
- •31. Структура производственного процесса. Классификация автоматизированных систем управления производством. П роизводственные процессы
- •32.Классификация задач автоматизации. Задачи автоматизации
- •33.Факторы, влияющие на решения по автоматизации.
- •34.Состав измерительных каналов асутп. Выбор диапазона измерения первичного преобразователя.
- •35. Контроль и повышение достоверности измерительной информации
- •36.Типовые схемы регулирования уровня
- •37. Типовые схемы регулирования расхода.
- •1.2.1. Регулирование методом дросселирования потока вещества через регулирующий орган.
- •1.2.2. Регулирование методом байпасирования.
- •1.2.3 Регулирование с помощью регулируемого электропривода насоса
- •38.Типовые схемы регулирования давления
- •39.Регуляторы давления прямого действия.
- •40. Типовые схемы регулирования температуры. Регулирование температуры в поверхностных теплообменниках.
- •1.4.1. Регулирование температуры в поверхностных кожухотрубных теплообменниках.
- •41.Типовые схемы регулирования температуры. Регулирования температуры в трубчатых печах.
- •1.4.2. Регулирование температуры в трубчатых печах.
- •42.Назначение и функции технологических зашит и блокировок. Алгоритмы зашиты.
- •43.Обеспечение надежности и достоверности срабатывания зашит.
- •44. Основные параметры контроля процесса бурения скважин. Объем автоматизации буровой установки.
- •45.Структура информационно-измерительного комплекса на буровой установке. Автоматическое регулирование подачи долота на забой.
- •2.3. Автоматизация подачи долота на забое.
- •46.Автоматизация скважин, оборудованных шгну. Состав оборудования и объем автоматизации шгну.
- •47.Автоматизация скважин, оборудованных уэцн. Состав оборудования и объем автоматизации уэцн.
- •48 Метрологические требования к измерению продукции нефтяных скважин
- •49 Методы измерения продукции скв-н
- •50 Состав оборудования и алгоритм работы автоматизированной групповой замерной установки типа «Спутник»
- •Автоматизация дожимной насосной станции (днс).
- •Автоматизация подготовки нефти на промыслах.
- •Автоматизация резервуарных парков.
- •54.Средства и системы измерения уровня резервуарных парков.
- •55.Автоматизация учета нефти. Состав и назначение оборудования сикн
- •56 Блок измерительных линий. Состав и назначение оборудования
- •57 Блок контроля качества нефти и нефтепродуктов бкн. Состав и назначение оборудования
- •58 Состав оборудования нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов, объем автоматизации магистральных насосных агрегатов
- •6.3 Объем автоматизации нпс
- •59 Автоматизация насосного агрегата. Объем автоматизации насосного агрегата
6.3 Объем автоматизации нпс
Система автоматизация НПС включает:
-агрегатную автоматику для автоматизации магистральных и подпорных насосных агрегатов (МНА, ПНС);
-общестанционную автоматику.
Агрегатной автоматикой предусматривается:
-измерение и контроль температуры подшипников насосных агрегатов;
-уровень вибрации (по параметру виброскорости);
-контроль утечек из уплотнений насосов и т.д.
Автоматическая зашита по аварийным параметрам предусматривает выключение аварийного насосного агрегата и, как правило, включение резервного.
Обшестанционной автоматикой предусматривается:
-автоматическое регулирование давлений НПС;
-зашита НПС по давлениям (на входе, в коллекторе и на выходе);
-зашита по затоплению помещений НПС;
-зашита по загазованности помещений НПС;
-пожаротушение объектов НПС.
59 Автоматизация насосного агрегата. Объем автоматизации насосного агрегата
Задачами системы автоматизации МНА является контроль:
• температуры подшипников насоса, двигателя, сальника уплотнитель-ного вала, корпуса насоса, воздуха на выходе двигателя;
• герметичности разделительной диафрагмы;
• величины утечек из уплотнений насоса;
• давлений нагнетания и всасывания;
• вибрации насосного агрегата;
• срабатывания электрической зашиты двигателя;
• незавершенности последовательности пуска и отключения насосного агрегата;
Подача масла контролируется электроконтактным манометром 10, контакты которого включены в пусковые цепи электродвигателя, что препятствует его включению при отсутствии давления в линии смазки. Кроме того, падение давления в маслосистеме также вызывает остановку электродвигателя.
Тепловая зашита корпуса 6 насоса предотвращает его длительную работу7 "закрытую задвижкуг", а контроль за входящим и выходящим из электродвигателя воздухом защищает обмотку статора от перегрева (в летнее время) и образования конденсата (зимой).
Эксплуатация электродвигателей, продуваемых воздухом при избыточном давлении, во взрывоопасных помещениях требует контроля. Сигнализатор 9 выдает разрешение на включение в работу агрегата. Герметичность торцевого уплотнения контролирует датчик 1, который обеспечивает защиту в случае резкого увеличения утечек. Вибрацию оборудования в процессе его работы регистрирует вибросигнализатор 5, который отключает агрегат при критических уровнях вибрации. Визуальный контроль за давлением всасывания и нагнетания насосов осуществляют с помощью манометров 3 и 4, причем применяют как механические, так и электроконтактные манометры. Счетчик 8 числа часов работы агрегата служит для равномерной загрузки агрегата, что способствует увеличению межремонтных сроков.
Давление в линии разгрузки контролируют с помощью манометра 2, а нагрузку электродвигателя фиксируют амперметром 7.
Отключения МНА происходят в следующих ситуациях:
• при падении давления масла к подшипникам;
• при падении давления воздуха в электродвигателе;
• при повышении утечек из торцевых уплотнений;
• при повышении температуры подшипников и корпуса насоса;
• повышенная вибрация насосного агрегата;
• неисправность цепей управления масляными выключателями;
• при исчезновении оперативного напряжения;
• нажатие аварийных кнопок из насосного зала;
• нажатие кнопки «Стоп» на шите управления агрегата;
• при срабатывании электрической зашиты;
• от технологических зашит станции при аварийных давлениях;
• при повышенной загазованности;
• при возникновении пожара;
• при затоплении насосного цеха;
• при переполнении емкостей утечек;
• в случае аварии вспомогательных систем.