Усовершенствование системы автоматизации на ГНПС, обеспечивающая непрерывность процесса перекачки

А?ДАТПА

     Берілген дипломды? ж?мыста м?най тасымалдауды? технологиялы? процесін бас?аруды? автоматтандырыл?ан ж?йесін проектілеу с?ра?тары ?арастырыл?ан. Дипломды? ж?мысты? ма?саты ГНПС-тегі ?отарылу процесіні? ?зіліссіздігін автоматты т?рде ?осатын  резервті жабды?тарды ?амтамасыз ететін автоматтандыру ж?йелерін жетілдіру, сонымен ?атар ?ртке ?атысты немесе экологиялы? ластанатын авариялы? жа?дайлардан са?тау.
     Ж?мысты іске асыру ма?сатында диспетчерлеу ж?йесі ?арастырыл?ан, SCADA ж?йесі зерттелді. 	Экономикалы? б?лімні? ж?не тіршілік ?рекеті ?ауіпсіздігі ж?ніндегі с?ра?тар ?арастырыл?ан.

АННОТАЦИЯ
     
     В данном дипломном проекте рассмотрены вопросы проектирования автоматизированных систем управления технологического процесса транспортировки нефти. Целью дипломного проекта является усовершенствование системы автоматизации на ГНПС, обеспечивающая непрерывность процесса перекачки, за счет автоматического включения резерва оборудования, а так же предотвращение аварийных ситуаций, связанных с пожаром или экологическим загрязнением.
    В целях реализации работы рассмотрены системы диспетчеризации, исследована SCADA-система. Рассмотренывопросыэкономическойчастиибезопасностижизнедеятельности.

ANNOTATION

     In this diploma work, the problems of designing automated control systems for the technological process of oil transportation are considered. The purpose of the thesis is to improve the automation system on GNSS, ensuring the continuity of the pumping process, by automatically switching on the reserve equipment, as well as preventing emergencies associated with fire or environmental pollution.
     In order to implement the work, dispatching systems are considered, and the SCADA system is investigated. Questions of the economic part and safety of vital activity are considered.



Содержание

Введение                                                                                                                       7
1 Аналитический обзор текущей проблемы транспортировки нефти10
1.1 Актуальность проблемы10
1.2 Анализ методов транспортировки нефти11
1.3 Ключевые требования к системе автоматизации ГНПС17
2 Система автоматизации ГНПС «Павлодар»27
2.1 Задача системы автоматизации ГНПС «Павлодар»27
2.2 Cистемы сглаживания волн давления28
2.3 Системы автоматического регулирование давления в нефтепроводе33
2.4 Разработка модели процесса транспортировки38
2.5 Выбор средств и оборудования48
2.5.1 Состав технологических объектов ГНПС «Павлодар»49
2.5.2 Цель создания СА и SCADA ГНПС «Павлодар»49
2.5.3 Решения по взаимосвязи СА и SCADA ГНПС «Павлодар» 
с внешними системами51
2.5.4 Решения по комплексу технических средств52
2.5.5 Решения по электропитанию технических средств автоматизации и источников бесперебойного питания56
3 Экономическая часть58
3.1 Описание подсистемы диспетчерского контроля 58
3.2 Расчет затрат на разработку подсистемы диспетчерского контроля59
3.3 Расчет затрат на разработку программного обеспечения (ПО) 
первый вариант59
3.4 Расчет затрат на оборудование первого варианта автоматизации 62
3.5 Расчет затрат на дополнительные работы первого варианта автоматизации 62
3.6 Расчет разработки ПО второй вариант64
3.7 Расчет затрат на оборудование второго варианта автоматизации66
3.8 Расчет затрат на дополнительные работы второго варианта автоматизации66
3.9 Вывод по разделу экономическая часть68
4 Безопасность жизнедеятельность69
4.1 Анализ воздействия нефтетранспортной системы на окружающую среду69
4.2 Экологическое состояние окружающей среды на участках 
транспортировки нефти и нефтепродуктов 71
4.3 Расчет выбросов загрязняющих веществ 75
4.3.1 Камера пуска-приема очистного устройства (КППОУ)75
4.3.2 Дренажная емкость 76
4.3.3 Запорно-регулирующая арматура линейной части 77
4.4.4 Резервуарный парк77
4.4 Вывод по разделу БЖД78
Заключение79
Список использованной литературы82


     Введение

     Транспортировка нефти из пункта производства к потребителю считается одним из ключевых источников доходной части бюджета Казахстана. При этом магистральные нефтепроводы считаются объектом повышенной опасности и у них особые эксплуатационные условия из-за их большой длины и, как следствие, расстояния от центра управления. Таким образом, высокая надежность указанных режимов работы транспортной системы, ее функционирование как минимум передвижного персонала, возможность контролировать основные технологические параметры трубопроводов из центрального места, управлять ими и, в случае необходимости, предотвращать или уменьшать последствия чрезвычайных ситуаций являются основными требованиями для создания системы контроля.
     Республика Казахстан занимает 8-е место в мире по объему разведанных нефтяных месторождений и является одной из мировых нефтяных держав. Тем не менее следует отметить, что большая часть добываемой в Казахстане нефти имеет много парафина и для ее транспортировки применяются горячие трубопроводы.
     Транспортировка нефти - важный технологический процесс в нефтегазовой отрасли, эффективность которого влияет на эффективность всего производства. Проблема управления процессом транспортировки имеет большое влияние с того момента как появились первые трубопроводы.
     Значение проблемы автоматизации обуславливается характером развития современного промышленного производства.
     Для обеспечения выполнения установленных функций в режиме автоматического управления без надзора оператора разработана система автоматизации (ACУ TП).
     Система автоматизации (ACУ TП) специализирована для непрерывного автоматического управления и контроля технологического процесса в режиме онлайн на основе алгоритмов в контроллерах ACУ и CПAЗ без непрерывного нахождения инженерного персонала.
     Из операторной диспетчером дистанционно осуществляется основное управление работой его систем. Оператору и обслуживающему персоналу (автоматизация, энергетика, механика), действующему вместе с оператором, при проведении профилактических и пусконаладочных работ или, при необходимости, также можно управлять работой оборудования и его систем.
     На сегодняшний день большинство задач управления передаютсяACУTП, которая выполняет не только обычные действия для промышленной автоматики, как измерение и централизованное управление параметрами процесса, автоматическое управление, защита от несчастных случаев, а также расчет технических и экономических показателей производства, оптимальный контроль технологического режима, запуск и остановка агрегатов и т.д.
     Введение автоматизации в HПC обеспечивает непрерывность процесса перекачки из-за оборудования ABP, и недопущение чрезвычайных ситуаций, связанных с огнем или загрязнением окружающей среды. Расходы на простое оборудование и устранение последствий аварии сокращаются, что, безусловно, является актуальной проблемой.
     Цель этого дипломного проекта - улучшить систему автоматизации ГHПC.
     Задачи дипломного проекта:
     - изучение технологии транспортировки нефти;
     - выбор средств автоматизации для параметров управления;
     - совершенствование метрологических и эксплуатационных характеристик системы измерения расхода.
     Для приема нефти от установок для ее подготовки на месторождении или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод предназначена головная нефтеперекачивающая станция. Головная нефтеперекачивающая станция представляет собой комплекс объектов, расположенных в начале магистрального нефтепровода или его отдельной эксплуатационной части и предназначенных для накопления и транспортировки нефти и нефтепродуктов по трубопроводу. Объекты, составляющие ГHПC и ППHC, могут быть условно разделены на две группы: первая - объекты основной (технологической) цели и вторая - объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.
     Объектами первой группы являются:
     - резервуарный парк;
     - магистральная насосная;
     - подпорная насосная;
     - блок учета нефти с фильтрующей системой;
     - блок регулирования давления и блоки с предохранительными устройствами;
     - камеры пуска и приема очистных устройств;
     - технологические трубопроводы с запорными клапанами.
     Объектами второй группы являются:
     - понижающая электроподстанция с распределительными устройствами;
     - комплекс объектов, обеспечивающих водоснабжение станции;
     - комплекс объектов для удаления промышленных и бытовых сточных вод; котельная с сетями отопления; инженерно-лабораторный корпус;
     - пожарная станция;
     - центр связи;
     - механические мастерские;
     - ремонтные мастерские и накладки контрольно-измерительных приборов (KИП);
     - гараж;
     - складские помещения;
     - административно-бытовой комплекс.
     В состав ГHПCвходит: подпорная и основная насосные, резервуарный парк, вместимость которого в 2-3 суточной производительности станции, камеру запуска скребка в сочетании с точкой подключения станции перекачки к основной линии, сеть технологических трубопроводов с фильтрационными площадками, задвижками или точками подключения и учетными центрами, понижающей электростанцией с открытым распределительным устройством или вспомогательной электростанцией, если основные насосы оснащены приводом от двигателей внутреннего сгорания, комплекс объектов для очистки воды и водоснабжения станции и жилого поселка, комплекс объектов хозяйственно-фекальной и промышленно-ливневой канализации, котельная с тепловыми сетями, вспомогательные объекты - инженерно-лабораторное здание, пожарная часть, коммуникационный центр, административный блок, склады. В некоторых случаях могут использоваться отдельные объекты (котлы, канализация и системы водоснабжения и т.д.) существующих предприятий.
     ГHПC, являясь наиболее ответственной частью всего нефтепровода или нефтепродуктопровода, во многом определяют его работу в целом.

     
1 Аналитический обзор текущей проблемы транспортировки нефти
     1.1 Актуальность проблемы
     Одним из наиболее важных видов полезных ископаемых, добываемых в мире, представляет собой нефть. Чтобы удовлетворить растущие энергетические потребности человечества, ежегодно все больше и больше растет мировая добыча нефти. Существует высокая конкуренция за право владеть этим ресурсом, так как цены на нефть влияют на обменный курс. Основной источник энергии на сегодняшний день это - нефтепродукты. Основным видом топлива для машиностроения являются бензин, керосин, дизельное топливо. Остальныевиды нефтепродуктов применяются в качестве строительных материалов, сырья для производства и т.д.
     Республика Казахстан занимает шестнадцатое место по объему добычи нефти и восьмое по разведанным запасам. Только Саудовская Аравия, Иран, Ирак, Кувейт, Объединенные Арабские Эмираты, Венесуэла и Россия опережает Казахстан по разведанным запасам нефти. В Казахстане и России добывается тяжелая нефть, которая характеризуется высоким содержанием парафина и, как следствие, высокой температурой кристаллизации из-за небольшого количества легких фракций, такая нефть имеет высокую вязкость. В государствах Аравийского полуострова добывается легкая нефть. При добыче и транспортировке местной нефти следует принимать во внимание все эти факторы.
     В свою очередь нужно обратить внимание на географическое расположение этих стран. Все перечисленные выше государства, помимо России и Казахстана, расположены в теплых широтах, и при транспортировке нефти в этих странах нет необходимости уделять слишком много внимания температуре окружающей среды, а также из-за природы добытой нефти легче транспортировать ее, учитывая ее высокие химические показатели. Однако Казахстан расположен в умеренных широтах, где климат резко континентальный, т.е. зимой температура опускается до -35°С, а летом она поднимается до 40°С. Требуется принять необходимые меры для обеспечения эффективного процесса транспортировки, так как местная нефть имеет высокую температуру кристаллизации. Кроме того, из-за пересеченной местности существуют трудности при проектировании магистральных нефтепроводов. В таких условиях к процессу транспортировки нефти и нефтепродуктов следует обращать особое внимание, чтобы повысить эффективность производства и снизить риск несчастных случаев.

     
     
     1.2 Анализ методов транспортировки нефти
     Основным методом транспортировки нефти является трубопровод. Первая модель нефтепровода была предложена Д.И. Менделеевым в 1863 году, а в 1878 году уже был введен в эксплуатацию первый нефтепровод вцарской России для перекачки нефти из Балаханского месторождения в город Баку на нефтеперерабатывающие заводы, протяженного того нефтепровода была примерно десять километров.
     Нефтепровод является самым дешевым и эффективным методом транспортировки нефти. В западных областях Казахстана большая сеть нефтепроводов соединяет месторождения с нефтеперерабатывающими станциями. На сегодняшний день, в зависимости от назначения, нефтепроводы делятся на магистральный, технологический и промысловый.
     Промысловая магистраль предназначена для соединения добывающего месторождения с перерабатывающими установками и другими промысловыми объектами, предназначенными для хранения и подготовки нефтепродуктов. При строительстве нефтепровода такого типа трубы укладываются одиночно или параллельно с действующей магистралью. Иногда они сооружаются в одном техническом коридоре, в зависимости от ситуации.
     Технологический нефтепровод осуществляет транспортировку нефти в пределах группы компаний или одного предприятия. Его так же используют для транспортировки химических веществ, необходимых в производстве.
     Магистральный нефтепровод является наиболее распространенным типом из выше описанных. Основной целью этого типа нефтепровода является доставка нефти из места добычи, обработки и хранения в место непосредственного потребления продукта. Магистральный нефтепровод обеспечивает наиболее дешевую и быструю транспортировку нефти до конечной цели. Однако это сооружения является и наиболее сложным в построении.
     Линейные конструкции трубопроводной системы снабжены особыми устройствами для защиты трубопровода от коррозии. Они также оснащены электропитанием для работы насосных агрегатов и специального пожарного оборудования. Внешние трубопроводы этого типа установлены на глубине 0,8 метра. В районах с вечной мерзлотой они поднимают их на опоры трубопровода над землей.
     Можно также поднять на искусственные насыпи. На болотистых почвах магистральные трубопроводы устанавливаются на сваях. Монтаж трубопроводов в местах прохождения крупных рек осуществляется на опорах, которые устанавливаются на фундамент, зарытый ниже дна. На пересечениях дорог или железных дорог трубы помещаются в защитные патроны, защищая части трубопровода от повреждений.
     Эксплуатация трубопроводов требует некоторой осторожности. Поэтому одновременно с укладкой трубопровода прокладывается коммуникационная линия, с помощью которой можно отслеживать состояние магистрального нефтепровода с помощью специальных датчиков. Станции катодной защиты, а также защита дренажа дублируют антикоррозионное покрытие. Трубопровод не подвергается опасности за счет нескольких способов защиты. Насосная станция, обеспечивающая движение сырья, расположена на расстоянии до 150 км. Она оснащена мощным насосом, который может продвигать тонны нефти. В дополнение к основному насосу, всегда есть резервный, который готов начать работу в любую минуту. На каждой станции должен быть резервуар. Объем этого бака составляет более 0,3 суточной пропускной способности. Для нагрева сырья, а в случае, если оно густое - для увеличения скорости транспортировки необходимы тепловые станции, которыми оснащены магистральные трубопроводы. Паровые подогреватели и печи используются для разжижжения нефти. Этот тип трубопровода называется «горячим».
     Этому нефтепроводу должно быть уделено особое внимание, так как этот вид трубопровода используется для транспортировки нефти с высоким содержанием парафина. Горячий трубопровод оборудован печью для нагрева нефти, установленной каждые 25-100 км вдоль трассы трубопровода. Тепловые пункты расположены на головной и промежуточной станциях и, кроме того, установлены в промежутках между ними. Резервуары горячих нефтепроводов оснащены нагревательными устройствами, а линейная часть - узлами прокачки нефти в случае запуска нефтепровода после длительной остановки и амбарами для сбора прокачиваемой нефти. Горячие нефтепроводы - это системы, работающие в условиях нестабильного динамического равновесия, которые могут быть нарушены изменением параметров, характеризующих работу трубопровода. Изменение некоторых параметров может привести к резкому отклонению системы от нормальных режимов работы. Обязательным условием запуска горячего нефтепровода является прогрессивное прогревание системы с момента, когда горячая жидкость закачивается в трубопровод или через определенный промежуток времени, пока не достигнет стационарного режима работы.
     Насосы, компрессионные установки, системы управления давлением и расходом и т.п. относятся к системам и приборам транспортировки нефти по магистральным трубопроводам. Основным элементом магистрального нефтепровода, через который транспортируется нефть, является нефтеперекачивающая станция (HПC). HПC выполняет функцию передачи энергии потоку нефти для ее перемещения в конечную точку трубопровода. Нефтеперекачивающие станции являются структурными подразделениями основного нефтепровода и представляют собой комплекс объектов, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспортировки нефти по трубопроводу. HПC подразделяются на головные и промежуточные. ГHПC получают нефть из цехов нефтегазодобывающих месторождений или магистральных трубопроводов. Основными технологическими объектами ГHПC являются магистральная насосная станция (MHC), подпорная насосная станция, резервуарное хозяйство, технологические трубопроводы с клапанами и фильтрами, регулирующий узел, приемно-пусковое устройство для скрепера. Промежуточные HПC расположены вдоль трассы трубопровода и предназначены для увеличения давления передаточной системы, чтобы компенсировать потери напора в трубопроводе для трения. К основным технологическим объектам промежуточной станции относятся: магистральная насосная станция, технологические трубопроводы с клапанами и фильтрами, блок регулятора давления, блок приема и запуска скребка. В некоторых случаях небольшие парки резервуаров могут устанавливаться на промежуточных станциях по технологическим причинам. В этом случае устанавливаются подпорные насосы. Насосы на HПC относятся к основному оборудованию и подразделяются на основные и подпорные насосы. К основным насосам, т.е. магистральным насосным агрегатам (MHA), перекачивающие нефть через магистральный трубопровод, относятся следующим требования: экономичность, надежность и долговечность непрерывной работы, простота конструкции, компактность. Поскольку эти требования лучше всего удовлетворяются центробежными насосами, они также имеют преобладающее распределение на нефтеперекачивающих станциях. Поршневые насосы используются очень редко, в основном для перекачивания высоковязких жидкостей. Основные центробежные насосы, используемые в настоящее время, имеют частоту вращения вала, как правило, 3000 об/мин. Для обеспечения хорошей всасывающей способности используются подпорные насосы. Подпорные насосы работают при относительно низкой скорости вращения вала (730-1450 об / мин), они имеют одно рабочее колесо с двухсторонней подачей жидкости. Приводом подпорных насосов являются низковольтные и высоковольтные электродвигатели. Наиболее совершенная конструкция подпорных насосов - вертикального типа. Насосы этого типа могут устанавливаться непосредственно в резервуарном хозяйстве, что значительно снижает потери на трение во всасывающих трубопроводах. В качестве привода к основным насосам используются асинхронные и синхронные высоковольтные двигатели.
     Конструктивная надежность трубопровода заключается в его способности сохранять потенциальную способность выполнять определенные функции в течение требуемого периода времени. Эта способность, в свою очередь, раскрывается через систему объективных критериев качества трубопровода, которые определяют ее нормативную работоспособность в режиме активного воздействия эксплуатационных факторов, в том числе факторов окружающей среды. С этой точки зрения конструктивная надежность, как свойство строительства трубопровода, должна соответствовать экологическим критериям, поскольку полная или частичная потеря его мощности для эксплуатации трубопроводом неизбежно сопровождается негативным воздействием на окружающую среду.
     Насосные станции оснащены центробежными насосами с расходом 3600 м3/ч. На станции всего 4 насоса, один из них - резервный. Соединение насосов обычно последовательное. В качестве привода преимущественно используются электродвигатели мощностью до 8000 кВт. Насосы подпорной станции создают дополнительное давление на входе в основные насосы, что необходимо для их безкавитационных работ.
     В резервуарный парк ГHПC входят 8 металлических цистерн с единичным объемом 20000 м3. Мощность парка зависит от объема перекачки, при последовательном характере парка от количества циклов.
     Технологические трубопроводы ГHПCоснащены переключающими, предохранительными и регулирующими устройствами, которые обеспечивают прием нефти и нефтепродуктов, очистку их от механических примесей, измерение и учет их количества, защиту трубопроводов и нефтебаз от повышения давления, регулирование Давление на выходе станции, для очистки внутренней полости трубопровода. Схема технологических трубопроводов обеспечивает работу насосов в любой комбинации, а также возможность прямой, обратной и внутристанционной перекачки.
     Насосная станция насосной станции при последовательной перекачке нефтепродуктов оборудована специальной лабораторией для контроля качества нефтепродуктов и приборов для быстрого и точного определения концентрации одного нефтепродукта в другом.
     Автоматизация и телемеханизация объектов HПC должны обеспечивать безопасное и бесперебойное функционирование их работы с оптимальным числом обслуживающего персонала.
     Чрезвычайные незапланированные остановки и перекачки также снижают экономические показатели трубопровода и вызывают серьезные сбои в нормальной работе многих предприятий, связанных с НПС. Поэтому во время автоматизации строгие требования предъявляются к надежности используемых систем, устройств и отдельных устройств.
     Средства автоматизации магистральных нефтепроводов предназначены для контроля и управления объектами магистральных нефтепроводов от нефтеперекачивающей станции оператора (НПС), местного диспетчерского пункта (МДП), районного диспетчерского пункта (РДП) или главного диспетчерского управления (ГДУ) а средства телемеханизации для дистанционного управления технологическим оборудованием HПC и линейной частью магистральных нефтепроводов из PДП или ГДУ.
     С развитием автоматизации и перехода 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 этой системы обеспечит решение качественно новых задач (оперативное управление в режиме реального времени, диагностика и прогнозирование состояния оборудования); повышение эффективности принятия решений на основе повышения уровня осведомленности персонала и надежности данных; расширять и улучшать функции системы в процессе работы.
     Задачи ГHПC "Павлодар":
     - бесперебойная транспортировка нефти по магистральному нефтепроводу в соответствии с установленными планами;
     - прием нефти по трубопроводу
     - контроль за транзитной перекачкой нефти в обход станции;
     - первичный учет количества и качества полученной, перекачиваемой, поставленной и хранимой нефти;
     - обеспечивать защиту нефтепроводов от повышенного давления, дренажа от трубопроводов и оборудования в подземные дренажные резервуары; 
     - безаварийная эксплуатация технологического оборудования, линейной части магистрального нефтепровода в установленных границах, техническое обслуживание и ремонт оборудования;
      - надежная работа основного и вспомогательного оборудования, телемеханики и средств автоматизации;
      - принятие мер по предотвращению и ликвидации чрезвычайных ситуаций; 
     - разработка перспективных и текущих планов (графиков) для различных видов ремонта оборудования для объектов магистрального нефтепровода, систем водоснабжения, канализации, воздуховодов и т.д.;
      - реализация мер по повышению эффективности использования производственных площадей и технологического оборудования, экономии топлива, электроэнергии, материалов, инструментов; - прямой контроль технологического оборудования, вспомогательных систем, конструкций; - надлежащее функционирование систем вентиляции и установок, поддержание их в хорошем состоянии, поддержание нормального состояния воздуха, режимов освещения, температуры и питьевой воды, снижение шума и вибрации;
      - контроль и регистрация не реже одного раза в два часа технологических параметров и технического состояния основного и вспомогательного оборудования, систем, сооружений на вверенных объектах.
     Основная часть перекачивающей насосной - насосный агрегат. Насосный агрегат состоит из центробежного насоса, приводимого в действие электродвигателем.
     На ГHПC «Павлодар» используются 4 насоса типа HM 3600-230, расположенных последовательно, один из которых является резервным. Блоки нефтяного электроцентробежного насоса типа «НМ» для подачи 3600 м3/ч предназначены для транспортировки по магистральным нефтепроводам с температурой от минус 5°С до плюс 80°С.
     Принцип работы насоса заключается в преобразовании механической энергии в гидравлическую энергию за счет взаимодействия жидкости с рабочими элементами.
     Синхронные или асинхронные двигатели обычно используются для привода насоса. Электродвигатель насосного агрегата имеет значительную мощность, измеряемую в тысячах киловатт. Высоковольтный ток 6000 или 10000В подается на обмотки двигателя. Чтобы избежать установки промежуточных муфт, насос и его приводной двигатель сконструированы с одинаковой скоростью 3000 об/мин.
     В отличие от насосов, используемых в магистральной насосной системе, подпорные насосы более медленные и имеют небольшой кавитационный запас. Подпорные насосы, как правило, работают на открытых клапанах.
     Для подпорных насосов используется схема параллельного соединения. По этой схеме все насосы имеют общие приемные и напорные коллекторы. При параллельном соединении увеличение потока насоса достигается при сохранении созданного давления.
     Нефтяныеэлектронасосные агрегаты типа НПВ3600-210 предназначены для перекачки нефти и нефтепродуктов.
     Они используются для подачи нефти в магистральныенасосы для обеспечения их безкавитационной работы (подпорные насосы), а также для оснащения баз смешивания нефти.
     Привод насосов типа НПВ3600-210 представляет собой асинхронный трехфазный вертикальный взрывозащищенный электродвигатель с короткозамкнутым ротором с максимальной мощностью 2000 кВт.
     Дополнительное давление на входе основных блоков, необходимое для безкавитационной работы насосов, создается на головной насосной станции за счет работы подпорных насосов, на промежуточных станциях - за счет неиспользованного напора предыдущей станции.
    
     1.3 Ключевые требования к системе автоматизации ГНПС
    
     Система автоматизации объектов магистральных нефтепроводов предназначена для управления, защиты и контроля. Система должна автоматически обеспечивать автономное обслуживание заданного режима и его изменение командами оператора.
     Система автоматизации HПC должна обеспечивать:
     • централизация управления и контроля магистральной и подпорной насосной;
     • автоматическая защиту магистральной и подпорной насосной;
     • автоматическая защита и контроль магистральной и подпорной насосной;
     • автоматическое регулирование давления;
     • автоматизация вспомогательных систем;
     • автоматическое пожаротушение.
     Задачи автоматизации HПC:
     • управление основными насосами, вспомогательными системами, клапанами для подключения HПC к основному нефтепроводу, датчиками для автоматических регуляторов давления и системами пожаротушения;
     • обеспечение измерения и регистрации давления на входе и выходе HПC, а также измерение перепада давления на фильтрах и температуры нефти на приемном устройстве HПC;
     • активация тревоги и тревоги;
     • управление клапанами для приема и запуска скребка и сигнализации положения клапанов;
     • переход на управление с MДП или PДП.
     Основные функции системы автоматизации HПC включают функции защиты и управления.
     Функции защиты, которые реализуются на общестанционном и на агрегатном уровне.
     Защита станции должна отключить оборудование HПC, когда:
     • минимальное давление на приемку HПC;
     • максимальное давление в коллекторе HПC до блока регулирования давления;
     • максимальное давление на выходе HПC после блока регулирования давления;
     • максимальный регулятор перепада давления;
     • минимальное давление в системе подачи масла;
     • затопление главной насосной (или общего укрытия);
     • пожар в помещениях с взрывоопасными зонами;
     • превышение допустимого уровня газового загрязнения в помещениях с взрывоопасными зонами;
     • достижение аварийного уровня масла в коллекции утечек.
     Агрегатная защита должна отключать основные насосные агрегаты в соответствии со следующими параметрами:
     • минимальное давление масла (с системой принудительной смазки);
     • максимальная температура подшипников агрегата и корпуса насоса;
     • увеличение утечек масла через уплотнения;
     • максимальная вибрация;
     • Неисправность цепей управления и защиты двигателя.
     Ряд защитных функций осуществляется с помощью автоматической защиты, в том числе: отключение работающих главных насосных агрегатов; включение (или деактивация) вспомогательных систем; тревога о возникновении ущерба.
     В зависимости от параметра, с которым срабатывает защита, он должен выполнять одновременное отключение всех рабочих органов; альтернативное отключение рабочих блоков, начиная с первого в потоке масла.
     Для защиты магистрального трубопровода и магистральных насосных агрегатов от давления на приемном устройстве HПC, на выходе из насоса при выходе HПC необходимо применять две меры защиты от давления. Эти защиты настраиваются на различные значения давлением (предельным и аварийным) и обеспечивают взаимное дублирование. Защита от аварийного давления должна предусматривать одновременное отключение всех работающих главных насосных агрегатов. Защита от предельных давлений должна влиять на останов одного агрегата. При достижении предельного параметра следующий блок должен быть отключен, и так далее.
     Уставка защиты максимального давления на выходе насоса должна быть установлена выше, чем уставка регулятора давления на выходе насосной станции в установившемся режиме (рабочее давление насоса), чтобы обеспечить «безопасный промежуток» когда автоматическая система контроля давления находится в допустимых пределах. Разница в настройках между пределом и защитой от аварийного давления на выходе насоса должна обеспечивать избирательность операции защиты.
     Построение системы АСУТП зависит от применяемых технических средств и поставленных задач. При модернизации уже существующей системы важно сохранить обмен информацией по существующим каналам. При построении системы требуется учитывать интерфейсы распределенных устройств сбора информации, таких как счетчики, токовые защиты, сумматоры и так далее. Учитывая большое количество различных комбинаций используемого оборудования и каналов связи, можно сделать вывод, что проектирование каждой системы индивидуально и универсального решения нет.
     Автоматическая защита всасывания насоса должна быть активирована с задержкой времени (выбранной в течение 15 с), которая необходима для исключения их работы при прохождении через шлюз, запуска агрегатов, отключения блоков на соседних станциях и т.д.
     При отключении параметрами, отклонение которых от нормы обусловлено изменениями режима в трубопроводе или перегрузкой энергосистемы, должен быть предусмотрен способ повторного удаленного пуска насосных агрегатов из МДП и РДП после определения причины неисправности режима. Для общей защиты станции дистанционный пуск главных насосных агрегатов от МДП и PДП должен быть запрещен с возможностью снятия блокировки на месте (со станции оператора). Этот запрет не должен препятствовать управлению вспомогательными системами и клапанами подключения насоса к магистрали.
     Функции управления должны предусматривать возможность управления HПC у оператора, MДП и PДП. В этом случае основные насосные агрегаты могут работать в автоматическом режиме (при запуске от оператора, MДП и PДП), режиме ожидания, нажатии и тестировании.
     Начало главных насосных агрегатов может быть выполнено на открытой (полностью), закрытой и открывающейся защелке.
     Функции управления:
     • контроль соответствия текущих значений основных технологических параметров значениям, установленным в правилах технической эксплуатации MH;
     • мониторинг изменения состояния оборудования HПC, срабатывание защиты, которая должна сопровождаться звуковой и световой сигнализацией;
     • постоянный мониторинг значений параметров процесса, параметров состояния оборудования.
     Система автоматизации подпорных насосных агрегатов должна обеспечивать:
     • централизация управления и контроля подпорной насосной;
     • автоматическая защита подпорной насосной;
     • автоматическая защита и регулирование подпорных насосных агрегатов;
     • автоматизация вспомогательных систем.
     При централизации управления и контроля необходимо предусмотреть:
     • дистанционное управление каждым подпорным насосом;
     • сигнализация состояния агрегата (включение, выключение, аварийное отключение);
     • дистанционное управление клапанами на коллекторе подпорного насоса;
     • автоматическое включение резервной насосной системы.
     Система автоматической защиты комплекта подпорных насосных должна обеспечивать ее останов в случае неисправности. Система управления агрегатом должна предусматривать возможность управления агрегатом в автоматическом, резервном и тестовом режимах. Система автоматизации вспомогательных объектов включает в себя автоматизацию систем водоснабжения, канализации и теплоснабжения.
     Автоматизация вспомогательных систем направлена на своевременное включение и отключение механизмов и, при необходимости, регулирование соответствующих параметров работы систем для обеспечения нормальных рабочих условий технологического оборудо.......................