Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

Резервуарный парк нефть

.pdf
Скачиваний:
13
Добавлен:
22.01.2021
Размер:
468.67 Кб
Скачать

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

1. Техническое задание

Основные задачи и цели создания АСУ ТП

Основными целями создания АСУ ТП являются:

обеспечение транспортирования с заданной производительностью при минимальных эксплуатационных затратах;

повышение надежности работы нефтепроводного транспорта и предотвращение аварийных ситуаций;

сокращение потерь при транспортировании и хранении;

обеспечение качества поставляемых нефтей;

осуществление оперативного учета материальных и энергетических ресурсов и затрат;

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

АСУ ТП реализуют следующие задачи:

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

централизованный контроль и управление из МДП технологическими процессами вспомогательных систем;

обеспечение надежной работы оборудования технологических сооружений и предотвращения аварийных ситуаций;

повышение эффективности технологических процессов на НПС;

передача текущей информации в центральный диспетчерский пункт

(ЦДП).

1.2 Назначение и состав ГНПС

Головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС) располагается вблизи нефтяных сборных промыслов (МНП) или нефтеперерабатывающих заводов

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

(МНПП) и предназначается для приема нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод.

В состав ГНПС входят:

узел подключения станции (УПС),

площадка фильтров грязеуловителей (ФГУ),

резервуарный парк (РП),

подпорная насосная станция (ПНС),

узел учёта нефти (УУН),

магистральная насосная станция (МНС),

камера регулирования давления (КРД).

Узел подключения станции состоит из:

камеры приёма (пуска) очистных устройств (скребок)

средств диагностики (диаскана),

датчиков прохождения скребка,

трубозапорной арматуры,

обратных клапанов.

Площадка фильтров грязеуловителей состоит из следующих основных элементов:

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

технологической обвязки ФГУ (технологических трубопроводов);

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

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

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

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

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

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

верхний световой люк,

вентиляционный патрубок,

механический дыхательный клапан,

огневой предохранитель,

замерный люк,

прибор для замера уровня,

нижний люк-лаз,

сифонный кран,

хлопушка,

грузовой патрубок,

перепускное устройство,

подъёмник хлопушки,

гидравлический предохранительный дыхательный клапан.

Подпорная насосная станция включает в себя:

два подпорных насосных агрегата,

задвижки на всасывании насосов,

задвижки на нагнетании насосов.

Узел учета нефти состоит из:

измерительной рабочей линии,

измерительной контрольной линии,

измерительной резервной линии,

блока измерительных линий (БИЛ),

блока измерений качества (БИК),

турбопоршневой поверочной установки (ТПУ).

В состав магистральной насосной станции входят:

три магистральных насосных агрегата,

задвижки на всасывании насосов,

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

задвижки на нагнетании насосов,

обратные клапаны,

система маслосмазки,

система утечек нефти,

система охлаждения,

система вентиляции.

Камера регулирования давления имеет два контура регулирования:

контур по приему НПС,

контур по нагнетании НПС.

В состав каждого контура входят:

датчик давления,

регулятор,

задатчик.

1.3 Требования к автоматике ГНПС

Система автоматики ГНПС должна обеспечивать следующее:

измерение:

) уровня нефти в резервуаре; ) температуры нефти в резервуаре;

) давления нефти на входе в ПНС; ) давления нефти на выходе в ПНС;

) температуры обмоток двигателя каждого насосного агрегата ПНС; ) вибрации корпуса двигателя каждого насосного агрегата ПНС;

контроль дискретных параметров:

) низкого уровня нефти в резервуаре; ) верхнего уровня нефти в резервуаре;

) низкого и высокого значения температуры нефти в резервуаре; ) низкого уровня давления нефти на входе в ПНС; ) низкого и высокого уровня давления нефти на выходе ПНС;

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

) высокого значения температуры обмоток двигателя каждого насосного агрегата ПНС;

) высокого значения вибрации корпуса двигателя каждого насосного агрегата ПНС;

управление:

) клапаном с электроприводом на выходе ПНС; ) клапаном с электромагнитным приводом для сброса подтоварной

воды в канализацию;

индикацию:

) измеряемых параметров на щите РСУ; ) измеряемых и расчётных параметров на дисплее АРМ оператора по

запросу оператора; ) аварийных ситуаций на мнемосхеме с выдачей звукового сигнала

аварии и пожара на ГНПС;

сигнализацию:

) предупредительную верхнего и нижнего уровня нефти в резервуаре; ) аварийную верхнего уровня нефти в резервуаре.

В диспетчерскую должна обеспечиваться выдача всей информации о работе ГНПС.

1.4 Требования к техническому обеспечению

Оборудование, устанавливаемое на открытых площадках, в

зависимости от зоны расположения объекта должно быть устойчивым к воздействию температур от -50оС до +50оС и влажности не менее 80% при температуре 35оС.

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

Датчики, используемые в системе, должны отвечать требованиям

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

взрывобезопасности. При выборе датчиков следует использовать аппаратуру

сискробезопасными цепями. Чувствительные элементы датчиков,

соприкасающиеся с сероводородсодержащей или другой агрессивной средой,

должны быть выполнены из коррозионностойких материалов либо для их защиты необходимо использовать разделители сред.

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

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

) время наработки на отказ не менее 100 тыс. час; ) срок службы не менее 10 лет.

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

Контроль уровня в емкостях с нефтью должен производиться не менее,

чем тремя независимыми датчиками с сигнализацией верхнего предельного уровня не менее, чем от двух измерителей.

1.5 Требования к метрологическому обеспечению

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

Основная относительная погрешность датчиков температуры,

вибрации, сигнализаторов должна составлять не более 0,2%.

Для узла измерения уровня нефти в резервуаре использовать радарный

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

уровнемер. Основная погрешность измерения уровня должна составлять не более 0,125%.

Требования к программному обеспечению

Программное обеспечение (ПО) АС включает в себя:

системное ПО (операционные системы);

инструментальное ПО;

общее (базовое) прикладное ПО;

специальное прикладное ПО.

Набор функций конфигурирования в общем случае должен включать в

себя:

создание и ведение базы данных конфигурации (БДК) по входным /

выходным сигналам;

конфигурирование алгоритмов управления, регулирования и защиты с использованием стандартных функциональных блоков;

создание мнемосхем (видеокадров) для визуализации состояния технологических объектов;

конфигурирование отчетных документов (рапортов, протоколов).

Средства создания специального прикладного ПО должны включать в себя технологические и универсальные языки программирования и соответствующие средства разработки (компиляторы, отладчики).

Технологические языки программирования должны соответствовать стандарту IEC 61131-3.

Базовое прикладное ПО должно обеспечивать выполнение стандартных функций соответствующего уровня АС (опрос, измерение, фильтрация,

визуализация, сигнализация, регистрация и др.).

Специальное прикладное ПО должно обеспечивать выполнение нестандартных функций соответствующего уровня АС (специальные алгоритмы управления, расчеты и др.).

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

1.7 Требования к математическому обеспечению

Математическое обеспечение АС должно представлять собой совокупность математических методов, моделей и алгоритмов обработки информации, используемых при создании и эксплуатации АС и позволять реализовывать различные компоненты АС средствами единого математического аппарата.

1.8 Требования к информационному обеспечению

По результатам проектирования должны быть представлены:

состав, структура и способы организации данных в АС;

порядок информационного обмена между компонентами и составными частями АС;

структура процесса сбора, обработки, передачи информации в АС;

информация по визуальному представлению данных и результатам мониторинга.

В состав информационного обеспечения должны входить:

унифицированная система электронных документов, выраженная в виде набора форм статистической отчетности;

распределенная структурированная база данных, хранящая систему объектов;

средства ведения и управления базами данных.

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

2. Основная часть

Описание технологического процесса

Технологическая схема ГНПС показана на рис. 1.

Рис. 1. Технологическая схема ГНПС

ГНПС располагается вблизи нефтяных сборных промыслов. Нефть,

первым делом, проходя через УПС, направляется на ФГУ.

УПС предназначается для подключения ГНПС к магистральному нефтепроводу и приёма, запуска очистных, разделительных и диагностических устройств.

На ФГУ осуществляется очистка транспортируемой по нефтепроводам нефти от посторонних предметов. Очищенная нефть поступает в РП.

РП ГНПС предназначен для создания запасов нефти с целью обеспечения бесперебойной работы трубопровода в случае прекращения или неравномерной поставки нефти с промысла, а также для приема нефти при аварийных или плановых остановках перекачки. Далее нефть направляется на ПНС. В случае, когда все резервуары заполнены, нефть направляется на ПНС, минуя РП.

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

ПНС используется для создания определенного давления на приеме магистрального насоса, чтобы избежать возникновения зон пониженного давления. Далее нефть, пройдя через узел учета нефти УУН, где осуществляется измерения количества и показателей качества нефти,

поступает с требуемым давлением на МНС.

На МНС МНА создают требуемый напор нефти, которая затем поступает на КРД. Система автоматического регулирования давления осуществляет поддержание давления с помощью регулятора давления. Далее нефть поступает на магистральный нефтепровод.

2.1.1 Резервуарный парк

Функциональная схема подсистем РП и ПНС ГНПС приведена в альбоме схем (ФЮРА.425280.001.ЭС.01).

Очищенная нефть поступает в РП.

РП выполнен по схеме: резервуар (РВС-1), задвижки приема с ручным управлением (К2-1, К2-2), задвижки отдачи с ручным управлением (К3-1, К3-

2), клапан с электромагнитным приводом для сброса воды (К4), параллельная труба с задвижкой с ручным управлением (К1).

При заполнении резервуара задвижка К2-1 открыта, задвижка К2-2

закрыта (находится в резерве и открывается в случае ремонтных работ или поломки задвижки К2-1), задвижка К1, К3-1, К3-2 и К4 закрыты. При отдачи нефти из резервуара задвижка К3-1 открыта, задвижка К3-2 закрыта

(находится в резерве и открывается в случае ремонтных работ или поломки задвижки К3-1), задвижки К1, К2-1, К2-2 и К4 закрыты. При нормальном режиме работы задвижки К2-1 и К3-1 открыты, а остальные все закрыты. Т.к.

давление на входе в резервуарный парк больше чем на выходе из него, то при нормальном режиме работы резервуар будет заполняться нефтью. В процессе заполнения резервуара нефтью необходимо постоянно следить за ее уровнем и в нужный момент закрыть задвижки К2-1 и К3-1 и открыть задвижку К1.

Кроме того, необходимо следить за температурой нефти и уровнем