Автоматизация и телемеханизация нефтеперекачивающих станций

 

4. Автоматизация защиты магистрального трубопровода

 

В существующем перечне, обеспечения  системы автоматизации магистральной  насосной при управлении операторной, есть пункт об автоматическом регулировании  давления.

Операторная – пункт осуществления  централизованного контроля и управления магистральной насосной. В ней  располагаются средства, обеспечивающие измерение и регистрация давления на приеме и на выходе НПС (до и после  регуляторов давления), а также  измерение перепада давления на фильтрах перекачиваемой нефти на приеме НПС.

Функция защиты охватывает такое направление, как общестанционная  защита, которая должна 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.

Для защиты магистрального трубопровода и магистральных насосных агрегатов по давлениям, на выходе насосов  и на выходе НПС должны 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 давлениям на выходе насосной должна обеспечивать селективность срабатывания защит.

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

При отсутствии необходимого запаса по давлениям допускается  осуществлять настройку датчиков защиты по давлениям на примере насосной на одинаковое значение давления и  предусматривать срабатывание защит  с разными выдержками времени  с интервалом 5-8 с.

При отключении по перечисленным  параметрам, отклонение которых от нормы вызвано изменениями режима в трубопроводе или перегрузкой  энергосистемы, должна предусматриваться  возможность повторного дистанционного пуска насосных агрегатов из местного диспетчерского пункта.

 

1. Автоматическая защита и управление магистральными насосными агрегатами

 

Управление магистральными насосными агрегатами должно рассматриваться в различных режимах, а именно:

• автоматический, в котором пуск или остановка агрегата происходит по программе при получении соответствующей команды непосредственно из операторной, МДП или пункта управления более высокого уровня;
• резервный, в котором осуществляется автоматическое включение данного агрегата при отключении из-за неисправности одного из работавших насосных агрегатов устройствами защиты работавшего агрегата, при переводе агрегата в такой режим должна быть выполнена часть программы запуска предшествующая включению масляного двигателя;
• кнопочный, в котором управление каждым элементом агрегата выполняется по индивидуальным командам из операторной или по месту;
• испытательный, в котором проводится проверка работы схемы управления агрегатом без включения масляного выключателя.

 

2. Автоматизация подпорных насосных

 

Система автоматизации подпорных  насосных должна обеспечивать:

• централизацию контроля и управления подпорной насосной;
• автоматическую защиту подпорной насосной;
• автоматическую защиту и управление подпорными насосными агрегатами;
• автоматизацию вспомогательных систем [3].

Несмотря на высокий уровень  безопасности и функциональность, нефтяные насосы все же требуют соблюдения определенных условий при их применении. Например, такое оборудование очень чувствительно к наличию механических примесей, которые могут присутствовать в нефти или готовом продукте [5].

 

5. Автоматизации нефтеперекачивающих станций с использованием микропроцессорных средств

Микропроцессорная система  автоматизации НПС (система автоматизации) должна обеспечивать:

• функционирование распределенной системы с возможностью расширения выполняемых функций без изменения структуры программного обеспечения;
• работу системы автоматизации НПС автономно, в локальной сети и в составе многоуровневой автоматизированной системы управления транспортом нефти.

 

1. Трехуровневая структура микропроцессорной системы автоматизации

 

Микропроцессорная система  автоматизации НПС может иметь  трехуровневую структуру - нижний, средний и верхний уровни.

К нижнему уровню системы  автоматизации относятся:

• датчики технологических параметров;
• исполнительные механизмы;
• приборы, регистрирующие давление;
• показывающие приборы, устанавливаемые по месту[6].

К среднему уровню системы  автоматизации относятся программно-аппаратные модули (блоки) управления узлов и  агрегатов НПС на базе программируемых логических контроллеров (ПЛК). Программируемый контроллер – электронная составляющая промышленного контроллера, специализированного (компьютеризированного) устройства, используемого для автоматизации технологических процессов. В качестве основного режима длительной работы ПЛК, зачастую в неблагоприятных условиях окружающей среды, выступает его автономное использование, без серьёзного обслуживания и практически без вмешательства человека [7].

Контроллеры, которые осуществляют управление технологическим оборудованием, а также функции аварийных  станционных и агрегатных защит, могут быть выполнены по схеме со 100 % "горячим" резервированием.

Верхний уровень системы  автоматизации включает серверы  ввода/вывода (рабочий и резервный), автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора-технолога.

АРМ оператора-технолога  реализуется на базе двух персональных или промышленных компьютеров (рабочего и резервного).

Верхний уровень системы  автоматизации должен обеспечивать:

• прием информации о состоянии объекта;
• мониторинг технологического процесса и получение трендов измеряемых технологических параметров;
• оперативное управление технологическим процессом;
• архивацию событий нижнего уровня, действий оператора и команд из РДП;
• формирование базы данных.

Компьютеры и состава  АРМ работают независимо друг от друга и связаны с контроллерами среднего уровня по собственным независимым полевым шинам.

 

2. Требования к функциям контроля и анализа

 

Функции контроля заданных режимов работы должны предусматривать непрерывный мониторинг значений технологических параметров, параметров состояния оборудования.

При обработке аналоговых значений измеряемых параметров должны осуществляться:

• сглаживание и фильтрация мгновенных значений;
• проверка на достоверность по предельным (физическим и технологическим) значениям, скорости изменения параметра и т.п.;
• сравнение с задаваемыми оператором предельными значениями для каждого аналогового параметра (не менее четырех значений) с выдачей соответствующих тревожных сообщений.

Уведомление оператора о  тревожном сообщении должно подтверждаться операцией квитирования (подтверждением приёма-передачи структурной единицы информации). Эта операция не должна совмещаться с операцией деблокировки сообщения.

Функция анализа заданных режимов работы должна обеспечивать анализ в реальном масштабе времени изменения значений контролируемого параметра и выдачу, при необходимости, тревожного сообщения.

Функция контроля заданных режимов работы должна предусматривать  контроль исправности датчиков и  проверки их показаний с учетом имеющейся избыточности информации.

 

6. Телемеханизация нефтеперекачивающих стаций

 

Средства телемеханизации  магистральных нефтепроводов предназначены  для обеспечения дистанционного управления технологическим оборудованием  НПС и линейной части МН из районного, территориального диспетчерского пункта и ЦДП.

Объектами телемеханизации  МН являются магистральные насосные, подпорные насосные, энергохозяйство, резервуарные парки, узлы учета нефти, средства электрохимзащиты, линейная часть МН.

Телемеханизация магистральных  нефтепроводов должна обеспечивать:

• централизованный контроль за режимом работы нефтепровода для обеспечения его безаварийной работы и оптимизации режимов работы;
• централизованное управление магистральными, подпорными агрегатами и задвижками линейной части магистрального нефтепровода;
• централизованный сбор информации о возникновении аварийных ситуаций;
• централизованный сбор информации о техническом состоянии оборудования;
• централизованный сбор информации о режиме работы нефтепровода и состоянии его оборудования для анализа работы с использованием гидравлической модели в реальном масштабе времени.

 

1. Станционная телемеханика

 

Система телемеханики НПС (станционная телемеханика) предназначена  для обеспечения централизованного  контроля и управления технологическим  оборудованием НПС с помощью  систем автоматизации. Эта система должна выполнять функции контроля, управления и измерения.

 

2. Линейная телемеханика

 

Система телемеханики линейной части МН (линейная телемеханика) предназначена для централизованного  контроля и управления оборудованием  линейной части МН.

Система телемеханики линейной части МН должна выполнять функции:

контроля:

• состояния охранной сигнализации (пункт контроля и управления (ПКУ), узлов с запорной арматурой при необходимости);
• состояния и положения запорной арматуры;
• состояния средств электрохимзащиты;
• прохождения средств очистки и диагностики;
• срабатывания моментных выключателей задвижек (при необходимости);
• положения линейных разъединителей вдольтрассовой линия (ВЛ) электропередачи (ЛЭП), выключателей ВЛ (при необходимости);
• минимальной температуры в ПКУ;

управления:

• линейными запорными устройствами;
• линейными разъединителями вдольтрассовой ЛЭП, выключателями ВЛ (при необходимости);
• деблокировкой сигнала прохождения средства очистки и диагностики(СОД);

измерения:

• давления в трубопроводе;
• защитного потенциала "труба-земля";
• расхода, температуры нефти (при необходимости);

связи:

• обмен информацией с РДП по телемеханическим протоколам [6].

Внедрение телемеханических систем позволяет  сократить численность обслуживающего персонала, уменьшает простои оборудования, освобождает человека от работы во вредных для здоровья условиях.

 

Заключение