Автоматизация управления магистральными насосными агрегатами в условиях ГНПС Алибекмола
ЗАДАНИЕ
АННОТАЦИЯ
ВВЕДЕНИЕ
1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 ГНПС . как объект автоматизации
1.1.1 Краткое описание технологии ГНПС
1.1.2 Проблемы и способы обнаружения утечек
1.2 Особенности и свойства ГНПС
1.3 Существующая практика контроля и управления ГНПС
2 СПЕЦИАЛЬИАЯЧАСТЬ
2.1 ГНПС Алибекмола . как объект управления
2.1.1 Управление нефтеперекачивающими агрегатами
2.1.2 Автоматический контроль работы НПА и НС
2.2 Имитационное моделирование НС
2.3 Математическая подстановка задачи
оптимального управления манометрическим режимом МН
2.4 Описание схемы автоматизации
2.5 Информационное обеспечение системы
2.6 Техническое обеспечение системы
2.6.1 Выбор микропроцессорной техники КТС автоматизации
2.7 Программное обеспечение системы
3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Экономическое обоснование внедрения
автоматизированной системы управления
процессами нефтеперекачивающими станциями (НПС)
3.2 Расчет затрат на разработку и внедрение
автоматизированной системы управления НПС
3.2.1 Расчет заработной платы разработчиков
автоматизированной системы с отчислениями
3.2.2 Расчет затрат на приобретение и
транспортировку средств автоматизации
3.2.3 Расчет затрат на монтаж средств автоматизации
3.3 Расчет экономического
эффекта применения автоматизированной системы
3.4 Расчет срока окупаемости внедряемой
автоматизированной системы
4 ОХРАНА ТРУДА
4.1 Анализ опасных производственных факторов
4.2 Организационные мероприятия
4.3 Технические мероприятия
4.3.1 Организация рабочего места оператора
4.3.2 Обеспечение электробезопасности
4.3.3 Расчет защитного заземления
4.3.4 Расчет вентиляции (кондиционирования)
в помещении оператора
4.4 Санитарно.гигиенические мероприятия
4.4.1 Обеспечение специальной одеждой
4.4.2 Обеспечение средствами индивидуальной защиты
4.4.3 Мероприятия по снижению производственного
шума в машинном зале ЭВМ
4.4.4 Обеспечение метеорологических условий в операторской
4.4.5 Организация естественного и искусственного освещения
4.5 Противопожарные мероприятия
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ А
ПРИЛОЖЕНИЕ В
АННОТАЦИЯ
ВВЕДЕНИЕ
1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 ГНПС . как объект автоматизации
1.1.1 Краткое описание технологии ГНПС
1.1.2 Проблемы и способы обнаружения утечек
1.2 Особенности и свойства ГНПС
1.3 Существующая практика контроля и управления ГНПС
2 СПЕЦИАЛЬИАЯЧАСТЬ
2.1 ГНПС Алибекмола . как объект управления
2.1.1 Управление нефтеперекачивающими агрегатами
2.1.2 Автоматический контроль работы НПА и НС
2.2 Имитационное моделирование НС
2.3 Математическая подстановка задачи
оптимального управления манометрическим режимом МН
2.4 Описание схемы автоматизации
2.5 Информационное обеспечение системы
2.6 Техническое обеспечение системы
2.6.1 Выбор микропроцессорной техники КТС автоматизации
2.7 Программное обеспечение системы
3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Экономическое обоснование внедрения
автоматизированной системы управления
процессами нефтеперекачивающими станциями (НПС)
3.2 Расчет затрат на разработку и внедрение
автоматизированной системы управления НПС
3.2.1 Расчет заработной платы разработчиков
автоматизированной системы с отчислениями
3.2.2 Расчет затрат на приобретение и
транспортировку средств автоматизации
3.2.3 Расчет затрат на монтаж средств автоматизации
3.3 Расчет экономического
эффекта применения автоматизированной системы
3.4 Расчет срока окупаемости внедряемой
автоматизированной системы
4 ОХРАНА ТРУДА
4.1 Анализ опасных производственных факторов
4.2 Организационные мероприятия
4.3 Технические мероприятия
4.3.1 Организация рабочего места оператора
4.3.2 Обеспечение электробезопасности
4.3.3 Расчет защитного заземления
4.3.4 Расчет вентиляции (кондиционирования)
в помещении оператора
4.4 Санитарно.гигиенические мероприятия
4.4.1 Обеспечение специальной одеждой
4.4.2 Обеспечение средствами индивидуальной защиты
4.4.3 Мероприятия по снижению производственного
шума в машинном зале ЭВМ
4.4.4 Обеспечение метеорологических условий в операторской
4.4.5 Организация естественного и искусственного освещения
4.5 Противопожарные мероприятия
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ А
ПРИЛОЖЕНИЕ В
Автоматизация предполагает применение автоматизированных систем управления (АСУ) с использованием электронно-вычислительных машин.
Автоматизация дает возможности получить более высокую производительность, повышает экономическую и социальную эффективность труда.
Главные требования, которые предъявляются к системам нефтегазоснабжения,- надежность и бесперебойность доставки нефти потребителям при безопасной и экономичной работе всех технологических сооружений. Выполнение этих требований возможно только при высоком уровне автоматизации. Производственные объекты транспорта нефти характеризуются большим разнообразием и рассредоточенностью на огромных расстояниях (до нескольких тысяч километров). Вместе с тем они технологически взаимосвязаны и влияют друг на друга в процессе эксплуатации. Такие структурные сложные и одновременно взаимосвязанные в работе системы требуют для их оперативного управления надежных и совершенных средств автоматики и вычислительной техники.
Перекачивающая станция - это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для создания необходимого рабочего давления в магистральном трубопроводе. В целом эту задачу выполняют магистральные насосные агрегаты (МНА), с помощью комплекса вспомогательных сооружений и приборов автоматизации.
Состав оборудования, а, следовательно, и объем автоматизации на насосных станциях зависят от способа перекачки нефти по нефтепроводу. Применяются три способа перекачки: постанционный, с подключенным резервуаром, из насоса в насос. Все три способа перекачки рассмотрены в технологической части дипломного проекта.
Насосные станции магистральных нефтепроводов оборудуются центробежными насосами. На цикле перекачки обычно устанавливают три¬ четыре последовательно соединенных насоса, из которых один резервный (МНI-МН2).
Автоматизация дает возможности получить более высокую производительность, повышает экономическую и социальную эффективность труда.
Главные требования, которые предъявляются к системам нефтегазоснабжения,- надежность и бесперебойность доставки нефти потребителям при безопасной и экономичной работе всех технологических сооружений. Выполнение этих требований возможно только при высоком уровне автоматизации. Производственные объекты транспорта нефти характеризуются большим разнообразием и рассредоточенностью на огромных расстояниях (до нескольких тысяч километров). Вместе с тем они технологически взаимосвязаны и влияют друг на друга в процессе эксплуатации. Такие структурные сложные и одновременно взаимосвязанные в работе системы требуют для их оперативного управления надежных и совершенных средств автоматики и вычислительной техники.
Перекачивающая станция - это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для создания необходимого рабочего давления в магистральном трубопроводе. В целом эту задачу выполняют магистральные насосные агрегаты (МНА), с помощью комплекса вспомогательных сооружений и приборов автоматизации.
Состав оборудования, а, следовательно, и объем автоматизации на насосных станциях зависят от способа перекачки нефти по нефтепроводу. Применяются три способа перекачки: постанционный, с подключенным резервуаром, из насоса в насос. Все три способа перекачки рассмотрены в технологической части дипломного проекта.
Насосные станции магистральных нефтепроводов оборудуются центробежными насосами. На цикле перекачки обычно устанавливают три¬ четыре последовательно соединенных насоса, из которых один резервный (МНI-МН2).
Дисциплина: Автоматизация, Техника
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 69 страниц
В избранное:
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 69 страниц
В избранное:
СОДЕРЖАНИЕ
ЗАДАНИЕ
АННОТАЦИЯ
ВВЕДЕНИЕ
1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 ГНПС – как объект автоматизации
1.1.1 Краткое описание технологии ГНПС
1.1.2 Проблемы и способы обнаружения утечек
1.2 Особенности и свойства ГНПС
1.3 Существующая практика контроля и управления ГНПС
2 СПЕЦИАЛЬИАЯЧАСТЬ
2.1 ГНПС Алибекмола - как объект управления
2.1.1 Управление нефтеперекачивающими агрегатами
2.1.2 Автоматический контроль работы НПА и НС
2.2 Имитационное моделирование НС
2.3 Математическая подстановка задачи
оптимального управления манометрическим режимом МН
2.4 Описание схемы автоматизации
2.5 Информационное обеспечение системы
2.6 Техническое обеспечение системы
2.6.1 Выбор микропроцессорной техники КТС автоматизации
2.7 Программное обеспечение системы
3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Экономическое обоснование внедрения
автоматизированной системы управления
процессами нефтеперекачивающими станциями (НПС)
3.2 Расчет затрат на разработку и внедрение
автоматизированной системы управления НПС
3.2.1 Расчет заработной платы разработчиков
автоматизированной системы с отчислениями
3.2.2 Расчет затрат на приобретение и
транспортировку средств автоматизации
3.2.3 Расчет затрат на монтаж средств автоматизации
3.3 Расчет экономического
эффекта применения автоматизированной системы
3.4 Расчет срока окупаемости внедряемой
автоматизированной системы
4 ОХРАНА ТРУДА
4.1 Анализ опасных производственных факторов
4.2 Организационные мероприятия
4.3 Технические мероприятия
4.3.1 Организация рабочего места оператора
4.3.2 Обеспечение электробезопасности
4.3.3 Расчет защитного заземления
4.3.4 Расчет вентиляции (кондиционирования)
в помещении оператора
4.4 Санитарно-гигиенические мероприятия
4.4.1 Обеспечение специальной одеждой
4.4.2 Обеспечение средствами индивидуальной защиты
4.4.3 Мероприятия по снижению производственного
шума в машинном зале ЭВМ
4.4.4 Обеспечение метеорологических условий в операторской
4.4.5 Организация естественного и искусственного освещения
4.5 Противопожарные мероприятия
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ А
ПРИЛОЖЕНИЕ В
АННОТАЦИЯ
В данном дипломном проекте рассмотрены вопросы автоматизированного
управления магистральными насосными агрегатами в условиях ГНПС Алибекмола.
Приводится описание и расчет оптимального распределения давления по
магистральным насосам.
Специальная часть содержит разделы: ГНПС Алибекмола – как объект
управления, в котором описаны особенности управления станцией и
магистральными насосами в частности; постановка задачи управления, которая
содержит расчет оптимального распределения давления при помощи методов
динамического программирования; имитационная модель оптимального
распределения давления по магистральным насосам разработана на пакете
прикладных программ МАTLAB; обоснование выбора технических средств, в этом
пункте описаны технические характеристики выбранных для автоматизации
микропроцессорных средств.
Экономическая часть содержит расчеты экономической эффективности и
срока окупаемости системы управления.
В проекте приведены организационные мероприятия и расчеты связанные с
охраной труда.
В технологической части рассмотрены все возможные режимы работы
нефтеперекачивающих станций, вспомогательных средств автоматизации,
рассмотрена ранее существующая практика контроля и управления станций, а
также приведен анализ существующих методов обнаружения утечек в
магистральных нефтепроводах.
АННОТАЦИЯ
Бұл диплом жұмысында Алибекмола ГНПС жағдайындагы магистральді урлеу
(насосты) агрегаттарын автоматты түрде баскару мәселелері карастырылган.
Магистральді үрлеу кысымыньң рет есебі карастырылды. Неізгі бөлімнің
мазмұны: ГНПС Алибекмола – баскару объектісі сияқты басқару станциясының
ерекшелігі суреттелген және магистральді үрлеу бөліктері, есептер құрылымын
басқару, динамикалы программалау әдісі көмегімен оптимальді қысымньң бөліну
ретін қамтама ету бөліктерінен тұрады. Vissim программасын қолдану
покетінде ұқсату моделі оптимальді кысымды бөлуде магистральді үрлеуді
өңдеу, бұл бөлікте таңдаулы микропроцесті жабдықты автоматтандыруға
техникалык, мінездеме берілген. Экономикалык, тараудың мазмұны экономикалық
Проектіде ұйымдастыру ic-шаралары және еңбекті қорғауға байланысты
өтілу есебі айтылган.
Техникалық, бөлікте мұнай шығару станциясында бар мүмкіндіктегі жұмыс
режимі автоматтандырылған көмекші жабдықтар басқару станциясы мен ерте
бақылау практикасы қарастырылған және магистральді мұнай проводтары арқылы
сыртқа кету әдістерінің өтілуінс есеп берілген.
ANNOTATION
In this diploma project the tasks of automatic management of main pump
machines in conditions of GNPC Alibekmola are shown.
The description and calculation of optimal distribution of pressure in
main pump is given.
The special part consists of parts: GNPC Alibekmola as the object of
management, in which the special description of atation management and main
pump management, in particular arc given; the task of management, which
consists of calculation distribution of pressure with the help of methods с
r dynamic programmer; imitation model of pressure distribution in main pump
is made on the packet of applied programmer the settlement of choosing of
technical means; in this part the technical characteristics of choosing
automatically microprocess means.
The economic part consists of calculation of economic effect and the
time of viability of system management.
In the project organization events and calculation, united with
satiety regulations arc shown.
In the technological part possible regimes of oilpumping station
works; additional means of automatic machines, the practice of control and
station management, the analysis of existing methods of finding of leaks in
main oilpipes are described.
ВВЕДЕНИЕ
Автоматизация предполагает применение автоматизированных систем
управления (АСУ) с использованием электронно-вычислительных машин.
Автоматизация дает возможности получить более высокую
производительность, повышает экономическую и социальную эффективность
труда.
Главные требования, которые предъявляются к системам
нефтегазоснабжения,- надежность и бесперебойность доставки нефти
потребителям при безопасной и экономичной работе всех технологических
сооружений. Выполнение этих требований возможно только при высоком уровне
автоматизации. Производственные объекты транспорта нефти характеризуются
большим разнообразием и рассредоточенностью на огромных расстояниях (до
нескольких тысяч километров). Вместе с тем они технологически взаимосвязаны
и влияют друг на друга в процессе эксплуатации. Такие структурные сложные и
одновременно взаимосвязанные в работе системы требуют для их оперативного
управления надежных и совершенных средств автоматики и вычислительной
техники.
Перекачивающая станция - это сложный комплекс инженерных сооружений,
предназначенных для создания необходимого рабочего давления в магистральном
трубопроводе. В целом эту задачу выполняют магистральные насосные агрегаты
(МНА), с помощью комплекса вспомогательных сооружений и приборов
автоматизации.
Состав оборудования, а, следовательно, и объем автоматизации на
насосных станциях зависят от способа перекачки нефти по нефтепроводу.
Применяются три способа перекачки: постанционный, с подключенным
резервуаром, из насоса в насос. Все три способа перекачки рассмотрены в
технологической части дипломного проекта.
Насосные станции магистральных нефтепроводов оборудуются центробежными
насосами. На цикле перекачки обычно устанавливают три четыре
последовательно соединенных насоса, из которых один резервный (МНI-МН2).
В данном дипломном проекте разработана схема автоматизации работы
магистрального насоса, представлена спецификация средств автоматизации.
Также разработана и рассчитана задача оптимального распределения давления
по насосам при помощи задач динамического программирования на пакете
прикладных программ MATLAB.
1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 ГНПС - как объект автоматизации
1.1.1 Краткое описание технологии ГНПС
В состав технологических сооружений головных перекачивающих станций
входят: резервуарный парк, подпорная насосная, перекачивающая насосная,
технологические трубопроводы с узлами переключений, замерный узел, узел
регуляторов давлений, узел пуска скребка и вспомогательные сооружения.
Промежуточные станции предназначены для повышения давления нефти в
магистральном трубопроводе.
На входе в станцию давление в нефтепроводе равняется примерно 2 атм, а
на выходе порядка 36 атм.
На промежуточных станциях с оперативной емкостью имеется один или
несколько резервуаров и подпорная насосная. Кроме технологических
сооружений на перекачивающих станциях имеются подсобные сооружения,
обеспечивающие энергоснабжение, теплоснабжение, водоснабжение,
пожаротушение, канализация, а также здания для административно-
хозяйственных, ремонтных и вспомогательных нужд.
Основным технологическим объектом промежуточной станции является
перекачивающая насосная, режим работы которой определяет функционирование
всех остальных сооружений.
Перекачивающие станции могут работать в следующих режимах: через
емкость, с подключенной емкостью, без емкости.
При режиме через емкость поступающая на станцию нефть подаётся в
один или несколько резервуаров станции, а закачиваемая в трубопровод
забирается в это же время подпорной насосной из другого резервуара или
группы резервуаров. Этот режим применяется обычно на головных станциях, где
отсутствуют счетчики нефти и приборы контроля качества, а поэтому
количество и качество поступающей и откачиваемой нефти учитывается путем
замера в резервуарах.
При режиме с подключенной емкостью основной поток нефти, поступающей
из трубопровода на прием станции, подается непосредственно на всасывание
подпорной насосной, а в резервуары или из резервуаров поступает только
количество нефти, равное разности между потоками до и после станции.
Благодаря этому на станции требуется сооружать меньше резервуаров, чем
для работы на режиме через емкость, и трубопроводная обвязка также
значительно упрощается.
При режиме без емкости (из насоса в насос) весь поток из
трубопровода на приеме поступает на всасывание основной магистральной
насосной. На станции не сооружаются ни резервуары, ни подпорная насосная.
Трубопроводная обвязка станции предельно упрощается. Этот режим
применяется на промежуточных станциях, где не требуется иметь емкость для
обеспечения приема нефти.
Для получения максимальной пропускной способности трубопровода при
минимальном объеме емкостей на промежуточной станции могут применяться
технологические схемы, обеспечивающие ее работу как на режиме из насоса в
насос, так и с подключенной емкостью, с автоматическим переключением с
одного режима на другой, в зависимости от заполнения емкости. Максимальная
пропускная способность трубопровода перед станцией обеспечивается при
минимальном давлении на ее приеме, то есть при работе с подключенной
емкостью. Эффективность технологической схемы, обеспечивающей работу на
режимах с подключенной емкостью и из насоса в насос, особенно велика
при применении телемеханики, когда диспетчер магистрального нефтепровода
имеет возможность быстро изменять режимы работы станции, обеспечивая
оптимальный режим работы нефтепровода в целом.
Перекачивающие насосные обеспечивают движение нефти по трубопроводу. В
насосных обычно устанавливается три-четыре однотипных магистральных
насосных агрегата, один из которых является резервным. Каждый агрегат, как
правило, состоит из центробежного насоса с приводом от высоковольтного
электродвигателя.
Трубопроводная обвязка магистральных насосов предусматривает в
большинстве случаев их последовательное соединение. На всасывании и
нагнетании каждого насоса устанавливается задвижка, а параллельно насосу
обратный клапан так, чтобы при остановке насоса и перекрытии задвижек поток
нефти автоматически направляется по обводному трубопроводу к следующему
насосу или в магистральный нефтепровод. В результате параллельно насосам
создается обводной трубопровод насосной с обратными клапанами, обычно
называемый коллектором насосной. В конце этого коллектора со стороны
нагнетания монтируются регулирующие дросселирующие органы системы
автоматического регулирования давлений на всасывании и нагнетании насосной.
Для нормальной работы магистральных насосов необходим подпор
(давление) на всасывании. При снижении давления на всасывании ниже
допустимого начинается кавитация насоса, вызывающая вибрацию и резкое
уменьшение развиваемого насосом напора. При длительной кавитации возможен
перегрев подшипников и их разрушение, а также выход из строя торцовых
уплотнений рабочего вала насоса, зачастую приводящий к разливу нефти в
насосном отделении. Обычно работа насосов при снижении давления на
всасывании ниже допустимого по условиям кавитации ограничивается 10-30 с.
Для крупных магистральных насосов минимально допустимое давление на
всасывании при номинальном расходе достигает 7-10 кгссм2. При уменьшении
расхода требуемый кавитационный запас плавно уменьшается, а при увеличении
расхода выше номинального - резко возрастает.
На перекачивающих насосных промежуточных станциях, работающих на
режиме из насоса в насос, где возможно значительное и резкое повышение
давления всасывания при внезапном отключении насосных агрегатов, необходимо
ограничивать максимальное давление всасывания при работающих насосных
агрегатах так, чтобы давление всасывания плюс половина дифференциального
давления, развиваемого насосной, не превышало допустимого давления в
магистрали при работе магистрального трубопровода, минуя эту станцию,
согласно эпюре расчетных давлений, заданной при расчете
прочности труб магистрального трубопровода. Это ограничение давления
всасывания может быть достигнуто только изменением режимов работы остальных
станций магистрального трубопровода и не зависит от работы данной станции.
Кроме того, на станциях, работающих на режиме из насоса в насос,
часто приходится контролировать скорости повышения давления на всасывании
при отключении агрегатов для предотвращения аварий магистрального
трубопровода на участке перед станцией из-за волн давления.
Снижение давления нагнетания перекачивающей станции не опасно для
оборудования станции, ни для магистрального нефтепровода. Однако при
снижении давления нагнетания должен быть передан сигнал диспетчеру
магистрального нефтепровода, так как оно может быть следствием разрыва или
утечки из магистрального нефтепровода со стороны нагнетания, а на станциях
без емкости - и со стороны всасывания.
Для смазки и охлаждения подшипников насосных агрегатов, как правило,
применяется циркуляционная система (маслосистема). Для всех магистральных
насосов и электродвигателей насосной обычно используется одна общая
маслосистема, состоящая из двух циркуляционных насосов (основной и
резервный), маслобака и масло охладителей - теплообменников.
Для охлаждения электродвигателей обычно используются монтируемые на
них воздухоохладители, в которые подается охлаждающая вода из
циркуляционной системы водяного охлаждения. В циркуляционной системе
водяного охлаждения вода охлаждается либо в градирнях, либо в водовоздушных
теплообменниках.
Маслосистема и насосы циркуляционной системы водяного охлаждения
обычно устанавливаются в отделении электродвигателей.
Линейная часть состоит собственно из трубопровода с установленными на
нем задвижками на всем протяжении магистрали, исключая территории
перекачивающих и наливных станций. В линейную часть входят также устройства
защиты трубы от почвенной коррозии и разрушающего действия блуждающих токов
и линии связи, простирающиеся вдоль магистрали. Линейная часть наиболее
дорогая и ответственная часть магистрального трубопровода.
Магистральные нефтепроводы сооружают из труб диаметром от 500 до 1200
мм. Каждый трубопровод имеет обычно один диаметр на всем протяжении
магистрали. Трубы изготовляют из высококачественных сталей.
Толщину стенок труб выбирают по расчету на прочность с учетом
максимально возможного давления на каждом участке трубопровода. Давление на
каждом участке трассы трубопровода зависит как от режима перекачки, так и
от профиля местности. Наибольшее давление обычно бывает со стороны
нагнетания перекачивающих станций, а также в наиболее низких местах трассы
- на пересечениях крупных рек.
Важной задачей ГНПС является увеличение пропускной способности
трубопроводов, решения которой можно достичь тремя способами:
1. прокладка лупинга;
2. увеличение числа ГНПС;
3. увеличение числа НС.
Увеличение пропускной способности прокладкой лупинга. При разных
диаметрах лупинга и основного трубопровода тепловые режимы в этих двух
нитках на параллельных участках будут неодинаковы, что окажет влияние на
распределение расходов. Поэтому формулы изотермической гидравлики для
расчетов лупингов на горячих нефтепроводах неприменимы. Для определения
длины лупинга, необходимой для достижения заданного увеличения пропускной
способности, составляют систему уравнений:
А) баланс напоров на перегоне между станциями
Б) условие равенства потерь напоров в лупинге и параллельном ему
участке основного трубопровода
В) уравнения падения температуры по длине трубопровода
Г) уравнение баланса длин и расходов
в этих уравнениях:
– соответственно длины всего участка, участка до лупинга и
лупинга;
– соответственно расходы в лупинге, в параллельной лупингу нитке
и суммарный;
– соответственно температуры в начале перегона, в начале
лупинга, в конце лупинга и в конце параллельной лупингу нитке трубопровода.
Совместным решением приведенных уравнений определяется длина лупинга
заданного диаметра , обеспечивающего увеличение пропускной
способности трубопровода до заданного значения .
Во всех приведенных формулах предполагается, что режим потока на всем
протяжении трубопровода одинаковый. Можно получить решение и для случая
разных режимов на участках трубопровода.
Ввиду большого числа однородных вычислений рассчитывать длину лупинга
целесообразно на ЭВМ.
Место положения лупинга на горячем трубопроводе влияет на общую потерю
напора. Лупинги надо располагать на холодных концах перегонов, при этом
теплопотери будут меньше, чем при укладке лупинга на горячем конце, и
соответственно при том же расходе будет меньше общая потеря напора.
1.1.2 Проблемы и способы обнаружения утечек
Утечки возникают вследствие повреждения трубопроводного транспорта.
Причины повреждения герметичности трубопроводов – коррозионные и
электрически – коррозионные разрушения, механические повреждения.
Коррозионные разрушения возникают из-за наличия серы и ее соединений в
перекачиваемой нефти, а также агрессивных газов и жидкостей. Электрически -
коррозионные разрушения связаны с возникновением гальванопар из-за
разнородности материала труб, грунтов и наличия электролита. Механические
повреждения труб появляются в результате действия внешних сил при
складировании и транспортировке отдельных труб, а также от дефектов,
образующихся при сварочных работах. Сквозное отверстие на трубе,
появившееся при транспортировке и хранении, устраняют сразу до ее установки
наместо. Механические повреждения труб служат причиной примерно 20% аварий
на нефтепроводах. Кроме того, возникают разрушения, связанные с заводскими
дефектами. Причины появления таких дефектов – применение стали, по
пластичности и прочности, не отвечающей расчетным требованиям; нарушение
геометрии трубы, приводящие к изменению толщины стенки, диаметра и
появлению гофр; нарушение технологии сварки с образованием непроваров,
ослаблением металла в зоне шва, попаданием шлака в металл шва. При
эксплуатации трубопроводов заводские дефекты могут привести к появлению
сквозных трещин и разрывов, которые являются причиной возникновения до 10%
всех аварий на нефтепроводах.
Потеря нефти и нефтепродуктов при авариях из-за заводских дефектов
достигают 30% от общих потерь.
Значение утечки нефти через отверстие зависит от его площади живого
сечения, длины, формы, физико-механических характеристик истекаемой
жидкости, давления внутри трубопровода, сопротивления внешней среды,
наличия газа в жидкости и другое.
Расход нефти или нефтепродуктов при истечении через отверстие:
, где
– экспериментальный коэффициент расхода отверстия, зависящий от
рода жидкости, формы отверстия и перепада давления между сосудом и
окружающей средой;
– площадь живого сечения отверстия;
– ускорение свободного падения;
– напор, под которым происходит истечение:
, где
– давление внутри трубопровода в месте нахождения отверстия;
– давление окружающей среды, куда происходит истечение;
– плотность жидкости.
Повреждения труб возникают в тот момент, когда несущая способность
трубы в каком-либо месте окажется меньше действующих нагрузок.
Рассматривают две группы факторов, вызывающих утечки:
1. снижающие несущую способность трубопровода;
2. увеличение нагрузки на трубопровод.
Обычно на практике ограничиваются констатацией одного фактора,
например дефекта сварки, брака в металле труб и тому подобное. Такое
упрощение искажает истинный механизм обнаружения утечек.
Целесообразно различать повреждения труб в зависимости от характера
разрыва трещин и свищей. Характер повреждения, в общем, определяет размер
утечки и в зависимости от аварийного расхода принимаются соответствующие
меры. Чем меньше утечка, тем сложнее обнаружить место повреждения.
Статистический анализ данных об авариях и повреждениях линейной части
показал, что в среднем число разрывов одинаково.
Способы обнаружения утечек нефтепроводов базируются на выявлении
прямых или косвенных признаков, таких как появление нефти вблизи
трубопровода в грунте или на поверхности земли, изменение технологических
параметров перекачки, нарушение однородности металла труб и так далее.
Основным отличительным признаком различных способов является величина
выявленных аварийных утечек. Кроме того, способы обнаружения утечек можно
различать по точности определения мест утечки, по режиму работы
(постоянного, периодического или эпизодического включения), по
быстродействию, по принципу действия контрольных приборов и так далее.
Наконец можно выделить методы контроля: дистанционные и патрульные
(связанные с перемещением средств контроля по трассе).
Критерием для сравнения различных методов в данном дипломе принят
принцип действия контрольных приборов. Устройства для обнаружения утечек
можно разделить на два вида:
1. непосредственного действия;
2. косвенного действия.
Устройства непосредственного действия реагируют на появление
транспортируемой или хранящейся жидкости, а устройства косвенного действия
на признаки сопутствующие возникновению утечек, например на изменение
давления в трубопроводе, электрической емкости, температуры и тому
подобное. Последние устройства позволяют быстро находить крупные утечки, но
для выявления небольших утечек они малопригодны, поэтому чаще всего
применяют комбинации устройств непосредственного и косвеннoгo действия.
Утечки нефтепродуктов можно обнаружить с помощью устройств и приборов
перемещающихся как снаружи трубопровода (внешний контроль), так и внутри
(внутренний контроль).
Внешний контроль утечек можно проводить с помощью стационарных или
передвижных устройств.
При появлении утечки, около отверстия под воздействием струи жидкости
возникают акустические колебания в грунте, распространяющиеся в виде
сферических волн, которые можно улавливать с поверхности грунта
специальными приборами. Если по трубопроводу перекачивают нефтепродукт с
температурой резко отличающейся от температуры окружающей среды, то для
контроля утечек можно применить инфракрасную термографию, основанную на
изменении тепловой радиации. Для определения утечек также можно
использовать газоанализаторы, улавливающие пары перекачиваемой жидкости или
специальные газы, подаваемые в перекачиваемый нефтепродукт. Газы проникают
в грунт через сквозные дефекты и выходят через поры на поверхность, где и
фиксируются газоанализаторами.
Контроль за трубопроводами с помощью газоанализаторов характеризуется
высокой чувствительностью и точностью определения координат дефектов.
Во всех случаях приборы контроля устанавливают на транспортном
средстве, которое перемещается по трассе трубопровода и измеряет данный
параметр. При анализе газов, впереди автомобиля размещают сопла для забора
воздуха для газоанализатора. Ширина обследуемой полосы должна быть не
меньше ширины траншеи.
Если средством контроля служит сложный прибор, где используется ряд
элементов с различным принципом действия, принимается основной,
определяющий признак устройства.
Существует несколько методов обнаружения утечек: Использование
трассирующих веществ.
При небольших повреждениях жидкость зачастую не поднимается на
поверхность. Чтобы облегчить задачу, к перекачиваемой жидкости добавляют В
небольших количествах трассирующие вещества, которые играют роль указателя
утечек.
Для успешного поиска малых утечек необходимо, чтобы трассирующее
вещество обладало высокой проникающей способностью, а приборы для его
обнаружения - имели высокую чувствительность. Использование закиси азота.
Каждый газ поглощает инфракрасное излучение в определенных участках
спектра. Для закиси азота, или, как ее называют веселящего газа,
показательна пика на спектре поглощения в инфракрасной области, возникающая
при длине волны равной 4.5 мк.
У кривых поглощения для других газов такие пики возникают в иных
участках спектра. Присутствие незначительной примеси закиси азота в воздухе
можно установить, проверив поглощающую способность пробы воздуха в
инфракрасных лучах с длиной волны равной 4.5 мк.
Использование радиоактивных изотопов.
Если небольшое количество радиоактивного материала добавлять к
исследуемому веществу, то по распространению излучения можно проследить
весь путь этого вещества. На этом свойстве основан метод поиска утечек из
трубопровода.
Радиоактивное вещество, растворимое в жидкости, в месте утечки
попадает в грунт и дает излучение, которое обнаруживают радиометры на
поверхности земли. Скорость распространения радиоактивных изотопов в грунте
практически не зависит от его температуры, влажности и его состава.
Повышенная радиоактивность сохраняется в земле тем дольше, чем больше ее
влажность и чем ниже температура. В качестве радиометра широко применяется
счетчик Гейгера - Мюллера. Обычно применяется в полевых условиях.
Капсульно - радиоактивный метод.
Этот метод отличается от предыдущего тем, что вместо впрыскивания
радиоактивной жидкости в трубопровод вводят капсулы с радиоактивным
веществом. При этом процедура поиска утечки остается аналогичной: либо
замеряется скорость прохождения капсул на отдельных участках при перекачке,
либо отключают трубопровод и наблюдают за перемещением капсул. В последнем
случае место утечки можно обнаружить довольно точно по скоплению капсул.
Чтобы облегчить передвижение капсул в слабых потоках, их выполняют В
виде сфер с выступающим по экватору пояском.
1.2 Особенности и свойства ГНПС
Нефтеперекачивающие станции являются неотъемлемой частью
магистрального нефтепровода. Поэтому особенности и свойства магистрального
нефтепровода напрямую касаются и ГНПС.
Основной чертой современных систем нефтеснабжения является их
масштабность. Второй важной особенностью является динамичность, связанная с
темпами развития нефтяной промышленности. Третья особенность состоит в
последовательной концентрации мощностей. Четвертая особенность -
систематическая централизация нефтегазоснабжения, повышение уровня
централизации. Вместо отдельных изолированных систем возникли
взаимосвязанные единые системы нефтегазоснабжения.
Отличительная черта системы нефтегазоснабжения по сравнению с другими
энергетическими системами - это изменение ее ресурсной части. Перемещение
добычи нефти из одних районов в другие, причем существенно отдаленных от
центров потребления, чрезвычайно осложняет размещение нефтетранспортных
магистралей, ухудшает экономические показатели, тормозит освоение ресурсов.
Еще одна отличительная черта - значительная замедленность
технологических процессов. Эта особенность нефтеснабжающих систем приводит
к тому, что, например, для них в целом не существует совмещенного графика в
суточном и недельном периодах. Они возможны лишь для месячных и сезонных
периодов.
Характеристикой нефтегазоснабжающих систем является:
1. Их создание преследует цель обеспечить плановые поставки нефти,
нефтепродуктов при минимуме затрат, с учетом возможности перестраивать
поведение системы в случае изменения плановых объемов нефтяных ресурсов.
2. Сложность иерархической структуры управления. Организация
управления осуществляется на основе сочетания централизованных и
децентрализованных принципов. Между технологическими объектами и
функциональными подсистемами, а также между развиваемой структурой и
плановыми подразделениями имеются многофакторные технологические и
информационно - управленческие связи, с помощью которых на основе
накопленного опыта в различных иерархических уровнях проявляются
самоорганизация и адаптация.
3. Системность - данное свойство больших систем проявляется как между
подзадачами различного уровня одной и той же задачи, так и между различными
по своему существу задачами. Например, можно обособить задачу оптимизации
добычи нефти от задачи по транспорту, не теряя основных связей.
4. Размерность систем нефтегазоснабжения. Ввиду чрезвычайно большого
числа элементов, звеньев, подсистем, их входов и выходов, разнообразия
выполняемых функций, многопараметричности и распределенности параметров,
особенно при условии более точного их воспроизведения, их размерность
достигает очень большой величины.
5. Целостность. Существующие системы нефтегазоснабжения обладают
целостностью в технологическом смысле, то есть объекты объединены В
технологические под системы промысел - трубопровод - потребитель , что
проявляется и в организационно - управленческой сфере деятельности. Однако
наряду с этим имеются достаточно обособленные технологические объекты.
6. Изменение планов материально - технических ресурсов. Из-за
возможных некоторых диспропорций в народном хозяйстве, температурных И
параметрических колебаний, аварийных состояний, возможны существенные
изменения планов по ресурсам. Кроме того, неточность исходной информации
приводит к неопределенности состояния системы, возникновению зоны
равноэкономических решений, что в значительной мере ухудшает условия
принятия окончательных решений.
Согласно технологическому принципу системы нефтегазоснабжения
характерно делятся на подсистемы добычи, транспорта, хранения и
использования нефти. Для систем нефтегазоснабжения характерны тесные
технологические связи, и поэтому ее деление в большей степени условное.
1.3 Существующая практика контроля и управления
Автоматизация перекачивающих насосных имеет целью: обеспечение их
безопасной и безаварийной эксплуатации, сокращения простоев насосных
агрегатов, поддержание оптимальных режимов перекачки, а также работу без
обслуживающего персонала непосредственно в насосной.
Принятый объем автоматизации перекачивающих насосных предусматривает
возможность их дистанционного управления и контроля из местных пунктов
управления (МПУ) перекачивающих станций.
Для выполнения перечисленных задач на перекачивающих насосных
магистральных нефтепроводов предусматривается автоматическая защита при
возникновении ситуаций, опасных для оборудования насосной или
магистpaльнoгo трубопровода; автоматическая защита и программное управление
каждым магистральным насосным агрегатом; автоматизация вспомогательных
систем насосной; централизация контроля и управления насосной
Кроме того, на перекачивающих насосных нефтепроводов, работающих по
схеме из насоса в насос, предусматриваются системы автоматического
регулирования давлений на всасывании и нагнетании, а на промежуточных
станциях нефтепроводов больших диаметров - и системы защиты от крутых волн
давления.
Автоматизация вспомогательных систем необходима для обеспечения
длительной и непрерывной работы перекачивающей насосной без обслуживaющeгo
персонала, при минимальном объеме контроля и управления из операторной и
диспетчерских. Вспомогательные системы перекачивающей насосной с точки
зрения автоматизации, подразделяются на системы, работающие непрерывно при
работе насосной, и системы, включаемые в работу в зависимости от значения
какого-либо параметра или нескольких параметров.
К первой группе относятся системы маслоснабжения, водоснабжения,
приточной вентиляции отделения электродвигателей и система подачи воздуха в
камеры уплотнения беспромвальной установки магистральных насосных
агрегатов. Ко второй группе относятся все остальные вспомогательные системы
насосной.
При автоматизации систем первой группы обычно предусматривается
устройство для их одновременного включения по одной команде и отключения по
другой. Команды управления даются либо вручную из диспетчерских или
операторной, либо устройствами автоматики при включении магистральных
насосных агрегатов.
Вспомогательные системы первой группы автоматически включаются
по команде запуск вспомогательных систем. При включении системы
запускается ее агрегат, выбранный соответствующим переключателем на щите
оператора в качестве рабочего.
На полностью автоматизированных магистральных нефтепроводах контроль
и. управление перекачивающими насосными осуществляется из РДП или МПУ.
Кроме того, независимо от устройств дистанционного управления и контроля из
РДП и МПУ, при каждой перекачивающей насосной создается индивидуальная
операторная, в которой размещается все основное оборудование контроля и
автоматики. Управление насосной из операторной ведется при неисправности
или отсутствии устройств дистанционного управления из РДП и МПУ, а также
при ремонтных работах и наладке оборудования. Для перевода перекачивающей
насосной на управление из операторной или на дистанционное управление из
РДП или МПУ на щите в операторной имеется соответствующий переключатель на
два положения; на щите в МПУ также имеется переключатель на два положения
для перевода насосной на управление из МПУ или РДП. В МПУ имеется
сигнальный указатель перевода насосной на дистанционное управление, а в РДП
– указатель ее перевода на управление из РДП.
На промежуточных станциях магистральных нефтепровод ах, работающих из
насоса в насос, управление перекачивающими насосными должно
осуществляться, как правило, из РДП, а из МПУ только при отсутствии или
неисправности систем телемеханики. Это обусловлено тем, что любое
отклонение от режима перекачки на любой станции нефтепровода, работающего
из насоса в насос, очень быстро сказывается на работе всего нефтепровода.
Поэтому только непосредственное управление всеми станциями из одного пункта
позволяет быстро и безболезненно запускать и останавливать нефтепровод,
включать и отключать агрегаты на станциях и проводить все другие
технологические операции, необходимые для оперативного управления работой
магистрального нефтепровода в соответствии со складывающейся ситуацией на
нефтепромыслах, нефтеперерабаты-вающих заводов и на самом нефтепроводе.
На станциях магистральных нефтепроводов, работающих с емкостью также
предпочтительнее управление из районного диспетчерского пункта (РДП).
Однако вполне приемлемо управление перекачивающими насосными из местного
пункта управления (МПУ) или операторных под руководством и при
систематическом контроле диспетчера Р ДП, так как на магистральных
нефтепроводах с емкостями на промежуточных станциях изменение режима работы
любой станции отражается на работе остальных станций со значительным
запаздыванием, обусловленным наличием запаса нефти на случай, если
предыдущая станция уменьшила или прекратила подачу, и запаса свободной
емкости на случай, если что-нибудь случиться на этой станции или на участке
магистрального нефтепровода за этой станцией.
Следовательно, при определении очередности внедрения систем
телемеханики для централизации управления магистральными нефтепроводами
предпочтение должно быть отдано нефтепроводам работающим из насоса в
насос.
В РДП и МПУ предусматривается контроль и управление перекачивающей
насосной в объеме, требуемом для ее эксплуатации при всех возможных режимах
работы и для своевременного вызова ремонтного персонала при неисправностях
и аварийных ситуациях.
Давление на всасывании промежуточных станций желательно контролировать
в трубопроводе до задвижки, отключающей станцию от магистрали, т.е.
непосредственно в магистрали. Это обусловлено тем, что диспетчеры РДП, МПУ
и оператор, зная давление в магистральном трубопроводе у станции в то
время, когда станция остановлена, могут по этому давлению судить как о
режиме работы трубопровода, так и о возможности и целесообразности запуска
данной насосной. Однако для контроля из диспетчерской и операторной
давление в магистральном трубопроводе требуется применение дефицитных и
дорогих приборов наружной установки во взрывобезопасном исполнении, а также
подогрев манометрических линий в зимнее время. Поэтому обычно
ограничиваются контролем давления непосредственно на всасывании насосной, а
в случае необходимости контроля давления в магистральном нефтепроводе при
остановленной насосной, приоткрывают задвижку на трубопроводе подключения
станции к магистрали со стороны всасывания. При этом, естественно,
предусматривается автоматическое закрытие и запрет открытия этой задвижки в
случае пожара, загазованности или затопления перекачивающей насосной и
других взрывоопасных помещений перекачивающей станции.
Для контроля давления в трубопроводе на нагнетании станции в
диспетчерской устанавливается прибор с сигнальными контактами, которые
используются в системе автоматической сигнализации понижения и повышения
давления от установившегося рабочего. Сигнализация понижения давления
необходима для оповещения диспетчера о возможной аварии магистрального
трубопровода со стороны всасывания или нагнетания станции. Сигнализация
повышения давления требуется для оповещения диспетчера о необходимости
поднять уставку сигнального контакта минимального давления, В соответствии
с вновь установившемся давлением.
В операторной предусматривается контроль и управление перекачивающей
насосной в полном объеме, требуемом для ее эксплуатации при всех возможных
режимах работы, на случай неисправности или отсутствия устройств
дистанционного управления из диспетчерской. Кроме того, в операторную
выносится вся информация о состоянии, как основных магистральных насосных
агрегатов, так и агрегатов всех вспомогательных систем насосной в объеме,
позволяющем определить необходимость их ремонта. На щиты управления в
операторной выносятся ключи переключения каждого основного или резервного
агрегата. Для магистральных насосных агрегатов на щит выносятся также ключи
управления агрегатом в целом по программе и отдельно основным
электродвигателем и электроприводами задвижек на всасывании и нагнетании, а
также сигнальные лампы или сигнальные указатели их положения и срабатывания
устройств защиты (по каждой в отдельности).
2. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
2.1 ГНПС Алибекмола – как объект управления
2.1.1 Управление нефтеперекачивающими агрегатами
Автоматизация насосных станций включает в себя управление основными и
подпорными насосами в режимах запуска остановки, автоматический контроль,
защиту и сигнализацию насосных агрегатов и в целом станции по
контролируемым параметрам, автоматический запуск-остановку, контроль,
защиту и сигнализацию по вспомогательным установкам насосных станций
автоматическое регулирование режима работы и защиту насосных станций.
Система управления насосными агрегатами работает в режимах
дистанционного пооперационного управления, программного пуска насосов,
программной остановки насосов и аварийной остановки.
В режиме дистанционного управления со щита операторной осуществляется
запуск маслонасоса (при автономной схеме маслоснабжения) каждого агрегата,
управление клапана воздуха из насоса, управление открытием - закрытием
задвижек на всасывающих и нагнетательных линиях насосов.
В режимах программного пуска и остановки насосов все операции запуска
производятся автоматически. Режим пуска электродвигателя зависит от его
типа (синхронный или асинхронный) и осуществляется пусковыми станциями.
В целом запуск насосного агрегата достаточно простой. При наборе
электродвигателем номинального числа оборотов открываются всасывающая и
нагнетательная задвижки, и агрегат вступает в работу. Системы
маслоснабжения на ГНПС являются централизованными, общими для всех
агрегатов, что исключает управление насосами маслосмазки и уплотнения при
запуске - остановке агрегата.
В связи с менее напряженным режимом работы подпорных насосов,
отсутствием принудительной смазки и охлаждения, а также применением в
подпорных насосах многих подшипников качения, количество контролируемых
параметров приборами автоматической защиты и сигнализации в процессе
запуска – остановки снижено, поэтому значительно проще программа
автоматического управления.
Для насосных станций нефтепроводов важное значение имеет программный
запуск основных насосов. Имеются различные схемы запуска насосов в
зависимости от характеристик насосов, схем электроснабжения и других
факторов. Различаются программы последовательного открытия задвижек и
запуска основного электродвигателя агрегата.
Программа включения на закрытую задвижку предусматривает сначала
полное открытие задвижки на всасывании, затем запуск основного
электродвигателя и после этого - открытие напорной задвижки. Перед
включением этой программы обе задвижки агрегата закрыты. Программа на
закрытую задвижку обеспечивает наиболее легкие условия включения
основного электродвигателя, так как в период запуска насос потребляет
наименьшую возможную мощность, но создает большие давления на корпус насоса
и саму задвижку. Поэтому программа на закрытую задвижку может быть
рекомендована только в случаях, когда другие программы включения не
допускаются схемой энергоснабжения станции.
Программа включения на приоткрытую задвижку отличается от описанной
выше только тем, что напорная задвижка агрегата включается на открытие
немного раньше, чем запускается основной электродвигатель. Таким образом,
облегчаются условия работы электропривода задвижки, так как в момент
запуска и достижения номинальной частоты вращения электродвигателя провода
затвор задвижки практически разгружен. Промежуток времени между включением
напорной задвижки и включением основного электродвигателя по возможности
увеличивается, если это допускают условия пуска основного электродвигателя,
что позволяет уменьшить давление на корпус насоса и напорную задвижку при
включении, а также уменьшить ударную нагрузку на обратный клапан.
Программа включения на открытую задвижку предусматривает запуск
основного двигателя агрегата после полного открытия напорной задвижки. По
этой программе корпус насоса и напорная задвижка в процессе включения
агрегата практически не испытывают давления большего, чем при работе
агрегата в стационарном режиме; обратный клапан практически не испытывает
ударной нагрузки, и перепад давления на напорной задвижке в процессе ее
открытия отсутствует. Исследования показали, что магистральные насосные
агрегаты почти при всех условиях могут запускаться по этой программе.
Исключение составляют случаи, когда для уменьшения токов короткого
замыкания в схеме электроснабжения двигателей устанавливаются специальные
реакторы, а также когда понижающие трансформаторы установлены без
соответствующего запаса мощности.
Агрегаты, переведенные в положение резервных для системы АВР, могут
включаться также по программе, при которой обе задвижки открываются заранее
при переключении агрегата в резерв, а основной электродвигатель запускается
при отключении работавшего агрегата и срабатывании системы АВР. Эта
программа включения агрегата является наилучшей с точки зрения
гидравлических условий работы магистрального трубопровода, так как при
таком переключении агрегатов давления на всасывании и нагнетании станции
меняются весьма незначительно и линейная часть магистрального трубопровода
практически не испытывает никаких дополнительных нагрузок из-за волн
давления.
Программа отключения агрегата, как правило, предусматривает
одновременное выключение основного электродвигателя и включение обеих
задвижек на закрытие. При этом команда на закрытие задвижек обычно дается
коротким импульсом. Конструкция моментных выключателей электроприводов
многих задвижек при длительном импульсе обуславливает непрерывное включение
и отключение двигателя в случае заклинивания затвора задвижки, а это
приводит. К разрушению задвижки.
Иногда применяют программу отключения агрегата предусматривающую
сначала закрытие напорной задвижки, затем отключение основного
электродвигателя и затем закрытие задвижки на всасывании. Однако это
программа неудобна, так как затягивает отключение. Кроме того, при
отключении из-за аварийной ситуации эта программа обуславливает возможности
усугубления аварии за время, пока будет закрываться напорная задвижка.
Поэтому такая программа отключения применяется только в случаях, когда
установлен такой масляный выключатель основного электродвигателя, который
не может обеспечить отключения мощности, соответствующей работе агрегата
при максимальной подаче перекачки, и поэтому требуется уменьшить
разрываемую мощность до величины, соответствующей нулевой подаче агрегата.
2.1.2 Автоматический контроль работы нефтеперекачивающего агрегата и
насосной станции
Защита насосного агрегата по параметрам перекачиваемой жидкости
обеспечивается контактными манометрами, контролирующими давления во
всасывающем и нагнетательном трубопроводах. Датчик, установленный на
всасывающем трубопроводе у входной задвижки, настраивают на давление,
характеризующее кавитационый режим насоса. Защита по минимальному давлению
всасывания осуществляется с выдержкой времени, благодаря чему исключается
реакция схемы на кратковременные снижения давления при включении насосов и
прохождении по трубопроводу небольших воздушных пробок. Максимальный
контакт манометра дает сигнал в схему управления агрегатом, прерывая
процесс запуска в случае отсутствия требуемого давления после открытия
задвижки.
Максимальный контакт манометра обеспечивает автоматическую остановку
агрегата, если давление в нагнетательном трубопроводе превышает допустимое
по условиям механической прочности оборудования, арматуры и ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
ЗАДАНИЕ
АННОТАЦИЯ
ВВЕДЕНИЕ
1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 ГНПС – как объект автоматизации
1.1.1 Краткое описание технологии ГНПС
1.1.2 Проблемы и способы обнаружения утечек
1.2 Особенности и свойства ГНПС
1.3 Существующая практика контроля и управления ГНПС
2 СПЕЦИАЛЬИАЯЧАСТЬ
2.1 ГНПС Алибекмола - как объект управления
2.1.1 Управление нефтеперекачивающими агрегатами
2.1.2 Автоматический контроль работы НПА и НС
2.2 Имитационное моделирование НС
2.3 Математическая подстановка задачи
оптимального управления манометрическим режимом МН
2.4 Описание схемы автоматизации
2.5 Информационное обеспечение системы
2.6 Техническое обеспечение системы
2.6.1 Выбор микропроцессорной техники КТС автоматизации
2.7 Программное обеспечение системы
3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Экономическое обоснование внедрения
автоматизированной системы управления
процессами нефтеперекачивающими станциями (НПС)
3.2 Расчет затрат на разработку и внедрение
автоматизированной системы управления НПС
3.2.1 Расчет заработной платы разработчиков
автоматизированной системы с отчислениями
3.2.2 Расчет затрат на приобретение и
транспортировку средств автоматизации
3.2.3 Расчет затрат на монтаж средств автоматизации
3.3 Расчет экономического
эффекта применения автоматизированной системы
3.4 Расчет срока окупаемости внедряемой
автоматизированной системы
4 ОХРАНА ТРУДА
4.1 Анализ опасных производственных факторов
4.2 Организационные мероприятия
4.3 Технические мероприятия
4.3.1 Организация рабочего места оператора
4.3.2 Обеспечение электробезопасности
4.3.3 Расчет защитного заземления
4.3.4 Расчет вентиляции (кондиционирования)
в помещении оператора
4.4 Санитарно-гигиенические мероприятия
4.4.1 Обеспечение специальной одеждой
4.4.2 Обеспечение средствами индивидуальной защиты
4.4.3 Мероприятия по снижению производственного
шума в машинном зале ЭВМ
4.4.4 Обеспечение метеорологических условий в операторской
4.4.5 Организация естественного и искусственного освещения
4.5 Противопожарные мероприятия
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ А
ПРИЛОЖЕНИЕ В
АННОТАЦИЯ
В данном дипломном проекте рассмотрены вопросы автоматизированного
управления магистральными насосными агрегатами в условиях ГНПС Алибекмола.
Приводится описание и расчет оптимального распределения давления по
магистральным насосам.
Специальная часть содержит разделы: ГНПС Алибекмола – как объект
управления, в котором описаны особенности управления станцией и
магистральными насосами в частности; постановка задачи управления, которая
содержит расчет оптимального распределения давления при помощи методов
динамического программирования; имитационная модель оптимального
распределения давления по магистральным насосам разработана на пакете
прикладных программ МАTLAB; обоснование выбора технических средств, в этом
пункте описаны технические характеристики выбранных для автоматизации
микропроцессорных средств.
Экономическая часть содержит расчеты экономической эффективности и
срока окупаемости системы управления.
В проекте приведены организационные мероприятия и расчеты связанные с
охраной труда.
В технологической части рассмотрены все возможные режимы работы
нефтеперекачивающих станций, вспомогательных средств автоматизации,
рассмотрена ранее существующая практика контроля и управления станций, а
также приведен анализ существующих методов обнаружения утечек в
магистральных нефтепроводах.
АННОТАЦИЯ
Бұл диплом жұмысында Алибекмола ГНПС жағдайындагы магистральді урлеу
(насосты) агрегаттарын автоматты түрде баскару мәселелері карастырылган.
Магистральді үрлеу кысымыньң рет есебі карастырылды. Неізгі бөлімнің
мазмұны: ГНПС Алибекмола – баскару объектісі сияқты басқару станциясының
ерекшелігі суреттелген және магистральді үрлеу бөліктері, есептер құрылымын
басқару, динамикалы программалау әдісі көмегімен оптимальді қысымньң бөліну
ретін қамтама ету бөліктерінен тұрады. Vissim программасын қолдану
покетінде ұқсату моделі оптимальді кысымды бөлуде магистральді үрлеуді
өңдеу, бұл бөлікте таңдаулы микропроцесті жабдықты автоматтандыруға
техникалык, мінездеме берілген. Экономикалык, тараудың мазмұны экономикалық
Проектіде ұйымдастыру ic-шаралары және еңбекті қорғауға байланысты
өтілу есебі айтылган.
Техникалық, бөлікте мұнай шығару станциясында бар мүмкіндіктегі жұмыс
режимі автоматтандырылған көмекші жабдықтар басқару станциясы мен ерте
бақылау практикасы қарастырылған және магистральді мұнай проводтары арқылы
сыртқа кету әдістерінің өтілуінс есеп берілген.
ANNOTATION
In this diploma project the tasks of automatic management of main pump
machines in conditions of GNPC Alibekmola are shown.
The description and calculation of optimal distribution of pressure in
main pump is given.
The special part consists of parts: GNPC Alibekmola as the object of
management, in which the special description of atation management and main
pump management, in particular arc given; the task of management, which
consists of calculation distribution of pressure with the help of methods с
r dynamic programmer; imitation model of pressure distribution in main pump
is made on the packet of applied programmer the settlement of choosing of
technical means; in this part the technical characteristics of choosing
automatically microprocess means.
The economic part consists of calculation of economic effect and the
time of viability of system management.
In the project organization events and calculation, united with
satiety regulations arc shown.
In the technological part possible regimes of oilpumping station
works; additional means of automatic machines, the practice of control and
station management, the analysis of existing methods of finding of leaks in
main oilpipes are described.
ВВЕДЕНИЕ
Автоматизация предполагает применение автоматизированных систем
управления (АСУ) с использованием электронно-вычислительных машин.
Автоматизация дает возможности получить более высокую
производительность, повышает экономическую и социальную эффективность
труда.
Главные требования, которые предъявляются к системам
нефтегазоснабжения,- надежность и бесперебойность доставки нефти
потребителям при безопасной и экономичной работе всех технологических
сооружений. Выполнение этих требований возможно только при высоком уровне
автоматизации. Производственные объекты транспорта нефти характеризуются
большим разнообразием и рассредоточенностью на огромных расстояниях (до
нескольких тысяч километров). Вместе с тем они технологически взаимосвязаны
и влияют друг на друга в процессе эксплуатации. Такие структурные сложные и
одновременно взаимосвязанные в работе системы требуют для их оперативного
управления надежных и совершенных средств автоматики и вычислительной
техники.
Перекачивающая станция - это сложный комплекс инженерных сооружений,
предназначенных для создания необходимого рабочего давления в магистральном
трубопроводе. В целом эту задачу выполняют магистральные насосные агрегаты
(МНА), с помощью комплекса вспомогательных сооружений и приборов
автоматизации.
Состав оборудования, а, следовательно, и объем автоматизации на
насосных станциях зависят от способа перекачки нефти по нефтепроводу.
Применяются три способа перекачки: постанционный, с подключенным
резервуаром, из насоса в насос. Все три способа перекачки рассмотрены в
технологической части дипломного проекта.
Насосные станции магистральных нефтепроводов оборудуются центробежными
насосами. На цикле перекачки обычно устанавливают три четыре
последовательно соединенных насоса, из которых один резервный (МНI-МН2).
В данном дипломном проекте разработана схема автоматизации работы
магистрального насоса, представлена спецификация средств автоматизации.
Также разработана и рассчитана задача оптимального распределения давления
по насосам при помощи задач динамического программирования на пакете
прикладных программ MATLAB.
1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 ГНПС - как объект автоматизации
1.1.1 Краткое описание технологии ГНПС
В состав технологических сооружений головных перекачивающих станций
входят: резервуарный парк, подпорная насосная, перекачивающая насосная,
технологические трубопроводы с узлами переключений, замерный узел, узел
регуляторов давлений, узел пуска скребка и вспомогательные сооружения.
Промежуточные станции предназначены для повышения давления нефти в
магистральном трубопроводе.
На входе в станцию давление в нефтепроводе равняется примерно 2 атм, а
на выходе порядка 36 атм.
На промежуточных станциях с оперативной емкостью имеется один или
несколько резервуаров и подпорная насосная. Кроме технологических
сооружений на перекачивающих станциях имеются подсобные сооружения,
обеспечивающие энергоснабжение, теплоснабжение, водоснабжение,
пожаротушение, канализация, а также здания для административно-
хозяйственных, ремонтных и вспомогательных нужд.
Основным технологическим объектом промежуточной станции является
перекачивающая насосная, режим работы которой определяет функционирование
всех остальных сооружений.
Перекачивающие станции могут работать в следующих режимах: через
емкость, с подключенной емкостью, без емкости.
При режиме через емкость поступающая на станцию нефть подаётся в
один или несколько резервуаров станции, а закачиваемая в трубопровод
забирается в это же время подпорной насосной из другого резервуара или
группы резервуаров. Этот режим применяется обычно на головных станциях, где
отсутствуют счетчики нефти и приборы контроля качества, а поэтому
количество и качество поступающей и откачиваемой нефти учитывается путем
замера в резервуарах.
При режиме с подключенной емкостью основной поток нефти, поступающей
из трубопровода на прием станции, подается непосредственно на всасывание
подпорной насосной, а в резервуары или из резервуаров поступает только
количество нефти, равное разности между потоками до и после станции.
Благодаря этому на станции требуется сооружать меньше резервуаров, чем
для работы на режиме через емкость, и трубопроводная обвязка также
значительно упрощается.
При режиме без емкости (из насоса в насос) весь поток из
трубопровода на приеме поступает на всасывание основной магистральной
насосной. На станции не сооружаются ни резервуары, ни подпорная насосная.
Трубопроводная обвязка станции предельно упрощается. Этот режим
применяется на промежуточных станциях, где не требуется иметь емкость для
обеспечения приема нефти.
Для получения максимальной пропускной способности трубопровода при
минимальном объеме емкостей на промежуточной станции могут применяться
технологические схемы, обеспечивающие ее работу как на режиме из насоса в
насос, так и с подключенной емкостью, с автоматическим переключением с
одного режима на другой, в зависимости от заполнения емкости. Максимальная
пропускная способность трубопровода перед станцией обеспечивается при
минимальном давлении на ее приеме, то есть при работе с подключенной
емкостью. Эффективность технологической схемы, обеспечивающей работу на
режимах с подключенной емкостью и из насоса в насос, особенно велика
при применении телемеханики, когда диспетчер магистрального нефтепровода
имеет возможность быстро изменять режимы работы станции, обеспечивая
оптимальный режим работы нефтепровода в целом.
Перекачивающие насосные обеспечивают движение нефти по трубопроводу. В
насосных обычно устанавливается три-четыре однотипных магистральных
насосных агрегата, один из которых является резервным. Каждый агрегат, как
правило, состоит из центробежного насоса с приводом от высоковольтного
электродвигателя.
Трубопроводная обвязка магистральных насосов предусматривает в
большинстве случаев их последовательное соединение. На всасывании и
нагнетании каждого насоса устанавливается задвижка, а параллельно насосу
обратный клапан так, чтобы при остановке насоса и перекрытии задвижек поток
нефти автоматически направляется по обводному трубопроводу к следующему
насосу или в магистральный нефтепровод. В результате параллельно насосам
создается обводной трубопровод насосной с обратными клапанами, обычно
называемый коллектором насосной. В конце этого коллектора со стороны
нагнетания монтируются регулирующие дросселирующие органы системы
автоматического регулирования давлений на всасывании и нагнетании насосной.
Для нормальной работы магистральных насосов необходим подпор
(давление) на всасывании. При снижении давления на всасывании ниже
допустимого начинается кавитация насоса, вызывающая вибрацию и резкое
уменьшение развиваемого насосом напора. При длительной кавитации возможен
перегрев подшипников и их разрушение, а также выход из строя торцовых
уплотнений рабочего вала насоса, зачастую приводящий к разливу нефти в
насосном отделении. Обычно работа насосов при снижении давления на
всасывании ниже допустимого по условиям кавитации ограничивается 10-30 с.
Для крупных магистральных насосов минимально допустимое давление на
всасывании при номинальном расходе достигает 7-10 кгссм2. При уменьшении
расхода требуемый кавитационный запас плавно уменьшается, а при увеличении
расхода выше номинального - резко возрастает.
На перекачивающих насосных промежуточных станциях, работающих на
режиме из насоса в насос, где возможно значительное и резкое повышение
давления всасывания при внезапном отключении насосных агрегатов, необходимо
ограничивать максимальное давление всасывания при работающих насосных
агрегатах так, чтобы давление всасывания плюс половина дифференциального
давления, развиваемого насосной, не превышало допустимого давления в
магистрали при работе магистрального трубопровода, минуя эту станцию,
согласно эпюре расчетных давлений, заданной при расчете
прочности труб магистрального трубопровода. Это ограничение давления
всасывания может быть достигнуто только изменением режимов работы остальных
станций магистрального трубопровода и не зависит от работы данной станции.
Кроме того, на станциях, работающих на режиме из насоса в насос,
часто приходится контролировать скорости повышения давления на всасывании
при отключении агрегатов для предотвращения аварий магистрального
трубопровода на участке перед станцией из-за волн давления.
Снижение давления нагнетания перекачивающей станции не опасно для
оборудования станции, ни для магистрального нефтепровода. Однако при
снижении давления нагнетания должен быть передан сигнал диспетчеру
магистрального нефтепровода, так как оно может быть следствием разрыва или
утечки из магистрального нефтепровода со стороны нагнетания, а на станциях
без емкости - и со стороны всасывания.
Для смазки и охлаждения подшипников насосных агрегатов, как правило,
применяется циркуляционная система (маслосистема). Для всех магистральных
насосов и электродвигателей насосной обычно используется одна общая
маслосистема, состоящая из двух циркуляционных насосов (основной и
резервный), маслобака и масло охладителей - теплообменников.
Для охлаждения электродвигателей обычно используются монтируемые на
них воздухоохладители, в которые подается охлаждающая вода из
циркуляционной системы водяного охлаждения. В циркуляционной системе
водяного охлаждения вода охлаждается либо в градирнях, либо в водовоздушных
теплообменниках.
Маслосистема и насосы циркуляционной системы водяного охлаждения
обычно устанавливаются в отделении электродвигателей.
Линейная часть состоит собственно из трубопровода с установленными на
нем задвижками на всем протяжении магистрали, исключая территории
перекачивающих и наливных станций. В линейную часть входят также устройства
защиты трубы от почвенной коррозии и разрушающего действия блуждающих токов
и линии связи, простирающиеся вдоль магистрали. Линейная часть наиболее
дорогая и ответственная часть магистрального трубопровода.
Магистральные нефтепроводы сооружают из труб диаметром от 500 до 1200
мм. Каждый трубопровод имеет обычно один диаметр на всем протяжении
магистрали. Трубы изготовляют из высококачественных сталей.
Толщину стенок труб выбирают по расчету на прочность с учетом
максимально возможного давления на каждом участке трубопровода. Давление на
каждом участке трассы трубопровода зависит как от режима перекачки, так и
от профиля местности. Наибольшее давление обычно бывает со стороны
нагнетания перекачивающих станций, а также в наиболее низких местах трассы
- на пересечениях крупных рек.
Важной задачей ГНПС является увеличение пропускной способности
трубопроводов, решения которой можно достичь тремя способами:
1. прокладка лупинга;
2. увеличение числа ГНПС;
3. увеличение числа НС.
Увеличение пропускной способности прокладкой лупинга. При разных
диаметрах лупинга и основного трубопровода тепловые режимы в этих двух
нитках на параллельных участках будут неодинаковы, что окажет влияние на
распределение расходов. Поэтому формулы изотермической гидравлики для
расчетов лупингов на горячих нефтепроводах неприменимы. Для определения
длины лупинга, необходимой для достижения заданного увеличения пропускной
способности, составляют систему уравнений:
А) баланс напоров на перегоне между станциями
Б) условие равенства потерь напоров в лупинге и параллельном ему
участке основного трубопровода
В) уравнения падения температуры по длине трубопровода
Г) уравнение баланса длин и расходов
в этих уравнениях:
– соответственно длины всего участка, участка до лупинга и
лупинга;
– соответственно расходы в лупинге, в параллельной лупингу нитке
и суммарный;
– соответственно температуры в начале перегона, в начале
лупинга, в конце лупинга и в конце параллельной лупингу нитке трубопровода.
Совместным решением приведенных уравнений определяется длина лупинга
заданного диаметра , обеспечивающего увеличение пропускной
способности трубопровода до заданного значения .
Во всех приведенных формулах предполагается, что режим потока на всем
протяжении трубопровода одинаковый. Можно получить решение и для случая
разных режимов на участках трубопровода.
Ввиду большого числа однородных вычислений рассчитывать длину лупинга
целесообразно на ЭВМ.
Место положения лупинга на горячем трубопроводе влияет на общую потерю
напора. Лупинги надо располагать на холодных концах перегонов, при этом
теплопотери будут меньше, чем при укладке лупинга на горячем конце, и
соответственно при том же расходе будет меньше общая потеря напора.
1.1.2 Проблемы и способы обнаружения утечек
Утечки возникают вследствие повреждения трубопроводного транспорта.
Причины повреждения герметичности трубопроводов – коррозионные и
электрически – коррозионные разрушения, механические повреждения.
Коррозионные разрушения возникают из-за наличия серы и ее соединений в
перекачиваемой нефти, а также агрессивных газов и жидкостей. Электрически -
коррозионные разрушения связаны с возникновением гальванопар из-за
разнородности материала труб, грунтов и наличия электролита. Механические
повреждения труб появляются в результате действия внешних сил при
складировании и транспортировке отдельных труб, а также от дефектов,
образующихся при сварочных работах. Сквозное отверстие на трубе,
появившееся при транспортировке и хранении, устраняют сразу до ее установки
наместо. Механические повреждения труб служат причиной примерно 20% аварий
на нефтепроводах. Кроме того, возникают разрушения, связанные с заводскими
дефектами. Причины появления таких дефектов – применение стали, по
пластичности и прочности, не отвечающей расчетным требованиям; нарушение
геометрии трубы, приводящие к изменению толщины стенки, диаметра и
появлению гофр; нарушение технологии сварки с образованием непроваров,
ослаблением металла в зоне шва, попаданием шлака в металл шва. При
эксплуатации трубопроводов заводские дефекты могут привести к появлению
сквозных трещин и разрывов, которые являются причиной возникновения до 10%
всех аварий на нефтепроводах.
Потеря нефти и нефтепродуктов при авариях из-за заводских дефектов
достигают 30% от общих потерь.
Значение утечки нефти через отверстие зависит от его площади живого
сечения, длины, формы, физико-механических характеристик истекаемой
жидкости, давления внутри трубопровода, сопротивления внешней среды,
наличия газа в жидкости и другое.
Расход нефти или нефтепродуктов при истечении через отверстие:
, где
– экспериментальный коэффициент расхода отверстия, зависящий от
рода жидкости, формы отверстия и перепада давления между сосудом и
окружающей средой;
– площадь живого сечения отверстия;
– ускорение свободного падения;
– напор, под которым происходит истечение:
, где
– давление внутри трубопровода в месте нахождения отверстия;
– давление окружающей среды, куда происходит истечение;
– плотность жидкости.
Повреждения труб возникают в тот момент, когда несущая способность
трубы в каком-либо месте окажется меньше действующих нагрузок.
Рассматривают две группы факторов, вызывающих утечки:
1. снижающие несущую способность трубопровода;
2. увеличение нагрузки на трубопровод.
Обычно на практике ограничиваются констатацией одного фактора,
например дефекта сварки, брака в металле труб и тому подобное. Такое
упрощение искажает истинный механизм обнаружения утечек.
Целесообразно различать повреждения труб в зависимости от характера
разрыва трещин и свищей. Характер повреждения, в общем, определяет размер
утечки и в зависимости от аварийного расхода принимаются соответствующие
меры. Чем меньше утечка, тем сложнее обнаружить место повреждения.
Статистический анализ данных об авариях и повреждениях линейной части
показал, что в среднем число разрывов одинаково.
Способы обнаружения утечек нефтепроводов базируются на выявлении
прямых или косвенных признаков, таких как появление нефти вблизи
трубопровода в грунте или на поверхности земли, изменение технологических
параметров перекачки, нарушение однородности металла труб и так далее.
Основным отличительным признаком различных способов является величина
выявленных аварийных утечек. Кроме того, способы обнаружения утечек можно
различать по точности определения мест утечки, по режиму работы
(постоянного, периодического или эпизодического включения), по
быстродействию, по принципу действия контрольных приборов и так далее.
Наконец можно выделить методы контроля: дистанционные и патрульные
(связанные с перемещением средств контроля по трассе).
Критерием для сравнения различных методов в данном дипломе принят
принцип действия контрольных приборов. Устройства для обнаружения утечек
можно разделить на два вида:
1. непосредственного действия;
2. косвенного действия.
Устройства непосредственного действия реагируют на появление
транспортируемой или хранящейся жидкости, а устройства косвенного действия
на признаки сопутствующие возникновению утечек, например на изменение
давления в трубопроводе, электрической емкости, температуры и тому
подобное. Последние устройства позволяют быстро находить крупные утечки, но
для выявления небольших утечек они малопригодны, поэтому чаще всего
применяют комбинации устройств непосредственного и косвеннoгo действия.
Утечки нефтепродуктов можно обнаружить с помощью устройств и приборов
перемещающихся как снаружи трубопровода (внешний контроль), так и внутри
(внутренний контроль).
Внешний контроль утечек можно проводить с помощью стационарных или
передвижных устройств.
При появлении утечки, около отверстия под воздействием струи жидкости
возникают акустические колебания в грунте, распространяющиеся в виде
сферических волн, которые можно улавливать с поверхности грунта
специальными приборами. Если по трубопроводу перекачивают нефтепродукт с
температурой резко отличающейся от температуры окружающей среды, то для
контроля утечек можно применить инфракрасную термографию, основанную на
изменении тепловой радиации. Для определения утечек также можно
использовать газоанализаторы, улавливающие пары перекачиваемой жидкости или
специальные газы, подаваемые в перекачиваемый нефтепродукт. Газы проникают
в грунт через сквозные дефекты и выходят через поры на поверхность, где и
фиксируются газоанализаторами.
Контроль за трубопроводами с помощью газоанализаторов характеризуется
высокой чувствительностью и точностью определения координат дефектов.
Во всех случаях приборы контроля устанавливают на транспортном
средстве, которое перемещается по трассе трубопровода и измеряет данный
параметр. При анализе газов, впереди автомобиля размещают сопла для забора
воздуха для газоанализатора. Ширина обследуемой полосы должна быть не
меньше ширины траншеи.
Если средством контроля служит сложный прибор, где используется ряд
элементов с различным принципом действия, принимается основной,
определяющий признак устройства.
Существует несколько методов обнаружения утечек: Использование
трассирующих веществ.
При небольших повреждениях жидкость зачастую не поднимается на
поверхность. Чтобы облегчить задачу, к перекачиваемой жидкости добавляют В
небольших количествах трассирующие вещества, которые играют роль указателя
утечек.
Для успешного поиска малых утечек необходимо, чтобы трассирующее
вещество обладало высокой проникающей способностью, а приборы для его
обнаружения - имели высокую чувствительность. Использование закиси азота.
Каждый газ поглощает инфракрасное излучение в определенных участках
спектра. Для закиси азота, или, как ее называют веселящего газа,
показательна пика на спектре поглощения в инфракрасной области, возникающая
при длине волны равной 4.5 мк.
У кривых поглощения для других газов такие пики возникают в иных
участках спектра. Присутствие незначительной примеси закиси азота в воздухе
можно установить, проверив поглощающую способность пробы воздуха в
инфракрасных лучах с длиной волны равной 4.5 мк.
Использование радиоактивных изотопов.
Если небольшое количество радиоактивного материала добавлять к
исследуемому веществу, то по распространению излучения можно проследить
весь путь этого вещества. На этом свойстве основан метод поиска утечек из
трубопровода.
Радиоактивное вещество, растворимое в жидкости, в месте утечки
попадает в грунт и дает излучение, которое обнаруживают радиометры на
поверхности земли. Скорость распространения радиоактивных изотопов в грунте
практически не зависит от его температуры, влажности и его состава.
Повышенная радиоактивность сохраняется в земле тем дольше, чем больше ее
влажность и чем ниже температура. В качестве радиометра широко применяется
счетчик Гейгера - Мюллера. Обычно применяется в полевых условиях.
Капсульно - радиоактивный метод.
Этот метод отличается от предыдущего тем, что вместо впрыскивания
радиоактивной жидкости в трубопровод вводят капсулы с радиоактивным
веществом. При этом процедура поиска утечки остается аналогичной: либо
замеряется скорость прохождения капсул на отдельных участках при перекачке,
либо отключают трубопровод и наблюдают за перемещением капсул. В последнем
случае место утечки можно обнаружить довольно точно по скоплению капсул.
Чтобы облегчить передвижение капсул в слабых потоках, их выполняют В
виде сфер с выступающим по экватору пояском.
1.2 Особенности и свойства ГНПС
Нефтеперекачивающие станции являются неотъемлемой частью
магистрального нефтепровода. Поэтому особенности и свойства магистрального
нефтепровода напрямую касаются и ГНПС.
Основной чертой современных систем нефтеснабжения является их
масштабность. Второй важной особенностью является динамичность, связанная с
темпами развития нефтяной промышленности. Третья особенность состоит в
последовательной концентрации мощностей. Четвертая особенность -
систематическая централизация нефтегазоснабжения, повышение уровня
централизации. Вместо отдельных изолированных систем возникли
взаимосвязанные единые системы нефтегазоснабжения.
Отличительная черта системы нефтегазоснабжения по сравнению с другими
энергетическими системами - это изменение ее ресурсной части. Перемещение
добычи нефти из одних районов в другие, причем существенно отдаленных от
центров потребления, чрезвычайно осложняет размещение нефтетранспортных
магистралей, ухудшает экономические показатели, тормозит освоение ресурсов.
Еще одна отличительная черта - значительная замедленность
технологических процессов. Эта особенность нефтеснабжающих систем приводит
к тому, что, например, для них в целом не существует совмещенного графика в
суточном и недельном периодах. Они возможны лишь для месячных и сезонных
периодов.
Характеристикой нефтегазоснабжающих систем является:
1. Их создание преследует цель обеспечить плановые поставки нефти,
нефтепродуктов при минимуме затрат, с учетом возможности перестраивать
поведение системы в случае изменения плановых объемов нефтяных ресурсов.
2. Сложность иерархической структуры управления. Организация
управления осуществляется на основе сочетания централизованных и
децентрализованных принципов. Между технологическими объектами и
функциональными подсистемами, а также между развиваемой структурой и
плановыми подразделениями имеются многофакторные технологические и
информационно - управленческие связи, с помощью которых на основе
накопленного опыта в различных иерархических уровнях проявляются
самоорганизация и адаптация.
3. Системность - данное свойство больших систем проявляется как между
подзадачами различного уровня одной и той же задачи, так и между различными
по своему существу задачами. Например, можно обособить задачу оптимизации
добычи нефти от задачи по транспорту, не теряя основных связей.
4. Размерность систем нефтегазоснабжения. Ввиду чрезвычайно большого
числа элементов, звеньев, подсистем, их входов и выходов, разнообразия
выполняемых функций, многопараметричности и распределенности параметров,
особенно при условии более точного их воспроизведения, их размерность
достигает очень большой величины.
5. Целостность. Существующие системы нефтегазоснабжения обладают
целостностью в технологическом смысле, то есть объекты объединены В
технологические под системы промысел - трубопровод - потребитель , что
проявляется и в организационно - управленческой сфере деятельности. Однако
наряду с этим имеются достаточно обособленные технологические объекты.
6. Изменение планов материально - технических ресурсов. Из-за
возможных некоторых диспропорций в народном хозяйстве, температурных И
параметрических колебаний, аварийных состояний, возможны существенные
изменения планов по ресурсам. Кроме того, неточность исходной информации
приводит к неопределенности состояния системы, возникновению зоны
равноэкономических решений, что в значительной мере ухудшает условия
принятия окончательных решений.
Согласно технологическому принципу системы нефтегазоснабжения
характерно делятся на подсистемы добычи, транспорта, хранения и
использования нефти. Для систем нефтегазоснабжения характерны тесные
технологические связи, и поэтому ее деление в большей степени условное.
1.3 Существующая практика контроля и управления
Автоматизация перекачивающих насосных имеет целью: обеспечение их
безопасной и безаварийной эксплуатации, сокращения простоев насосных
агрегатов, поддержание оптимальных режимов перекачки, а также работу без
обслуживающего персонала непосредственно в насосной.
Принятый объем автоматизации перекачивающих насосных предусматривает
возможность их дистанционного управления и контроля из местных пунктов
управления (МПУ) перекачивающих станций.
Для выполнения перечисленных задач на перекачивающих насосных
магистральных нефтепроводов предусматривается автоматическая защита при
возникновении ситуаций, опасных для оборудования насосной или
магистpaльнoгo трубопровода; автоматическая защита и программное управление
каждым магистральным насосным агрегатом; автоматизация вспомогательных
систем насосной; централизация контроля и управления насосной
Кроме того, на перекачивающих насосных нефтепроводов, работающих по
схеме из насоса в насос, предусматриваются системы автоматического
регулирования давлений на всасывании и нагнетании, а на промежуточных
станциях нефтепроводов больших диаметров - и системы защиты от крутых волн
давления.
Автоматизация вспомогательных систем необходима для обеспечения
длительной и непрерывной работы перекачивающей насосной без обслуживaющeгo
персонала, при минимальном объеме контроля и управления из операторной и
диспетчерских. Вспомогательные системы перекачивающей насосной с точки
зрения автоматизации, подразделяются на системы, работающие непрерывно при
работе насосной, и системы, включаемые в работу в зависимости от значения
какого-либо параметра или нескольких параметров.
К первой группе относятся системы маслоснабжения, водоснабжения,
приточной вентиляции отделения электродвигателей и система подачи воздуха в
камеры уплотнения беспромвальной установки магистральных насосных
агрегатов. Ко второй группе относятся все остальные вспомогательные системы
насосной.
При автоматизации систем первой группы обычно предусматривается
устройство для их одновременного включения по одной команде и отключения по
другой. Команды управления даются либо вручную из диспетчерских или
операторной, либо устройствами автоматики при включении магистральных
насосных агрегатов.
Вспомогательные системы первой группы автоматически включаются
по команде запуск вспомогательных систем. При включении системы
запускается ее агрегат, выбранный соответствующим переключателем на щите
оператора в качестве рабочего.
На полностью автоматизированных магистральных нефтепроводах контроль
и. управление перекачивающими насосными осуществляется из РДП или МПУ.
Кроме того, независимо от устройств дистанционного управления и контроля из
РДП и МПУ, при каждой перекачивающей насосной создается индивидуальная
операторная, в которой размещается все основное оборудование контроля и
автоматики. Управление насосной из операторной ведется при неисправности
или отсутствии устройств дистанционного управления из РДП и МПУ, а также
при ремонтных работах и наладке оборудования. Для перевода перекачивающей
насосной на управление из операторной или на дистанционное управление из
РДП или МПУ на щите в операторной имеется соответствующий переключатель на
два положения; на щите в МПУ также имеется переключатель на два положения
для перевода насосной на управление из МПУ или РДП. В МПУ имеется
сигнальный указатель перевода насосной на дистанционное управление, а в РДП
– указатель ее перевода на управление из РДП.
На промежуточных станциях магистральных нефтепровод ах, работающих из
насоса в насос, управление перекачивающими насосными должно
осуществляться, как правило, из РДП, а из МПУ только при отсутствии или
неисправности систем телемеханики. Это обусловлено тем, что любое
отклонение от режима перекачки на любой станции нефтепровода, работающего
из насоса в насос, очень быстро сказывается на работе всего нефтепровода.
Поэтому только непосредственное управление всеми станциями из одного пункта
позволяет быстро и безболезненно запускать и останавливать нефтепровод,
включать и отключать агрегаты на станциях и проводить все другие
технологические операции, необходимые для оперативного управления работой
магистрального нефтепровода в соответствии со складывающейся ситуацией на
нефтепромыслах, нефтеперерабаты-вающих заводов и на самом нефтепроводе.
На станциях магистральных нефтепроводов, работающих с емкостью также
предпочтительнее управление из районного диспетчерского пункта (РДП).
Однако вполне приемлемо управление перекачивающими насосными из местного
пункта управления (МПУ) или операторных под руководством и при
систематическом контроле диспетчера Р ДП, так как на магистральных
нефтепроводах с емкостями на промежуточных станциях изменение режима работы
любой станции отражается на работе остальных станций со значительным
запаздыванием, обусловленным наличием запаса нефти на случай, если
предыдущая станция уменьшила или прекратила подачу, и запаса свободной
емкости на случай, если что-нибудь случиться на этой станции или на участке
магистрального нефтепровода за этой станцией.
Следовательно, при определении очередности внедрения систем
телемеханики для централизации управления магистральными нефтепроводами
предпочтение должно быть отдано нефтепроводам работающим из насоса в
насос.
В РДП и МПУ предусматривается контроль и управление перекачивающей
насосной в объеме, требуемом для ее эксплуатации при всех возможных режимах
работы и для своевременного вызова ремонтного персонала при неисправностях
и аварийных ситуациях.
Давление на всасывании промежуточных станций желательно контролировать
в трубопроводе до задвижки, отключающей станцию от магистрали, т.е.
непосредственно в магистрали. Это обусловлено тем, что диспетчеры РДП, МПУ
и оператор, зная давление в магистральном трубопроводе у станции в то
время, когда станция остановлена, могут по этому давлению судить как о
режиме работы трубопровода, так и о возможности и целесообразности запуска
данной насосной. Однако для контроля из диспетчерской и операторной
давление в магистральном трубопроводе требуется применение дефицитных и
дорогих приборов наружной установки во взрывобезопасном исполнении, а также
подогрев манометрических линий в зимнее время. Поэтому обычно
ограничиваются контролем давления непосредственно на всасывании насосной, а
в случае необходимости контроля давления в магистральном нефтепроводе при
остановленной насосной, приоткрывают задвижку на трубопроводе подключения
станции к магистрали со стороны всасывания. При этом, естественно,
предусматривается автоматическое закрытие и запрет открытия этой задвижки в
случае пожара, загазованности или затопления перекачивающей насосной и
других взрывоопасных помещений перекачивающей станции.
Для контроля давления в трубопроводе на нагнетании станции в
диспетчерской устанавливается прибор с сигнальными контактами, которые
используются в системе автоматической сигнализации понижения и повышения
давления от установившегося рабочего. Сигнализация понижения давления
необходима для оповещения диспетчера о возможной аварии магистрального
трубопровода со стороны всасывания или нагнетания станции. Сигнализация
повышения давления требуется для оповещения диспетчера о необходимости
поднять уставку сигнального контакта минимального давления, В соответствии
с вновь установившемся давлением.
В операторной предусматривается контроль и управление перекачивающей
насосной в полном объеме, требуемом для ее эксплуатации при всех возможных
режимах работы, на случай неисправности или отсутствия устройств
дистанционного управления из диспетчерской. Кроме того, в операторную
выносится вся информация о состоянии, как основных магистральных насосных
агрегатов, так и агрегатов всех вспомогательных систем насосной в объеме,
позволяющем определить необходимость их ремонта. На щиты управления в
операторной выносятся ключи переключения каждого основного или резервного
агрегата. Для магистральных насосных агрегатов на щит выносятся также ключи
управления агрегатом в целом по программе и отдельно основным
электродвигателем и электроприводами задвижек на всасывании и нагнетании, а
также сигнальные лампы или сигнальные указатели их положения и срабатывания
устройств защиты (по каждой в отдельности).
2. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
2.1 ГНПС Алибекмола – как объект управления
2.1.1 Управление нефтеперекачивающими агрегатами
Автоматизация насосных станций включает в себя управление основными и
подпорными насосами в режимах запуска остановки, автоматический контроль,
защиту и сигнализацию насосных агрегатов и в целом станции по
контролируемым параметрам, автоматический запуск-остановку, контроль,
защиту и сигнализацию по вспомогательным установкам насосных станций
автоматическое регулирование режима работы и защиту насосных станций.
Система управления насосными агрегатами работает в режимах
дистанционного пооперационного управления, программного пуска насосов,
программной остановки насосов и аварийной остановки.
В режиме дистанционного управления со щита операторной осуществляется
запуск маслонасоса (при автономной схеме маслоснабжения) каждого агрегата,
управление клапана воздуха из насоса, управление открытием - закрытием
задвижек на всасывающих и нагнетательных линиях насосов.
В режимах программного пуска и остановки насосов все операции запуска
производятся автоматически. Режим пуска электродвигателя зависит от его
типа (синхронный или асинхронный) и осуществляется пусковыми станциями.
В целом запуск насосного агрегата достаточно простой. При наборе
электродвигателем номинального числа оборотов открываются всасывающая и
нагнетательная задвижки, и агрегат вступает в работу. Системы
маслоснабжения на ГНПС являются централизованными, общими для всех
агрегатов, что исключает управление насосами маслосмазки и уплотнения при
запуске - остановке агрегата.
В связи с менее напряженным режимом работы подпорных насосов,
отсутствием принудительной смазки и охлаждения, а также применением в
подпорных насосах многих подшипников качения, количество контролируемых
параметров приборами автоматической защиты и сигнализации в процессе
запуска – остановки снижено, поэтому значительно проще программа
автоматического управления.
Для насосных станций нефтепроводов важное значение имеет программный
запуск основных насосов. Имеются различные схемы запуска насосов в
зависимости от характеристик насосов, схем электроснабжения и других
факторов. Различаются программы последовательного открытия задвижек и
запуска основного электродвигателя агрегата.
Программа включения на закрытую задвижку предусматривает сначала
полное открытие задвижки на всасывании, затем запуск основного
электродвигателя и после этого - открытие напорной задвижки. Перед
включением этой программы обе задвижки агрегата закрыты. Программа на
закрытую задвижку обеспечивает наиболее легкие условия включения
основного электродвигателя, так как в период запуска насос потребляет
наименьшую возможную мощность, но создает большие давления на корпус насоса
и саму задвижку. Поэтому программа на закрытую задвижку может быть
рекомендована только в случаях, когда другие программы включения не
допускаются схемой энергоснабжения станции.
Программа включения на приоткрытую задвижку отличается от описанной
выше только тем, что напорная задвижка агрегата включается на открытие
немного раньше, чем запускается основной электродвигатель. Таким образом,
облегчаются условия работы электропривода задвижки, так как в момент
запуска и достижения номинальной частоты вращения электродвигателя провода
затвор задвижки практически разгружен. Промежуток времени между включением
напорной задвижки и включением основного электродвигателя по возможности
увеличивается, если это допускают условия пуска основного электродвигателя,
что позволяет уменьшить давление на корпус насоса и напорную задвижку при
включении, а также уменьшить ударную нагрузку на обратный клапан.
Программа включения на открытую задвижку предусматривает запуск
основного двигателя агрегата после полного открытия напорной задвижки. По
этой программе корпус насоса и напорная задвижка в процессе включения
агрегата практически не испытывают давления большего, чем при работе
агрегата в стационарном режиме; обратный клапан практически не испытывает
ударной нагрузки, и перепад давления на напорной задвижке в процессе ее
открытия отсутствует. Исследования показали, что магистральные насосные
агрегаты почти при всех условиях могут запускаться по этой программе.
Исключение составляют случаи, когда для уменьшения токов короткого
замыкания в схеме электроснабжения двигателей устанавливаются специальные
реакторы, а также когда понижающие трансформаторы установлены без
соответствующего запаса мощности.
Агрегаты, переведенные в положение резервных для системы АВР, могут
включаться также по программе, при которой обе задвижки открываются заранее
при переключении агрегата в резерв, а основной электродвигатель запускается
при отключении работавшего агрегата и срабатывании системы АВР. Эта
программа включения агрегата является наилучшей с точки зрения
гидравлических условий работы магистрального трубопровода, так как при
таком переключении агрегатов давления на всасывании и нагнетании станции
меняются весьма незначительно и линейная часть магистрального трубопровода
практически не испытывает никаких дополнительных нагрузок из-за волн
давления.
Программа отключения агрегата, как правило, предусматривает
одновременное выключение основного электродвигателя и включение обеих
задвижек на закрытие. При этом команда на закрытие задвижек обычно дается
коротким импульсом. Конструкция моментных выключателей электроприводов
многих задвижек при длительном импульсе обуславливает непрерывное включение
и отключение двигателя в случае заклинивания затвора задвижки, а это
приводит. К разрушению задвижки.
Иногда применяют программу отключения агрегата предусматривающую
сначала закрытие напорной задвижки, затем отключение основного
электродвигателя и затем закрытие задвижки на всасывании. Однако это
программа неудобна, так как затягивает отключение. Кроме того, при
отключении из-за аварийной ситуации эта программа обуславливает возможности
усугубления аварии за время, пока будет закрываться напорная задвижка.
Поэтому такая программа отключения применяется только в случаях, когда
установлен такой масляный выключатель основного электродвигателя, который
не может обеспечить отключения мощности, соответствующей работе агрегата
при максимальной подаче перекачки, и поэтому требуется уменьшить
разрываемую мощность до величины, соответствующей нулевой подаче агрегата.
2.1.2 Автоматический контроль работы нефтеперекачивающего агрегата и
насосной станции
Защита насосного агрегата по параметрам перекачиваемой жидкости
обеспечивается контактными манометрами, контролирующими давления во
всасывающем и нагнетательном трубопроводах. Датчик, установленный на
всасывающем трубопроводе у входной задвижки, настраивают на давление,
характеризующее кавитационый режим насоса. Защита по минимальному давлению
всасывания осуществляется с выдержкой времени, благодаря чему исключается
реакция схемы на кратковременные снижения давления при включении насосов и
прохождении по трубопроводу небольших воздушных пробок. Максимальный
контакт манометра дает сигнал в схему управления агрегатом, прерывая
процесс запуска в случае отсутствия требуемого давления после открытия
задвижки.
Максимальный контакт манометра обеспечивает автоматическую остановку
агрегата, если давление в нагнетательном трубопроводе превышает допустимое
по условиям механической прочности оборудования, арматуры и ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
