкинского РНУ ОАО «СЗМН» - является головной нефтеперекачивающей станцией магистральных нефтепроводов «Альметьевск-Куйбышев», «Альметьевск-Горький».

Предметом основной деятельности данной НПС является прием нефти к транспортировке, транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам, а также хранение нефти.

Автоматизация и телемеханизация объектов НПС должны обеспечивать безопасную и безаварийную организацию эксплуатации их при оптимальном числе обслуживающего персонала.

Аварийные внеплановые остановки и перекачки снижают также экономические показатели работы трубопровода и вызывают серьезные нарушения нормальной работы многих предприятий взаимосвязанных с НПС. Поэтому при автоматизации предъявляются жесткие требования к надежности применяемых систем, устройств и отдельных приборов.

Средства автоматизации магистральных нефтепроводов предназначены для контроля и управления объектами магистральных нефтепроводов из операторной нефтеперекачивающей станции (НПС), местного диспетчерского пункта (МДП), районного диспетчерского пункта (РДП) или центрального диспетчерского пункта (ЦДП), а средства телемеханизации - для дистанционного управления технологическим оборудованием НПС и линейной части магистральных нефтепроводов из РДП или ЦДП.

С развитием автоматизации и переходом на микропроцессорные системы автоматизации решаются задачи мониторинга значений технологических параметров и параметров состояния технологического оборудования, анализа режимов работы технологического оборудования в реальном масштабе времени.

Внедрение данной системы позволит обеспечить решение качественно новых задач (оперативное управление в реальном масштабе времени, диагностика и прогнозирование состояния оборудования); повысить оперативность принятия решений на основе повышения уровня информированности персонала и достоверности данных; проводить расширение и совершенствование функций системы в процессе эксплуатации.



2. Технологическая часть

2.1 Характеристика магистральных нефтепроводов

Трубопровод, предназначенный для перекачки нефтей называется, нефтепроводом.

Основными достоинствами трубопроводного транспорта являются:

· возможность прокладки трубопроводов в любом направлении и на любое расстояние;

· бесперебойность работы и соответственно гарантированное снабжение потребителей, независимо от погоды, времени года и суток;

· наибольшая степень автоматизации;

· высокая надежность и простота в эксплуатации;

· разгрузка традиционных видов транспорта.

Основными недостатками трубопроводного транспорта относятся:

· большие первоначальные затраты на сооружение магистрального трубопровода, что делает целесообразным применение трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках;

· определение ограничения на количество сортов (типов, марок) энергоносителей, транспортируемых по трубопроводу;

· «жесткость» трассы трубопровода, вследствие чего для организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные капиталовложения.

По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние, местные и магистральные.

Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика. Местные нефтепроводы соединяют такие элементы транспортной цепочки, как нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких десятков и даже сотен километров. К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта. В нефтяной промышленности магистральный нефтепровод отличается от нефтепроводов других назначений (сборных, технологических и т.п.) своей протяженностью и диаметром.

В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на 4 класса:

I класс - при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включительно;

II класс - при условном диаметре от 500 до 1000 мм включительно;

III класс - при условном диаметре от 300 до 500 мм включительно;

IV класс - менее 300 мм.

Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами.

Обычно нефтепроводы диаметром менее 700 мм относятся к IV категории, а диаметром 700 мм и более - к III. Однако отдельные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях, могу иметь и более высокую категорию (I, II, В). Так, переходы нефтепроводов через водные преграды имеют категории В и I, переходы через болота различных типов - В, II, и III, переходы под автомобильными и железными дорогами I и III и т. д. Поэтому толщина стенки магистральных нефтепроводов неодинакова по длине.

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

Режим работы магистрального нефтепровода определяется режимом работы перекачивающих станций: «через емкость», «с подключенной емкостью» и «без емкости».

Магистральные нефтепроводы сооружают из труб высококачественной легированной стали диаметром 219-1220 мм. Давление на каждом участке трассы трубопровода зависит как от режима перекачки, так и от профиля местности. Наивысшее давление обычно бывает со стороны нагнетания перекачивающих станций, а также в наиболее низких местах трассы. Линейная часть - наиболее дорогая и ответственная часть магистрального нефтепровода. Аварии на линейной части (порывы и утечки из трубопровода) могут привести к огромным потерям нефти, загрязнениям водоемов, гибели посевов и лесных угодий. Аварийные внеплановые остановки и перекачки снижают также экономические показатели работы трубопровода и вызывают серьезные нарушения нормальной работы многих важнейших предприятий, в частности предприятий нефтехимии, автомобильного транспорта и т.д. Поэтому при автоматизации предъявляются жесткие требования к надежности применяемых систем, устройств и отдельных приборов.

2.2 Характеристика НПС

В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки.

Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции. Основное назначение каждой НПС 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.

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; гараж; складские помещения и т.д.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие 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 работы “из насоса в насос” (т.е. в 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.

Магистральные насосные агрегаты

Основной частью перекачивающей насосной является насосный агрегат. Насосный агрегат состоит из центробежного насоса, приводимого во вращение электродвигателем. Рабочий орган центробежного насоса - рабочее колесо устанавливается в кольцеобразной камере переменного сечения. На валу рабочего колеса посажены криволинейные лопатки, которые при вращении насоса увлекают жидкость, заполняющую корпус насоса, и под действием центробежной силы выбрасывают ее по постепенно расширяющейся спиралевидной камере корпуса насоса в напорный патрубок.

Вследствие постоянного выбрасывания жидкости во вращающемся потоке от центра колеса насоса в этой зоне может создаться разрежение, которое непрерывно пополняется из технологического трубопровода за счет внешнего давления на приеме насоса. При снижении внешнего давления в зоне разрежения могут возникнуть пузырьки газовоздушной смеси. Возникающие полости, заполненные парами жидкости и выделяющимся из нее воздухом, располагаются на границах соприкосновения с металлом колеса. При конденсации пара эти пузырьки лопаются, и в полость с большой скоростью поступает жидкость, создавая очень большие местные давления, приводящие к коротким интенсивным ударам (кавитации). Под действием кавитации возникает вибрация агрегата, разрушается поверхность металла. Для предотвращения кавитации на приеме насоса надо иметь некоторое избыточное давление, называемое кавитационным запасом.

Для привода насоса обычно используются электродвигатели синхронные или асинхронные. Электродвигатель насосного агрегата имеет значительную мощность, измеряемую тысячами киловатт. К обмоткам электродвигателя подводится ток высокого напряжения 6000 или 10000 В. Чтобы избежать установки промежуточных муфт, насос и приводящий его в движение электродвигатель конструируют с одинаковой частотой вращения 3000 оборотов в минуту.

На перекачивающей насосной станции обычно устанавливается четыре насосных агрегата: три из них являются рабочими, а один - резервным. Резервный агрегат может быть включен в работу при неисправности любого из рабочих агрегатов. Магистральные насосные агрегаты соединяются, как правило, последовательно. Жидкость с выхода первого по потоку насоса поступает на прием второго насоса и т.д. При этом одинаковый поток жидкости проходит через все насосы, т.е. они работают с одной подачей. Каждый насос увеличивает энергию потока (давление в нем), как бы добавляет к энергии поступающей в насос жидкости добавочную порцию. Поскольку при последовательной работе все насосы работают при одной подаче, развиваемое ими давление равномерно распределяется между всеми насосами. Поэтому при изменении давления насосной станции перераспределение напоров происходит равномерно между всеми насосами.

Подпорные насосные агрегаты

Для работы центробежных насосов необходимо определенное давление на приеме насоса для предотвращения возникновения зон пониженного давления при больших скоростях движения жидкости в корпусе насоса. Значение необходимого давления на приеме (кавитационного запаса) зависит от размеров и конструкции насоса и достигает для нефтяных насосов при большой подаче до 90 м столба жидкости. Для создания такого давления применяют специальные подпорные насосы. В отличие от насосов, применяемых в магистральных насосных, подпорные насосы более тихоходные и имеют небольшой кавитационный запас. Подпорные насосы, как правило, запускаются на открытые задвижки.

Для обеспечения необходимого кавитационного запаса для подпорных насосов их необходимо устанавливать ниже минимального уровня в резервуарах. При этом требуется значительное заглубление здания подпорной насосной.

Для подпорных насосов используют параллельную схему соединения. По этой схеме все насосы имеют общие приемные и напорные коллекторы. При параллельном соединении достигается увеличение подачи насосной при сохранении создаваемого давления.

Вспомогательные системы

Для обеспечения нормальной эксплуатации перекачивающих агрегатов НПС на ней устанавливают следующие вспомогательные системы:

· разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений;

· смазки и охлаждения подшипников;

· сбора утечек от торцевых уплотнений;

· средства контроля и защиты насосных агрегатов;

· подготовки и подачи сжатого воздуха;

· оборотного водоснабжения и охлаждения воды воздухом.

Резервуарные парки

Неотъемлемой частью системы магистрального нефтепровода являются резервуарные парки, которые служат для обеспечения основного технологического процесса - надежной и бесперебойной перекачки нефти по нефтепроводу. Резервуарные парки необходимы:

· для приема нефти от добывающих предприятий;

· для учета нефти;

· для обеспечения заданных свойств нефти, включая возможное компаундирование;

· для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти.

В соответствии с этим назначением резервуарными парками оборудуют головные нефтеперекачивающие станции, некоторые из промежуточных станций, а так же нефтебазы в конце нефтепровода.

2.3 Описание технологической схемы НПС №4 «Калейкино» н/п «Альметьевск-Горький-2»

Нефтеперекачивающая станция №4 «Калейкино» является структурным подразделением Ромашкинского РНУ ОАО «СЗМН» и представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу Альметьевск-Горький D 820 мм.

Основной схемой технологического процесса перекачки нефти НПС является перекачка с «подключенными резервуарами».

Технологическая схема позволяет выполнять следующие операции:

· Прием нефти из существующего резервуарного парка «Горький-3» и «Дружба-1»;

· Перекачку нефти по нефтепроводу Альметьевск-Горький-2 нефтеперекачивающей насосной;

· Возможность переключения технологических трубопроводов для перекачки нефти по нефтепроводам Альметьевск-Горький-3, Альметьевск-Куйбышев-1, Альметьевск-Куйбышев-2;

· Возможность откачки разносортных нефтей из разных групп резервуаров для последующего смешения.

НПС №4 занимается перекачкой товарной нефти.

К сооружениям НПС относятся:

магистральная и подпорная насосные станции.

технологические трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой;

Технология хранения и транспорта нефти требует, прежде всего, максимально герметизированной технологической системы оборудования.

При режиме с подключенной емкостью резервуар подключен и на прием и на откачку, таким образом, часть потока непосредственно из трубопровода идет на всас подпорной насосной станции, а излишек попадает в резервуар.

Так же возможна работа в режиме раздельной перекачки. Нефть собирается в резервуары, подключенные на прием, а откачка производится из других, ранее заполненных резервуаров.

Резервуарный парк Горький-2 находится на стадии разработки, поэтому НПС откачивает нефть из резервуарных парков Горький-3 и Дружба-1.

Тюменская нефть с содержанием серы 1,15% из нефтепровода УБКУА Ш1020 пройдя приемную гребенку, задвижки №202, 203 поступает в подключенные резервуары №32-36 через приемные задвижки №285, 287, 289, 291, 293, 295, 297, 299, 301, 303, при этом задвижка №327 должна быть закрыта.

Далее нефть из резервуаров №32-36, подключенных на откачку, через выходные задвижки №286, 290, 296, 300, 304, задвижку №480 в коллекторе первого ряда и №476 в коллекторе второго ряда, задвижки №510, 512, 514 в камере фильтров, пройдя камеру фильтров, под статическим давлением поступает на всас подпорных насосных агрегатов №41П или №42П.

Смесь нефти от ОАО «Татнефть» и ОАО «Башнефть» с содержанием серы 3,60% пройдя задвижки № 1025, 206, 325 поступает в подключенные резервуары №37, 38, 39 через приемные задвижки №305, 307, 309, 311, 313, 315, при этом задвижки №319, 323 должны быть закрыты. Далее нефть из резервуаров №37, 38, 39, подключенных на откачку, через выходные задвижки №306, 310, 314, задвижку №472 в коллекторе третьего ряда, задвижки №510, 512, 514 в камере фильтров, под статическим давлением поступает на вход одного из работающих подпорных насосных агрегатов №41П или №42П.

Смесь девонской и удмуртской нефти с содержанием серы 2,30% из резервуарного парка «Дружба-1» через задвижки №510, 512, 514 в камере фильтров, также под статическим давлением поступает на вход одного из работающих подпорных насосных агрегатов № 41П или № 42П.

В камере фильтров происходит механическая очистка нефти.

Подпорные насосы соединены между собой параллельно (по этой схеме давление подпорных насосов держится на постоянном уровне, а производительность меняется в зависимости от количества работающих насосов). Подпорные насосные агрегаты создают давление подпора, необходимое для того, чтобы основной насос не работал в кавитационном режиме.

Между подпорной и основной нефтенасосными находятся коммерческий узел учета нефти №125, где производится учет количества и определяется качество откачиваемой нефти, и турбопоршневая установка, которая используется для поверки узла учета нефти.

Нефть, пройдя узел учета, под давлением 5,5 кгс/см² поступает на всос первого по ходу магистрального насосного агрегата. Основные магистральные насосные агрегаты соединены между собой последовательно. Магистральные насосы повышают давление перекачиваемой нефти до значения 40-42 кгс/см².

Для поддержания давления на определенном уровне на выходе основной насосной имеется регулятор давления (дроссельная заслонка).

После заслонки нефть поступает в магистральный нефтепровод «Горький-2» Ш820.

На выходе с НПС смонтирована камера пуска скребка, предназначенная для запуска очистных устройств по нефтепроводу «Горький-2», для очистки внутренней полости магистрального нефтепровода от парафина и механических примесей.

На приемной гребенке находятся предохранительные задвижки №251, 252, которые работают по сигналу от электроконтактных манометров, в случае превышения заданного значения давления задвижки открываются и нефть сбрасывается в резервуар аварийного сброса №31.

Прием и откачка нефти производится по утвержденным технологическим картам и режимам.

2.4 Система автоматизации НПС. Назначение и структура

Система автоматизации объектов магистральных нефтепроводов предназначена для контроля, защиты и управления. Система автоматически должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима и его изменение по командам оператора.

Система автоматизации НПС должна обеспечивать:

· централизацию контроля и управления магистральной и подпорной насосной;

· автоматическую защиту магистральной и подпорной насосной;

· автоматическую защиту и управление магистральными и подпорными насосными агрегатами;

· автоматическое регулирование давления;

· автоматизацию вспомогательных систем;

· автоматическое пожаротушение.

Задачами автоматизации НПС являются:

· управление магистральными насосными агрегатами, вспомогательными системами, задвижками подключения НПС к магистральному нефтепроводу, задатчиками автоматических регуляторов давления и системой пожаротушения;

· обеспечение измерения и регистрации давления на приеме и на выходе НПС, а также измерение перепада давления на фильтрах и температуры нефти на приеме НПС;

· срабатывание предупредительной и аварийной сигнализации;

· управление задвижками приема и пуска скребка и сигнализации положения задвижек;

· переключение на управление из МДП или РДП.

К основным функциям системы автоматизации НПС относятся функции управления защиты и контроля.

Рассмотрим функции защиты, которые реализуются на общестанционном и агрегатном уровне.

Станционные защиты должны отключать оборудование НПС по параметрам:

· минимальное давление на приеме НПС;

· максимальное давление в коллекторе НПС до узла регулирования давления;

· максимальное давление на выходе НПС после узла регулирования давления;

· максимальный перепад на регуляторе давления;

· минимальное давление в системе маслоснабжения;

· затопление помещения магистральных насосов (или общего укрытия);

· пожар в помещениях с взрывоопасными зонами;

· превышение допустимого уровня загазованности в помещениях с взрывоопасными зонами;

· достижение аварийного уровня нефти в сборнике утечек.

Агрегатные защиты должны отключать магистральные насосные агрегаты по параметрам:

· минимальное давление масла (при принудительной системе смазки);

· максимальная температура подшипников агрегата и корпуса насоса;

· повышенная утечка нефти через уплотнения;

· максимальная вибрация;

· неисправность цепей управления и защит электродвигателя.

2.5 Основные требования к системе автоматизации НПС

Ряд защитных функций выполняется с помощью автоматической защиты, в том числе: отключение работающих магистральных насосных агрегатов; включение (или отключение) вспомогательных систем; сигнализация о возникновении повреждения.

В зависимости от параметра, по которому сработала защита, она должна осуществлять одновременное отключение всех работающих агрегатов; поочередное отключение работающих агрегатов, начиная с первого по потоку нефти.

Для защиты магистрального трубопровода и магистральных насосных агрегатов по давлениям на приеме НПС, на выходе насосов и выходе НПС должны, как правило, применяться две защиты по давлениям. Эти защиты настраиваются на разные значения по давлениям (предельное и аварийное) и обеспечивают взаимное дублирование. Защиты по аварийным давлениям должны предусматривать одновременное отключение всех работающих магистральных насосных агрегатов. Защиты по предельным давлениям должны воздействовать на отключение одного агрегата. При повторном достижении предельного параметра должно осуществляться отключение следующего агрегата и т. д.

Уставка защиты по предельному давлению на выходе насосной должна устанавливаться выше, чем задание регулятору давления на выходе насосной в установившемся режиме (рабочего давления насосной) для обеспечения «зазора безопасности» при работе системы автоматического регулирования давления в допустимых пределах.

Разница уставок между защитами по предельному и аварийному давлению на выходе насосной должна обеспечивать селективность срабатывания защит.

Срабатывание автоматических защит по давлению на приеме насосной должно осуществляться с выбираемой (в пределах 15 с) выдержкой времени, необходимой для исключения их срабатывания при прохождении воздушных пробок, запуске агрегатов, отключении агрегатов на соседних станциях и т.п.

При отключении по параметрам, отклонение которых от нормы вызвано изменениями режима в трубопроводе или перегрузкой энергосистемы, должна предусматриваться возможность повторного дистанционного пуска насосных агрегатов из МДП или РДП после выяснения причины нарушения режима. Для общестанционных защит должен осуществляться запрет дистанционного пуска магистральных насосных агрегатов из МДП и РДП с возможностью снятия блокировки по месту (из операторной). Этот запрет не должен препятствовать управлению вспомогательными системами и задвижками подключения насосной к магистрали.

Функции управления должны предусматривать возможность управления НПС из операторной, МДП и РДП. При этом магистральные насосные агрегаты могут работать в автоматическом (при пуске из операторной, МДП или РДП), резервном, кнопочном и испытательном режимах.

Пуск магистральных насосных агрегатов может осуществляться на открытую (полностью), закрытую и открывающуюся задвижку.

Функции контроля заключаются в следующем:

· контроль за соответствием текущих значений основных технологических параметров значениям, предусмотренным правилам технической эксплуатации МН;

· контроль за изменением состояния оборудования НПС, срабатыванием защит, что должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией;

· непрерывный мониторинг значений технологических параметров, параметров состояния оборудования.

Система автоматизации подпорных насосных агрегатов должна обеспечивать:

· централизацию контроля и управление подпорной насосной;

· автоматическую защиту подпорной насосной;

· автоматическую защиту и управление подпорными насосными агрегатами;

· автоматизацию вспомогательных систем.

При централизации контроля и управления следует предусматривать:

· дистанционное управление каждым подпорным насосным агрегатом;

· сигнализацию состояния агрегата (включен, отключен, аварийно отключен);

· дистанционное управление задвижками на коллекторах подпорной насосной;

· автоматическое включение резервного подпорного насосного агрегата.

Система автоматической защиты подпорного насосного агрегата должна обеспечивать его остановку при неисправности.

Система управления агрегатом должна предусматривать возможность управления агрегатом в автоматическом, резервном и испытательном режимах.

Система автоматизации вспомогательных сооружений включает автоматизацию систем водоснабжения, канализации, теплоснабжения.

Автоматизация вспомогательных систем имеет целью своевременное включение и отключение механизмов и, при необходимости, регулирование соответствующих параметров работы систем для обеспечения нормальных условий работы технологического оборудования.

Вспомогательные системы (смазки, охлаждения, вентиляции) являются общими для всех агрегатов, всегда работают при работающих магистральных и подпорных насосных агрегатах, могут включаться одновременно одной командой. Их отключение может производиться так же общей командой и может выполняться автоматически после остановки всех агрегатов.

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 выходе насосной.

Объекты измерения: давление на входе в резервуарный парк, приеме и выходе насосной, выходе насосов; расход по трубопроводу; параметры качества нефти; уровень нефти в резервуарах.

Объекты сигнализации: магистральные, подпорные насосные агрегаты (включен, готов к дистанционному запуску, авария, в резерве); подготовка насосной (включено); насосы системы пожаротушения (включено); 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; аварии вспомогательных систем и сооружений; повышенное давление в подводящем трубопроводе; срабатывание защиты по переливу; превышение расхода в резервуарном парке; предельный и аварийный уровни в 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.



3. Техническая часть

3.1 Описание структуры КТС

автоматический контроль нефтеперекачивающий загазованность

Структура комплекса технических средств АСУ ТП НПС «Калейкино» н/п Альметьевск-Горький-2» соответствует магистрально-модульному принципу построения с сетевой организацией обмена информацией между устройствами.

Для обеспечения надёжности работы системы, на каждой из станций предусмотрено резервирование контроллера и питания. В конфигурации каждого из контроллеров определены область и объём передаваемых данных и информации о состоянии между обоими контроллерами.

Для системы предусматривается схема ввода/вывода повышенной надёжности. Схема ввода/вывода предусматривает двойную сеть, предохраняющую систему от последствий выхода из строя одной из них.

Система автоматизации НПС имеет трехуровневую структуру - нижний, средний и верхний уровни. Структурная схема системы автоматики НПС «Калейкино» н/п Альметьевск-Горький 2» приведена в приложении Б.

К нижнему уровню системы автоматизации относятся:

· датчики технологических параметров;

· исполнительные механизмы;

· система автоматического регулирования;

· показывающие приборы, устанавливаемые по месту.

К нижнему уровню следует также отнести блок ручного управления аварийных защит (БРУАЗ), который размещается в операторной и имеет в своем составе сигнализацию непосредственно от датчиков сигналов и кнопки управления, воздействующие непосредственно на магнитные пускатели или соленоиды масляных выключателей.

К среднему уровню системы автоматизации относятся программно-аппаратные модули (блоки) управления узлов и агрегатов НПС на базе программируемых логических контроллеров (ПЛК).

Контроллеры обеспечивают:

· сбор информации от датчиков, устанавливаемых по месту;

· обработку и передачу информации о состоянии объектов на верхний уровень системы автоматизации НПС;

· автоматическое управление технологическим оборудованием станции и контроль его работы;

· прием информации с верхнего уровня системы автоматизации и формирование управляющих воздействий на исполнительные механизмы.

· передача сигналов телемеханики;

· связи с системой автоматического регулирования давления

· связь с системой автоматического пожаротушения.

Верхний уровень системы автоматизации:

· АРМ оператора-технолога реализован на базе двух персональных компьютеров, размещающихся в операторной НПС «Калейкино» н/п Альметьевск-Горький 2.

· инженерная станция реализована на базе портативного персонального компьютера. С помощью инженерной станции обеспечивается проектирование и выполнение таких задач, как конфигурирование, документирование и поиск неисправностей. Полностью поддерживаются как проектирование в режиме off-line, так и конфигурирование в режиме on-line.

· компьютеры из состава АРМ оператора-технолога работают независимо друг от друга и связаны с контроллерами среднего уровня по собственным независимым полевым шинам. Выполнение инженерных функций реализуется на одной из операторских станций.

Верхний уровень системы автоматизации обеспечивает:

· прием информации о состоянии объекта;

· мониторинг технологического процесса и получение трендов измеряемых технологических параметров;

· контроль нормативных параметров согласно регламента;

· оперативное управление технологическим процессом;

· архивацию событий нижнего уровня, действий оператора и команд РДП;

· формирование базы данных.

На принтер АРМ оператора-технолога выводится информация:

· таблицы, отображаемые на видеомониторе;

· периодические отчеты о работе НПС;

· перечни аварийных ситуаций за сутки, неделю, месяц;

· перечни неисправностей с указанием времени их возникновения;

· иная информация, формируемая АРМ оператора-технолога.

3.1.1 Система автоматического регулирования давления «Вектор»

Система «Вектор» предназначена для:

· реализации функций ПИД-регулятора, контроля, управления и защиты в составе систем автоматического регулирования (САР);

· управления асинхронными электродвигателями мощностью от 0,75 до 160 кВт;

· измерения параметров (давление) от датчиков или преобразователей, расположенных во взрывоопасных зонах;

· визуального наблюдения измеренных параметров;

· хранения в запоминающем устройстве измеренных параметров.

«Вектор» может применяться автономно, в составе САР или АСУ ТП предприятия, объединенных в сеть интерфейсом RS-485 по протоколу Modbus RTU.

В состав системы «Вектор» входят следующие модули: модуль токовых входов и регулирования (ТВР), модуль дискретного ввода вывода, модуль репитера транскодера (РТК), электронный самописец.

Основным модулем является модуль ТВР.

Модуль ТВР предназначен для выполнения функций ввода-вывода и измерения электрических величин, получаемых от датчиков или преобразователей.

Блок ТВР обеспечивает работу в стандартных диапазонах сигналов постоянного тока и напряжения 0-5 мА, 0-20 мА, 4-20 мА, 0-5 В.

Каждый вход программируется пользователем на выбранный диапазон измерения. Количество входов - 4.

Входное сопротивление: для сигналов тока не более 250 кОм, для сигналов напряжения, не менее 10 кОм.

Принцип действия ТВР основан на аналого-цифровом преобразовании сигналов от различных источников постоянного тока и напряжения и вводе-выводе данных по интерфейсу RS-485.

В состав ТВР входит микроконтроллер, энергонезависимое ПЗУ и 4 канала шестнадцатибитных АЦП с последовательным доступом. ТВР имеет 4 гальванически развязанных искробезопасных входа, гальванически развязанный интерфейс RS-485, а также токовый выход для обеспечения функции ПИД-регулятора.

Все настройки и данные калибровки хранятся в энергонезависимом ПЗУ-EEPROM.

Входной ток преобразуется в напряжение 0..2,5В и поступает на вход АЦП.

АЦП имеет последовательный интерфейс для связи с микроконтроллером. Сигналы управления, идущие к АЦП, гальванически развязаны от микроконтроллера.

Микроконтроллер управляет работой и обеспечивает чтение данных АЦП, чтение/запись данных в EEPROM, обработку и ввод-вывод данных по интерфейсу RS-485. В качестве микроконтроллера применена микросхема PIC17C44.

Входной токовый сигнал представляется в качестве значения, лежащего в пределах [Z1, Z2], где значение Z1 соответствует минимальному входному току, Z2 - максимальному входному току.

Значения Z1, Z2 программируются через меню настройки в пределах [-9999,9999].

Для точной работы АЦП должны быть откалиброваны. Калибровка производится через меню настройки.

Данные калибровки АЦП, значения Z1, Z2 записываются в EEPROM.

Микроконтроллер передает данные гальванически развязанный интерфейс RS-485. Скорость передачи данных программируется через меню настройки.

При включении ТВР микроконтроллер проводит внутренний тест, проверяет данные в EEPROM. При искажении информации в EEPROM или другой неисправности микроконтроллер выводит сообщение об ошибке.

Микроконтроллер одновременно обрабатывает информацию 4 каналов АЦП. При сбое работы одной из микросхем АЦП, в течение 200 мс происходит ожидание готовности микросхемы, после чего происходит перезапуск АЦП. Перезапуск заключается в снятии напряжения питания с АЦП. Питание на АЦП поступает через нормально замкнутые контакты реле, которые размыкаются под управлением микроконтроллера. После снятия питания с АЦП отрабатывается пауза 1с, после чего питание снова подается. При неисправности микросхемы АЦП, несколько раз проводится перезапуск, после чего канал с неисправной микросхемой отключается и выдается сообщение об ошибке.

АЦП гальванически развязаны от микроконтроллера через модуль U1. Модуль U1 обеспечивает развязку 4 каналов АЦП от микроконтроллера, обеспечивает питание микросхем АЦП, двухстороннюю передачу данных от микроконтроллера к АЦП и обратно через оптронную развязку.

3.1.2 Прибор контроля вибрации «Аргус-М»

Прибор контроля вибрации «АРГУС-М» предназначен для контроля технического состояния технологического оборудования.

Прибор для внутренней установки по ГОСТ Р 51330.0 с видом взрывозащиты "искробезопасная электрическая цепь" соответствует требованиям ГОСТ Р 51330.10 и ГОСТ Р 51330.0, требованиям безопасности ГОСТ 12.2.003 и ГОСТ 12.2.007.0 и общим требованиям пожарной безопасности ГОСТ 12.1.004.

По каналу контроля вибрации прибор обеспечивает:

· контроль виброскорости объекта в диапазоне 0-12,0 мм/с и выдачу сигнала виброускорения в диапазоне 0-50 м/с².

· основная приведенная погрешность прибора на частоте 80 Гц ? 5%, дополнительная погрешность при изменении температуры среды, окружающей прибор, от +10 до +40⁰С и питающего напряжения от 187 до 242В не превышает 0,5 предела основной приведенной погрешности.

Общие характеристики прибора:

· аварийные сигналы, выдаваемые прибором формируются реле, обеспечивающими коммутацию токов до 0,2А при напряжении до 220В, 50 Гц;

· каждый канал прибора обеспечивает оперативное задание двух контрольных значений, при достижении которых выдаются аварийные сигналы и индикация на переднюю панель прибора;

· каждый модуль прибора имеет функционально законченный конструктив для оперативной замены канальных модулей;

· в конструкции прибора заложена возможность связи с внешними абонентами по интерфейсу RS 485.

Принцип действия прибора основан на измерении электрических параметров датчиков, преобразовании их в цифровое значение и сравнении его с двумя задаваемыми опорными напряжениями. Каждый измерительный модуль состоит из трех функциональных частей - платы нормирующих усилителей, цифровой схемы управления и платы контроллера и индикации. Аналоговая часть модуля обеспечивает усиление, фильтрацию и другие необходимые преобразования входных сигналов, а также искробезопасность входных цепей. С выхода платы нормированный сигнал поступает на плату контроллера и индикации. Блок питания обеспечивает модули необходимыми питающими напряжениями. Модуль имеет графический ЖКИ дисплей, что позволяет выводить информацию с достаточной точностью.

На передней панели модулей расположены трёхцветные светодиоды по количеству каналов в модуле. В нормальном режиме светодиоды горят зелёным цветом. При превышении предупредительной уставки, соответствующие светодиоды горят жёлтым светом, а после истечения времени задержки (если все это время сигнал непрерывно превышал уровень уставки) включается предупредительное реле, прерывистая звуковая сигнализация и соответствующие светодиоды мигают жёлтым светом. После нажатия кнопки «квитирование» звуковой и предупредительный сигнал прекращаются, а светодиод горит непрерывно. Если уровень сигнала стал меньше уровня уставки до нажатия кнопки «квитирование», звуковой и предупредительный сигналы снимаются, а светодиод горит мигающим зелёным светом. После нажатия на кнопку «квитирование» мигание светодиода прекращается.

Канал контроля виброскорости, в общем случае, состоит из датчика вибрации, устройства связи с объектом УСО MV-6 и модуля контроля MV-6.

В качестве датчиков вибрации используются пьезоэлектрические однокоординатные датчики НИЦ-6.

Модуль контроля вибрации MV- 6 предназначен для усиления, фильтрации и преобразования сигнала, выдаваемого УСО, в мгновенное значение виброускорения и среднеквадратичное значение (СКЗ) виброскорости, оцифровывания этого значения и сравнения в цифровом виде с контрольными уставками предупредительной и аварийной сигнализации. Он обеспечивает индикацию принимаемых значений и состояния каждого канала, а также выдает управляющие сигналы на цепи внешней автоматики и сигналы на включение предупредительной или аварийной звуковой сигнализации.

В состав каждого из шести каналов аналоговой части модуля входят:

· входной буферный усилитель на элементе ID 1.1 (для первого канала);

· узел формирования СКЗ виброскорости, состоящий из интегратора, полосового фильтра 10 Гц - 1 кГц (1D2.1 и 1D2.4) и детектора среднеквадратичного значения 1D3, с выхода которого сигнал постоянного тока после усиления на 1D2.3 поступает через аналоговый коммутатор D6 на АЦП процессора;

· узел формирования сигнала виброускорения на активных фильтрах 1D1.2 и 1D2.2, с которых снимается нормализованный сигнал в полосе частот 3Гц-5кГц и действующим значением до 5В, при коэффициенте преобразования 1 В= 10 м/с².

Кроме этого на аналоговой плате модуля расположен узел автоматики: схема выходной автоматики на микросхеме D3, транзисторах V11, V14 - V16, V19, V24 - V26 и реле К1 - К4. Основой данной части схемы является сдвиговый регистр D3 (К561ИР2), который представляет собой расширитель порта процессора и через него процессор управляет предупредительным и аварийными реле К1-К4, установленными на этой же плате. На D3 с процессора подается информация в последовательном коде, а на выходе получаем сигналы в параллельном виде. Сигналы с выхода D3 идут на управление включением реле и через RC цепочки и диоды к внешним цепям (включение динамика). RC-фильтр сглаживает возмущения при переходных процессах. Диоды служат для объединения нескольких сигналов (с разных модулей) по схеме «или».

Реле предназначены для выдачи информации о состоянии контролируемого оборудования на внешние цепи автоматики. К3, К4 - реле предупредительной сигнализации. Они отключаются в случае превышения в каком-либо из каналов температуры уставки. Привязка конкретных каналов к определённым реле и установка времени задержки на срабатывание реле осуществляется при конфигурировании прибора в режиме ввода параметров.

Реле КЗ, К4 при нормальной работе прибора всегда включены. Сделано это так для того, чтобы при обрыве питания или выключении прибора по другой причине об этом можно было узнать, так как информация выдается во внешние цепи (на колодку разъема). К1 и К2 - аварийные реле. Они срабатывают при превышении в каком-либо из каналов температуры аварийной уставки и выдают команду на отключение контролируемого оборудования. Данные реле поляризованные, то есть при отключении оно остается в том же состоянии. Для его сброса в начальное состояние требуется санкционированный доступ к ключу блокировки, расположенному на лицевой панели прибора.

Аналоговый выходной сигнал формируется на интеграторах D1.1,D2.8.

3.1.3 Система контроля загазованности СГАЭС-ТН

Системы предназначены для измерения уровней загазованности в местах возможных появлений паров нефти вблизи технологического оборудования насосных станций магистральных нефтепроводов, резервуарных парков, наливных эстакад и выдачи предупредительной и аварийной сигнализации о достижении значений заданных уставок в % от нижнего концентрационного предела воспламеняемости газо-воздушной смеси оператору насосной станции и для реализации программ автоматических защит насосной станции и включения аварийной вентиляции по загазованности в системе автоматизации управления насосной станцией.

Системы состоят из датчиков газовых оптических ДГО и порогового устройства УПЭС.

Питание систем осуществляется от сети переменного тока напряжением (220 ± ²²₃₃) В, частотой (50 ± 1) Гц.

Выходной сигнал датчиков изменяется в диапазоне от 4 до 20 мА в зависимости от значения концентрации контролируемого газа.

Предел допускаемого значения основной абсолютной погрешности измерения датчиков ?₀ не более ± 2,5% НКПР.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерения датчиков от изменения на каждые 10⁰С температуры окружающей и контролируемой среды не превышает 0,2?₀.

Пороговые устройства УПЭС имеют от 2 до 16 каналов и 2-3 порога срабатывания.

Системы имеют тестовый режим работы, позволяющий проконтролировать исправность всех составляющих устройств.

Принцип действия систем основан на преобразовании контролируемой концентраций газа с помощью датчиков ДГО-1,-2 или -3 в унифицированный токовый сигнал, изменяющийся в диапазоне от 4 до 20 мА, измерении этого сигнала и сравнении результатов измерений с уставками для каждого газа и канала.

Принцип действия датчиков ДГО основан на оптико-абсорбционном методе анализа газов, сводящемся к измерению поглощения энергии инфракрасного излучения анализируемым газом.

Датчики ДГО состоят из основного, и вводного отделений, каждое из которых представляет собой взрывонепроницаемую оболочку. В основном отделении находится электронная схема, которая анализирует сигнал, приходящий с оптической системы датчика, и преобразует его в унифицированный электрический сигнал, изменяющийся в диапазоне от 4 до 20 мА, что соответствует диапазону измеряемых концентраций газов. Соединительные провода, проходящие из основного отделения в вводное отделение заливаются в нем эпоксидным клеем. Кабельный ввод находится на вводном отделении.

ИК-излучение из герметичного корпуса датчика через прозрачное для излучения окно проникает в негерметизированный отсек, в котором присутствует анализируемая газовая смесь, и, отразившись от зеркала, через то же самое окно возвращается в герметичный корпус и попадает на фотоприемники.

Выходной сигнал датчика снимается с винтового клеммного соединителя, установленного во взрывонепроницаемом отделении. Кабель, соединяющий датчик ДГО с пороговым устройством УПЭС, вводится через гермоввод во взрывонепроницаемое вводное отделение и соединяется с клеммным соединителем.

В случае превышения измеренного значения тока на выходе датчика заданного значения уставки (порога) пороговое устройство УПЭС формирует выходные сигналы, сигнализирующие о появлении тревожной ситуации на объекте контроля. Каждому каналу системы соответствует группа светодиодов:

1 зеленый - канал включен;

3 красных - превышение заданных порогов;

1 желтый - канал неисправен.

Светодиоды располагаются на лицевой панели УПЭС. Кроме того, на лицевой панели УПЭС расположен двухстрочный люминесцентный дисплей по 16 символов в строке, обеспечивающий выдачу визуальной информации о функционировании системы. Под дисплеем расположена функциональная клавиатура, содержащая четыре клавиши, для ручного управления системой.

На выходе порогового устройства УПЭС установлены "сухие контакты" на замыкание для 1-го и 2-го порогов каждого канала, а также один общий "сухой контакт" для 3-го порога всех каналов, обеспечивающие коммутацию тока до 2А при напряжении переменного тока 220 В.

...