Безопасность обслуживания магистральных газонефтепроводов средствами местного и автоматического дистанционного контроля

Министерство образования и науки Российской федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное

учреждение высшего профессионального образования

"Омский государственный технический университет"

Кафедра "Безопасность жизнедеятельности"

Домашнее задание

по дисциплине "Безопасность жизнедеятельности"

Тема: "Безопасность обслуживания магистральных газонефтепроводов средствами местного и автоматического дистанционного контроля"

Выполнил: студент

группы ПС-410

Никифорова Т.В.

Проверил: профессор, д.т.н.

С. Ф. Абдулин

Омск-2014

Оглавление

Введение

1. Автоматизация процессов и дистанционное управление как средство повышения безопасности труда

1.1 Автоматизация объектов магистральных нефтепроводов

1.2 Автоматизация нефтеперекачивающих станций

1.3 Системы автоматики и телемеханизированного управления магистральными нефтепроводами

1.4 Основные требования к системе автоматизации объектов МН

2. Основные функции

.1 Функции управления

2.2 Функции регулирования

2.3 Функции контроля

2.4 Функции обмена информацией

3. Технические средства

3.1 Надежность системы

3.2 Вычислительные средства

4. Функции

.1 Функции контроля и анализа

4.2 Функции отображения

5. Информационное и программное обеспечение

Вывод

Список использованных источников

 

Введение

Транспортировка нефти от места добычи к потребителю является одним из основных источников доходной части бюджета России. Вместе с тем магистральные нефтепроводы являются объектом повышенной опасности и имеют специфические условия эксплуатации из-за их большой протяжённости и, как следствие, удалённости от центра управления. Большая часть магистральных нефтепроводов проложена в Сибири, как правило, в безлюдных, малодоступных и суровых по климатическим условиям районах. Поэтому высокая надёжность выполнения заданных режимов работы системы транспортировки, эксплуатация её минимальным разъездным персоналом, способность из центрального пункта наблюдать за основными технологическими параметрами трубопроводов, управлять ими и в случае необходимости предотвращать или уменьшать последствия аварийных ситуаций являются основными требованиями при создании системы управления.

1. Автоматизация процессов и дистанционное управление как средство повышения безопасности труда

В утвержденных Министерством труда и социального развития Российской Федерации Рекомендациях по планированию мероприятий по охране труда внедрение систем (устройств) автоматического и дистанционного регулирования производственного оборудования, технологических процессов, подъемных и транспортных устройств, применение промышленных роботов в опасных и вредных производствах в соответствии с требованиями стандартов - одна из первоочередных мер в обеспечении безопасности работающих.

Автоматизация производственных процессов предусматривает использование таких средств управления работой машин и оборудования, с помощью которых можно выполнять технологический процесс по заранее заданному режиму, в определенной последовательности и с установленной производительностью без физических усилий человека, но в основном под его контролем.

Различают частичную, комплексную и полную автоматизацию. Автоматизацию одной или нескольких не связанных операций производственного процесса называют частичной. Ее применяют в случаях, когда непосредственное управление сложным быстротечным процессом становится практически недоступным для человека или когда процесс ведется в условиях, опасных для жизни.

При комплексной автоматизации все звенья производственного процесса действуют в автоматическом режиме как единое целое, а человек контролирует их работу.

При полной автоматизации присутствие человека исключено из процесса управления производством и его функции выполняют машины. В этом случае ошибки, которые может допустить оператор, исключаются.

Дистанционное управление предназначено для управления технологическими процессами или производственным оборудованием с рабочих мест, расположенных за пределами опасной зоны. При этом оператор наблюдает за ходом выполнения работ визуально или с помощью средств сигнализации. Устройства дистанционного управления изготавливают в стационарном и передвижном вариантах. По принципу действия их подразделяют на механические, гидравлические, пневматические, электрические и комбинированные. Их выбирают с учетом конструкции оборудования, степени опасности производственного фактора, необходимости точного соблюдения дистанции и др. Механические устройства используют при расположении оборудования на относительно небольшом расстоянии от пульта управления. Наиболее распространены электрические системы дистанционного управления из-за простоты их устройства и безынерционности.

1.1 Автоматизация объектов магистральных нефтепроводов

Автоматизация объектов магистральных нефтепроводов (МН) обеспечивает контроль работы оборудования, необходимую последовательность выполнения операций при управлении оборудованием и автоматическую защиту оборудования и трубопроводов. Объекты магистральных нефтепроводов имеют технологические схемы и оборудование, позволяющие проводить комплексную автоматизацию.

Объектами автоматизации на магистральных нефтепроводах являются промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС) с магистральными насосными, головные нефтеперекачивающие станции с магистральными, подпорными насосными и резервуарными парками, вспомогательные инженерные сооружения и линейная часть магистральных нефтепроводов.

Уровень автоматизации обеспечивает контроль и управление технологическим оборудованием НПС из операторной, несколькими НПС при размещении их на одной площадке, резервуарным парком, узлами учета нефти и вспомогательными сооружениями из местного диспетчерского пункта (МДП), телеконтроль и телеуправление технологическим оборудованием с вышестоящего уровня управления (районного или территориального диспетчерского пункта).

В МДП (операторной) размещается комплекс средств системы автоматизации, обеспечивающий сигнализацию текущего и аварийного состояния, управление оборудованием НПС, отображение и регистрацию необходимых технологических параметров.

При реконструкции действующих объектов необходимо привести объекты автоматизации в соответствие с правилами и нормами по безопасности на магистральном трубопроводном транспорте согласно Федерального Закона.

1.2 Автоматизация нефтеперекачивающих станций

Система автоматизации НПС, предназначена для централизованного контроля, защиты и управления оборудованием НПС, обеспечивает автономное поддержание заданного режима работы нефтеперекачивающей станции и его изменение по командам оператора НПС или диспетчера РДП (ТДП).

Режим функционирования - круглосуточный, непрерывный.

Система автоматизации НПС обеспечивает выполнение следующих основных функций:

защита оборудования НПС (общестанционными и агрегатными защитами);

управление оборудованием НПС;

регулирование давления (расхода) в магистральном нефтепроводе;

контроль технологических параметров и параметров состояния оборудования;

отображение и регистрация информации;

связь с другими системами.

В зависимости от параметра, по которому срабатывает общестанционная защита, система может осуществлять:

одновременное отключение всех работающих магистральных агрегатов;

поочередное отключение работающих магистральных агрегатов, начиная с первого по потоку нефти.

Для защиты магистрального трубопровода и НПС по давлениям (на приеме НПС, в коллекторе НПС, на выходе НПС) применяются две защиты. Эти защиты выполняются самостоятельными контурами, включающими индивидуальные датчики, и настраиваются на разные значения давления (предельное и аварийное) и обеспечивают взаимное дублирование.

Защиты по аварийным давлениям предусматривает отключение всех работающих магистральных агрегатов. Защиты по предельным давлениям должны воздействовать на отключение одного (первого по потоку) агрегата. При сохранении предельного давления осуществляется отключение следующего (по потоку) агрегата и т.д.

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

Защиты по пожару, по затоплению, по аварии в системе маслоснабжения и аварийное отключение станции кнопкой предусматривают одновременное отключение всех работающих магистральных агрегатов, в остальных случаях предусматривается поочередное отключение всех работающих магистральных агрегатов.

Защиты по пожару, по затоплению, по превышению допустимого уровня загазованности (аварийный уровень или длительное (более 10 минут) сохранение предельного уровня), по аварийному уровню нефти в емкостях сбора утечек и сброса ударной волны, по аварийному уровню в маслобаках маслосистемы, по минимальному давлению воздуха камер беспромвального соединения, по аварии вспомогательных систем: подачи масла к подшипниковым узлам, охлаждения электродвигателей, подпорной вентиляции (камер беспромвального соединения, электродвигателей, электрозала) и аварийное отключение НПС кнопкой "Стоп" должны предусматривать закрытие задвижки подключения НПС к магистральному нефтепроводу. На головных НПС (НПС с емкостями) следует также предусматривать закрытие задвижек между подпорной насосной и резервуарным парком. В помещении, где возник пожар, должны быть отключены все системы вентиляции. При срабатывании газосигнализаторов в помещении должна автоматически включаться аварийная вентиляция. Датчики газосигнализаторов должны устанавливаться в производственных помещениях и в заглубленных помещениях и приямках в пределах территории взрывопожароопасной установки, куда возможно проникновение взрывоопасных газов и паров извне. При срабатывании защит по параметрам, отклонение которых от нормы вызвано изменениями режима в трубопроводе, должна предусматриваться возможность повторного дистанционного пуска насосных агрегатов из РДП после выяснения причины нарушения режима.

Для общестанционных защит, кроме защит по давлениям, должен осуществляться запрет дистанционного пуска магистральных агрегатов из РДП с возможностью снятия блокировки по месту.

На головных НПС (НПС с емкостями) после отключения всех работающих магистральных агрегатов происходит отключение подпорных агрегатов с выдержкой времени 5 с. Срабатывание предупредительных и аварийных защит должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией в операторной и МДП. Для аварийной звуковой сигнализации на территории допускается использовать общую сирену на НПС, которая слышна во всех помещения.

В операторной, МДП и помещении насосной следует предусматривать кнопки аварийного отключения насосной. Вне помещения насосной вблизи всех эвакуационных выходов в доступных и безопасных местах должны устанавливаться кнопки "Стоп" для аварийного отключения насосной по пожару.

1.3 Системы автоматики и телемеханизированного управления магистральными нефтепроводами

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

Средства автоматизации МН предназначены для контроля и управления объектами МН из операторной НПС, местного диспетчерского пункта, районного диспетчерского пункта, или центрального диспетчерского пункта, а средства телемеханизации -для дистанционного управления технологическим оборудованием НПС и линейной части МН из РДП или ЦДЛ.

С развитием систем автомеханизации и переходом на микропроцессорные системы автоматизации, должны решаться задачи мониторинга значений технологических параметров и параметров состояния технологического оборудования, анализа режимов работы технологического оборудования в реальном масштабе времени.

1.4 Основные требования к системе автоматизации объектов МН

Система автоматизации объектов МН предназначена для контроля, защиты и управления. Система автоматически должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима и его изменение по командам оператора.

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

При размещении на общей площадке нескольких магистральных насосных следует совмещать для них решение задач автоматизации и телемеханизации, которое включает:

управление магистральными насосными агрегатами, вспомогательными системами, задвижками подключения НПС к магистральному нефтепроводу, за датчиками автоматических регуляторов давления и системой автоматического пожаротушения.

обеспечение измерения и регистрации давления на приеме и выходе НПС до и после регуляторов давления, а также измерение перепада давления на фильтрах и температуры перекачиваемой нефти на приеме ИПС.

срабатывание предупредительной и аварийной сигнализации

управление задвижками устройства приема и пуска скребка и сигнализации положения задвижек

переключение на управление из МДП или РДП.

К основным функциям системы автоматизации НПС относятся функции защиты, управления и контроля.

Общестанционные 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

минимальное давление в системе маслоснабжения

затопление помещения магистральных насосов или общего укрытия

пожар в помещениях со взрывоопасными зонами

превышение допустимого уровня загазованности в помещениях со взрывоопасными зонами

понижения давления в камерах беспромвальной установки

достижение аварийного уровня нефти в резервуаре-сборнике утечек

Агрегатные защиты должны отключать магистральные насосные агрегаты по параметрам:

минимальные давления масла при принудительной системе смазки

максимальная температура подшипников агрегата и корпуса насоса

повышенная утечка нефти через уплотнения

минимальное избыточное давление в корпусе электродвигателя

максимальная вибрация

неисправность цепей управления и защит электродвигателя

иными параметрами, предусмотренным технической документацией заводов-изготовителей.

Ряд защитных функций выполняется с помощью автоматической защиты, в том числе: отключение работающих магистральных насосных агрегатов, включение/отключение вспомогательных систем, сигнализация о возникновении повреждения.

В зависимости от параметра, по которому сработала защита, она должна осуществлять одновременное отключение всех работающих агрегатов, поочередное отключение работающих агрегатов, начиная с первого по потоку нефти.

Для защиты магистрального трубопровода и магистральных насосных агрегатов по давлениям на приеме НПС, на выходе насосов и выходе НПС должны, как правило, применяться две защиты по давлениям. Эти защиты настраиваются на разные значения по давлениям, а именно на 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.

Установка защиты по предельному давлению на выходе насосной должна устанавливаться выше, чем задание регулятору давления на выходе насосной в установившемся режиме для обеспечения "зазора безопасности " при работе системы автоматического регулирования давления в допустимых пределах.

Разница установок между защитами по предельному и аварийному давлению на выходе насосной должна обеспечивать селективность срабатывания защит.

Срабатывание автоматических защит по давлению на приеме насосной должно осуществляться с выбираемой выдержкой времени, необходимой на исключение их срабатывания при прохождении воздушных пробок, запуске агрегатов, отключения агрегатов на соседних станциях и т.п. При отсутствии необходимого запаса по давлению допускается настройка датчиков защиты по давлению на приеме насосной на одинаковое значение давления и срабатывания защит с разными выдержками времени с интервалом 5-8с.

При отключении по параметрам, отклонение которых от нормы вызвано изменением режима в трубопроводе или перегрузкой энергосистемы, должна предусматриваться возможность повторного дистанционного пуска насосных агрегатов из МДП или РДП после выяснения причины нарушения режима.

Для общестанционных защит должен осуществляться запрет дистанционного пуска магистральных насосных агрегатов из МДП и РДП с возможностью снятия блокировки по месту,из операторной. Этот запрет не должен препятствовать управлению вспомогательными системами и задвижками подключения насосной к магистрали.

Функции управления должны предусматривать возможность управления НПС из операторной, МДП и РДП. При этом магистральные насосные агрегаты могут работать в автоматическом, резервном, кнопочном и испытательном режимах.

 

2. Основные функции

 

.1 Функции управления

Функции управления должны предусматривать программный пуск и остановку магистральных, подпорных насосных агрегатов и вспомогательных систем.

Программы управления насосными агрегатами должны быть реализованы в следующих режимах:

автоматический основной;

дистанционный;

автоматический резервный;

ремонтный.

Допускается предусматривать кнопочный режим (управление агрегатом по месту или из операторной).

Автоматический основной. До пуска агрегата агрегатные задвижки могут управляться кнопками по месту или по командам оператора. Пуск или остановка агрегата происходит по программе при получении соответствующей команды непосредственно из операторной или МДП. При работе программы пуска агрегата управление агрегатными задвижками кнопками по месту и по командам оператора блокируется.

В зависимости от пусковых характеристик электродвигателя и схемы электроснабжения могут быть предусмотрены различные программы пуска агрегата, отличающиеся положением задвижки на выходе насоса в момент пуска электродвигателя:

на открытую (полностью) задвижку;

на закрытую задвижку;

на открывающуюся задвижку (задвижка сдвинулась с закрытого положения или находится в промежуточном положении).

Программа пуска на открытую задвижку является предпочтительной, так как обеспечивает наименьшие динамические нагрузки в трубопроводной обвязке агрегата. Программу рекомендуется применять, если пусковые характеристики электродвигателя и схема электроснабжения рассчитаны на соответствующие пусковые режимы.

Программа пуска на закрытую задвижку применяется, если установленное электрооборудование не может обеспечить пуск на открытую задвижку.

Программа пуска на открывающуюся задвижку применяется, когда неприемлема программа на открытую задвижку и когда установленные у насоса задвижки имеют привод небольшой мощности и поэтому не могут быть открыты при перепаде давления, создаваемом насосным агрегатом при закрытой задвижке.

Дистанционный. В этом режиме осуществляется управление агрегатами НПС из РДП. Режим устанавливается оператором НПС. До пуска агрегата агрегатные задвижки могут управляться кнопками по месту или по командам оператора. При работе программы пуска агрегата управление агрегатными задвижками кнопками по месту и по командам оператора блокируется.

Автоматический резервный. В этом режиме осуществляется автоматический пуск агрегата при отключении из-за неисправности одного из работавших насосных агрегатов устройствами защиты. После установки данного режима управление агрегатными задвижками кнопками по месту и по командам оператора блокируется.

При переводе агрегата в резервный режим должна осуществляться подготовительная программа пуска, включающая:

открытие задвижек на приеме и выходе агрегата (при необходимости);

включение индивидуальных вспомогательных систем (смазки, охлаждения, подпорной вентиляции).

Если после выполнения подготовительной программы пуска возникает неисправность вспомогательных систем агрегата, начинает работу программа автоматического отключения защитой с соответствующей сигнализацией.

При любом режиме должны исключаться пуск и работа агрегата, если не включены устройства автоматической защиты насосной и агрегата, либо эти устройства сработали и не деблокированы. Программа автоматического отключения должна предусматривать остановку магистрального агрегата, а также, при необходимости, закрытие задвижек агрегата. Отключение маслонасосов должно проводиться после подтверждения остановки агрегатов.

При применении программы пуска на открытую задвижку программа автоматического отключения может не предусматривать закрытие задвижек при остановке или срабатывании защит насосной по давлениям. При применении программы пуска на закрытую задвижку должен быть предусмотрен запрет запуска агрегата, расположенного за последним (по потоку) из работающих агрегатов, в случае, если давление на выходе насосов (в коллекторе) столь велико, что при его суммировании с дифференциальным давлением (которое создаст подлежащий пуску агрегат) возникнет давление, опасное для задвижки или участка трубопровода от насоса до этой задвижки.

При срабатывании систем автоматической защиты магистральной насосной или магистрального агрегата должна выполняться программа автоматического отключения магистральных агрегатов, которая не зависит от режимов управления.

Ремонтный. Режим устанавливается оператором НПС при выводе агрегата в ремонт или при отключении агрегата устройствами защиты. При этом происходит остановка агрегата и закрытие агрегатных задвижек, пуск агрегата блокируется, открытие агрегатных задвижек кнопками по месту и по командам оператора блокируется.

Управление вспомогательными системами реализовано в режимах:

автоматический основной;

автоматический резервный;

ремонтный;

Вспомогательные системы (смазки, охлаждения, вентиляции), которые являются общими для всех агрегатов и всегда работают при работающих магистральных и подпорных агрегатах, могут включаться одновременно одной командой. Их отключение может проводиться также общей командой после остановки всех агрегатов. Системы подпорной вентиляции (электродвигателей, камер беспромвального соединения, электрозала) должны включаться перед включением в работу первого (по потоку) магистрального агрегата.

В системе подачи масла к подшипниковым узлам насосных агрегатов следует предусматривать:

измерение и сигнализацию температуры масла;

сигнализацию максимального и минимального уровня в баках маслосистемы;

сигнализацию минимального уровня в аккумулирующем баке маслосистемы.

Насосы системы откачки утечек нефти могут управляться автоматически в зависимости от предельных уровней в резервуаре-сборнике. Автоматическое отключение насоса, откачивающего нефть из резервуара-сборника, может производиться по минимальному уровню или через определенное время после включения. На НПС следует учитывать блокировку запуска насоса, выполняющего откачку утечек на прием магистральной насосной, в случае, если давление в магистральном нефтепроводе превышает давление, создаваемое насосом откачки утечек, а также при отключении НПС от магистрального нефтепровода. В системе откачки утечек рекомендуется предусматривать автоматическое включение резервного насоса параллельно основному, если через заданное время (1,5 минуты) после запуска основного насоса уровень в сборнике не снизится. Схема откачки утечек на НПС должна предусматривать контроль аварийного максимального уровня в емкостях сбора утечек с помощью независимых датчиков.

Программы управления агрегатами вспомогательных систем могут предусматривать:

задание для каждого агрегата режима управления;

включение и отключение агрегата, находящегося в режиме "автоматический основной", соответствующими командами;

отключение агрегата, находящегося в режиме "автоматический основной", при его неисправности и автоматическое включение резервного агрегата;

автоматическое отключение резервного агрегата при его неисправности;

сигнализацию неисправности каждого агрегата системы и всей системы в целом;

сохранение работоспособности системы при временном снижении напряжения в процессе пуска мощных электродвигателей.

При срабатывании общестанционной защиты, требующей отключения соответствующей вспомогательной системы, отключение осуществляется независимо от режима управления. Включение (автоматическое или по команде оператора) агрегата вспомогательной системы при этом блокируется.

Все программы пуска и остановки насосных агрегатов и управления запорной арматурой должны предусматривать контроль правильности и продолжительности выполнения последовательности операций по выполняемой программе.

2.2 Функции регулирования

Средства автоматического регулирования давления магистральной насосной предназначены для поддержания давления на приеме НПС не ниже допустимого значения по условиям кавитации насосов и давления в магистральном нефтепроводе на выходе НПС (после регуляторов давления) не выше допустимого значения по гидравлическому расчету линейной части нефтепровода или исходя из технологического режима перекачки. Управление исполнительными механизмами системы регулирования давления должно осуществляться от двух независимых контуров регулирования, воздействующих на исполнительный механизм через общий блок селекции управляющих сигналов. На НПС с емкостью контур регулирования на входе НПС может быть исключен.

Для регулирования давления могут использоваться:

регулирующие клапаны различного типа;

поворотные регулирующие затворы;

промежуточные гидравлические муфты;

электродвигатели магистрального агрегата с переменным числом оборотов.

При использовании в качестве исполнительных механизмов регулирующих клапанов или поворотных регулирующих затворов могут использоваться следующие системы передачи сигналов:

электрическая;

электрогидравлическая.

При использовании магистральных агрегатов с переменным числом оборотов система автоматизации обеспечивает:

поддержание заданной частоты вращения с точностью не хуже 0,1 % от номинальной;

переключение электродвигателя с питания его статорных обмоток от тиристорного преобразователя частоты (ТПЧ) на сеть при номинальной частоте вращения и обратное переключение на питание от ТПЧ в диапазоне регулирования без нарушения технологического режима перекачки;

торможение электропривода с рекуперацией энергии в сеть;

самозапуск электропривода до заданной частоты вращения после глубоких посадок силового напряжения или перерыва питания длительностью до 2,5 с;

ручное управление из операторной, дистанционное из МДП или РДП.

При работе нефтепровода на предельных по давлению режимах с целью предотвращения отключения работающих агрегатов на данной НПС характеристики системы регулирования с учетом запаздывания передачи сигналов выбираются так, чтобы отклонение давления от заданного значения составляло не более 0,15 МПа при отключении агрегата на соседней НПС.

В зависимости от диаметра нефтепровода быстродействие исполнительных механизмов (время полного перемещения в сторону закрытия) при автоматическом регулировании давления способом дросселирования должно составлять при диаметре: 1220 мм - не более 8 с; 1020 мм - не более 12 с; 820 мм - не более 20 с; менее 820 мм - не более 40 с.

Для поворотных регулирующих затворов расчет момента привода исполнительного механизма следует проводить с учетом максимальной подачи по трубопроводу при любых углах прикрытия в пределах допускаемого перепада давления на исполнительном механизме.

С целью улучшения динамических свойств системы регулирования применяются:

разные скорости перемещения исполнительных механизмов в сторону закрытия и открытия;

пропорционально-интегрально-дифференциальный закон регулирования (ПИД-регулирование).

Для обеспечения более точного поддержания давления и исключения ложных срабатываний защит рекомендуется:

использовать на приеме промежуточных НПС дополнительные датчики давления с пределом измерения в диапазоне давлений, близких к уставке регулирования;

применять схему установки исполнительных органов, обеспечивающую их равномерную загрузку.

В системе регулирования предусматривается возможность подачи команд управления исполнительными механизмами вручную. При перерыве в подаче энергии на исполнительный механизм, регулирующий орган не должен закрываться.

Величина задания в системе автоматического регулирования давления на выходе НПС не должна превышать значения давления на выходе НПС по эпюре рабочих давлений в трубопроводе на данный период, определенной технологическими расчетами с учетом фактических характеристик трубопроводов. Величина задания в системе автоматического регулирования давления на приеме НПС должна быть не менее величины минимального давления на приеме первого насоса по технологическим расчетам при максимальной на данный период подаче. В системе регулирования рекомендуется предусматривать автоматическое временное изменение задания давления на приеме (или выходе) НПС при запуске магистрального агрегата и возврат к старому значению после завершения запуска. При наличии нескольких пунктов управления следует учитывать возможность изменения заданий давления на приеме и выходе НПС как из операторной, так и из МДП и РДП. При этом обеспечивается "безударный" переход при переключении с одного пункта управления на другой.

2.3 Функции контроля

Функции контроля предусматривают:

контроль соответствия текущих значений основных технологических параметров заданным значениям;

контроль изменения состояния оборудования НПС, срабатывания защит, что должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией.

Функции отображения и регистрации предусматривают:

отображение состояния и параметров работы оборудования в реальном масштабе времени на видеомониторах, на мнемосхемах, использующих стандартные мнемосимволы;

аварийные события и, при необходимости, протоколы аварийных событий должны регистрироваться на устройстве печати;

значения давлений на приеме НПС, в коллекторе, на выходе НПС и положения поворотных затворов и регулирующих клапанов, частота вращения электродвигателей должны регистрироваться на регистрирующих приборах, электронных регистраторах.

2.4 Функции обмена информацией

Система автоматизации НПС выполняет функции связи с многоуровневой автоматизированной системой, а также осуществлять обмен данными с другими локальными системами автоматизации.

К измерительным каналам системы автоматизации НПС относятся каналы измерения:

давления нефти на приеме НПС, давление в коллекторе НПС, давление на выкиде НПС до и после органа регулирования;

давления масла (воды, пенораствора, воздуха) во вспомогательных системах;

температуры (подшипников агрегата, корпуса насоса, обмоток электродвигателя);

температуры нефти;

вибрации агрегата;

осевого смещения радиально-упорного подшипника;

загазованности помещения;

расхода нефти;

силы тока, напряжения, мощности.

Измерительные каналы должны обеспечивать получение результатов с нормируемой точностью. Аппаратура, входящая в состав измерительного канала (чувствительные элементы, датчики, усилители, блоки преобразования), должны иметь сертификаты утверждения типа средств измерений Госстандарта России.

3. Технические средства

Система (средства) автоматизации должна иметь разрешение Госгортехнадзора России на применение оборудования на объектах магистральных нефтепроводов. Все оборудование, используемое во взрывоопасных зонах, должно иметь сертификат, выданный уполномоченной организацией Госэнергонадзора России, и иметь соответствующее взрывозащищенное исполнение, позволяющее их эксплуатацию во взрывоопасных зонах.

При строительстве насосных станций на открытом воздухе приборное оборудование, вторичные блоки, контроллеры и др. могут размещаться в блок-боксах или специализированных контейнерах, оснащенных системой, работающей в автоматическом режиме и обеспечивающей необходимые для нормального функционирования климатические условия. Питание системы автоматизации осуществляется от сети переменного тока и частотой (50 ± 1) Гц, в которой возможно кратковременное (до 20 с) снижение напряжения питания на 50 %, которое не должно вызывать выдачу ложных команд и сигналов. Для питания технических средств системы автоматизации должны быть предусмотрены источники бесперебойного питания (ИБП), которые должны обеспечивать работу технических средств системы не менее 1 часа.

3.1 Надежность системы автоматизация нефтепровод микропроцессорный контроль

Средний срок службы системы автоматизации - 10 лет.

Отказом функции защиты считается невыполнение или неправильное выполнение переключения (отключения) оборудования при наличии аварийной ситуации. Отказом функции управления считается невыполнение или неправильное выполнение принятой команды управления. Отказом функции измерения и отображения считается невыдача или искажение контролируемого параметра на устройстве отображения информации.

Структура и функционирование системы автоматизации НПС с использованием микропроцессорных средств

Микропроцессорная система автоматизации НПС (система автоматизации) обеспечивает:

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.

Для улучшения ремонтопригодности и минимизации ремонта система имеет модульную конструкцию и обеспечивать взаимозаменяемость однотипных модулей без дополнительной настройки.

Микропроцессорная система автоматизации НПС имеет трехуровневую структуру - нижний, средний и верхний уровни. (Рис.1)

К нижнему уровню системы автоматизации относятся:

датчики технологических параметров;

исполнительные механизмы;

приборы, регистрирующие давление;

показывающие приборы, устанавливаемые по месту.

К среднему уровню системы автоматизации относятся программно-аппаратные модули (блоки) управления узлов и агрегатов НПС на базе программируемых логических контроллеров (ПЛК). Контроллеры, которые осуществляют управление технологическим оборудованием, а также функции аварийных станционных и агрегатных защит, выполнены по схеме со 100 % "горячим" резервированием. Сетевые модули, установленные в контроллерах, используют два независимых канала подключения к полевым шинам для реализации полевой шины с "горячим" резервом. Предусмотрено использование переносного пульта (компьютера типа Note Book), подключаемого к любому из контроллеров для обеспечения локального мониторинга при выполнении ремонтных, профилактических работ (кнопочный режим).

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

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

Верхний уровень системы автоматизации обеспечивает:

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.

На принтер АРМ оператора-технолога выводится информация:

таблицы, отображаемые на видеомониторе;

периодические отчеты о работе НПС;

перечни аварийных ситуаций за сутки, неделю, месяц;

перечни неисправностей с указанием времени их возникновения;

иная информация, формируемая АРМ оператора-технолога.

Компьютеры из состава АРМ оператора-технолога работают независимо друг от друга. Они связаны с контроллерами среднего уровня по собственным независимым полевым шинам. Ведущим устройством локальной сети является сетевой модуль, устанавливаемый в компьютер АРМ оператора-технолога. Сетевой модуль обеспечивает обмен информацией между компьютером и контроллерами.

 

.2 Вычислительные средства

Время обработки сигналов, включающее интервал времени от появления сигнала на входе модуля ввода до появления соответствующего сигнала реакции на выходе модуля вывода, при работе программ автоматической защиты не должно превышать 0,5 с. Время обработки сигналов и появления сообщения на экране не должно превышать 2 с. Время обновления кадров на экране и регистрации сообщений устройством печати не должно превышать 2 с. Время передачи управляющего сигнала с клавиатуры не должно превышать 0,5 с.

Аппаратные устройства контроллеров имеют средства самоконтроля, обеспечивающие тестирование:

функционирования активных элементов;

программ пользователя;

интерфейсных каналов;

функционирования модулей ввода-вывода.

Самоконтроль осуществляется в фоновом режиме.

При обнаружении неисправности устройство должно индицировать ее характер, место и формировать сигналы, которые могут быть использованы для принятия мер по устранению последствий отказа.

В системах автоматизации для резервирования функций аварийных защит, не имеющих 100 % горячего резервирования, применяются контроллеры аварийных защит (КАЗ) или блоки ручного управления (БРУ).

В системах автоматизации, выполненных по схеме со 100 % горячим резервированием функций управления технологического оборудования и аварийных защит, допускается не использовать БРУ и КАЗ.

Кнопки БРУ воздействуют непосредственно на магнитные пускатели и соленоиды высоковольтных выключателей.

 

4. Функции

 

.1 Функции контроля и анализа

автоматизация безопасность нефтепровод телемеханизированный

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

При обработке аналоговых значений измеряемых параметров осуществляются:

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 подтверждается операцией квитирования. Функция анализа заданных режимов работы обеспечивает анализ в реальном масштабе времени изменения значений контролируемого параметра и выдачу, при необходимости, тревожного сообщения.

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

4.2 Функции отображения

Состояние и параметры работы оборудования НПС отображаются на экранах компьютера АРМ оператора-технолога в реальном масштабе времени, на мнемосхемах, использующих стандартные мнемосимволы, на показывающих приборах, установленных вблизи технологического оборудования. Для отображения информации используются всплывающие окна, тренды, графики изменения измеряемых технологических параметров.

Рис. 2.

При отображении информации используются следующие цвета (Рис.2.):

зеленый - агрегат включен, задвижка открыта;

желтый - агрегат отключен, задвижка закрыта;

оранжевый - в горячем резерве;

коричневый - в ремонте, маскируемый параметр;

синий - готов к работе;

красный - неисправен, аварийно отключен;

розовый - имитация параметра.

Система обеспечивает просмотр значений параметров, характеризующих состояние технологического процесса и оборудования, в виде трендов. В оперативных трендах отображается информация в реальном времени за предшествующий период до 2 часов (при возможности - за сутки), исторические тренды обеспечивают просмотр информации, полученной за период до 1 месяца.

Система обеспечивает:

масштабирование экранов трендов;

вывод одновременно нескольких графиков (до трех) на экран по выбору оператора;

выбор масштабов по значению контролируемой величины и времени.

Функции отображения могут предусматривать режим "помощь".

На экране предусмотрено место для отображения аварийных сообщений.

 

5. Информационное и программное обеспечение

Информационное обеспечение включает.

информационные массивы баз данных, содержащие нормативно-справочную информацию;

информационные массивы переменной информации, используемой для решения прикладных задач и отображения информации;

массивы обменных сообщений между системой автоматизации НПС и другими системами.

Программное обеспечение (ПО) выполняет логические и вычислительные операции по реализации функций сбора, обработки, хранения, управления, передачи и представления данных в соответствии с функциями системы автоматизации включает: общесистемное, прикладное, специальное ПО и программы тестового контроля.

Общесистемное ПО реализовано на базе стандартной операционной системы. Общесистемное ПО открытое и обеспечивает возможность изменения конфигурации системы.

Пакет прикладных программ разрабатывается с использованием базового комплекта программ, включающего автоматизацию описания параметров, набора стандартных логических и вычислительных функций, развитого визуально-графического инструментального пакета, ориентированных на стандартную операционную систему.

Программы, реализующие функции защиты, предусматривают возможность:

маскирования сигналов положения, значений параметров на время ремонтных и профилактических работ или при неисправности датчиков;

имитации сигналов защит и состояния оборудования для проверки действия защит.

Программирование контроллеров выполняется на языках программирования, предусмотренных стандартами.

ПО построено по модульному принципу и предусматривает поддержку распределенных или централизованных систем контроля и управления.

ПО предусматривает:

регламентирование (по паролям) доступа к базам данных и информационным массивам;

регламентирование (по паролям) доступа к прикладному ПО;

защиту информации от несанкционированного доступа или непреднамеренного воздействия.

Аналоговые и дискретные входы и выходы имеют защиту от наводок и перенапряжений, возникающих в соединительных линиях. Датчики аналоговых сигналов могут находиться на расстоянии до 300 м от места установки модулей ввода. Модули вывода аналоговой информации предусматривают выдачу управляющего аналогового сигнала 4 - 20 мА при расстоянии до устройства управления до 300 м. Клеммники входных и выходных цепей рассчитаны на присоединение медных и алюминиевых проводов сечением до 2,5 мм2. Модули ввода и вывода аналоговой и дискретной информации обеспечивают прием и выдачу унифицированных сигналов.

Вывод

Автоматизация работы нефтяного трубопровода дает возможность дистанционного управления всеми технологическими процессами с минимальным непосредственным участием человека. Данное явление сводит к минимуму влияние человеческого фактора на эффективность производства, одновременно повышая роль технических систем и устройств. Проведение автоматизации нефтяных трубопроводов должно обеспечить должный уровень управления всеми его узлами. Своевременное, согласно технологического процесса закрытие/открытие шаровых кранов и другой запорной арматуры, а так же защиту всей магистрали от повреждения. Основные цели процесса автоматизации на нефтяных трубопроводах - это главные и вторичные насосные станции, линейная часть трубопровода и трубопроводная арматура.

Степень автоматизации трубопровода должна давать возможность управлять несколькими промежуточными нефтеподкачивающими станциями, группой резервуаров, устройствами для контроля расхода нефти и вспомогательным оборудованием из одного операторного пункта. Оборудование самого операторного пункта должно обеспечивать наблюдение с диспетчерских вышестоящего уровня. К автоматизации промежуточных станций подкачки нефти предъявляется ряд требований. Так, данные станции должны обеспечивать непрерывность контроля и управления всеми узлами трубопровода включая самые наименьшие: краны шаровые стальные, задвижки и другие технические изделия запорной арматуры. Таким образом, одним из требований к станции является непрерывность ее функционирования. Также, автоматизированная система контроля промежуточной станции подкачки нефти непрерывно отслеживает технологическое состояние трубопровода и рабочей среды. Выводит информацию о данных параметрах на терминалы и сохраняет ее на электронных носителях. Управляет параметрами технологической среды проходящей по нефтепроводу. Защищает и управляет аппаратурой самой станции подкачки нефти. Еще одной обязанностью комплекса автоматизированного управления является обеспечение связи с системами того же уровня, а так же передача текущей информации контролирующей системе более высокого порядка.

АСУ является мощным устройством для защиты трубопровода от чрезвычайных ситуаций. В случае их возникновения оборудование автоматизированной системы управления (АСУ) позволяет как одномоментно отключить все работающие узлы трубопровода, так и, в случае необходимости производить их отключение по одному. АСУ является достаточно сложной системой и в свою очередь так требует большого объема работ для своей профилактики и ремонта

 

Список использованных источников

1. Гидрохимические нефтегазовые технологии: учеб. пособие / В.П. Ильченко [и др.]; под ред В.П. Ильченко. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 2002. - 382 с.

. Коршак А.А. Основы нефтегазового дела: учеб. пособие / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Высшая школа, 2006. - 454 с.

. Модернизация АСУ ТП магистральных нефтепроводов / Е.А. Золотухин [и др.] // Журнал "Современные технологии автоматизации". - 2002. - С. 18-26.

. РД 153-39.4-087-01 Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения.

. Сибнефтепровод [Электронный ресурс]: информация об ОАО "Сибнефтепровод" (г. Тюмень) - Режим доступа: http:// www.metaprom.ru

1.