Автоматизация и телемеханизация нефтеперекачивающих станций

Содержание

 

Введение

1. Общие сведения о нефтеперекачивающих станциях и их оборудовании………………………………………………………………………………….6
2. Характеристика объектов автоматизации…………………..………...…..8
3. Магистральные и подпорные нефтяные насосы..…………………..…..9
4. Автоматизация защиты магистрального трубопровода………………..12
1. Автоматическая защита и управление магистральными насосными агрегатами………………………………………………………………………..14
2. Автоматизация подпорных насосных……………………………….…..14
5. Автоматизации нефтеперекачивающих станций с использованием микропроцессорных средств……………………………………………………15
1. Трехуровневая структура микропроцессорной системы автоматизации………………………………………………………………………………...15
2. Требования к функциям контроля и анализа……………………..……..16
6. Телемеханизация нефтеперекачивающих стаций………………………17
1. Станционная телемеханика……………………………………………....18
2. Линейная телемеханика…………………………………………………..18

Заключение

Список литературы………………………………………………………………21

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Развитие экономики любой  страны тесно связано с четкой и безотказной работой транспорта по доставке сырья и готовой продукции. Трубопроводный транспорт является основным видом транспортирования нефти и газа от мест добычи до потребителя. Этот вид транспорта способен гарантировать равномерную поставку больших грузопотоков нефти, нефтепродуктов и газа при минимальных экономических затратах. 

Первый в мире нефтепровод  был построен в США в 1865 г.

Современное трубопроводное строительство приходится осуществлять на громадных малообжитых территориях,  характеризующихся разнообразными и тяжелыми природно-климатическими условиями. Это приводит к усложнению конструктивных решений по линейной части трубопроводов, что затрудняет проведение работ и удорожает строительство. Повышение требований к качеству строительства.

Для обеспечения стратегических и экономических  интересов нефтедобывающих стран необходимо поддерживать и развивать  существующую инфраструктуру трубопроводного транспорта нефти и газа.

При проектировании систем трубопроводного транспорта и эксплуатации, экологическую безопасность, надежность и экономическую эффективность. Для обеспечения столь высоких требований нефтегазовая отрасль нуждается в квалифицированных специалистах в области проектирования, сооружения и эксплуатации магистральных нефте- и газопроводов.[3]. 

Нефтеперекачивающие станции  являются структурными подразделениями магистрального нефтепровода (МН) и представляют комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по трубопроводу [2].

Автоматизация и телемеханизация  объектов магистральных нефтепроводов должны обеспечивать безопасную и безаварийную организацию объектов МН при оптимальном числе обслуживающего персонала.

Средства автоматизации  магистральных нефтепроводов должны обеспечивать контроль и управление объектами МН из операторной нефтеперекачивающей станции (НПС), местного диспетчерского пункта (МДП), районного диспетчерского пункта (РДП) или центрального диспетчерского пункта (ЦДП).

Средства телемеханизации  МН предназначены для обеспечения  дистанционного управления технологическим оборудованием НПС и линейной части МН из РДП и ЦДП [1].

 

1. Общие сведения о нефтеперекачивающих станциях и их оборудовании

 

Нефтеперекачивающие станции  являются структурными подразделениями магистрального нефтепровода (МН) (Рис. 1) и представляют комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по трубопроводу [2].

Рис. 1 Состав сооружений МН

1 – подводящий трубопровод; 2 –  головная НПС; 3 – промежуточная  НПС; 4 – конченый пункт; 5 – линейная  часть; 6 – линейная задвижка; 7 –  дюкер; 8 – надземный переход; 9 –  переход под автодорогой; 10 –  переход под железной дорогой; 11 – станция катодной защиты; 12 – дренажная установка электрохимической  защиты; 13 – дом обходчика; 14 –  линия связи; 15 – вертолетная  площадка; 16 – дорога.

 

НПС подразделяются на головные и промежуточные.

Головная НПС (ГНПС) – начальная на магистральном нефтепроводе нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком, осуществляющая операции по приему нефти с нефтепромысловых предприятий для дальнейшей транспортировки по магистральному нефтепроводу.

Промежуточная НПС (ПНПС) – нефтеперекачивающая станция, осуществляющая повышение давления перекачиваемой жидкости в магистральном нефтепроводе. Промежуточная НПС может иметь резервуарный парк.

В состав НПС входят: насосные с магистральными и подпорными насосными агрегатами; резервуарные парки; системы водоснабжения, теплоснабжения, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, связи; технологические трубопроводы; печи подогрева нефти; узлы учета; производственно-бытовые здания, сооружения и другие объекты.

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 учёта нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел урегулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приёма 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 накладки контрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.

На головных нефтеперекачивающих  станциях осуществляются следующие технологические операции: приём и учёт 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 её дальнейшей перекачки. При работе ПНПС “из насоса в насос” (т.е. режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов [3].

МН разбиваются на эксплуатационные участки протяженностью до 800 км, которые  соединяются друг с другом через  резервуарные парки, поэтому в течение  некоторого времени каждый участок  может вести перекачку независимо от соседних участков. Эксплуатационные участки в свою очередь состоят из 3-5 более коротких участков, разделенных промежуточными НПС, которые работают в режиме «из насоса в насос» и гидравлически связаны друг с другом.

 

2. Характеристика объектов автоматизации

 

Объектами автоматизации  НПС являются:

• Магистральная насосная с насосным залом и отделением электродвигателей, разделенными брандмауэрной стеной;
• Магистральные насосные агрегаты с электродвигателями. Входные задвижки, выходные задвижки. Задвижка параллельно-последовательной работы агрегатов;
• Маслосистема принудительной смазки подшипников насосных агрегатов;
• Система сбора и откачки утечек;
• Система приточно-вытяжной вентиляции насосного зала;
• Система подпорной вентиляции отделения электродвигателей МНС (2 подпорных вентилятора);
• Система беспромвальной вентиляции отделения электродвигателей.

Автоматизируемое  оборудование должно быть оснащено приспособлениями для установки датчиков контроля и дополнительных механизмов.

Все исполнительные механизмы должны быть оснащены приводом с электрическими сигналами управления.

Запорная арматура трубопроводов  и внутренней обвязки нефтенасосной  должна быть оснащена датчиками сигнализации крайних положений (открыто, закрыто).

 Товарная нефть, поступающая от поставщиков в нефтяную транспортную сеть подвергается анализу и учету в узлах учета количества и качества нефти, установленных на НПС [4].

 

3. Магистральные и подпорные нефтяные насосы

 

Для обеспечения течения  любой жидкости по трубе нужен  соответствующий напор (перепад  давления между началом и концом трубы). Такой напор создают насосы.

Насосы – устройства для  принудительного перемещения жидкостей  от сечения с меньшим значением  напора (давления) к сечению с  большим значением напора.

Для перекачки нефти по магистральным трубопроводам чаще используются центробежные нагнетатели, перемещающие жидкость центробежной силой, которая возникает при вращении рабочего колеса с профильными лопатками. 

Рис. 2 Магистральный насосный агрегат

 

Центробежная сила заставляет жидкость двигаться вдоль лопаток  от центра колеса к его периферии. Течение жидкости в межлопаточном  канале имеет вихревой характер.

Рис. 3 Эпюра давления на выходе жидкости из каналов рабочего колеса.

Часть перекачивающего агрегата, в которой размещается рабочее колесо, называется центробежным нагнетателем. Привод – часть агрегата, которая обеспечивает вращение вала с рабочим колесом.

Центробежная сила находится  в прямой зависимости от , где – плотность жидкости; – угловая скорость вращения колеса; r – расстояние частицы жидкости от оси вращения. Такая сила способная преодолевать перепад давления и заставить жидкость течь из области низкого давления в область высокого давления.

Из уравнений баланса  сил, действующих в пределах радиуса  рабочего колеса, находим дифференциальный напор насоса :

,

где R – радиус рабочего колеса, g – ускорение свободного падения (9,81 м/с²), f(Q) – потеря напора в рабочем колесе насоса за счет сил трения, зависящая от расхода (подачи) Q насоса.

Максимальный напор, который может развить центробежный насос, находится следующим образом: .

Рис. 4 Принципиальная схема насосной установки на базе центробежного насоса:

1 – всасывающий трубопровод; 2 – всасывающий патрубок насоса;

3 – спиральная камера; 4 – нагнетательный патрубок; 5 –  задвижка;

6 – напорный трубопровод; 7 – вакуумметр; 8 – рабочее колесо; 9 – манометр.

 

Магистральные нефтепроводы в большинстве случаев оснащаются насосами типа НМ (насос магистральный), предназначенными для перекачки нефти и нефтепродуктов с температурой до 80°С, кинематической вязкостью 300 сСт и содержанием механических примесей до 0,06%. Основные насосы НМ – центробежные, одноступенчатые, горизонтальные спирального типа.

Основные МН являются высокопроизводительными, быстроходными машинами. Зная, что при возрастании скорости жидкости уменьшается давление в потоке, давление на входе в насос необходимо делать таким, чтобы не возникало опасное явление – кавитация, которая приводит к быстрому износу нагнетателя и снижает КПД.

Для подачи нефти из резервуаров  НПС к магистральным насосам  устанавливают специальные подпорные  насосы. В качестве которых используются насосы типа НПМ (нефтяной магистральный подпорный), которые размещаются в отдельном здании, расположенном вблизи от резервуарного парка. Подпорные насосы забирают нефть из резервуаров и подают ее на вход магистрального насоса. Создавая перед ними подпор, необходимый для обеспечения бескавитационной работы[3].