Описание объекта автоматизации

Приемо-сдаточные пункты создают на территории объектов предприятий, осуществляющих добычу, подготовку, транспортировку, перевалку, хранение и переработку нефти. Размещение ПСП определяется технологическим процессом передачи нефти от одного предприятия другому, а также наличием инфраструктуры:

    начальные или головные (обеспечивают учет нефти от производителей, принимаемой в систему магистральных нефтепроводов); промежуточные (обеспечивают учет нефти при передаче от одного предприятия МН другому по маршруту транспортирования); конечные (обеспечивают учет нефти при сдаче на НПЗ РФ, границах ближнего зарубежья, экспорт).

Наливные ПСП обеспечивают учет нефти при отпуске прочим потребителям, перегрузке (перевалке) на другие виды транспорта.

Состав

Конкретный состав ПСП, как правило, определяется назначением, применяемыми методами измерений, размещением относительно других технологических и производственных объектов, и в общем случае включает следующие объекты:

    основную и резервную схемы учета; химико-аналитическую лабораторию; оперативно-диспетчерский пункт (операторную); бытовые и вспомогательные помещения.

ПСП обеспечивает:

    оперативный круглосуточный учет количества принимаемой, перекачиваемой, находящейся на хранении и сдаваемой нефти и передачу информации каждые два часа диспетчерским службам; составление ежесменных, суточных сводок, оформление приемо-сдаточных актов, паспортов качества на нефть и их передачу на верхний уровень; инвентаризацию нефти в резервуарах и технологических трубопроводах; отбор проб из резервуаров и нефтепроводов, определение качественных показателей нефти; контроль условий эксплуатации средств измерений (СИ) и оборудования в соответствии с техническими требованиями; контроль технологической схемы перекачки нефти через системы учета, схемы подготовки и сдачи нефти при приеме нефти от производителей, а также при сдаче нефти потребителям на их объектах; контроль метрологических характеристик СИ в межповерочном интервале в процессе эксплуатации; контроль доступа к СИ и операций по изменению их метрологических характеристик.

В состав приемо-сдаточного пункта нефти входят объекты, предназначенные для приема, коммерческого учета и дальнейшей передачи нефтепродуктов:

НЕ нашли? Не то? Что вы ищете?

- узел приема очистного устройства;

-узел подогревателей нефти;

- резервуарный парк;

- станция насосная внешней откачки нефти;

- станция насосная внутренней перекачки нефти;

- узел регуляторов давления;

- емкости для сбора утечек и дренажа технологических трубопроводов;

- система измерения количества и качества нефти;

- узел фильтров-грязеуловителей;

- узлы защиты от превышения давления;

- узел сброса остаточной воды;

- технологические трубопроводы надземной прокладки.

Рисунок 1.1 -  Упрощенная технологическая схема приемо-сдаточного пункта

       

1.1 Технологическая схема объекта автоматизации

Товарная нефть с давлением 0,55 МПа и температурой минус 6 … плюс 20 0С из напорного нефтепровода поз. Н85 Ду350 (см. приложение А, Б)через электроприводную задвижку ЗД1 по трубопроводу поз. Н83 подается в один из фильтров-грязеуловителей поз. ФГ-1,2 (1 рабочий, 1 в резерве) [1].

С фильтров - грязеуловителей поз. ФГ-1,2 нефть по трубопроводу поз. Н84 Ду400 подается на теплообменники поз. ТО-1,2, где подогревается до 15°С потоком горячей воды. В летний период (в случае отсутствия необходимости подогрева нефти) предусмотрена возможность работы помимо теплообменников поз. ТО-1,2, по байпасу теплообменников с ручной задвижкой поз.128.

От теплообменников поз. ТО-1,2 подогретая нефть по трубопроводу поз. Н16 Ду400, байпасному трубопроводу поз. Н62 Ду400, трубопроводу поз. Н33 Ду400 подается на насосы внешней откачки Н1…Н3. Также технологической схемой предусмотрена подача нефти с фильтров-грязеуловителей поз. ФГ-1,2 и теплообменников поз. ТО-1,2 в резервуары товарной нефти поз. РВС-1…7 по трубопроводу поз. Н16 Ду400 и в котельную по трубопроводу поз. Н2 Ду50.

Насосами поз. Н1..Н3 (2 рабочих, 1 в резерве) нефть с давлением 4,253 МПа по трубопроводу поз. Н65 Ду350 через электроприводную задвижку ЗД59 подается в систему измерения количества и качества нефти (СИКН).

Для внешней перекачки нефти применены насосы серии ЦНС (см. приложение В) с частотным регулируемым электроприводом (ЧРП), который предназначен для пуска, останова, регулирования скорости вращения и защиты электродвигателей ВАО насосов поз. Н1...Н3. Частотный преобразователь работает с одним из рабочих насосов и обеспечивает плавный запуск электродвигателя первого насоса устройством ЧРП и регулирование расхода, измеряемого в СИКН. На выкиднойлинии насосов дополнительно (в случае отказа ЧРП) для регулирования выкидного давления устанавливается клапан-регулятор давления КРД-1, блок предохранительных клапанов КП-2 и сбросной трубопровод поз. Н50 Ду150 от них в резервуар РВС-1 для обеспечения сброса нефти при незапланированном закрытии задвижки на магистральном нефтепроводе после точки подключения по ходу нефти и (или) повышения давления более норматива.

Для обеспечения требуемого расхода в замерных линиях СИКН (в случае отказа ЧРП) на выкидной линии насосов поз. Н1…Н3 предусмотрена линия поз. Н93 Ду250 возврата нефти на прием насосов с клапаном регулятором расхода поз. КРР-1. Настройка уставки клапана на рабочий режим осуществляется персоналом ПСП вручную, текущее положение клапана отображается на мониторе АРМ в операторной ПСП.

Для автоматизации процесса перекачки нефти в насосной должно быть предусмотрено установка электроприводных задвижек ЗД39, ЗД41, ЗД43 на входе и ЗД40, ЗД42, ЗД44 на выходе из насосов Н1…Н3. Управление задвижками осуществляется автоматически при срабатывании технологических защит, а также кнопками управления по месту и с АРМ в операторной ПСП. Для предупреждения попадания в рабочие полости насосов посторонних предметов и крупных механических примесей на входных трубопроводах насосов установлены фильтры. Контроль состояния фильтров осуществляется по перепаду давления (не более 0,02 МПа) на входе и выходе фильтра. При увеличении перепада давления свыше 0,02 МПа в операторную  должен выдается аварийный сигнал.

Контроль давления  0,1 МПа нефти на приеме насоса контролируется дистанционно с АРМ в операторной ПСП и по местным манометрам. При понижении давления нефти в приемных трубопроводах насосов поз. Н1…Н3 до 0,05 МПа и при возрастании свыше 0,6 МПа на АРМ в операторную ПСП выдается аварийный сигнал. Контроль давления 3,965 – 4,195 МПа нефти на выкиде насоса контролируется дистанционно с АРМ в операторной ПСП и по местным манометрам. При падении давления на выкиде ниже 0,1 МПа с задержкой 60 секунд производится автоматическая остановка насоса, закрытие запорной арматуры ЗД39, ЗД40 (ЗД41 и ЗД42, ЗД43 и ЗД44 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР), на АРМ в операторную ПСП выдается аварийный сигнал. При повышении давления на выкиде насоса до аварийного верхнего уровня 4,9 МПа (указана величина для I этапа строительства, на II этапе строительства уставка блокировки - 5,4 МПа) производится автоматическая остановка насоса, закрытие запорной арматуры ЗД39, ЗД40 (ЗД41 и ЗД42, ЗД43 и ЗД44 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР), на АРМ в операторную ПСП выдается аварийный сигнал.

Нефть после узла регулятора давления поз. КРД-1 с давлением 4,253 МПа по трубопроводу поз. Н65 Ду350 через электроприводную задвижку ЗД59 подается в систему измерения количества и качества нефти (СИКН).

СИКН предназначена для автоматизированного коммерческого учета нефти. СИКН предусмотрена в блочно-модульной конструкции.

В состав СИКН входят следующие основные технологические узлы и системы:

- Блок технологический (БТ) – в составе:

- Узел измерительных линий (УИЛ);

- Узел измерения и контроля параметров качества нефти (УИК);.

- Блок трубопоршневой поверочной установки (БТПУ);

- Система сбора, обработки информации и управления (СОИ).

После СИКН учтенная нефть по трубопроводу поз. Н38 Ду350 через электроприводную задвижку ЗД60 подается в напорный нефтепровод.

Для обеспечения 3-х суточного запаса нефти на ПСП предусмотрены резервуары:

- РВС-3000 м3 – 4 шт..

Подача нефти с температурой 15 0С и давлением 0,1…0,3 МПа в резервуары поз. РВС?1…РВС-4 осуществляется от теплообменников поз. ТО-1,2 по трубопроводу поз. Н75 Ду200 в приемный коллектор резервуаров Ду250 (поз. Н75). Технологической схемой предусмотрена также возможность забора нефти от фильтров-грязеуловителей поз. ФГ-1,2 по трубопроводу поз. Н16 Ду400.

Забор нефти из резервуаров насосами поз. Н-1…Н-3 для подачи в СИКН и далее в напорный нефтепровод осуществляется по трубопроводу поз. Н33 Ду400.

Забор нефти из резервуаров для внутренней перекачки нефти из резервуара в резервуар предусмотрен насосами поз. Н-4, Н-5 по трубопроводу поз. Н29 Ду250. После насосов внутренней перекачки Н-4, Н-5 (1 рабочий, 1 в резерве) нефть по трубопроводам поз. Н72 Ду150, Н75 Ду250 подается на вход резервуаров. На случай необходимости подогрева нефти в резервуарах, проектом предусмотрена возможность подачи нефти в теплообменники поз. ТО-1,2 при внутрипарковой перекачке.

Для внутрипарковой перекачки нефти применены насосы серии ЦНС.

Для автоматизации внутрипарковой перекачки нефти в насосной  должна быть предусмотрена установка электроприводных задвижек ЗД45, ЗД47 на входе и ЗД46, ЗД48 на выкиде насосов Н-4, Н-5. Управление задвижками осуществляется автоматически при срабатывании технологических защит, а также с АРМ в операторной ПСП. Для предупреждения попадания в рабочие полости насосов посторонних предметов и крупных механических примесей на входных трубопроводах насосов установлены фильтры. Контроль состояния фильтров осуществляется по перепаду давления (не более 0,02 МПа) на входе и выходе. При увеличении перепада давления свыше 0,02 МПа в операторную выдается аварийный сигнал.

Контроль давления 0,1 МПа нефти на приеме насоса контролируется дистанционно с АРМ в операторной ПСП и по местным манометрам. При понижении давления нефти в приемных трубопроводах насосов поз. Н-4, Н5 до 0,05 МПа и при возрастании свыше 0,6 МПа на АРМ в операторную ПСП выдается аварийный сигнал. Контроль давления 0,85 МПа нефти на выкиде насоса контролируется дистанционно с АРМ в операторной ПСП и по местным манометрам. При падении давления на выкиде до аварийного нижнего значения с задержкой 60 секунд производится автоматическая остановка насоса, закрытие запорной арматуры ЗД45, ЗД46 (ЗД47, ЗД48 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР), на АРМ в операторную ПСП выдается аварийный сигнал. При повышении давления на выкиде насоса до аварийного верхнего значения производится автоматическая остановка насоса, закрытие запорной арматуры ЗД45, ЗД46 (ЗД47, ЗД48 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР), на АРМ в операторную ПСП выдается аварийный сигнал.

Для обеспечения безопасной и устойчивой работы ПСП предусмотрены следующие системы контроля и защиты насосов внутрипарковой перекачки нефти поз. Н-4, Н-5  (см. приложение Г):

- система автоматического резервирования (АВР), сблокированная с технологическими защитами насосов;

- контроль температуры не выше 75 0С на линии разгрузки гидропяты. При повышении температуры свыше 75 0С производится автоматическая остановка насоса, закрытие запорной арматуры ЗД45, ЗД46 (ЗД47, ЗД48 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР), на АРМ в операторную ПСП выдается аварийный сигнал;

- контроль вибрации не более 7 мм/с насосного агрегата. При усилении вибрации насоса до величины свыше 7 мм/с с задержкой 20 секунд производится автоматическая остановка насоса, закрытие запорной арматуры ЗД45, ЗД46 (ЗД47, ЗД48 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР), на АРМ в операторную ПСП выдается аварийный сигнал;

- контроль открытия кожуха муфты с выдачей запрета на пуск насоса при открытом кожухе;

-контроль температуры 15…75 0С подшипников насоса, электродвигателя насоса. При повышении температуры подшипников свыше 75 0С на АРМ в операторную ПСП подается предупредительный сигнал, при дальнейшем повышении температуры до 800С с задержкой 3 секунды производится автоматическая остановка насоса, закрытие запорной арматуры ЗД45, ЗД46 (ЗД47, ЗД48 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР), на АРМ в операторную ПСП выдается аварийный сигнал. При температуре подшипников 15 0С (при пуске насосов) на АРМ в операторную ПСП выдается предупредительная сигнализация, при температуре подшипников 5 0С выдается запрет на пуск насоса и аварийная сигнализация на АРМ в операторную ПСП;

- контроль температуры в блоке насосов внутрипарковой перекачки нефти поз. Н-4,  Н-5. При понижении температуры в блоке до 5 0С на АРМ в операторную ПСП выдается аварийная сигнализация;

- контроль состояния воздушной среды в блоке насосов поз. Н-4, Н-5 внутрипарковой перекачки нефти. При повышении концентрации углеводородов в воздухе до 20 % НКПВ срабатывает предупредительная светозвуковая сигнализация на наружной стене блока насосов, включается вытяжной вентилятор поз. В1 в операторную выдается предупредительная сигнализация повышения концентрации углеводородов и сигнализируется включение вытяжного вентилятора. При повышении концентрации углеводородов в воздухе до 50% НКПВ выдается команда на отключение насосов Н-4, Н-5, закрытие запорной арматуры ЗД45, ЗД46, ЗД47, ЗД48 на приеме и выкиде насосов, срабатывает аварийная светозвуковая сигнализация по месту и выдается аварийный сигнал на АРМ в операторную ПСП;

- контроль несанкционированного доступа в блок насосов внутрипарковой перекачки. При срабатывании датчика на АРМ в операторную ПСП выдается предупредительная сигнализация.

Сбор утечек и опорожнение трубопроводов обвязки насосов внешней перекачки нефти осуществляется в расширительные камеры трубопровода утечек поз. Н51 Ду80 и далее по трубопроводу поз. Н45 Ду80 в дренажную емкость поз. Е-1. Схемой автоматизации должен быть предусмотрен контроль аварийно высокого уровня заполнения (50%) расширительных камер трубопровода утечек. При заполнении расширительной камеры на половину объема на АРМ в операторную ПСП подается аварийный сигнал, производится автоматическая остановка соответствующего насоса, закрытие запорной арматуры ЗД45, ЗД46 (ЗД47, ЗД48 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР).

Для приема дренажей учтенной и неучтенной нефти от сооружений и трубопроводов ПСП предусмотрены подземные емкости дренажные поз. Е-1, Е-2, Е-3 и Е-5.

Емкости подземные для откачки собранной жидкости оборудуются насосным агрегатом НВ-Д 50/50 производительностью 50 м?/час. Насос устанавливается в укрытии. Для сокращения потерь нефти от испарения на емкостях дренажных поз. Е-1, Е-2, Е-3, Е?5 предусмотрена установка клапанов дыхательных механических со встроенным огнепреградителем КДМ1-150 Ду 100 мм. Конденсатосборник К-1 оборудуется газоуравнительной линией.

Подземная дренажная емкость поз. Е-1 (V=8 м3) предназначена для приема утечек и дренажных стоков с обвязки насосов внутрипарковой поз. Н-4, Н-5 и внешней поз. Н1…Н3 перекачки нефти, клапана регулятора давления поз. КРД-1, с теплообменников поз. ТО-1,2, фильтров грязеуловителей поз. ФГ-1,2 и узла приема очистного устройства поз. УП.

Подземная дренажная емкость поз. Е-2 (V=8 м3) предназначена для приема дренажных сбросов неучтенной нефти с СИКН.

Подземная дренажная емкость поз. Е-3 (V=8 м3) предназначена для приема утечек и дренажных стоков с обвязки насосов внешней перекачки поз. Н1…Н3 перекачки нефти. Откачка жидкости из Е-3 осуществляется по уровню погружным насосом через обратный клапан, электроприводную задвижку ЗД58 в линию поз. Н46 Ду80 и далее на прием фильтров грязеуловителей поз. ФГ-1,2. Откачка жидкости из Е-3 может осуществляться принудительно, включением насоса откачки конденсата кнопкой управления по месту и с АРМ в операторной ПСП.

Подземная дренажная емкость поз. Е-5 (V=8 м3) предназначена для приема дренажных сбросов учтенной нефти с СИКН.

На площадках дренажных емкостей поз. Е-1, Е-3 и площадках емкостей поз. Е-2, Е-5 предусмотрен автоматический контроль состояния воздушной среды.

Для приема средств очистки и диагностики (СОД) из напорного нефтепровода поз. Н85 Ду350 на отдельной бетонной площадке предусмотрен узел приема очистного устройства марки УЗПП 4М-350-8,0 П.

Для удобства эксплуатации и обслуживания узел приема очистного устройства располагается на прилегающей к территории ПСП площадке в отдельном ограждении.

1.2 Требования и объемы предъявляемые  к системе автоматизации станции насосной внутренней перекачки нефти

Автоматизированная система управления должна обеспечивают выполнение информационных и управляющих функций, а также функций безопасности и диагностики.

Контроль и управление технологическими процессами должен осуществляется в режимах:

- ручном (по месту) и дистанционно из операторной ПСП при наладке и пуске оборудования;

- автоматизированном (при регламентной эксплуатации процессов; при этом функционирование объектов автоматизации обеспечивается без постоянного присутствия персонала в зоне оборудования, с сохранением необходимых скорости, точности, качества контроля и регулирования параметров, безопасных условий труда для персонала);

- автоматическом (отдельных контуров регулирования параметров, программно-логического управления оборудованием и систем безопасности).

Объемы автоматизации станции насосной внутренней перекачки нефти

- дистанционное измерение и сигнализация максимального значения температуры подшипников насосов, электродвигателей, торцевых уплотнений;

- дистанционное измерение и сигнализация максимального значения температуры на линии разгрузки гидропяты;

- местное и дистанционное измерение давления на приеме и выкиде насосов;

- аварийная сигнализация минимального и максимального давления на выкиде насосов;

- дистанционное измерение перепада давления на фильтре (на входе насосов) с сигнализацией предельного значения перепада давления;

- местное и дистанционное управление насосами;

- сигнализация состояния насосов (работают, не работают);

- сигнализация аварийного уровня в расширительной камере трубопровода утечек;

- сигнализация повышения вибрации насосных агрегатов;

- измерение загазованности в насосной и светозвуковая сигнализация о повышенном уровне загазованности у входа в помещение насосной и оператору;

- автоматическое отключение насосов при пожаре в насосной, при загазованности (по второму порогу - 50% НПВ) в насосной, при отклонении давления на выкиде насосов, при максимальном уровне утечек, при повышении температуры подшипников или в линиях разгрузки гидропяты;

- автоматическое включение вытяжного (аварийного) вентилятора в помещении насосного блока при достижении загазованности 20% НПВ и отключение технологического оборудования, расположенного в помещении насосного блока, при достижении загазованности 50% НПВ, отключение вентилятора при пожаре;

- сигнализация (световая) о включении вентилятора, расположенная у входа в блок;

- местное и дистанционное управление электроприводными задвижками на приеме и выкиде насосов, сигнализация состояния, режима работы и заклинивания задвижек;

- автоматическое закрытие электроприводных задвижек на выкиде насосов при отключении насосов;

- сигнализация низкой температуры в насосной;

- сигнализация несанкционированного входа в насосную [1].

1.3 Выводы по главе

В результате заявленных требований к системе автоматизации и установленных объемов автоматизации станции насосной внешней откачки и станции  насосной  внутренней перекачки нефти, установлены характеристики технологического оборудования, датчиков, исполнительных устройств (см. приложение В). Установлен контроль ряда параметров, нормы технологического  режима, перечень блокировок и сигналов (см. приложение Г). Таким образом, будет разработана система автоматизации, которая  позволит оператору – технологу  наблюдать за происходящим  технологическим процессом, а также  даст возможность ручного управления процессом перекачки нефти, что позволит повысить эффективность и качество работы ПСП [18].