Интегрированная система управления безопасностью головной нефтеперекачивающей станции

В настоящее время  для предприятий, независимо от формы  собственности, стала актуальной задача повышения эффективности производства и качества выпускаемой продукции, а также обеспечения нового качества управляемости за счет создания единого информационного пространства предприятия. Достичь этого можно лишь обладая полной достоверной оперативной информацией о всех объектах производства. Реальным инструментом для достижения поставленной цели является комплексная интеграция отдельных подсистем управления всего предприятия.

Своевременность интеграционных процессов на предприятии обусловлена такими факторами как:

– повышение эффективности производства возможно только на основе объективной картины технических и технологических параметров;

– существующие информационные и организационные барьеры между управленческими и технологическими уровнями предприятия приводят к блокированию важной для анализа деятельности предприятия информации, а также резко снижают оперативность принятия управленческих решений;

– рынок средств и систем автоматизации предлагает все необходимые компоненты для осуществления комплексной интеграции, т.е. для построения интегрированной автоматизированной системы управления.

Помимо этого комплексная  интеграция способствует созданию в  рамках предприятия единого банка данных о продукции, технологических процессах, данных вспомогательных производств, снижает степень дублирования информации и обеспечивает стандартизацию всей деятельности предприятия.

Целями курсового проекта  является систематизация и углубление теоретических и практических знаний в области проектирования интегрированных систем управления 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 ИС

1.1.1. Основными целями создания интегрированной системы (ИС) технологической безопасности ИС являются:

– обеспечение транспортирования энергоностителя 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 и оборудования ГНПС.

1.1.2. Основными задачами интеграции являются:

– обеспечение взаимодействия подсистем ТОиР, АСКУЗ, ПАЗ и АСПС между собой на основе SCADA;

– облегчение работы диспетчера (операторов) за счет исключения случаев повторного ввода данных, дублирования команд на разных подсистемах, облегчения восприятия и анализа данных, единообразно отображаемых в едином месте.

1.1.3. ИС решает следующие задачи [1]:

– 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. Общие требования к ИС

1.2.1. 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.

1.2.2. 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).

1.2.3. Узел подключения станции состоит из:

– камеры приёма (пуска) очистных устройств (скребок)

– средств диагностики (диаскана),

– датчиков прохождения скребка,

– трубозапорной арматуры,

– обратных клапанов.

1.2.4. 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.

1.2.5. 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.

1.2.6. Подпорная насосная станция включает в себя:

– два подпорных насосных агрегата,

– задвижки на всасывании насосов,

– задвижки на нагнетании насосов.

1.2.7. 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).

1.2.7. 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.

1.2.8. Камера регулирования давления имеет два контура регулирования:

– контур по приему НПС,

– контур по нагнетании НПС.

1.2.9. В состав каждого контура входят:

– датчик давления,

– регулятор,

– задатчик.

1.2.10. Обмен информацией (данными) между иерархическими уровнями производственной системы ГНПС и другими системами из состава интегрированной системы технологической безопасности  должен быть реализован средствами интегрированной вычислительной сети.

1.2.11. Вычислительная сеть объединяет локальные вычислительные сети (ЛВС) Компании, ОАО МН и филиалов. ЛВС включают серверное и коммутационное оборудование, средства связи, системы энергообеспечения (в т.ч. источники бесперебойного питания), программные средства и персональные компьютеры (ПК), установленные на каждом уровне управления.

1.2.12. Обмен информацией между персональными компьютерами в ЛВС должен осуществляться по протоколам, принятым в вычислительной сети ОАО «Роснефть».

1.2.13. Каналы связи вычислительной сети должны обеспечивать передачу информации со скоростью:

- между производствами ОАО - не менее 64 Кбит/с;

- между Компанией и производством - не менее 128 Кбит/с.

1.2.14. Аппаратная платформа построения ИС должна базироваться на компьютерах IBM РС совместимой архитектуры. Технические характеристики применяемого оборудования должны обеспечивать выполнение функциональных задач, определенных требованиями построения и развития ИС.

1.2.15. Информационная безопасность на всех уровнях управления обеспечивается программными и аппаратными средствами системы посредством:

- использования протоколов  передачи данных в ЛВС требуемого  типа и конфигурации;

- организации идентификации  пользователей системы;

- разграничения прав  пользователей на использование ресурсов сети и хранимых данных;

- создания резервных  копий массивов данных;

- разграничение прав  на функциональные задачи.

 

1.3 Требования к противоаварийной  защите

1.3.1. Система безопасности (ПАЗ) должна обеспечивать:

• Сбор аналоговой и дискретной информации от датчиков технологических параметров, и дискретных параметров состояния исполнительных механизмов, а также дискретных параметров ДВК, ПДК, и состояния аварийной вентиляции.
• Выделение достоверной входной информации.
• Анализ и логическую обработку входной информации.
• Автоматическую выдачу сигналов двухпозиционного управления на исполнительные механизмы.
• Дистанционное управление исполнительными механизмами со станции технолога-оператора РСУ при условии санкционированного доступа, либо со специальной оперативной панели ПАЗ.
• Передачу оперативной информации от системы ПАЗ в РСУ для сигнализации, регистрации и архивирования (отклонение параметров, срабатывание исполнительных механизмов ПАЗ, и т.п.).
• Выделение первопричины останова технологического процесса.
• Самодиагностику состояния технических средств системы ПАЗ.

1.3.2. 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.

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

1.3.4. Схема откачки утечек на НПС должна предусматривать контроль аварийного максимального уровня в емкостях сбора утечек с помощью независимых датчиков

1.3.5. При проектировании ПАЗ должна быть предусмотрена возможность как дистанционного приведения в действие систем безопасности, так и ручного – для арматуры по месту ее установки. Отказ в цепи автоматического включения не должен препятствовать дистанционному включению и осуществлению функций безопасности. Для дистанционного и ручного включения должно быть достаточным воздействие на минимальное число управляющих элементов.

1.3.6. Проектные решения ПАЗ должны предусматривать сокращение ложных срабатываний и опасных отказов до минимума. ПАЗ должна быть в такой мере отделена от АСУТП, чтобы нарушение или вывод из работы любого элемента или канала АСУТП не влияли на способность ПАЗ выполнять свои функции.

1.3.7. ПАЗ должны удовлетворять следующим принципам безопасности:

1) резервирования (избыточности);

2) независимости;

3) разнообразия.

1.3.8. Резервирование, независимость и разнообразие должны быть таковы, чтобы любые единичные отказы в ПАЗ не нарушали их работоспособность. Резервирование должно обеспечивать требуемый уровень интегральной безопасности SIL.

1.3.9. Отказы технических и программных средств и повреждения ПАЗ должны приводить к появлению сигналов на щитах управления и вызывать действия, направленные на обеспечение безопасности технологического процесса.

1.3.10. Должны быть предусмотрены автономные средства, обеспечивающие регистрацию и хранение информации, необходимой для расследования аварий. Указанные средства должны быть защищены от несанкционированного доступа и сохранять работоспособность в условиях проектных аварий и аварий, не предусмотренных проектом.

1.3.11. Методы и средства защиты технологических объектов выбираются на основе анализа опасностей и условий возникновения и развития предаварийных и аварийных ситуаций, особенностей технологических процессов и аппаратурного оформления.

1.3.12. Система защиты должна реализовываться на физически выделенных из РСУ технических средствах;

1.3.13. Система защиты должна реализовываться за счет:

• использования полевого оборудования, имеющего специальный допуск на применение в системах, обеспечивающих безопасность процесса;
• установки дополнительных датчиков в соответствии с категорией взрывоопасности и типом технологического процесса;
• установки дополнительных исполнительных элементов;
• применения системы автоматизированного обслуживания полевого оборудования.

1.3.14. Значения уставок системы защиты должны 
находиться под ответственностью Проектной организации.

1.3.15. Значения уставок срабатывания системы защиты должны определяться с учетом погрешностей измерительных устройств, быстродействия системы, возможной скорости изменения параметров, и категории взрывоопасное™ технологического блока.

1.3.16. Надежность и время срабатывания систем противоаварийной защиты должно обосновываться разработчиком ИС на основе требований технологической части проекта. При этом должна учитываться категория взрывоопасное технологических блоков, входящих в объект, и время развития возможной аварии. Время срабатывания системы защиты должно быть гарантированно меньше времени, необходимого для перехода параметра от предаварийного до критического значения.