Разработка системы автоматического управления насосной станции магистрального нефтепровода

Содержание
Введение………………………………………………………………..………... 8
1 Транспортировка нефти по магистральным нефтепровода и
электропривод нефтеперекачивающих насосных станций ……………... 9
1.1 Основные сведения о магистральных трубопроводах ………………… 9
1.2 Характеристика магистрального нефтепровода как объекта
управления 10
1.3 Особенности транспортировки нефти ………….………………………. 14
1.4 Описание работы электроприводов нефтеперекачивающих насосных
станций ………………………………................................................................. 17
1.5 Системы частотного регулирования. Описание технических решений 18
1.6 Анализ систем частотного регулирования электроприводов…………. 21
1.7 Исследование систем электропривода насосных агрегатов…………… 26
1.8 Расчет кавитационных характеристик ПНА ………….………………... 35
1.9 Постановка задачи автоматизации насосного оборудования………… 39
2 Автоматизация технологических процессов перекачки нефти………. 40
2.1 Характеристика процесса перекачки нефти, как объекта
автоматизации…………………………………………………………………... 41
2.2 Система общестанционной автоматики ………………………………... 45
2.3 Автоматизация насосных станций ……………………………………… 47
3 Разработка системы регулирования режимами работы насосной
станций ……………………………………………………………………….. 48
3.1 Выбор режима регулирования работы электроприводных НПА на
НПС…………………………………………………………………………….. 48
3.2 Основные требования к настройкам регулятора………………………………. 50
3.3 Описание режима работы насосной станции…………………………. 52
3.4 Разработка ЧРП с учетом кавитационных характеристик……………. 56
3.5 Язык программирования FBD ………………………………………....... 60
3.6 Визуализация на SCADA-системе «Genesis 32»………………..……… 62
4 Экономическая часть ……………………………………………............... 65
4.1 Расчет затрат на разработку и внедрение системы автоматического
управления ……………………………………………………………………... 65
4.2 Расчет годового расхода нефти для двух случаев при разных
давлениях на выходе …………………………………...................................... 73
5 Безопасность жизнедеятельности………………………………................ 75
5.1 Ознакомление с условием эксплуатации труда сотрудников
диспетчерского пункта………………………………………………………… 75
5.2 Расчет заземления ……………………………………………………… 76
5.3 Защита от механических травм ………………………………………… 79
5.4 Организация искусственного освещения ……………………………… 79
5.5 Расчёт искусственного освещения…………………………………….. 79
5.6 Защита от вибрации……………………………………………………... 81
5.7 Вывод по разделу БЖД………………………………………………….. 82
Заключение…………………….......................................................................... 83
1.1 Основные сведения о магистральных трубопроводах.
По характеру линейной части трубопроводы различают на:
-магистральные, которые могут быть однониточные простые (с
одинаковым диаметром от головных сооружений до конечной ГРС) и
телескопические (с различными диаметрами труб по трассе), а также
многониточные, когда параллельно основной нитке проложены вторая, третья
и последующие нитки;
-кольцевые, сооружаемые вокруг крупных городов для увеличения
надежности снабжения газом (нефтепродуктами) и равномерной подачи газа
(нефтепродуктов).
Магистральными называют трубопроводы, по которым нефть,
нефтепродукты, природные или искусственные газы (в газообразном или
сжиженном состоянии), вода перекачиваются от мест добычи, переработки,
забора (начальной точки трубопровода) к местам потребления (конечной
точки).
В зависимости от вида транспортируемого продукта трубопроводы
получают более узкое, характеризующее целевое назначение, название:
газопровод, нефтепровод, нефтепродуктопровод, конденсатопровод,
водопровод и т.д.
Начальная и конечная точки трубопровода обычно находятся в местах,
где сосредоточены основные источники получения транспортируемого
продукта и его потребители.
Нефтепровод – трубопровод, предназначенный для перекачки не только
нефти, но и нефтепродуктов. В зависимости от вида перекачиваемого
нефтепродукта трубопровод называют бензинопроводом, керосинопроводом,
мазутопроводом и т.д.
По своему назначению нефтепроводы делятся на 3 группы:
-внутренние (внутрипромысловые, внутризаводские и т.п.) – соединяют
различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих
заводах и нефтебазах;
-местные
–по сравнению с внутренними имеют большую
протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют
нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией
магистрального нефтепровода или с пунктами налива на железной дороге или
в наливные суда;
-магистральные – характеризуются большой протяженностью (до 1000
километров и более), поэтому перекачка нефти (нефтепродуктов)
производится одной или несколькими насосными станциями,
расположенными по трассе, непрерывно (кратковременные остановки носят
случайный характер или связаны с ремонтом).
1.2 Характеристика магистрального нефтепровода как объекта
управления.
Магистральный нефтепровод является весьма удобным объектом для
автоматизации, что определяется простотой основного технологического
процесса, заключающегося в непрерывной перекачке заданного объема нефти
по нефтепроводу с поддержанием в допустимых пределах давлений на
нагнетании и всасывании в зависимости от установленного режима при
минимальном суммарном расходе энергии на перекачку.
Режим работы магистрального нефтепровода определяется режимом
работы перекачивающих станций: «через емкость», «с подключенной
емкостью» и «без емкости».
При режиме «через емкость» поступающая на станцию нефть подается в
один или несколько резервуаров станции, а закачиваемая в трубопровод нефть
забирается в это же время подпорной насосной из другого резервуара или
группы резервуаров. Этот режим применяется обычно на головных станциях,
где отсутствуют средства измерения объема, массы и качества нефти,
вследствие чего количество и качество поступающей и откачиваемой нефти
определяются по измерениям 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 них поступает
только количество нефти, равное разности между потоками до и после
станции.
При режиме «без емкости» («из насоса в насос») весь поток из
трубопровода на приеме станции поступает на всасывание основной
магистральной насосной. На станции не сооружаются ни резервуары, ни
подпорная насосная.
Для обеспечения максимальной пропускной способности трубопровода
при минимальном объеме емкостей на промежуточной станции могут
применяться технологические схемы, обеспечивающие ее работу как в
режиме «из насоса в насос», так и «с подключенной емкостью», с
автоматическим переключением с одного режима на другой в зависимости от
заполнения емкости.
В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения,
головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и
резервуарные парки.
Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для
обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие
станции. Основное назначение каждой НПС состоит в том, чтобы забрать
нефть из сечения трубопровода с низким напором, с помощью насосов
увеличить этот напор и затем ввести нефть в сечение трубопровода с высоким
напором. Основными элементами НПС являются насосные агрегаты,
резервуары, системы подводящих и распределительных трубопроводов, узлы
учета, устройства приема и пуска очистных устройств и поточных средств
диагностики, а также системы смазки, вентиляции, отопления,
энергоснабжения, водоснабжения, автоматики, телемеханики и т.п.
Перекачивающие насосные станции обеспечивают движение нефти по
трубопроводу. Число перекачивающих станций (НПC) и расстояние между
ними определяются расчетным путем.
В перекачивающих насосных обычно устанавливают 3-4 однотипных
магистральных насосных агрегата, один из которых является резервным.
Каждый агрегат состоит из центробежного насоса с приводом от
высоковольтного электродвигателя.
Процесс транспортировки нефти по нефтепроводу с законченным
технологическим циклом состоит из подпроцессов: прием и последующее
хранение в РП партии нефти; формирование новой партии и ее закачки в
нефтепровод; перекачка и слежение за границей раздела партий нефти с
заданным качеством.
Магистральный нефтепровод представляет собой технологический
объект и имеет комплекс средств автоматики местного диспетчерского
пункта, разбитого на несколько систем, которые объединяет система
общестанционной автоматики, осуществляющая централизованный контроль
и охватывающая следующее технологическое оборудование: головная
нефтеперекачивающая станция (ГНПС); промежуточная
нефтеперекачивающая станция (НПС); магистральная насосная станция
(МНС); магистральные насосные агрегаты (МНА); подпорная насосная
станция (ПНС); подпорные насосные агрегаты (ПНА); вспомогательная
система (ВС); система регулирования давления (СРД); система
энергоснабжения (СЭ); система катодной защиты (СКЗ); резервуарный парк
(РП); узел учета нефти (УУ); устройство пуска - приема скребка (УППС);
контролируемые пункты линейного участка (КП). Общая технологическая
схема процесса перекачки нефти представлена на рисунке 1.1
В соответствии с технологической схемой перекачки нефти она
подается по трем трубам через Ф, в которых задерживаются механические
примеси. Затем этот поток может распределяться через Р с помощью секущих
задвижек в РП и на ПНС. Здесь возможны четыре режима работы РП. Первый
режим – «Транзит» когда резервуары не подключаются к потоку нефти.
Второе – «с подключенной емкостью», когда параллельно основному потоку
подключается резервуар (или группа резервуаров). Третий – «через емкость»,
когда закачка ведется в резервуар (группу резервуаров), а откачка
осуществляется из этого резервуара (группы резервуаров). И наконец,
четвертый режим позволяет закачивать нефть в один резервуар (группу
резервуаров), а откачивать из другого резервуара (группы резервуаров).
Существующего давления на выходе РП не достаточно для работы МНА
(при давлении на их входе меньше 5 атм. возникают явления,
сопровождающиеся кавитацией, которые разрушают в течении 10 – 30 секунд
области центробежного насоса), поэтому поток нефти на МНА направляется
через ПНС.
Производительность одного МНА достигает значения 10 000 м3/ч, а
создаваемый им напор до 20 атм. Поэтому включение нескольких МНА на
НПС может привести к созданию такого избыточного давления, которое
разрушит трубу. На этот случай предусмотрено устройство гашения
избыточного давления, называемое дросселирующей заслонкой (ДЗ) и
представляющее собой диск, расположенный внутри трубы.
Рисунок 1.1 Общая схема процесса перекачки нефти

Ф – фильтр; Р – распределитель; РП – резервуарный парк; НПС –
нефтеперекачивающая станция; ПНС – подпорная насосная станция; МНА –
магистральный насосный агрегат; ДЗ – дросселирующая заслонка; ЛУ –
линейный участок.

После дросселирующей заслонки поток нефти направляется на ЛУ,
представляющим собой длинную (до 200 км) трубу диаметром 150 - 1200 мм,
на которой установлены секущие задвижки и лупингами (частями трубы,
проложенными параллельно основной и использующихся в зонах с
повышенным риском аварий). С помощью этих задвижек можно менять
конфигурации ЛУ и перекрывать (отсекать) отдельные ее элементы,
например, для запуска (пропуска) скребка.
Надо отметить, что для осуществления перекачки нефти по МН
используется электрическая энергия. На рисунке 1.1 ее основные потоки
показаны двойными стрелками.
На основании анализа технологического процесса строится и вся
система автоматизации МН (общестанционная автоматика, автоматика
насосного агрегата, автоматика вспомогательных систем и т.д.).
Модель ТП транспортировки нефти распадается на несколько
независимых моделей, соответствующих МН с законченным технологическим
циклом, связанных между собой объемами поставок и откачки партий нефти.
Данные модели в общем случае можно представить в виде трех автономных
моделей РП, НПС и ЛУ, связанных между собой через уравнение баланса
напоров.
МН как объект управления представляет собой сложную систему с
перестраиваемой структурой и изменяющимися параметрами. Для управления
МН традиционно сложилась система управления, включающая в себя
следующие уровни:
1) уровень управления агрегатами и устройствами, включающий
системы управления насосными агрегатами, дросселирующими заслонками,
вспомогательными системами, регуляторы смешения нефти на потоке, узлы
учета и др. Управляющими переменными ТП транспортировки нефти
являются команды на переключение технологического оборудования и
уставки регулятора. Управляемыми переменными являются показатели
качества нефти на выходе из РП, расход нефти, давления в заданных точках
МН, напор, создаваемые НПС, ПНС и т.д.;
2) уровень местного диспетчерского пункта (МДП). На этом уровне
решаются задачи управления процессами в: магистральной НПС, включая
процессы в подпорной насосной станции (ПНС), на линейном участке (ЛУ) и
промежуточных резервуарах (Р); узле контроля качества нефти (КК) и
резервуарном парке (РП) головной НПС;
3) уровень районного диспетчерского пункта (РДП). Здесь решаются
задачи управления режимами перекачки нефти по МН с законченным
технологическим циклом, такими как: поддержание режима, переход с
режима на режим, пуск и остановка нефтепровода, контроль за прохождением
партий нефти, запуск и сопровождение скребка, расчет объемов нефти в РП,
баланс по МН, а также задачи управления и координации работы МН с
законченным технологическим циклом.
Для первого и второго уровней управления МН комплекс средств и
систем управления можно представить в виде схемы на рисунке 1.2
Рисунок 1.2 Схема управления магистрального нефтепровода

1 – система автоматизации головной нефтеперекачивающей станции
(ГНПС); 2 – автоматическое управление; 3 – общестанционная автоматика; 4 –
автоматика насосного агрегата (ПНА, МНА); 5 – автоматика вспомогательных
систем для работы технологического оборудования и для поддержания
рабочих условий; 6 – система линейной телемеханики, контролируемые
пункты (ЛУ, СКЗ), 7 – система автоматики резервуарных парков, узлы учета,
расчета качества носителя и т.п.
1.3 Особенности транспортировки нефти
Одним из важных особенностей транспортировки нефти является
физико-химические свойства транспортировки нефти как одним из
особенностей транспортировки нефти. В связи с истощением запасов легких
нефтей в мире возрос интерес к трудноизвлекаемым нефтям. Одним из их
химических свойств является высокое содержание парафинов. Известно, что
добываемых нефти с высоким содержанием парафинов. Добыча их ставит
перед нефтяниками ряд сложных технических проблем. Вопросы добычи
нефти и ее последующей переработки тесно связаны друг с другом через
химический состав нефти и ее физические свойства. Концентрирование
парафинов, асфальтенов и смол приводит к увеличению плотности и вязкости
нефти, изменяет ее коллоидную структуру и реологические характеристики,
нефть становится труднодоизвлекаемой. Отложения парафинов в призабойной
зоне пласта и на поверхности нефтепромыслового оборудования также
являются одним из серьезных осложнений при эксплуатации скважин и
трубопроводного транспорта.
Знания о закономерностях размещения и изменения физико-химических
свойств парафинистых нефтей могут быть использованы в задачах повышения
эффективности их разведки и добычи, исследования реологических
характеристик для выбора наиболее подходящих технологий повышения
нефтеотдачи, транспортировки, переработки и хранения таких нефтей.
Реологические свойства парафинистых нефтей Казахстана. Одним из
важнейших факторов, влияющих на условия добычи, перекачки нефти по
нефтепроводам и дальнейшего ее хранения, является компонентный состав
нефти, который обусловливает ее физико-химические и реологические
свойства. Особенно это актуально при перекачке в холодный период года.
Поэтому изучение компонентного состава нефти
–важный этап,
позволяющий в дальнейшем оптимизировать условия транспортировки и
хранения нефти, а также разрабатывать возможные способы регулирования
текучих свойств транспортируемой нефти. Далее приведены результаты
исследования физико-химических параметров и состава парафинистой нефти
месторождений Казахстана (Рисунок 1.3). В качестве объектов исследования
выбраны 57 месторождений: из Прикаспийского бассейна 22, из Северо-
Кавказского 23 и из Туранского 12. Рассмотрим изменения плотности и
температуры застывания в зависимости от содержания парафинов для
казахстанских ПН. Список месторождений на рис. 4 составлен в соответствии
с увеличением концентрации парафинов в нефти в диапазоне колебаний от 6
до 45 %.
Рисунок. 1.3 Карта-схема распределения месторождений Казахстана с
парафинистыми нефтями
Для устранения и предупреждения парафинов предусмотрен ряд мер: промывка скважин горячей нефтью, подогрев нефти при её
транспортировке, добавление в нефть растворителей парафина, поверхностно -
активных веществ, препятствующих парафинизации скважин, трубопроводов
и др. Рассмотрим подогрев нефти, которая автоматически поддерживает
рабочую температуру, заданную оператором, с точностью 0,5% от заданной
величины. При этом температура теплоносителя на выходе может достигать
400 °С. В УПН имеются многочисленные системы безопасности,
позволяющие им функционировать в предписанных рамках. В случае выхода
параметров работы за допустимые пределы установка автоматически
останавливается. В ходе работы производится непрерывный контроль
пламени горелки, температуры теплоносителя, температуры выхлопных газов,
расхода теплоносителя, давления воздуха горения. Теплоноситель
представляет собой специальную невоспламеняющуюся жидкость – смесь
воды и этиленгликоля.
Стандартная комплектация установки подогрева нефти с
промежуточным теплоносителем состоит из нагревателя, теплообменника,
расширительного резервуара и пульта управления. Нагретый теплоноситель
проходит через теплообменник, нагревая нефть. Подачу теплоносящей
жидкости регулирует 3-проходной регулирующий клапан. На выхлопной
трубе установлен искрогаситель. Пульт управления устанавливается на
удалении от нагревателя. Корпус изготовлен из стекловолокна для
предотвращения коррозии и ржавчины, оснащен подогревателями для работы
в зимнее время. Расширительный резервуар используется в качестве
сепаратора и иногда включает циркуляционную насосную установку. Эта
установка, в свою очередь, может включать сетчатый фильтр, клапаны,
манометры и другое оборудование. Экономайзер использует тепло
выхлопных газов для подогрева теплоносителя. Предварительный
подогреватель воздуха использует тепло выхлопных газов для подогрева
воздуха, поступающего извне в горелку.
Наряду с безопасностью и надежностью, тепловая эффективность
является наиболее важной характеристикой УПН. Предлагаемая установка
достигает теоретического предела эффективности для двухпроходных
нагревателей. Тепловая эффективность установок составляет 90%.
Теоретический предел 100% недостижим на практике из-за неизбежных
потерь тепла в дымовой трубе, с влагой, на стенках. Однако, количество
тепла, поглощаемое змеевиком и количество потерь через корпус можно
изменять выбором оптимальной конструкции.....