Автоматизация линейной части магистральных нефтепроводов

Содержание

1.Введение

В связи с постоянным увеличением добычи нефти растет сеть магистральных нефтепроводов - самого прогрессивного в техническом и экономическом отношении вида транспорта перемещения нефтепродуктов на большие расстояния. Несмотря на то что единовременные первоначальные капитало- и металловложения в магистральные нефтепроводы сравнительно велики, себестоимость перекачки нефтепродуктов значительно ниже, а выработка на одного работающего в этой области в несколько раз выше, чем при перевозках нефтепродуктов другими видами транспорта. Темпы роста объемов перекачки по трубопроводам значительно выше, чем темпы перевозки на любом другом виде транспорта.

Магистральные нефтепродуктопроводы предназначены для транспортировки широкого ассортимента нефтепродуктов с нефтеперерабатывающих комплексов до пунктов их распределения - крупных перевалочных нефтебаз, наливных станций и распределительных нефтебаз. В связи с ростом объема и ассортимента нефтепродуктов, возникла необходимость в развитии сетей магистральных нефтепродуктопроводов.

К магистральным нефтепродуктопроводам относятся трубопроводы диаметром не менее 219 мм и протяженностью более 50 км, предназначенные для транспортировки различных видов продуктов.

Магистральные нефтепродуктопроводы, кроме собственной линейной части, имеют линейные производственно-диспетчерские станции (ЛПДС), наливные (пункты путевого сброса) и перекачивающие станции, ремонтно-восстановительные пункты (РВП) и конечные пункты (наливные станции, перевалочные морские и речные нефтебазы).

Современные магистральные нефтепроводы проектируют с учетом работы средств автоматизации и телемеханизации, необходимых для обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации трубопроводов, их объектов и оборудования.

Целью автоматизации линейной части магистральных нефтепроводов являются:

• повышение безопасности и надежности эксплуатации магистральных нефтепроводов;
• оптимальное управление грузопотоками нефти по маршрутам транспортировки;
• контроль и сигнализация изменения состояния технологического оборудования;
• формирование и выдача отчетов и справок по транспорту нефти, работе оборудования, технологическому процессу и работе системы;
• дистанционное управление работой технологического оборудования.

2. Технологическая часть

2.1. Характеристика магистральных нефтепроводов

Трубопровод, предназначенный для перекачки нефтей называется, нефтепроводом.

Основными достоинствами трубопроводного транспорта являются:

• возможность прокладки трубопроводов в любом направлении и на любое расстояние;
• бесперебойность работы и соответственно  гарантированное снабжение потребителей, независимо от погоды, времени года и суток;
• наибольшая степень автоматизации;
• высокая надежность и простота в эксплуатации;
• разгрузка традиционных видов транспорта.

Основными недостатками трубопроводного транспорта относятся:

• большие первоначальные затраты на сооружение магистрального трубопровода, что делает целесообразным применение трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках;
• определение ограничения на количество сортов (типов, марок) энергоносителей, транспортируемых по трубопроводу;
• «жесткость» трассы трубопровода, вследствие чего для организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные капиталовложения.

По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние, местные и магистральные.

Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика. Местные нефтепроводы соединяют  такие элементы транспортной цепочки, как нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких десятков и даже сотен километров. К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта. В нефтяной промышленности магистральный нефтепровод отличается от нефтепроводов других назначений (сборных, технологических и т.п.) своей протяженностью и диаметром.

В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на 4 класса:

I класс – при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включительно;

II класс – при условном диаметре от 500 до 1000 мм включительно;

III класс – при условном диаметре от 300 до 500 мм включительно;

IV класс – менее 300 мм.

Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами.

Обычно нефтепроводы диаметром менее 700 мм относятся к IV категории, а диаметром 700 мм и более – к III. Однако отдельные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях, могу иметь и более высокую категорию (I, II, В). Так, переходы нефтепроводов через водные преграды имеют категории В и I, переходы через болота различных типов – В, II, и III, переходы под автомобильными и железными дорогами I и III и т. д. Поэтому толщина стенки магистральных нефтепроводов неодинакова по длине.

Магистральный трубопровод является весьма удобным для автоматизации объектом, что определяется простотой основного технологического процесса, заключающегося в непрерывной перекачке заданного объема нефти по трубопроводу 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».

Магистральные нефтепроводы сооружают из труб высококачественной легированной стали диаметром 219 – 1220 мм. Давление на каждом участке трассы трубопровода зависит как от режима перекачки, так и от профиля местности. Наивысшее давление обычно бывает со стороны нагнетания перекачивающих станций, а также в наиболее низких местах трассы. Линейная часть – наиболее дорогая и ответственная часть магистрального нефтепровода. Аварии на линейной части (порывы и утечки из трубопровода) могут привести к огромным потерям нефти, загрязнениям водоемов, гибели посевов и лесных угодий. Аварийные внеплановые остановки и перекачки снижают также экономические показатели работы трубопровода и вызывают серьезные нарушения нормальной работы многих важнейших предприятий, в частности предприятий нефтехимии, автомобильного транспорта и т. д. Поэтому при автоматизации предъявляются жесткие требования к надежности применяемых систем, устройств и отдельных приборов.

2.2. Характеристика НПС

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.

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая станция предназначена для приема нефти с установок ее подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки.

Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно подразделить на две группы: первую – объекты основного (технологического) назначения и вторую – объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учета нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приема очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и наладки контрольно-измерительных приборов; гараж; складские помещения и т.д.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие операции: прием и учет нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения ее дальнейшей перекачки. При работе ПНПС в режиме работы “из насоса в насос” (т.е. в режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.

Магистральные насосные агрегаты

Основной частью перекачивающей насосной является насосный агрегат. Насосный агрегат состоит из центробежного насоса, приводимого во вращение электродвигателем. Рабочий орган центробежного насоса – рабочее колесо устанавливается в кольцеобразной камере переменного сечения. На валу рабочего колеса посажены криволинейные лопатки, которые при вращении насоса увлекают жидкость, заполняющую корпус насоса, и под действием центробежной силы выбрасывают ее по постепенно расширяющейся спиралевидной камере корпуса насоса в напорный патрубок.

 Вследствие  постоянного выбрасывания жидкости  во вращающемся потоке от центра  колеса насоса в этой зоне  может создаться разрежение, которое  непрерывно пополняется из технологического трубопровода за счет внешнего давления на приеме насоса. При снижении внешнего давления в зоне разрежения могут возникнуть пузырьки газовоздушной смеси. Возникающие полости, заполненные парами жидкости и выделяющимся из нее воздухом, располагаются на границах соприкосновения с металлом колеса. При конденсации пара эти пузырьки лопаются, и в полость с большой скоростью поступает жидкость, создавая очень большие местные давления, приводящие к коротким интенсивным ударам (кавитации). Под действием кавитации возникает вибрация агрегата, разрушается поверхность металла. Для предотвращения кавитации на приеме насоса надо иметь некоторое избыточное давление, называемое кавитационным запасом.

Для привода насоса обычно используются электродвигатели синхронные или асинхронные. Электродвигатель насосного агрегата имеет значительную мощность, измеряемую тысячами киловатт. К обмоткам электродвигателя подводится ток высокого напряжения 6000 или 10000 В. Чтобы избежать установки промежуточных муфт, насос и приводящий его в движение электродвигатель конструируют с одинаковой частотой  вращения 3000 оборотов в минуту.

На перекачивающей насосной станции обычно устанавливается четыре насосных агрегата: три из них являются рабочими, а один – резервным. Резервный агрегат может быть включен в работу при неисправности любого из рабочих агрегатов. Магистральные насосные агрегаты соединяются, как правило, последовательно. Жидкость с выхода первого по потоку насоса поступает на прием второго насоса и т.д. При этом одинаковый поток жидкости проходит через все насосы, т.е. они работают с одной подачей. Каждый насос увеличивает энергию потока (давление в нем), как бы добавляет к энергии поступающей в насос жидкости добавочную порцию. Поскольку при последовательной работе все насосы работают при одной подаче, развиваемое ими давление равномерно распределяется между всеми насосами. Поэтому при изменении давления насосной станции перераспределение напоров происходит равномерно между всеми насосами.

Подпорные насосные агрегаты

Для работы центробежных насосов необходимо определенное давление на приеме насоса для предотвращения возникновения зон пониженного давления при больших скоростях движения жидкости в корпусе насоса. Значение необходимого давления на приеме (кавитационного запаса) зависит от размеров и конструкции насоса и достигает для нефтяных насосов при большой подаче до 90 м столба жидкости. Для создания такого давления применяют специальные подпорные насосы. В отличие от насосов, применяемых в магистральных насосных, подпорные насосы более тихоходные и имеют небольшой кавитационный запас. Подпорные насосы, как правило, запускаются на открытые задвижки.

Для обеспечения необходимого кавитационного запаса для подпорных насосов их необходимо устанавливать ниже минимального уровня в резервуарах. При этом требуется значительное заглубление здания подпорной насосной.

Для подпорных насосов используют параллельную схему соединения. По этой схеме все насосы имеют общие приемные и напорные коллекторы. При параллельном соединении достигается увеличение подачи насосной при сохранении создаваемого давления.

Вспомогательные системы

Для обеспечения нормальной эксплуатации перекачивающих агрегатов НПС на ней устанавливают следующие вспомогательные системы:

• разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений;
• смазки и охлаждения подшипников;
• сбора утечек от торцевых уплотнений;
• средства контроля и защиты насосных агрегатов;
• подготовки и подачи сжатого воздуха;
• оборотного водоснабжения и охлаждения воды воздухом.

Резервуарные парки

Неотъемлемой частью системы магистрального нефтепровода являются резервуарные парки, которые служат для обеспечения основного технологического процесса – надежной и бесперебойной перекачки нефти по нефтепроводу. Резервуарные парки необходимы:

• для приема нефти от добывающих предприятий;
• для учета нефти;
• для обеспечения заданных свойств нефти, включая возможное компаундирование;
• для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти.

В соответствии с этим назначением резервуарными парками оборудуют головные нефтеперекачивающие станции, некоторые из промежуточных станций, а так же нефтебазы в конце нефтепровода.

2.3. Схема диспетчерского контроля и управления

Система диспетчерского контроля и управления магистральными нефтепроводами является составной часть единой автоматизированной системы управления.

СДКУ представляет собой комплекс программно-технический средств, предназначенный для управления технологическим процессом перекачки нефти и контроля за ходом технологических процессов в реальном масштабе времени, и состоит из уровней районных диспетчерских пунктов (РДП), территориальных диспетчерских пунктов (ТДП) и центрального диспетчерского пункта (ЦДП).

СДКУ представляет трехуровневую иерархическую структуру с раздельным административным управлением каждым уровнем:

- верхний уровень - уровень центрального диспетчерского пункта ЦДП;

- средний уровень - уровень территориальных диспетчерских пунктов

нижний уровень - уровень районных диспетчерских пунктов и филиалов.

Упрощенная схема системы диспетчерского контроля и управления показана на рис. 1.

СДКУ уровня ЦДП состоит из комплекса технических средств, обеспечивающих прием данных от всех ТП и предоставление этой информации в графическом, текстовом, электронном виде на рабочие места оперативно-диспетчерского персонала и специалистов.

СДКУ уровня ТДП объединяет уровни РДП и обеспечивает отображение технологической информации в объеме требований, предусмотренных техническим заданием.

СДКУ уровня РДП создается на технологически законченном участке нефтепроводов и состоит из оборудования РДП, средств телемеханизации НПС и линейной части, средств автоматизации НПС, резервуарных парков и других систем автоматики.

Система диспетчерского контроля уровня РДП и ТДП имеют единую структуру обработки и отображения технологической информации, определенную архитектуру клиент - серверной технологии программного обеспечения СДКУ, и состоят из серверов ввода-вывода и графических рабочих станций.

Рисунок. 1 Упрощенная схема системы диспетчерского контроля и управления

Обмен информацией между иерархическими уровнями системы и другими системами из состава единой системы диспетчерского управления и контроля транспортом нефти должен быть реализован средствами вычислительной сети.

Информация о состоянии технологических объектов нефтепровода по запросам должна предоставляться с запаздыванием не более 5 минут диспетчеру ТДП и не более 5 минут диспетчеру ЦДН.

Передача информации с уровней РДП на уровень ТДП осуществляется через сеть передачи данных, организованной на базе IP маршрутизаторов и цифровых каналов связи.

На уровне РДП сбор информации с объектов обеспечивается по телемеханическим протоколам.

В СДКУ уровней РДП, ТДП и ЦДП, созданных на базе инструментального пакета SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition - диспетчерское управление и сбор данных), создается принцип «прозрачности» информации, т.е. обеспечивается возможность контроля единой первичной информации на всех уровнях в реальном масштабе времени.

Применение SCADA-технологий позволяет достичь высокого уровня автоматизации в решении задач разработки систем управления, сбора, обработки, передачи, хранения и отображения информации.

Дружественность человеко-машинного интерфейса (HMI/MMI), предоставляемого SCADA - системами, полнота и наглядность представляемой на экране информации, доступность "рычагов" управления, удобство пользования подсказками и справочной системой и т. д. - повышает эффективность взаимодействия диспетчера с системой и сводит к нулю его критические ошибки при управлении.

Большое значение при внедрении современных систем диспетчерского управления имеет решение следующих задач:

выбора SCADA-системы (исходя из требований и особенностей технологического процесса);

кадрового сопровождения.

Выбор SCADA-системы представляет собой достаточно трудную задачу, аналогичную принятию решений в условиях многокритериальности, усложненную невозможностью количественной оценки ряда критериев из-за недостатка информации.

Подготовка специалистов по разработке и эксплуатации систем управления на базе программного обеспечения SCADA осуществляется на специализированных курсах различных фирм, курсах повышения квалификации. В настоящее время в учебные планы ряда технических университетов начали вводиться дисциплины, связанные с изучением SCADA-систем. Однако специальная литература по SCADA-системам отсутствует; имеются лишь отдельные статьи и рекламные проспекты.

На самом нижнем уровне СДКУ находится система линейной телемеханики «ЭЛСИ-Т», которая обеспечивает сбор данных с первичных датчиков и обработку этой информации для дальнейшей передачи на вышестоящие уровни и является неотъемлемой и важной частью всей системы управления магистральными нефтепроводами.

2.4. Система автоматизации линейной части магистрального нефтепровода

Система автоматизации объектов магистральных нефтепроводов предназначена для контроля, защиты и управления. Система автоматически должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима и его изменение по командам оператора.

Система автоматизации НПС должна обеспечивать:

• централизацию контроля и управления магистральной и подпорной насосной;
• автоматическую защиту магистральной и подпорной насосной;
• автоматическую защиту и управление магистральными и подпорными насосными агрегатами;
• автоматическое регулирование давления;
• автоматизацию вспомогательных систем;
• автоматическое пожаротушение.

Задачами автоматизации НПС являются:

• управление магистральными насосными агрегатами, вспомогательными системами, задвижками подключения НПС к магистральному нефтепроводу, задатчиками автоматических регуляторов давления и системой пожаротушения;
• обеспечение измерения и регистрации давления на приеме и на выходе НПС, а также измерение перепада давления на фильтрах и температуры нефти на приеме НПС;
• срабатывание предупредительной и аварийной сигнализации;
• управление задвижками приема и пуска скребка и сигнализации положения задвижек;
• переключение на управление из МДП или РДП.

К основным функциям системы автоматизации НПС относятся функции управления защиты и контроля.

Рассмотрим функции защиты, которые реализуются на общестанционном и агрегатном уровне.

Станционные защиты должны отключать оборудование НПС по параметрам:

• минимальное давление на приеме НПС;
• максимальное давление в коллекторе НПС до узла регулирования давления;
• максимальное давление на выходе НПС после узла регулирования давления;
• максимальный перепад на регуляторе давления;
• минимальное давление в системе маслоснабжения;
• затопление помещения магистральных насосов (или общего укрытия);
• пожар в помещениях с взрывоопасными зонами;
• превышение допустимого уровня загазованности в помещениях с взрывоопасными зонами;
• достижение аварийного уровня нефти в сборнике утечек.

Агрегатные защиты должны отключать магистральные насосные агрегаты по параметрам:

• минимальное давление масла (при принудительной системе смазки);
• максимальная температура подшипников агрегата и корпуса насоса;
• повышенная утечка нефти через уплотнения;
• максимальная вибрация;
• неисправность цепей управления и защит электродвигателя.

Ряд защитных функций выполняется с помощью автоматической защиты, в том числе: отключение работающих магистральных насосных агрегатов; включение (или отключение) вспомогательных систем; сигнализация о возникновении повреждения.