Содержание
Автоматизация производственных процессов как форма развития техники добычи нефти и газа. Технологическая схема работы дожимной насосной станции. Структура нижнего уровня системы управления. Структура подпрограммы "Пуск насоса", "Контроль параметров".
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | реферат |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 16.05.2017 |
| Размер файла | 226,1 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
На современном этапе развития нефтегазодобывающей промышленности большое значение имеет развитие автоматического управления производством, замена физически и мораль устаревших средств автоматизации и систем управления техническими процессами и объектами нефтегазодобычи. Введение новых систем автоматического контроля и управления приводит к повышению надежности и точности отслеживания технологического процесса.
Автоматизация производственных процессов является высшей формой развития техники добычи нефти и газа, создание высокопроизводительного оборудования, повышения культуры производства, основание новых нефтяных и газовых районов, рост добычи нефти и газа стали возможны благодаря развитию и внедрению автоматизации и совершенствованию управления.
Системный подход при решении вопросов автоматизации технологических процессов, создание и внедрение автоматизированных систем управления позволили осуществить переход к комплексной автоматизации всех основных и вспомогательных технологических процессов бурения, добычи, обессоливания и транспортировки нефти и газа.
Современные нефтедобывающие и газодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях. Технологические объекты связаны между собой. Это повышает требование к надежности и совершенству средств автоматизации. Обеспечение надежности и эффективности функционирования системы газоснабжения, оптимизация процессов нефтедобычи, транспорта, улучшение технико-экономических показателей развития нефтедобывающей отрасли требует решения важнейших задач перспективного планирования и оперативно-диспетчерского управления системы нефтедобычи на основе осуществления программы комплексной автоматизации технологических процессов, широкого внедрения автоматизированных систем управления.
В данной работе рассмотрена система автоматизации дожимной насосной станции (ДНС).
1. Автоматизия работы дожимной насосной станции
Дожимная насосная станция (рис. 1) после первичной сепарации нефти обеспечивает ее переток к установкам дальнейшего технологического цикла и поддержание там необходимого давления.
Рис. 1 — Технологическая схема работы дожимной насосной станции
Основу этой станции составляют центробежные насосы с самозаливкой, к которым нефть поступает из установки первичной сепарации или из резервных буллитов. Закачка нефти в насосы производится через фильтры, которые устанавливаются как на всасывающих, так и на выкидных магистралях этой системы. Станция укомплектована всегда рабочим и резервным насосами. Резервируют также фильтры и на ее выкидной магистрали. Включение в работу каждого из насосов или одного из фильтров на выкидной магистрали производится с помощью приводных задвижек, управляемых системой автоматики.
Система автоматизации управления работой дожимной насосной станции не только обеспечивает поддержание заданного давления нефти на выкидной магистрали, но и производит своевременное переключение рабочей линии на резервную в случае выхода из строя рабочего насоса или закупорки одного из рабочих фильтров. Для контроля рабочих параметров в технологической цепочке дожимной насосной станции используют следующие технические средства:
DM1 — DM4 — дифференциальные манометры;
P1, P3 — датчики давления на входе насосов;
P2, P4 — датчики давления на выходе насосов;
Z1 — Z6 — приводы задвижек и датчики их положения;
F1 — F4 — фильтры на линии нефти.
Эта аппаратура подключается к соответствующим портам контроллера системы управления дожимной насосной станцией по схеме, представленной на рис. 2.
К модулю (порту) дискретного ввода этого контроллера подключены, как и в предыдущем случае, кнопки управления и датчики положения задвижек. Аналоговые датчики давления и дифференциальные манометры подключены на вход модуля (порта) аналогового ввода. Двигатели всех задвижек и приводы насосов подключены к модулю (порту) дискретного вывода.
Рис. 2 — Структура нижнего уровня системы управления дожимной насосной станцией
нефть добыча насосный станция
Алгоритм управления дожимной насосной станцией имеет сложную структуру, состоящую из нескольких взаимосвязанных подпрограмм. Основная программа этого алгоритма представлена на рис. 3.
По этому алгоритму после ввода величины задающих сигналов выполняется цикл ожидания нажатия кнопки «Пуск», после нажатия которой происходит автоматический выбор насоса № 1 и задвижки Z5 в качестве рабочего оборудования технологического цикла. Этот выбор фиксируется присвоением единичного значения константам N и K. По значению этих констант в дальнейшем будет определен выбор направления ветвления в подпрограммах алгоритма.
Эти подпрограммы запускаются основным алгоритмом сразу же после подачи команды на открытие задвижки Z1, соединяющей технологическую линию дожимной насосной станции с установкой первичной сепарации нефти. Первая из этих подпрограмм «Пуск насосов» управляет процессом запуска рабочего (или резервного) насоса, а другая подпрограмма «Контроль параметров» производит текущий контроль основных параметров технологического процесса и в случае их несоответствия заданным значениям осуществляет переключения в технологической цепочке этого процесса.
Подпрограмма «Контроль параметров» запускается циклически на всем протяжении рабочего цикла этого процесса. Одновременно в этом цикле производится опрос кнопки «Стоп», при нажатии которой закрывается задвижка Z1. Затем, прежде чем остановить основную программу, алгоритм запускает на выполнение подпрограмму «Останов насоса». По этой подпрограмме выполняются последовательные действия по остановке рабочего насоса.
По подпрограмме «Пуск насоса» (рис. 4) первоначально производится анализ содержания параметра N, которым определен номер рабочего насоса (соответственно N=1 для насоса № 1 и N=0 для другого насоса). В зависимости от значения этого параметра алгоритм выбирает ветвь запуска соответствующего насоса. Эти ветви аналогичны по структуре, но отличаются только параметрами технологических элементов.
Рис. 3 — Алгоритм управления дожимной насосной станцией
Первой процедурой выбранной ветви этой подпрограммы производится опрос дифференциального датчика давления DM1, содержание которого определяет рабочее состояние соответствующего фильтра на входе насосного агрегата. Показания этого датчика сравниваются с заданным предельным значением относительного давления на фильтре. При зашламованности фильтра (когда он требует чистки) разность давлений на его входе и выходе будет превышать заданное значение, поэтому данная технологическая ветвь не может быть запущена в работу, и потребуется переход на запуск резервной линии, т.е. резервного насоса.
В случае нормального состояния фильтра его фактическое разностное давление меньше заданного, и алгоритм переходит к опросу датчика, контролирующего давление на входе выбранного насоса. Снова показания этого датчика сравниваются с заданным значением. В случае недостаточного давления на входе насоса он не сможет выйти на рабочий режим, поэтому он также не может быть запущен, а это снова потребует перехода на запуск резервного насоса.
Рис. 4 — Структура подпрограммы «Пуск насоса»
В случае нормального значения давления на входе насоса следующая команда подпрограммы запускает его, при этом параметру N присваивается соответствующее числовое значение, а дискретные датчики контроля запуска насоса контролируют этот процесс. После этого запуска опрашивается датчик, контролирующий давление на выходе запущенного насоса. В случае, если это давление окажется ниже заданного уровня, насос тоже не может работать в нормальном режиме, поэтому и этот случай требует запуска резервного насоса, но только после остановки запущенного насоса.
Если же заданное давление на выходе насоса достигнуто, то это значит, что он вышел на заданный режим, поэтому на следующем шаге алгоритм открывает задвижку, соединяющую выход насоса с линией выходных фильтров системы. Открытие каждой из задвижек фиксируется дискретными датчиками ее положения.
На этом подпрограмма запуска насоса выполнила свои функции, поэтому на следующем шаге производится выход из нее в основную программу, где затем производится запуск следующей подпрограммы «Контроль параметров» работающей системы. Эта подпрограмма выполняется в цикле до тех пор, пока технологический процесс не будет остановлен кнопкой «Стоп».
Структурно подпрограмма «Контроль параметров» идентична подпрограмме «Пуск насоса», однако имеет некоторые особенности (рис. 5).
Рис. 5 — Структура подпрограммы «Контроль параметров»
В этой подпрограмме, как и в предыдущей, производится последовательный опрос тех же датчиков и сравниваются их показания с заданными значениями контролируемых параметров. В случае их несоответствия подается команда на закрытие соответствующей задвижки и на остановку соответствующего насоса, при этом параметру N присваивается значение, противоположное предыдущему. После всего этого производится запуск подпрограммы «Пуск насоса», по которой включается в работу резервный насос.
Если все контролируемые параметры соответствуют заданным значениям, то, прежде чем выйти в основную программу, алгоритм проверяет состояние фильтров основной магистрали. Для этой цели запускается подпрограмма «Управление задвижками Z5 и Z6» (рис. 6), по которой в случае выхода из строя одного из этих фильтров включается в работу резервный фильтр.
Рис. 6 — Структура подпрограммы «Управление задвижками Z5 и Z6»
По этой подпрограмме через анализ значения параметра K в ней выбирается рабочая ветвь, по которой производится опрос дифференциального манометра работающего фильтра. В случае нормальной работы фильтра разность фактического давления между входом и выходом фильтра не будет превышать заданного значения, поэтому алгоритм по условию «да» выходит из подпрограммы без изменения структуры подключения элементов в магистрали.
В случае превышения этой разницей заданного значения алгоритм следует по условию «нет», в результате чего закрывается работающая задвижка и открывается резервная, а параметру Nприсваивается противоположное значение. После выполнения этого производится выход из этой подпрограммы в предыдущую, а из нее в основную программу.
Процесс контролируемого пуска рабочего насоса, а в случае его поломки запуска резервного производится алгоритмом автоматически. Аналогично осуществляется контролируемый запуск фильтров через включение задвижек в основной магистрали.
При нажатии на кнопку «Стоп» цикл непрерывного контроля за параметрами системы прекращается, закрывается задвижка, подключающая дожимную насосную станцию к сепарационной установке, и производится переход к подпрограмме «Остановка насоса» (рис. 7).
По этой подпрограмме на основе анализа параметра N выбирается одна из двух идентичных ветвей следования алгоритма. По ней алгоритмом первоначально подается команда на закрытие задвижки, установленной на выходе работающего насоса. После закрытия ее другая команда останавливает работающий насос. Затем новым анализом значения уже параметра K выбирается ветвь алгоритма, по которой закрывается задвижка работающего магистрального фильтра, после чего алгоритм останавливает свою работу.
Рис. 7 — Структура подпрограммы «Остановка насоса»
1. Сажин Р.А. Элементы и структуры систем автоматизации технологических процессов нефтяной и газовой промышленности. Изд-во ПГТУ, Пермь, 2008. ? 175 с.
2. Исакович Р.Я. и др. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. «Недра», М., 1983 г.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Автоматизация технологического процесса на ДНС. Выбор технических средств автоматизации нижнего уровня. Определение параметров модели объекта и выбор типа регулятора. Расчёт оптимальных настроек регулятора уровня. Управление задвижками и клапанами.
курсовая работа [473,6 K], добавлен 24.03.2015
Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции. Принцип работы ДНС с установкой предварительного сброса воды. Отстойники для нефтяных эмульсий. Материальный баланс ступеней сепарации. Расчет материального баланса сброса воды.
курсовая работа [482,1 K], добавлен 11.12.2011
Определение расходов воды и скоростей в напорном трубопроводе. Расчет потребного напора насосов. Определение отметки оси насоса и уровня машинного зала. Выбор вспомогательного и механического технологического оборудования. Автоматизация насосной станции.
курсовая работа [49,0 K], добавлен 08.10.2012
Описание технологического процесса перекачки нефти. Общая характеристика магистрального нефтепровода, режимы работы перекачивающих станций. Разработка проекта автоматизации насосной станции, расчет надежности системы, ее безопасность и экологичность.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 29.09.2013
Технология компримирования газа, подбор и обоснование необходимого оборудования, технологическая схема производства работ. Требования к системе автоматизации, ее объекты, средства. Логическая программа запуска компрессорной установки, работа контроллера.
дипломная работа [551,8 K], добавлен 16.04.2015
Технологический процесс автоматизации дожимной насосной станции, функции разрабатываемой системы. Анализ и выбор средств разработки программного обеспечения, расчет надежности системы. Обоснование выбора контроллера. Сигнализаторы и датчики системы.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 30.09.2013
Общая характеристика насосной станции, расположенной в прокатном цехе на участке термоупрочнения арматуры. Разработка системы автоматического управления данной насосной станцией, которая своевременно предупреждает (сигнализирует) об аварийной ситуации.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 05.09.2012
Описание нефтеперекачивающей станции, ее принципиальная технологическая схема, принцип работы и функциональные особенности блоков. Программно-технический комплекс и назначение автоматизации. Выбор и обоснование датчиков, преобразователей, контроллеров.
дипломная работа [8,0 M], добавлен 04.05.2015
Характеристика мелиоративной насосной станции, выбор принципиальной электрической схемы. Составление схемы соединений щита управления. Экономическая эффективность схемы системы автоматического управления. Определение надежности элементов автоматики.
курсовая работа [537,1 K], добавлен 19.03.2011
Описание принципиальной технологической схемы дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды. Принцип работы установки подготовки нефти "Хитер-Тритер". Материальный баланс ступеней сепарации и общий материальный баланс установки.
курсовая работа [660,9 K], добавлен 12.12.2011
Дожимные насосные станции предназначены для сообщения дополнительной энергии жидкой продукции скважин, чтобы подать ее на ЦСП в тех случаях, когда расстояние от кустов скважин и ГЗУ (групповые замерные установки) велико и устьевого давления не достаточно для транспортирования газожидкостной смеси. На ДНС проводят первую ступень сепарации при давлении 0,3—0,8 МПа, обусловленном гидравлическими потерями при транспорте, а также давлением, которое должно поддерживаться в конце газопровода, в частности перед ГПЗ (газоперерабатывающий завод), для его нормальной работы. После сепарации жидкость поступает на прием насосов, а отделившийся нефтяной газ под собственным давлением направляется на ГПЗ.
Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:
· сбора и откачки утечек нефти;
· свечи аварийного сброса газа.
Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м 3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:
· приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;
· сепарации нефти от газа;
· поддержания постоянного подпора порядка 0,3 — 0,6 МПа на приеме насосов.
Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.
Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных:
1. Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.
2. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.
3. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.
4. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.
Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м 3 , оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.
Принцип работы ДНС
Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.
Дожимные насосные станции предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти из газа в целях дальнейшего раздельного транспорта нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. Дожимные насосные станции выпускаются в блочном исполнении двух типов.
К первому типу относятся ДНС на базе сепарационных установок с насосной откачкой блочной насосной (БН). Разработано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-2000-26. Шифр блока: БН — блочная насосная; первое число — подача насоса по жидкости в м 3 /сут, второе — давление нагнетания в МПа. Из блоков компонуются дожимные насосные станции различных подач и напора. Станция состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок включает технологическую емкость и гидроциклоны, один из которых резервный.
Ко второму типу относятся ДНС-7000, ДНС-1.4000, ДНС-20000, где число указывает на подачу насосных агрегатов в м 3 /сут. Давление нагнетания насосов 1,9-2,8 МПа. Технологическая единица состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9хЗ. В указанных ДНС имеются соответственно две, три, четыре технологические единицы, причем в каждой станции одна технологическая единица резервная. Помимо этого, ДНС включает: блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтной аппаратуры и КИПиА, а также распределительное устройство и свечу аварийного сброса газа.
Параметры работы ДНС:
1) Объем откачанной на УПН(установка подготовки нефти) жидкости.
2) Объем поступившей на ДНС жидкости
3) Объем сборшенной в поглощение воды.
4) Давления на приме насосов, на выкиде.
5) Обводненность поступающей, откачанной на УПН жидкости.
6) Температуры рабочих агрегатов (насосов)
7) Загрузки насосов
ДНС оснащаются насосами ЦНС (центробежные насосы) различной производительности от ЦНС-60 до ЦНС-3000
ДНС предназначены для внутрипромысловой перекачки продукции скважины нефть от ГЗУ поступает в буфер емкости ДНС, затем насосами откачивается в нефтепровод по назначению. Отсепарированный газ после БЁ направляется в газосборную систему.
Система контроля и управления ДНС предназначена для оперативного учета, поддержания заданных значений парамет¬ров технологического процесса и предотвращения возникнове¬ния аварийных ситуаций.
Блок сепарации: 1. Измерение давления в емкости; 2. Сигнализируется предел значений давлений; 3. Автоматическое регулирование давлений в сепарационной емкости при помощи клапана отсечки; 4. Автоматическое регулирование уровня жидкости в емкости 5. Сигнализируется верхний и нижний аварийных уровней сигнализатором типа СУ.
Блок насосов: 1. Автоматическое регулирование давлений и уровня в БЁ; 2. Автоматическое управление насосным агрегатом по уровню в БЁ при период откачке; 3. Автоматическое включение резервного НА; 4. Контроль темп подшипников НА и двигателя; 5. Защита эл. привода НА от перегрузок и КЗ, недопустимых снижения напряжения в сети; 6. Измерение давлений на приеме и выкиде насосов, автоматическое отключение их при аварийном снижении давлений; 7. Измерение тока ЭД и напряжение каждого НА; 8. Автоматическая защита НА при превышение t подшипников двигателя и насосов, аварийное снижение уровня жидкости в емкостях перед насосами, недопустимых утечках ч/з сальниковые уплотнения; 9. Сигнализация о загазованности и пожаре в помещении; 10. Сигнализация на ДП сигнала о срабатывание защит с расшифрованием причин;
Блок дренажной емкости: 1. Автоматический контроль уровня жидкости в емкости; 2. Автоматическое управление погружение насосом по уровню в емкости; 3. Сигнализация состояния погружных насосов «Вкл» в операторной
По общестанционарным параметрам ДНС: 1. Сигнализация предельных значений давления на приеме ДНС; 2. Сигнализация предельных значений давлений на выходе ДНС; 3. Сигнализация о загазованности в помещении с нефтенасосом; 4. Автоматическое управление вентиляцией; 5. Отключение насосных агрегатов при недопустимой загазованности; 6. Аварийная сигнализация о пожаре нефтенасосов; 7. Сигнализация о загазованности площадок объектов на территории ДНС.
8. Автоматизированная распределенная система контроля и управления процессом подготовки нефти.
1.Блок сепарации сырой нефти (измерение: температуры и давления на входе установки(ДП,по месту), давления в сис-ме сепараторов 1 и 2 ступени(ДП, М), уровня жидкости в сеп-рах(ДП), расхода газа с 1 и 2 ступени сеп-ии(ДП), расхода жидкости поступающей на установку(ДП), усреднённой обводненности сырой нефти(ДП); сигнализация: повышения давления в сеп-рах(ДП), аварийного давления в сеп-рах 1 и 2 ступени(ДП), аварийного уровня жид-ти в сеп-рах(ДП), положения электрозадвижек(ДП); автомат-е рег-е: уровня жидкости в сеп-рах(М), давление в системе сеп-ров 1 и 2 ступени(М); авто-ий отбор по заданной проге ср пробы жид-ти на вх и вых блока сепарации(ДП)) 2.Блок предварительного сброса пластовой воды (Измерение: уровня раздела фаз «нефть-вода»(ДП), расхода пластовой воды с блока отстойников(ДП), расхода гор пластовой воды и некондиционной нефти подаваемых в линию сырой нефти(ДП), влажности нефти на вых с бл отстойников(ДП); авто-ое рег-е уровня раздела «нефть-вода» в отстойниках(М); авто-ий отбор по заданной проге ср пробы жид-ти на вых отстойников(ДП))
3. Блок нагрева продукции скважин (Измерение: тем-ры нагреваемого продукта(ДП,М), тем-ры дымовых газов(ДП), расхода нагреваемого продукта(ДП), расхода топливного газа(ДП); сигнализация: повышение тем-ры нагреваемого продукта(ДП), повышение тем-ры нагреваемых газов(ДП), пожар включение установки пожаротушения(М,ДП), понижение давл-ия топливного газа(ДП); Авт-ое рег-ие: температуры продукта на вых из нагревателей(М), давление топливного газа(М), соотношение расходов «топливный газ-воздух»(М); Авто-ое откл нагревателя путем отсечки топливного газа при: повышение тем-ры нагреваемого продукта(М), повышение тем-ры дымовых газов(М), отклонение давл-ия нагреваемого продукта от заданных знач-ий(М), повышение перепада давл-ия нефти в нагревателе(М), понижение давл топливного газа(М), понижение давл воздуха(М), пониж расхода нефти(М), погасании пламени горелки(М); Дистанционное упр-ие розжигом горелок)
4.Блок глубокого обезвоживания и обессоливания нефти (Измерение: расхода пресной воды на обессоливание(ДП), общ расхода нефти после электродегидраторов(ДП), уровня воды в ем пресной воды(ДП), уровня раздела «нефть-вода» в отстойниках и электродегидратора(ДП), влажности нефти на вых с блока отстойников(ДП),напряжения м/у электродами на электродегидраторах(ДП), силы тока подаваемого в электродегидраторы(ДП); Сигнализация: мин давления в электродегидраторах(ДП), понижения расхода пресной воды на обессоливание(ДП), макс и мин уровня раздела «нефть-вода» в отсойниках и элктродегидраторах(ДП), мин уровня жид-ти в электродег-ах(ДП); Авто-ое рег-ие: давл в сис-ме электродег-ов(М), расхода пресной воды на обессоливание в зав-ти от общ расхода обезвоженной нефти (М), уровня раздела «нефть-вода» в отсойниках и элктродегидраторах(М), уровня воды в ем пресной воды(М); Авто-е откл напряжения в электродег-х в случае образования газовой шапки(М), высоком уровне воды(М), попытка чел-ка проникнуть в верхнюю площадку аппарата(М)
5.Блок стабилизации или гор сепарации нефти(измер-е уровня жидкости в сеп-рах(ДП); Сигнализация: аварийного давл в сепараторах(ДП), макс и мин уровня жид-ти в сепараторах(ДП); авто-ое рег-ие уровня жид-ти в сепараторах(М))
7.Блок очистки пластовой воды(Измерение: расхода очищенной пластовой воды(ДП), уровня раздела фаз «вода-нефть» в отстойниках(ДП), содер-ие нефти в воде на вых с блока очистки(ДП); сигнализация отклонения от заданных знач уровня раздела фаз «нефть-вода» в отстойниках(ДП), рег-ие уровня раздела фаз «нефть-вода» в отстойниках(М)
9. Дренажные емкости и емкости аварийного слива нефтепродуктов (управ-ие погружными насосами(ДП), сигнализация макс и мин уровней жидкости в емкостях(ДП)
10. Блок НА(упр-ие НА(ДП,М), аварийная сигнализация и защитное откл электродвигателя насоса при: перегреве подшипников НА(ДП), утечка в сальниках и тд(ДП); Сигнализация состо-ия НА «работает-неработает»(ДП), предупредительная сигн-ия при наличии опасных концентраций горючих газов в помещении насосной(ДП), автомат-ий ввод резервного насоса при аварийном откл основного(М))
9. Автоматизация нефтеперекачивающих насосных станций: контроль, защита, автоматическое управление. Характеристика магистрального нефтепровода как объекта автоматизации. Автоматическая защита насосной станции по давлениям, регулирование давлений, защита нефтепроводов от перегрузок.
Нефтеперекачивающие насосные станции предназначены для откачки товарной нефти с промысла потребителю.
Автоматический пуск насосной станции осуществляется по электрическому сигналу датчиков предельного уровня 5 типа ДПУ-1 по достижении заданного уровня нефти в резервуаре 6. При этом с блока управления 14 подается импульс на электропривод задвижки 3, установленной на всасывающей линии насоса 2. Когда задвижка полностью откроется, замкнется контакт установленного на ней концевого выключателя КВО, при этом установленное в блоке управления подпорным насосами реле времени включает электродвигатель / подпорного насоса. Одновременно замыкается второй контакт реле времени и на блоке управления появляется сигнал о том, что задвижка 3 открыта.
В реле времени имеется третий контакт, замыкание которого подготавливает цепь аварийных блокировок подпорного насоса 2.
В случае аварийных ситуаций схемой управления предусмотрено автоматическое отключение перекачивающих насосных агрегатов. При снижении или превышении давления сверх допустимых пределов от электроконтактных манометров 18 и 19, установленных на всасывающих и выкидных линиях насосов, поступают электрические импульсы в блок управления насосами. При этом реле в блоке управления обесточивается и соответствующий насосный агрегат отключится. Одновременно с отключением насосного агрегата, находящегося в аварийном состоянии, включается резервный насосный агрегат.
Температура подшипников насосного агрегата контролируется аппаратурой температурной защиты АТВ-229. При перегреве датчик выдает сигнал в блок управления, и насос отключится, При угрозе затопления помещения насосного блока датчик предельного уровня ДПУ-1, установленный в специально заглубленной емкости, пошлет аварийный сигнал в блок управления и насосный агрегат будет остановлен.
Противопожарная защита осуществляется с помощью датчиков пожарной сигнализации. При этом отключается горящий насосный агрегат и блокируется вся насосная станция.
Если насосный агрегат после запуска не начал работать или при работе не развивает необходимое давление, установленный на выкидной линии электроконтактный манометр подаст в блок управления сигнал на отключение подпорного насоса. Одновременно закроется задвижка на всасывающей линии насоса. В случае порыва нефтепровода на приеме или выкиде насосной станции по сигналу электроконтактных манометров, установленных на приемных и выкидных линиях всех насосов, произойдет общее аварийное отключение насосной станции. Вся насосная станция отключается также в случае прекращения подачи электроэнергии.
ХАР-КА МАГИСТ-ГО НЕФТЕПРОВОДА.
К магист-ым нефтепроводам отн-ся > 50 км. Состоит магист. Нефтепровод из: линейной части, главных и промеж-х станций.
Режим работы нефтепровода опр-ся режимом работы НПС. Режимы:
1. «Через емкость» — прим-ся на головных станциях, где отсутст-ет ср-во измерения объема, массы и кач-ва нефти, вследствие чего кол-во и кач-во нефти опр-ся по измерениям.
2. «С подключенной емкостью» — основ-ой поток нефти, поступающей из трубы вода на прием станции подается соот-но на всасывание подпорной станции на резервуары или из них поступает только кол-во нефти=вязкости между потоками до и после станций.
3. «Без емкости» («из насоса в насос») – недостатком яв-ся снижение пропускной способности магист. Трубопровода на участках перед станцией по сравнению с работой при наличии емкости, т.к. на всасывании основной насосной нельзя снижать дав-ие ниже миним-го допустимого по условиям навигации насосных агрегатов.
Дав-ие на каждом участке трассы трубопровода зав-ит от режима перекачки и от профиля местности. Наивысшее дав-ие обычно бывает со стороны нагнетания перекач-ей станции и в наиболее низких местах трассы.
Головные станции располог-ся на площадках ППН, что дает возм-ть совместного исп-ия резервуарного парка и вспомог-х сооружений. На головных станциях осущ-ся временное хранение, учет кол-ва и кач-ва нефти.
Перекач-ая насосная станция обесп-ет движение нефти по трубопроводу, число НПС и расстояние между ними зависит от: мах-ой пропускной способ-ти магист. Трубопровода, мах допустимые дав-ия в трубопроводе, диаметр трубопровода, рельеф мест-ти, эксплуатац.-технич-ие хар-ки агрегатов.
Авт-ая защита нефтепровода от перегрузок. (Рмин и Рмах) Резкие изменения дав-ия в магистр-ом нефтепроводе м.б. следствием изменения режимов перекачки, порывов трубопроводов и аварийных отключений перекачивающих станций.
Авт-ая защита нефтепроводов и насосных станций от резких изменений дав-ия осущ-ся на насосных станциях след-ими способами: отключением агрегатов при достижении дав-ия, превышающего допустимое по усл-ям работы трубопровода и оборудования; автом-им регулированием дав-ия; применением методов снижения крутизны фронта возникающей волны повышения дав-ия.
2 способа снижения возникающих перегрузок: 1. Создание со стороны предыдущей станции встречной волны понижен-го дав-ия, кот. созд-ся благодаря откл-ию аргегатов. Сущ-ет датчик опасных возмущений, кот. при резком повышении дав-ия за короткий промежуток времени (5-6 сек.) дает сигнал на предыд. Станцию. С приходом сигнала на насосоной станции отк-ся насосные агрегаты. 2. Искусст-ое поддерж-ие потока в трубопроводе путем сброса его части в емкость при остановке НПС. Вследствие чего нарастание дав-ия на всасывание происходит медленно.
Авт-ая защита насосной станции по давлениям. Откл-ие агрегатов при достижении Рмах на нагнетании и Рмин —на всасывании.
Первая ступень защиты по Рмах обесп-ет откл-ие только одного насосного агрегата. Защита по Рмин на всасывании предусм-ет наличие выдержки времени для предотвращения ложного срабатывания, т.к. кратковременные снижения дав-ия (8—12 с) на всасывании возможны при прохождении воздушной пробки или при переходных процессах, связанных с включением соседних агрегатов на этой станции или отключением агрегатов на предыдущей.
Авт-ое регулирование давлений. Регулирование дав-ия в магистр-ом нефтепроводе можно осуществлять одним из след-их способов: дросселированием потока, перепуском части потока с нагнетания на всасывание и изменением частоты вращения насосов. Дросселирование потока заключ-ся в создании искусственного сопротивления внутри потока, из-за чего увеличив-ся потери на трение в дросселирующем органе и снижается давление после него.
Регулятор на нагнетании 1 настраивается на прямую работу, т.е. вых-ой сигнал появляется при возрастании давления выше заданного.
2 Регулятор на всасывании настраивается на обратную работу, т.е. его вых-ой сигнал увел-ся при снижении давления ниже заданного. Сигналы от обоих регуляторов поступают на прибор селектирования (выбора) большого сигнала, который повторяют на своем выходе больший из изменяющихся на входе сигналов 3.
