Автоматизация линейной части магистральных нефтепроводов

 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. Схема диспетчерского контроля и управления

Система диспетчерского контроля и управления магистральными нефтепроводами является составной часть единой автоматизированной системы управления.

СДКУ представляет собой комплекс программно-технический средств, предназначенный для управления технологическим процессом перекачки нефти и контроля за ходом технологических процессов в реальном масштабе времени, и состоит из уровней районных диспетчерских пунктов (РДП), территориальных диспетчерских пунктов (ТДП) и центрального диспетчерского пункта (ЦДП).

СДКУ представляет трехуровневую иерархическую структуру с раздельным административным управлением каждым уровнем:

- верхний уровень - уровень центрального диспетчерского пункта ЦДП;

- средний уровень - уровень территориальных диспетчерских пунктов

нижний уровень - уровень районных диспетчерских пунктов и филиалов.

Упрощенная схема системы диспетчерского контроля и управления показана на рис. 1.

СДКУ уровня ЦДП состоит из комплекса технических средств, обеспечивающих прием данных от всех ТП и предоставление этой информации в графическом, текстовом, электронном виде на рабочие места оперативно-диспетчерского персонала и специалистов.

СДКУ уровня ТДП объединяет уровни РДП и обеспечивает отображение технологической информации в объеме требований, предусмотренных техническим заданием.

СДКУ уровня РДП создается на технологически законченном участке нефтепроводов и состоит из оборудования РДП, средств телемеханизации НПС и линейной части, средств автоматизации НПС, резервуарных парков и других систем автоматики.

Система диспетчерского контроля уровня РДП и ТДП имеют единую структуру обработки и отображения технологической информации, определенную архитектуру клиент - серверной технологии программного обеспечения СДКУ, и состоят из серверов ввода-вывода и графических рабочих станций.

 

 

Рисунок. 1 Упрощенная схема системы диспетчерского контроля и управления

 

Обмен информацией между иерархическими уровнями системы и другими системами из состава единой системы диспетчерского управления и контроля транспортом нефти должен быть реализован средствами вычислительной сети.

Информация о состоянии технологических объектов нефтепровода по запросам должна предоставляться с запаздыванием не более 5 минут диспетчеру ТДП и не более 5 минут диспетчеру ЦДН.

Передача информации с уровней РДП на уровень ТДП осуществляется через сеть передачи данных, организованной на базе IP маршрутизаторов и цифровых каналов связи.

На уровне РДП сбор информации с объектов обеспечивается по телемеханическим протоколам.

В СДКУ уровней РДП, ТДП и ЦДП, созданных на базе инструментального пакета SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition - диспетчерское управление и сбор данных), создается принцип «прозрачности» информации, т.е. обеспечивается возможность контроля единой первичной информации на всех уровнях в реальном масштабе времени.

Применение SCADA-технологий позволяет достичь высокого уровня автоматизации в решении задач разработки систем управления, сбора, обработки, передачи, хранения и отображения информации.

Дружественность человеко-машинного интерфейса (HMI/MMI), предоставляемого SCADA - системами, полнота и наглядность представляемой на экране информации, доступность "рычагов" управления, удобство пользования подсказками и справочной системой и т. д. - повышает эффективность взаимодействия диспетчера с системой и сводит к нулю его критические ошибки при управлении.

Большое значение при внедрении современных систем диспетчерского управления имеет решение следующих задач:

выбора SCADA-системы (исходя из требований и особенностей технологического процесса);

кадрового сопровождения.

Выбор SCADA-системы представляет собой достаточно трудную задачу, аналогичную принятию решений в условиях многокритериальности, усложненную невозможностью количественной оценки ряда критериев из-за недостатка информации.

Подготовка специалистов по разработке и эксплуатации систем управления на базе программного обеспечения SCADA осуществляется на специализированных курсах различных фирм, курсах повышения квалификации. В настоящее время в учебные планы ряда технических университетов начали вводиться дисциплины, связанные с изучением SCADA-систем. Однако специальная литература по SCADA-системам отсутствует; имеются лишь отдельные статьи и рекламные проспекты.

На самом нижнем уровне СДКУ находится система линейной телемеханики «ЭЛСИ-Т», которая обеспечивает сбор данных с первичных датчиков и обработку этой информации для дальнейшей передачи на вышестоящие уровни и является неотъемлемой и важной частью всей системы управления магистральными нефтепроводами.

 

2.4. Система автоматизации линейной части магистрального нефтепровода

 

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.

 

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.