Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

Двухканальная система TRL/2 (канал измерения уровня и температуры продукта) является базовым вариантом построения системы и наиболее широко используется для коммерческого учета нефти и нефтепродуктов.

В этом случае в состав системы входят многоточечные датчики температуры, которые в зависимости от количества термоэлементов могут подключаться к уровнемеру напрямую - до 6 датчиков, либо с использованием модуля DAU - свыше 6 датчиков.

Расчет объема продукта производится на основании показаний уровнемера об уровне продукта и данных градуировочной таблицы резервуара. Затем с использованием данных о средней температуре продукта программное обеспечение в реальном масштабе времени осуществляет расчет приведенного к эталонной температуре (обычно 20 °С) объема продукта. После ввода лабораторных данных об эталонной плотности продукта программное обеспечение также автоматически производит расчет массы продукта и его веса в воздухе.

Трехканальная система TRL/2 (каналы измерения уровня, температуры и давления) является полностью автоматизированной системой коммерческого учета нефти и нефтепродуктов. В этом случае с базовой комплектацией дополнительно используются датчики давления.

Расчет массы продукта производится в реальном масштабе времени с использованием данных об уровне продукта, средней температуры и его плотности, определяемой на основе показаний датчика гидростатического давления жидкости (продукта), устанавливаемого вблизи дна резервуара. При этом одновременно может использоваться датчик измерения давления в верхней части резервуара для компенсации давления газового пространства над поверхностью продукта.

В двух и трехканальной системе TRL/2 могут также использоваться датчики подтоварной воды для учета объема подтоварной воды в резервуаре при проведении расчетов объема и массы продукта.

Система Saab TankRadar L/2 представляет собой полностью законченную систему, решающую задачи по контролю за резервуарным парком и коммерческому учету продуктов в резервуарах. Данные системы могут передаваться в систему управления - систему «верхнего» уровня.

Подключение к системе «верхнего» уровня может быть осуществлено двумя способами: либо напрямую к рабочей станции TankMaster, либо к модулю FCU. Подключение к рабочей станции TankMaster может быть организовано либо по отдельному кабелю, либо по локальной сети с использованием технологии ОРС.

1.3 Оценка технического состояния оборудования предприятий

нефтеперерабатывающей отрасли

Задача обеспечения промышленной безопасности в условиях продолжающегося физического и морального износа оборудования предприятий нефтяной отрасли РФ обуславливает повышение роли методов и средств диагностики. Существующие методы оценки технического состояния оборудования сосредоточены на изучении отдельных элементов технической системы. Системный подход, основанный на ценологических представлениях, позволяет рассматривать не отдельно каждый элемент, а комплексно в виде совокупности технической системы всего оборудования, расположенного на предприятии [7].

Для параметрического описания оборудования предложены параметры, учитывающие техническое состояние, риски ущербов при отказе, а также стоимость технического обслуживания оборудования.

Износ оборудования нефтеперерабатывающей отрасли и сохраняющийся уровень аварийности требует совершенствования методов оценки технического состояния, а также системы обслуживания и ремонта.

Анализ причин возникновения отказов и аварийных ситуаций в работе устройств нефтеперерабатывающей отрасли показал, что по вине человека в 60-х годах случалось около 55% аварий, в то время как сейчас этот показатель достигает 78%. Одна из причин этой тенденции - старый традиционный подход к построению сложных систем управления, т. е. ориентация на применение новейших технических и технологических достижений и недооценка необходимости построения эффективного человеко-машинного интерфейса, ориентированного на человека (диспетчера).

Таким образом, требование повышения надежности систем диспетчерского управления является одной из предпосылок появления нового подхода при разработке таких систем: ориентация на оператора/диспетчера и его задачи Концепция SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition - диспетчерское управление и сбор данных) предопределена всем ходом развития систем управления и результатами научно-технического прогресса. 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. Следует отметить, что концепция SCADA, основу которой составляет автоматизированная разработка систем управления, позволяет решить еще ряд задач, долгое время считавшихся неразрешимыми: сократить сроки разработки проектов по автоматизации и прямые финансовые затраты на их разработку. В настоящее время SCADA является основным и наиболее перспективным методом автоматизированного управления сложными динамическими системами (процессами). Управление технологическими процессами на основе систем SCADA стало осуществляться в передовых западных странах в 80-е годы. Область применения охватывает сложные объекты электро- и водоснабжения, химические, нефтехимические и нефтеперерабатывающие производства, железнодорожный транспорт, транспорт нефти и газа и другие.

1.4 Вывод по разделу

Уровень надежности эксплуатации технических систем нефтеперерабатывающей отрасли оказывает непосредственное влияние на эффективность производства. Проблемы повышения эффективности нефтеперерабатывающей отрасли тесно связаны с задачей снижения производственных затрат, в частности, на энергетические ресурсы и проведение ремонтно-восстановительных мероприятий. В свою очередь, эти задачи определяются техническим состоянием оборудования отрасли, и, следовательно, их решение возможно путем разработки мероприятий по повышению надежности оборудования и совершенствованию методов технической диагностики.

В этих условиях резко возрастает необходимость в научных разработках, направленных на решение неотложных задач, связанных с совершенствованием методов и технических средств, используемых в нефтеперерабатывающей отрасли. Несомненна роль научных достижений в повышении надежности и безопасности функционирования производственных объектов, что приобретает особую актуальность с учетом экологических последствий аварий в нефтяном комплексе.

В России диспетчерское управление технологическими процессами опиралось, главным образом, на опыт оперативно-диспетчерского персонала. Поэтому переход к управлению на основе SCADA-систем стал осуществляться несколько позднее. К трудностям освоения в России новой информационной технологии, какой являются SCADA-системы, относится как отсутствие эксплуатационного опыта, так и недостаток информации о различных SCADA-системах. В мире насчитывается не один десяток компаний, активно занимающихся разработкой и внедрением SCADA-систем. Каждая SCADA-система - это «know-how» компании и поэтому данные о той или иной системе не столь обширны.

Внедрение системы управления технологическим процессом существенно повысит эффективность и безопасность нефтеперерабатывающих предприятий путем управления параметрами надежности эксплуатации оборудования, а также снизит издержки производства на обслуживание и энергоресурсы. Данная система способна спрогнозировать время наработки на отказ технологического оборудования, учитывающая условия эксплуатации, а также его конструктивные и качественные показатели. Установлены критерии влияния условий эксплуатации этого оборудования на его рабочий ресурс.

2 Техническая часть

В настоящее время магистральные нефтепроводы (МН) являются наиболее дешёвым и высоконадёжным видом транспорта нефти. Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 530 до 1440 мм и длиной не менее 50 км. Для создания и поддержания в трубопроводе давления, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции (НПС) [8].

Изменение величины подачи нефти в результате сезонных и годовых колебаний добычи, появление нестационарных процессов в нефтепроводах, связанных с различными технологическими операциями и колебаниями физических параметров перекачиваемой нефти, а также аварийные и ремонтные ситуации приводят к изменениям режимов работы станций. В некоторых случаях эти изменения могут привести к аварийной остановке НПС и другим неблагоприятным ситуациям, сопровождаемым большими экономическими потерями. Поэтому необходимо осуществлять непрерывное согласование работы станций на всех участках транспортировки, а также выполнять защиту оборудования и нефтепровода.

Целью данного дипломного проекта является оборудование участка системой автоматического регулирования (САР) давления в нефтепроводе, проведение технико-экономического анализа САР и обеспечение безопасности и экологичности проекта.

2.1 Оборудование участка системой автоматического

регулирования давления НПС (САРД)

Система использует регулирующие заслонки с электрическим приводом для регулирования давления на приеме и на выходе НПС методом дросселирования потока на выходе.

На рисунке 2.1 представлена конфигурация САРД и принцип взаимодействия всего имеющегося оборудования системы.

Рисунок 2.1 – Принципиальная схема САРД

На входе НПС, а также входе и выходе САРД в магистральный нефтепровод врезаны трубки отбора давления. Они передают давление в шкаф датчиков давления на приеме №1 и шкаф датчиков давления на выходе №2 через разделительные сосуды системы. Показания датчиков регистрируются и обрабатываются в оборудовании щитов приборов как первого так и второго помещений. Оборудование щита приборов второго помещения (операторная), где задаются контрольные уставки, подает обработанный сигнал на щит приборов первого помещения, а от него сигнал о закрытии-открытии на электропривод заслонки (M1 и M2). Датчик на выходе САРД регистрирует выходное давление и подает сигнал на щиты приборов о корректировке положения заслонки (V1 и V2) [9].

Для каждой насосной станции поставляется следующее оборудование:

• заслонки/контрфланцы/электроприводы;

• обогреваемые шкафы датчиков давления;

• обогреваемые разделительные системы;

• присоединительные кабели;

• щиты электроприборов.

В таблице 2.1 отражены основные технические характеристики и рабочие параметры системы автоматического регулирования давления.

Таблица 2.1 – Основные технические характеристики и рабочие

параметры системы

Для каждой НПС поставляется комплект из 2-х регулирующих заслонок. Заслонки изготовлены фирмой VANESSA, серии 30000. Диск (затвор) закрепляется на валу посредством конических штифтов, а вал смонтирован на самосмазывающихся бронзовых втулках, расположенных внутри самого корпуса. Уплотнение к внешней стороне корпуса осуществлено двумя регулируемыми сальниками с набивками из асбеста и политетрафторэтилена. Ударная вязкость сталей, использованных для изготовления заслонок и фланцев не ниже 34 Дж/см² по Шарпи, при абсолютной минимальной температуре окружающего воздуха – 50 ºС [10].

Поставленные с заслонкой фланцы (с шейкой под сварку) изготовлены из сталей, позволяющих приварку к ним, в полевых условиях при температуре от -30 ºС до +30 ºС, электросварных труб из низколегированных сталей. Концы фланцев подготовлены под приварку к ним труб.

Электрический привод для нефтепровода Ду 500 мм состоит из зубчатого редуктора, приводимого в движение от электродвигателя.

Понижение крутящего момента электромотора осуществляется в 5 ступеней:

I – спиральная зубчатая передача;

II – червячная передача;

III – планетарный редуктор;

IV – червячная передача;

V – эпициклойдная передача.

В последней ступени укреплена втулка, которая находится в зацеплении с валом заслонки.

Все компоненты редукционной передачи проходят тщательную обработку и термическую закалку для обеспечения сложного цикла регулировки.

Конструкция заслонок включают в себя корпус, дисковый затвор с приводным валом, контрфланцы, комплект уплотнителей, винты и гайки для монтажа и демонтажа.

Ударная вязкость сталей, из которых изготовлена заслонка и контрфланцы, не менее 34 Дж/см² по Шарпи при температуре окружающей среды -50 ºС. Фланцы изготовлены для приварки к ним электросварных труб.

Регулирующие заслонки оснащаются:

• взрывозащищенным электроприводом, состоящим из 3-х фазного асинхронного мотора с многоступенчатой редукционной передачей движения на вал заслонки;

• ручным дублером;

• местным указателем положения заслонки;

• датчиком дистанционного контроля степени открытия заслонки;

• концевыми выключателями;

• местными кнопками «СТОП».

Электропривод и его пусковое устройство рассчитаны на непрерывно-переменный режим работы при температуре окружающей среды ±50 ºС. Привод и электронный позиционер имеют точность позиционирования ±0,4 %.

Минимальное перемещение рабочих органов заслонки из положения полного открытия в положение полного закрытия при мгновенном изменении командного сигнала составляет менее 5 с для нефтепроводов Ду 500. Кроме того, система пускового устройства позволяет увеличить время закрытия и открытия до 3-х раз непрерывным способом.

Для предупреждения колебания контура регулирования скорость открытия заслонок рассчитана в 3 раза ниже скорости закрытия, при равных условиях режима работы. Скорость позиционирования пропорциональна значению каждого сигнала регулятора. Электропривод предусмотрен на работу с одной заслонкой при максимальном расходе по трубопроводу. Электропривод рассчитан для того, чтобы открывать и закрывать клапан тогда, когда перепад давления соответствует величине максимального рабочего перепада давления – 3,5 МПа.

Для каждой НПС предусматривается поставка двух шкафов датчиков давления с электроподогревом для наружной установки. На НПС установлены два шкафа с электроподогревом, изолированные, предназначены для датчиков давления с клеммниками и реле. Шкафы, выполненные из алюминиевых листов с внутренним каркасом из стального проката, пригодны для наружной установки. Термическая изоляция обеспечивается слоем стеклянной ваты в 50 мм плотностью 100 кг/м³, а обогрев обеспечивается нагревательной электрической лентой, гарантирующей минимальную температуру внутри шкафа + 2 ºС даже тогда, когда температура окружающей среды понижается до – 50 ºС [11].

Назначение шкафов следующее:

• первый шкаф – для двух датчиков давления на приеме;

• второй шкаф – для первого датчика давления на выходе до регулирующих заслонок первого датчика перепада давления на регулирующих заслонках (DPT ¾) и первого датчика давления на выходе после регулирующих заслонок.

В каждом шкафу предусмотрен 1 термостат для сигнализации отклонения температуры. Клеммник для подсоединения реле предусматривает по 4 клеммы для подключения каждого реле заказчика на 220В, 100 Вт, 50 Гц. Внутренние присоединения шкафа, для реле, обеспечиваются через 2 ввода на резьбе (0,5" GK UNI 6125) с пробками. Внешнее присоединение шкафа, для реле, обеспечиваются через 2 ввода с сальниками для кабеля Ду 15 ± 25 мм.

Характеристики

Список файлов ВКР