Проектирование автоматизированой системы головной нефтеперекачиваю-щей станции

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Цвета, используемые при проектировании экранных форм

Цвет	Название	RGB
	Белый	255, 255, 255
	Синий	0, 0, 255
	Желтый	255, 255, 0
	Зеленый	0, 255, 0
	Красный	255, 0, 0
	Оранжевый	255, 204, 0
	Коричневый	170, 88, 5
	Серый	192, 192, 192
	Черный	0, 0, 0
	Темно-серый	128, 128, 128

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Автоматизация – одно из направлений научно-технического прогресса, применение саморегулирующих технических средств, экономико-математических методов и систем управления, освобождающих человека от участия в процессах получения, преобразования, передачи и использования энергии, материалов или информации, существенно уменьшающих степень этого участия или трудоёмкость выполняемых операций. Требует дополнительного применения датчиков (сенсоров), устройств ввода, управляющих устройств (контроллеров), исполнительных устройств, устройств вывода, использующих электронную технику и методы вычислений, иногда копирующие нервные и мыслительные функции человека [9].

Автоматизация производства позволяет осуществлять технологические процессы без непосредственного участия обслуживающего персонала. Первоначально осуществлялась лишь частичная автоматизация отдельных операций. В дальнейшем сфера применения автоматизации расширилась как на основные, так и на вспомогательные операции. При полной автоматизации роль обслуживающего персонала ограничивается общим наблюдением за работой оборудования, настройкой и наладкой аппаратуры.

В последнее время  функции систем автоматизации непрерывно расширяются. Все чаще в их задачу входит автоматическая перенастройка оборудования при изменении условий работы с целью получения наиболее эффективных, оптимальных режимов работы установок. Увеличивается количество установок, отдельных линий, цехов и даже предприятий, работающих без участия обслуживающего персонала.

В настоящее время различают четыре основные особенности автоматизации, которые обусловливают задачи и цели ее осуществления [7].

Первой особенностью автоматизации является возможность  повышения производительности труда. Наряду с этим все чаще ставится вопрос о повышении качества и надежности производимой продукции.

Вторая особенность  автоматизации обусловлена возможностью управления установкой или производственным процессом в опасных, труднодоступных или вообще недоступных для человека сферах (забои горных предприятий, химические реакторы, ядерные двигатели, атомные электростанции, космические приборы и аппараты и др.).

Третья особенность  состоит в возможности замены человека машиной при решении задач, требующих трудоемких и длительных вычислений, а также сопоставления полученных результатов и оперативного логического реагирования.

К четвертой особенности  относится повышение культурного и профессионального уровня обслуживающего персонала, в результате чего изменяется характер самого труда. Это имеет большое социальное значение и способствует стиранию граней между умственным и физическим трудом.

Различают следующие основные этапы  автоматизации [7]:

1.  Частичная автоматизация,  когда автоматизируются отдельные,  не связанные друг с другом, механизмы или установки.

2.  Комплексная автоматизация, при которой все операции технологического процесса согласованы друг с другом и выполняются автоматически по определенной заданной программе.

3.  Полная автоматизация, когда  автоматизируются как основные, так и вспомогательные операции. При этом предусматривается автоматический выбор оптимальных режимов работы машин и оборудования. На данном этапе широко применяется вычислительная техника, используются принципы кибернетики и оптимального управления.

Современный период технического развития характеризуется созданием и внедрением в промышленность автоматизированных систем управления (АСУ), промышленных роботов, а также гибких производственных систем, объединяющих производственные центры, роботы и манипуляторы, ЭВМ в единую систему, обеспечивающую резкое повышение технико-экономических показателей за счет возможности автоматической перенастройки оборудования в процессе работы для решения изменяющихся производственных задач, роста производительности труда и качества продукции.

Целями курсового проекта является систематизация и углубление теоретических и практических знаний в области проектирования автоматизированных систем объектов нефтегазовой отрасли, развитие навыков их практического применения, теоретических знаний при решении инженерных задач автоматизированного управления технологическим процессом в нефтегазовой отрасли. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Техническое  задание

1.1 Основные  задачи и цели создания АСУ  ТП

Основными целями создания АСУ ТП являются:

– обеспечение транспортирования с заданной производительностью при минимальных эксплуатационных затратах;

– повышение надежности работы нефтепроводного транспорта и предотвращение аварийных ситуаций;

– сокращение потерь при  транспортировании и хранении;

– обеспечение качества поставляемых нефтей;

– осуществление оперативного учета материальных и энергетических ресурсов и затрат;

– сокращение (до минимума) времени и объема обслуживания и  ремонта нефтепровода.

АСУ ТП реализуют следующие задачи:

– централизованный контроль и управление технологическими процессами перекачки нефти из местного диспетчерского пункта (МДП);

– централизованный контроль и управление из МДП технологическими процессами вспомогательных систем;

– обеспечение надежной работы оборудования технологических сооружений и предотвращения аварийных ситуаций;

– повышение эффективности технологических процессов на НПС;

– передача текущей информации в центральный диспетчерский пункт (ЦДП).

1.2 Назначение  и состав ГНПС

Головная нефтеперекачивающая  станция (ГНПС) располагается вблизи нефтяных сборных промыслов (МНП) или нефтеперерабатывающих заводов (МНПП) и предназначается для приема нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод.

В состав ГНПС входят:

– узел подключения станции (УПС),

– площадка фильтров грязеуловителей (ФГУ),

– резервуарный парк (РП),

– подпорная насосная станция (ПНС), 

– узел учёта нефти (УУН),

– магистральная насосная станция (МНС),

– камера регулирования  давления (КРД).

Узел подключения станции состоит из:

– камеры приёма (пуска) очистных устройств (скребок)

– средств диагностики (диаскана),

– датчиков прохождения скребка,

– трубозапорной арматуры,

– обратных клапанов.

Площадка фильтров грязеуловителей  состоит из следующих основных элементов: 

– 3-х фильтров (двух рабочих и одного резервного), установленных на фундаментах и находящихся в общем обваловании; 

– технологической обвязки  ФГУ (технологических трубопроводов);  

– на технологических  трубопроводах каждого фильтра  смонтированы отсекающие задвижки (на входе и выходе фильтра); 

– задвижка (и) для отключения узла ФГУ, с целью направления потока нефти по байпасной линии;

–  на корпусе фильтра  смонтированы манометры (до и после  фильтрующего элемента) для контроля перепада давления;

– дренаж нефти из корпуса  фильтров (каждого в отдельности), для производства ремонтных работ.

В состав резервуарного  парка входят задвижки на приемных и раздаточных патрубках резервуара и один наземный вертикальный стальной резервуар, который оснащен следующим оборудованием:

– верхний световой люк,

– вентиляционный патрубок,

– механический дыхательный клапан,

– огневой предохранитель,

– замерный люк,

– прибор для замера уровня,

– нижний люк-лаз,

– сифонный кран,

– хлопушка,

– грузовой патрубок,

– перепускное устройство,

– подъёмник хлопушки,

– гидравлический предохранительный дыхательный клапан.

Подпорная насосная станция включает в себя:

– два подпорных насосных агрегата,

– задвижки на всасывании насосов,

– задвижки на нагнетании насосов.

Узел учета нефти состоит из:

– измерительной рабочей  линии,

– измерительной контрольной линии,        

– измерительной резервной линии,

– блока измерительных линий (БИЛ),

– блока измерений качества (БИК),

– турбопоршневой поверочной установки (ТПУ).

В состав магистральной насосной станции входят:

– три магистральных насосных агрегата,

– задвижки на всасывании насосов,

– задвижки на нагнетании насосов,

– обратные клапаны,

– система маслосмазки,

– система утечек нефти,

– система охлаждения,

– система вентиляции.

Камера регулирования  давления имеет два контура регулирования:

– контур по приему НПС,

– контур по нагнетании НПС.

В состав каждого контура  входят:

– датчик давления,

– регулятор,

– задатчик.

1.3 Требования к автоматике ГНПС

Система автоматики ГНПС должна обеспечивать следующее:

– измерение:

1) уровня нефти в резервуаре;

2) температуры нефти в резервуаре;

3) давления нефти на входе в ПНС;

4) давления нефти на выходе в ПНС;

5) температуры обмоток двигателя каждого насосного агрегата ПНС;

6) вибрации корпуса двигателя каждого насосного агрегата ПНС;

– контроль дискретных параметров:

1) низкого уровня нефти в резервуаре;                                

2) верхнего уровня нефти в резервуаре;

3) низкого и высокого значения температуры нефти в резервуаре;

4) низкого уровня давления нефти на входе в ПНС;

5) низкого и высокого уровня давления нефти на выходе ПНС;

6) высокого значения температуры обмоток двигателя каждого насосного агрегата ПНС;

7) высокого значения вибрации корпуса двигателя каждого насосного агрегата ПНС;

– управление:

1) клапаном с электроприводом на выходе ПНС;

2) клапаном с электромагнитным приводом для сброса подтоварной воды в канализацию;

– индикацию:

1) измеряемых параметров на щите РСУ;

2) измеряемых и расчётных параметров на дисплее АРМ оператора по запросу оператора;

3) аварийных ситуаций на мнемосхеме с выдачей звукового сигнала аварии и пожара на ГНПС;

– сигнализацию:

1) предупредительную  верхнего и нижнего уровня  нефти в резервуаре;

2) аварийную верхнего  уровня нефти в резервуаре.

В диспетчерскую должна обеспечиваться выдача всей информации о работе ГНПС.

 

1.4 Требования к техническому  обеспечению

Оборудование, устанавливаемое на открытых площадках, в зависимости от зоны расположения объекта должно быть устойчивым к воздействию температур от -50 ^оС до +50 ^оС и влажности не менее 80 % при температуре 35 ^оС.

Программно-технический  комплекс АС должен допускать возможность наращивания, модернизации и развития системы, а также иметь резерв по каналам ввода/вывода не менее 20 %.

Датчики, используемые в системе, должны отвечать требованиям взрывобезопасности. При выборе датчиков следует использовать аппаратуру с искробезопасными цепями. Чувствительные элементы датчиков, соприкасающиеся с сероводородсодержащей или другой агрессивной средой, должны быть выполнены из коррозионностойких материалов либо для их защиты необходимо использовать разделители сред.

Степень защиты технических  средств от пыли и влаги должна быть не менее IP56.

Показатели  надежности датчиков общепромышленного  назначения рекомендуется выбирать, ориентируясь на показатели мирового уровня и лучшие образцы отечественных изделий, а именно:

1) время наработки на отказ не менее 100 тыс. час;

2) срок службы  не менее 10 лет.

Контроллеры должны иметь модульную архитектуру, позволяющую свободную компоновку каналов ввода/вывода. При необходимости ввода сигналов с датчиков, находящихся во взрывоопасной среде, допускается использовать как модули с искробезопасными входными цепями, так и внешние барьеры искробезопасности, размещаемые в отдельном конструктиве.

Контроль  уровня в емкостях с нефтью должен производиться не менее, чем тремя независимыми датчиками с сигнализацией верхнего предельного уровня не менее, чем от двух измерителей.

1.5 Требования к метрологическому обеспечению

Для  узла измерения давления нефти в трубопроводе использовать расходомеры на базе диафрагм. Основная относительная погрешность измерения расходомера должна составлять не более 1%.