1.3 Анализ технологического процесса как объекта автоматизации

Основной задачей автоматизации технологических процессов перекачки нефти по магистральным трубопроводам является поддержание необходимых технологических режимов, принятых на основании технологических расчетов, а также экономичной и безаварийной работы нефтепроводов.

Система автоматизации предназначена для контроля, защиты и управления оборудованием НПС. Она должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима работы и его изменение по командам с пульта оператора-технолога из операторной и из вышестоящего уровня управления по каналам телемеханики.

Система регулирования НПС призвана обеспечить поддержание заданного давления при различных гидравлических возмущениях, не допуская падения давления на линии всасывания станции ниже некоторого минимального значения, а на линии нагнетания - не выше некоторой максимальной уставки. Минимальное давление на линии всасывания станции зависит от кавитационных характеристик насоса, а максимальное давление на линии нагнетания определяется прочностью трубопровода.

Насосные станции магистральных нефтепроводов оборудуются центробежными насосами. На цикле перекачки обычно устанавливают четыре последовательно соединённых насосов, из которых один резервный. Автоматизация насосной станции включает в себя управление основными насосами в режимах запуска и остановки, автоматический контроль, защиту и сигнализацию насосных агрегатов и в целом станции по контролируемым параметрам, автоматическую остановку, контроль, защиту и сигнализацию по вспомогательным установкам насосной станции, автоматическое регулирование режима работы и защиты насосной станции. Система управления насосными агрегатами работает в режимах дистанционного пооперационного управления, программной остановки насосов и аварийной остановки.

Для насосных станций нефтепроводов большое значение имеет схема запуска основных насосов. Имеются различные программы запуска насосов в зависимости от характеристик насосов и схем электроснабжения. Агрегаты, переведенные в положение резервных для системы автоматического включения резерва (АВР), включаются также по программе. Таким образом, система автоматизации НПС должна обеспечивать выполнение следующих основных функций:

- защита оборудования НПС и линейной части (общестанционными и агрегатными защитами);

- управление оборудованием НПС; регулирование давление в магистральном нефтепроводе;

- контроль технологических параметров и параметров состояния оборудования;

- отображение и регистрация информации; связь с другими системами автоматизации.

Выбор и обоснование параметров контроля, регулирования, противоаварийной защиты.

Основным способом контроля режима магистрального нефтепровода является контроль давления в характерных точках общей технологической схемы нефтепровода. Контроль выполняется во всех точках технологической схемы, где возможно возникновение давлений, опасных для магистрального нефтепровода и его оборудования.

На линии всасывания станции давление должно поддерживаться в определённой зоне, как правило, достаточно малой. Поскольку снижение давления на всасывании насосных агрегатов приводит к кавитации, вызывающей повреждение агрегатов, требуется контроль давления на всасывании.

Регулирование давления на выходе станции необходимо для ограничения максимального давления, обусловленного механической прочностью нефтепровода.

Для НПС, в которых применяется автоматическое регулирование давлений способом дросселирования на выходе станции, давление контролируется также перед исполнительным механизмом системы дросселирования. Необходимость независимого контроля объясняется возможным повышением давления, опасным для насосов, арматуры насосной при прикрытии исполнительного механизма в процессе регулирования.

Перепад давления на регулирующем органе равен разности давлений на входе и выходе из регулирующего органа. При больших перепадах давления нефти в регулирующем органе из-за значительных скоростей перекачиваемой жидкости могут возникнуть кавитационные условия, при которых происходит сильный износ дроссельных поверхностей, а также сильный шум и повышенная вибрация. А в случае недостаточной мощности привода при достижении определённого перепада заслонка становится неуправляемой, её «заклинивает». В таких случаях приходится искусственным путём понижать давление до заслонки, чтобы обеспечить возврат к нормальной работе.

По приведённым выше обоснованиям системой автоматики станции «Субханкулово» предусматривается измерение и контроль технологических параметров:

- давления на приёме НПС;

- давления до регулирующих заслонок НПС;

- давления на выходе станции (после регулирующих заслонок) НПС;

- перепада давления на регулирующих заслонках.

Для предупреждения аварийных ситуаций, связанных с неисправностью магистральных насосных агрегатов, необходимо предусматривать контроль параметров, отражающих нормальный режим работы агрегата.

У агрегата непрерывно контролируется ряд технологических параметров, аварийные значения которых требуют отключения и блокировки его работы. В зависимости от параметра или условия, по которому сработала защита, может выполняться:

- отключение электродвигателя;

- закрытие агрегатных задвижек;

- отключение подпорной вентиляции;

- пуск резервного агрегата.

Измеряемые параметры:

- вибрация подшипников;

- температура корпуса насоса;

- температура холодного/горячего воздуха в корпусе электродвигателя;

- температура подшипников насоса и электродвигателя;

- сила тока электродвигателя;

- активная/реактивная мощность;

- давление масла в трубопроводе к МНА;

- давление на входе/выходе МНА;

- температура обмоток статора.

Существующие защиты и управляющие воздействия.

Для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации основного и вспомогательного оборудования нефтеперекачивающие станции имеют разветвленную систему средств контроля работы, сигнализации и блокировки как отдельных перекачивающих агрегатов, так и станции в целом [4].

Общестанционные защиты и сигнализации служат для аварийного отключения НПС в случае превышения технологическими параметрами регламентированных, необходимых для нормального хода технологического процесса. Общестанционная защита срабатывает автоматически без участия оператора с выдержкой времени. При этом на экране монитора в операторной НПС-6 и на местном диспетчерском пункте в Туймазинском нефтепроводном управлении отображается узел, в котором произошла авария.

Защита при аварийной загазованности в отделении насосов осуществляет отключение всех вспомогательных систем насосной, за исключением вентиляционных установок. Это требуется для предотвращения возможности взрыва в насосной. Отключение МНА производится по программе, с закрытием задвижек на всасывании и нагнетании каждого агрегата. Таким образом, при срабатывании этой защиты прекращается доступ нефти в насосный зал.

Одновременно со срабатыванием защиты при загазованности в отделении насосов автоматически включается световая и звуковая сигнализация, для оповещения обслуживающего персонал о необходимости покинуть помещение.

Защита при пожаре в отделении насосов срабатывает так же, как и защита при загазованности, за исключением того, что отключаются также и все вентиляционные установки. Одновременно со срабатыванием защиты при пожаре включается система автоматического пожаротушения, подающая пену в соответствующее помещение перекачивающей насосной, и включаются световая и звуковая сигнализации в насосной.

Защита при затоплении отделения насосов срабатывает при проливе в насосной больших количеств нефти и заполнении ею всех каналов насосной. Хотя содержание нефтяных паров в воздухе насосной часто намного меньше нижнего предела взрывоопасной концентрации, и сигнализаторы загазованности не срабатывают. Но непосредственно над поверхностью нефти имеется взрывоопасная концентрация, и при появлении искры может произойти взрыв.

Защита при максимальном аварийном уровне в резервуаре-сборнике утечек из насосных агрегатов осуществляет отключение всех МНА перекачивающей насосной.

Отключение МНА требуется для прекращения поступления нефти в резервуар-сборник утечек и предотвращения, таким образом, попадания нефти из этого резервуара на территорию станции.

Защита при аварии вспомогательных систем НПС, обеспечивающих циркуляцию смазочного масла и воды, а также подачу воздуха в воздушные камеры электродвигателей, осуществляется отключением МНА.

Анализ существующей системы автоматизации.

В 2002 году была проведена реконструкция существующей системы релейной автоматики внедрением микропроцесорной системы автоматизации (МПСА)

технологического оборудования НПС на базе программируемых логических контроллеров (ПЛК) серии ЭК-2000 производства ЗАО «ЭМИКОН».

Существующая система управления нефтеперекачивающей станции «Субханкулово» выполняет следующие функции:

- сбор информации о состоянии технологического объекта;

- управления;

- поддержание технологических параметров на заданных значениях-уставках;

- контроль за технологическими параметрами;

- сигнализация о параметрах, значения которых вышли за пределы, рассматриваемые как предельно допустимые;

- блокировка управлений, являющихся результатом ошибочных действий технологического персонала (запрет запуска агрегата);

- противоаварийная защита (ПАЗ) процесса при возникновении аварийных ситуаций [5].

Для сбора информации, как правило, используются датчики с унифицированным выходным токовым сигналом 4-20 мА. Обработка сигналов однотипных датчиков (температуры, вибрации и т.д.) производится специализированными комплексами: для датчиков вибрации СВКА-01; для датчиков загазованности - СГАЭС-ТН. В данных комплексах поддерживаются функции индикации и выработки дискретных сигналов по двум уставкам, что используется для системы защиты и блокировки. Регулирование давления осуществляется с помощью контроллера ЭС-8 с собственным алгоритмом регулирования, разработанным фирмой «СИНКРОСС».

Существующая система автоматизации обеспечивает оперативное управление производством в реальном времени по технологическим параметрам и показателям с учетом технических ограничений, то есть выполняет информационную функцию, регулирование и управление технологическим процессом.

Рассмотреная система автоматизации эксплуатируется более 10 лет. Однако новое время диктует новые требования к средствам автоматизации и требует совместимости уже существующих контроллеров, работающих на объектах, с различными нововведениями.

Необходимо введение более совершенных модулей, дополнительных средств самодиагностики, позволяющей контролировать работоспособность модулей во время работы, что позволит повысить надежность контроллера и предотвращать фатальные неисправности СА.

Также, на сегодняшний день влияние человека на управление процессом перекачки является определяющим. В перспективе необходимо стремиться к минимизации этого фактора. В первую очередь, эта необходимость вызвана тем, что человеку свойственно ошибаться. Во вторую ? время запаздывания в принятии решения человеком больше, чем у микропроцессорной техники. Поэтому в целях экономии следует внедрять более прогрессивную технику.