Разработка автоматизации маслосистемы нифте-перекачивающих станций

Содержание
Введение
Технологическая часть
Классификация НПС и характеристика основных обьектов
Основные задачи и функции НПС
Режимы работы НПС и оборудования
Режим работы оборудования 1 группы
Режим работы оборудования 2 группы
Режим работы оборудования 3 группы
Режим работы оборудования 4 группы
Режим работы оборудования 5 группы
Автоматизированные системы управления
технологическими процессами
Система автоматизации нефтеперекачивающих станций
Требования к функциям системы автоматизации НПС
Объекты автоматизации
Основные задачи и функции
РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ
МАСЛОСИСТЕМЫ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ
Вспомогательное оборудование насосной станции
Общие требования к функциям управления агрегатами
вспомогательных систем
Маслосистема
Назначение маслосистемы
Устройство и работа оборудования системы смазки
Подготовка и включение в работу маслосистемы
Требования к функциям управления агрегатами
маслосистемы
Технологические трубопроводы для системы
маслоснабжения
Воздушное охлаждение масла
Аккумулирующий бак и маслобак
Описание структуры КТС
Требования к структуре и функционированию систем
автоматизации
Контроллер и средства КИП и А
Выбор средства измерения давления
Выбор средства измерения температуры
Выбор средства измерения температуры помещений
Выбор датчиков вибрации
Выбор контроллера
Сравнительный анализ
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Расчет эффективности автоматизации
нефтеперекачивающей станции.
Описание работы
Расчет затрат на разработку и внедрения системы
автоматического управления
Затраты на эксплуатацию существующей системы
Затраты на создание системы автоматизации
Затраты на разработчиков программного продукта
Затраты на приобретение приборов и средств автоматизации
Вывод по экономической части проекта
БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Анализ условий труда
Расчет системы кондиционирования воздуха в помещении
станции.
Пожарная безопасность на предприятии
Вывод по разделу безопасность жизнедеятельности

Заключение
Список использованной литературы
Перечень сокращений
Приложение А
Приложение Б
Приложение В
Приложение Г
Приложение Д
Приложение Е
Приложение Ж
Приложение З

Глава 1. Технологическая часть

1.1 Классификация НПС и характеристика основных объектов

это сложный комплекс инженерных сооружений
предназначенных для обеспечения перекачки заданного количества нефти или
нефтепродуктов, подразделяющийся на головные и промежуточные.
Головная (ГНПС) располагается вблизи нефтяных сборных промыслах
или нефтеперерабатывающих заводов и предназначается для приема нефти
или нефтепродуктов, для обеспечения их дальнейшей перекачки по
трубопроводу. Все объекты, входящие в состав перекачивающих станций
можно разделить на две группы:
 Объекты основного (технологического) назначения.
 Объекты вспомогательного или подсобно-хозяйственного назначения.
К первой группе относят: основную и подпорную насосные станции
(насосные цеха); резервуарный парк; сеть технологических трубопроводов с
площадками фильтров и камерами задвижек или узлами переключения, узлы
учета; камеру пуско-приема очистных устройств, совмещенную с узлами
подключения трубопроводу; узлы предохранительных и регулирующих
устройств [1].
Ко второй группе относят: понижающую электростанцию с открытым и
закрытым распределительными устройствами; комплекс сооружений по
водоснабжению станции и жилого поселка при ней; комплекс сооружений по
водоотведению бытовых промышленно-ливневых стоков; котельную с
тепловыми сетями; механические мастерские; инженерно-лабораторный
корпус, пожарное депо, узел связи, мастерские контрольно-измерительных
приборов (КИП) и автоматики, гараж, административно-хозяйственный блок с
проходной, складские помещения для оборудования и ГСМ и т. д.
Головные НПС – наиболее ответственная часть всего комплекса. На них
выполняются следующие технологические операции:
 прием и учет нефти, нефтепродуктов;
 закачка их в резервуарный парк для краткосрочного хранения;
 откачка нефти или нефтепродуктов в трубопровод;
 прием, запуск очистных, разделительных и диагностических
устройств;
 внутристационарные перекачки (перекачку из резервуара в
резервуар, перекачку при зачистке резервуаров и т. д.);
 подкачка нефти или нефтепродуктов с других источников
поступлений, например, с других трубопроводов.
Промежуточные (ПНПС) предназначены для повышения давления
перекачиваемой жидкости в трубопроводе; Их размещают по трассе согласно
гидравлическому расчету. Они имеют в своем составе в основном те же
объекты, что и головные, но вместимость их резервуаров значительно ниже,
либо они отсутствуют. При отсутствии резервуарного парка на
промежуточных НПС имеются узлы учета, подпорная насосная.
Строительство НПС магистральных трубопроводов отличается большой
трудоемкостью и значительным капитальным вложением. Для сокращения
капитальных, эксплуатационных затрат сроков строительства используют
блочно-комплексные, блочно-модульные НПС и станции открытого типа.
Всё оборудование, технологические коммуникации, КИП и автоматика
входят в состав функциональных блоков, скомпонованных в виде
транспортабельных блоков, блок-боксов и блок-контейнеров.
Монтажные блоки – технологическое оборудование, собранное вместе с
трубопроводами, КИП и автоматикой на общей раме. Блок-боксы –
транспортабельные здания внутри, которых размещаются технологические
установки и инвентарное оборудование. Блок-контейнеры – технологические
установки с индивидуальными укрытиями, внутри которых создается
микроклимат, необходимый для нормальной работы оборудования.
Данное оборудование собирается на сварочно-комплектовочных базах
или заводах, где происходит их испытание, потом в полностью собранном
виде их доставляют на строительную площадку.
На НПС открытого типа насосные агрегаты вместе со всеми
вспомогательными системами размещаются под навесом на открытом
воздухе. От воздействия окружающей среды насосные агрегаты защищают
индивидуальными металлическими кожухами, внутри которых расположены
системы вентиляции с калориферами для охлаждения электродвигателей при
нормальной работе и подогреве их во время вывода агрегатов в резерв в
холодное время года. Эти НПС работают нормально при температуре
окружающей среды от -40°С до +50°С.
Эксплуатационные затраты наладочно-комплексные НПС ниже затрат
на эксплуатацию НПС традиционного типа за счет эксплуатации инженерных
сетей меньшей протяженности, меньшего числа сооружений и оборудования,
высокой надежностью работы оборудования. При капитальном ремонте
предусмотрена замена блок-бокса в сборе.
Конечные пункты магистрального нефтепровода находятся в конце
нефтепровода, где нефть принимается из трубопровода, распределяется по
потребителям или отправляется далее другими видами транспорта. Для
стабильной работы магистрального нефтепровода необходимо соблюдать два
основных условия:
Первое условие – давление на приеме НПС, соответственно и на приеме
насоса должно быть не ниже предельного значения исходя из условия
ковитации насоса. При недостаточном давлении на приеме насоса (ниже 0,1
МПа) происходит выделение растворенного газа, т. е. начинается вскипание
жидкости, что приводит к увеличению вибрации насоса, перегреву корпуса
насоса, разрушению насоса.
Второе условие – давление на выходе НПС должно быть не выше
предела прочности трубопровода. Выполнение этих условий реализуется при
работе магистрального нефтепровода в режиме «из насоса в насос». В данном
случае давления приема НПС является давлением, развиваемым
предшествующей НПС. На нефтепроводах большой протяженности
управление процессом перекачки в режиме «из насоса в насос» заметно
усложняется, так как все НПС имеют гидравлическую связь между собой.
Поэтому для облегчения управляемости перекачкой нефти протяженные
магистрали разбиваются на отдельные технологические (эксплуатационные)
участки длиной 400-600 км. В начале каждого участка устанавливается
нефтеперекачивающая станция – НПС технологического (эксплуатационного)
участка.
В результате, магистральный нефтепровод большей протяженности
разбивается на несколько самостоятельных нефтепроводов малой
протяженности соединенных последовательно. В начале каждого участка
находится головная НПС. Неотъемлемой частью головной НПС является
резервуарный парк. Для стабильной работы магистрального нефтепровода в
целом необходимо, чтобы в резервуарных парках НПС технологического
участка № 1, технологический участок № 2 продолжает работать за счет
наличия нефти на ГНПС. При остановке технологического участка № 2,
последующий технологический участок № 3 продолжает работать за счет
наличия свободной ёмкости на НПС.
На границе технологического участка происходит и административное
деление управлении и эксплуатации магистральных нефтепроводов. Головное
НПС подразделяются на:
 головную нефтеперекачивающую станцию (ГНПС) магистрального
нефтепровода, которая располагается в начале нефтепровода и служит для
сбора нефти с промыслов, подготовки нефти к транспорту (смешивание или
разделение её по сортам) и учета принятой нефти;
 головную нефтеперекачивающую станцию (ГНПС) технологического
участка, которая располагается в начале технологического участка;
 конечные пункты находятся в конце нефтепровода.

1.2 Основные задачи и функции НПС

В соответствии с главной целью на НПС возложены следующие
основные функции:
1 Обеспечение бесперебойного эксплуатации МНП, водоводов и их
объектов: технологического, энергетического, теплотехнического
оборудования, средств КИП и А здании и сооружении и линейной части,
резервуарного парка, печей подогрева нефти пределах границ, определенных
приказом по управлению, закрепленных спецтехники и автотранспорта,
другого оборудования, путем своевременного и технического обслуживания,
проведение своевременных текущих ремонтов.
2 Обеспечение достоверного учета нефти и воды, своевременного
представление данных о нефти и воды для проведения соответствующих
анализов.
3 В соответствии с РД и другими нормативным документами четкое
соблюдение графиков плано – предупредительных ремонтов (ППР) и
проведение других необходимы организационно – технических мероприятии,
направленных на предотвращение аварийных ситуации, повышение
надежности эксплуатируемых объектов и сооружении, увеличение
межремонтного периода их работы, сокращение времени простоя на ремонты,
сокращение потерь нефти и воды.
4 Своевременное составление и преставление заявок дефектных
ведомостей для проведения различного рода ремонтов.
5 Выполнение комплексных программ по охране труда, техники
безопасности, пожарной и экологической безопасности, защите окружающей
среды.
6 Внедрение в производства новых, более безопасных и эффективных
производственных процессов в области экологии, охраны труда и пожарной
безопасности с использованием передовых достижений науки технологии.
7 Осуществление функции заказчика по капитальному строительству и
капитальному ремонту объектов управления.

1.3 Режимы работы НПС и оборудования

Режим работы НПС определяется совокупностью заданных режимов
управления для оборудования входящего в состав НПС.
Оборудование входящее в состав НПС классифицируется по группам
определяющим уровень технологического процесса:
1 группа:
 мотор;
 задвижка;
 высоковольтный выключатель.
2 группа:
 печь подогрева;
 подпорный агрегат;
 магистральный агрегат;
 резервуар;
 резервированный электропривод.
3 группа:
 маслосистема;
 система сбора утечек;
 система энергоснабжения;
 водоснабжения;
 вентиляция;
 КНС.
 подпорная насосная станция;
 магистральная насосная станция;
 резервная насосная станция;
 пункт подогрева нефти;
 резервуарный парк.
5 группа:
 транспорт нефти.

1.3.1 Режим работы оборудования 1 группы

Мотор
Объект полностью унифицирован под все типы электроприводного не
реверсивного оборудования (насосы). Объект имеет состояния: включен;
отключен; в местном дистанционном режиме управления; неисправен.
Управление (включить \ отключить) может производится, в зависимости от
режима управления, с кнопочных постов управления (по месту) или из
системы управления.
Задвижка
Объект полностью унифицирован под все типы электроприводных
задвижек с реверсивным управлением. Объект имеет состояния: открыта;
закрыта; открывается; закрывается; в промежуточном положении; в местном \
дистанционном режиме управления; неисправна. Управление ( открыть \
закрыть \ стоп) может производится, в зависимости от режима управления, с
кнопочных постов управления (по месту) или из системы управления.
Высоковольтный выключатель
Объект полностью унифицирован под все типы высоковольтных
выключателей. Объект имеет состояния: включен; отключен; в местном
дистанционном режиме управления; неисправен; в ремонте. Управления
может производится, в зависимости от режима управления, с кнопочных
постов управления или из системы управления. Управление по месту
предусмотрено только для режима опробования работоспособности
высоковольтных выключателей.

1.3.2 Режимы работы оборудования 2 группы

Печь подогрева
Для печи подогрева нефти (ППН) должны быть предусмотрены
следующие режим управления:
Основной – выбирается оператором при отсутствии аварийных защит.
Применяется для запуска выбранной печи оператором по месту, в ручном
режиме (автоматический пуск печей не предусматривается). Печные задвижки
могут управляться кнопками по месту или по команде оператора до пуска
печи. После пуска печи управление задвижками кнопками по месту или с
клавиатуры запрещено. Останов печи кнопками по месту разрешен.
Дистанционный - выбирается оператором при отсутствии в аварийных
защит и режиме управления станции дистанционный. Применяется для
контроля и управления выбранной печью диспетчером РДП. В этом режиме
управление задвижками кнопками по месту или из операторной запрещено.
Резервный – выбирается оператором при отсутствии аварийных защит.
Применяется для ручного ввода резерва при остановке работавшей печи
собственной защитой. Управление печными задвижками кнопками по месту
или по команде оператора запрещено.
Готовность к пуску – дополнительный режим к режимам основной,
дистанционный и резервный. Выставляется автоматически при отсутствии
печных и общестанционных защит и наличии соответствующих
технологических параметров, определяющих готовность печи к запуску. Пуск
печи выполняется при наличии предпусковых условий. Пуск печи может
выполняться только оператором в ручном режиме по месту.
Останов печи – выполняется в трех вариантах: нормальный останов –
выполняется при плановых остановках по команде оператора; останов по
защитам – выполняется автоматически по отклонению технологических
параметров от нормы; аварийный останов – выполняется автоматически при
возникновении аварийных ситуаций ( пожар, разрыв трубопровода.)
Магистральный агрегат
Для магистральных насосных агрегатов должны быть предусмотрены
следующие режимы управления:
Основной – выбирается оператором при отсутствии агрегатных защит.
Применяется для запуска выбранного агрегата оператором из МДП.
Агрегатные задвижки могут управляться кнопками по месту или по команде
оператора до пуска агрегата. После пуска агрегата управление задвижками
кнопками по месту или с клавиатуры запрещено. Останов агрегата кнопками
по месту разрешен.
Дистанционный – выбирается оператором при отсутствии агрегатных
защит и режиме управления станции дистанционный. Применяется для
запуска выбранного агрегата диспетчером РДП. В этом режиме управление
задвижками кнопками по месту или из операторной запрещено после
получения готовности агрегата к запуску.
Резервный – выбирается оператором при отсутствии агрегатных защит и
открытых агрегатных задвижках. Применяется для автоматического ввода
резерва (АВР) при остановке работавшего агрегата собственной защитой.
Управление агрегатными задвижками кнопками по месту или по команде
оператора запрещено.
Готовность к пуску – дополнительный режим к режимам основной,
дистанционный, резервный. Выставляется автоматически при отсутствии
агрегатных и общестанционных защит и наличии соответствующих
технологических параметров, определяющих готовность агрегата к запуску.
Ремонтный – выбирается оператором или выставляется автоматически
при наличии агрегатных защит. При установке режима происходит
автоматический стоп агрегата с закрытием агрегатных задвижек. Открытие
агрегатных задвижек и пуск агрегата запрещены.
Программа управления агрегатом предусматривает:
 прекращение программы пуска агрегата и останов задвижек при
получении команд на его отключение до завершения исполнения выбранной
программы;
 отключение агрегата и выдачу аварийного сигнала при
несанкционированном изменении положения задвижек работающего агрегата;
 постоянный контроль состояния исправности высоковольтного
включателя;
 перевод его другой режим управления без изменения его рабочего
состояния, если это изменение не предусматривается при переводе в другой
режим.
Подпорный агрегат
Для подпорных насосных агрегатов должны быть предусмотрены
следующие режимы управления:
Основной – выбирается оператором при отсутствии агрегатных защит.
Применяется для запуска выбранного агрегата оператором из МДП.
Агрегатные задвижки могут управляться кнопками по месту или по команде
оператора до пуска агрегата. После пуска агрегата управление задвижками
кнопками по месту или с клавиатуры запрещено. Останов агрегата кнопками
по месту разрешен.
Дистанционный – выбирается оператором при отсутствии агрегатных
защит и режиме управления станции дистанционный.
Резервный – выбирается оператором при отсутствии агрегатных защит и
открытых агрегатных задвижках. Применяется для автоматического ввода
резерва (АВР) при остановке работавшего агрегата собственной защитой.
Готовность к пуску – дополнительный режим к режимам основной,
дистанционный и резервный.
Ремонтный – выбирается оператором или выставляется автоматически
при наличии агрегатных защит. При установке режима происходит
автоматический стоп агрегата с закрытием агрегатных задвижек. Открытие
агрегатных задвижек и пуск агрегата запрещены.
Резервированный электропривод
Задача обеспечивает автоматический ввод резерва при неисправности
основного оборудования. Назначение основного и резервного оборудования
выполняет оператор. В задаче обеспечивается подсказка оператору о
наработке оборудования, для обеспечения равномерного износа
оборудования.....