Автоматизация линейной части магистральных нефтепроводов

Содержание

1.	Введение			3
2.	Технологическая часть			4
	2.1.	Характеристика магистральных нефтепроводов		4
	2.2.	Характеристика нефтеперекачивающих станций		7
	2.3.	Схема диспетчерского контроля и управления		10
	2.4.	Система автоматизации линейной части магистрального нефтепровода		15
3.	Техническая часть
	3.1.	Описание структуры КТС		22
		3.1.1.	Система автоматического регулирования давления «Вектор»	22
		3.1.2.	Прибор контроля вибрации «Аргус-М»	24
		3.1.3.	Система контроля загазованности СГАЭС-ТН	28
	3.2.	Применение контроллера Advant 160		29
		3.2.1.	Программные средства операторского интерфейса для операторской станции Advant 160	32
		3.2.2.	Аппаратное обеспечение контроллера Advant 160	35
		3.2.3.	Аппаратное обеспечение систем ввода/вывода	37
Список использованной литературы				39

 

 

 

 

 

1.Введение

 

В связи с постоянным увеличением добычи нефти растет сеть магистральных нефтепроводов - самого прогрессивного в техническом и экономическом отношении вида транспорта перемещения нефтепродуктов на большие расстояния. Несмотря на то что единовременные первоначальные капитало- и металловложения в магистральные нефтепроводы сравнительно велики, себестоимость перекачки нефтепродуктов значительно ниже, а выработка на одного работающего в этой области в несколько раз выше, чем при перевозках нефтепродуктов другими видами транспорта. Темпы роста объемов перекачки по трубопроводам значительно выше, чем темпы перевозки на любом другом виде транспорта.

Магистральные нефтепродуктопроводы предназначены для транспортировки широкого ассортимента нефтепродуктов с нефтеперерабатывающих комплексов до пунктов их распределения - крупных перевалочных нефтебаз, наливных станций и распределительных нефтебаз. В связи с ростом объема и ассортимента нефтепродуктов, возникла необходимость в развитии сетей магистральных нефтепродуктопроводов.

К магистральным нефтепродуктопроводам относятся трубопроводы диаметром не менее 219 мм и протяженностью более 50 км, предназначенные для транспортировки различных видов продуктов.

Магистральные нефтепродуктопроводы, кроме собственной линейной части, имеют линейные производственно-диспетчерские станции (ЛПДС), наливные (пункты путевого сброса) и перекачивающие станции, ремонтно-восстановительные пункты (РВП) и конечные пункты (наливные станции, перевалочные морские и речные нефтебазы).

Современные магистральные нефтепроводы проектируют с учетом работы средств автоматизации и телемеханизации, необходимых для обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации трубопроводов, их объектов и оборудования.

Целью автоматизации линейной части магистральных нефтепроводов являются:

• повышение безопасности и надежности эксплуатации магистральных нефтепроводов;
• оптимальное управление грузопотоками нефти по маршрутам транспортировки;
• контроль и сигнализация изменения состояния технологического оборудования;
• формирование и выдача отчетов и справок по транспорту нефти, работе оборудования, технологическому процессу и работе системы;
• дистанционное управление работой технологического оборудования.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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.