ЭХЗ. Удк 6219 сравнительный анализ методов эхз в трубопроводном транспорте л. С. Булатова, Л. А. Шацкая
 Скачать 6.21 Mb.
|
|
Библиографический список: 1. Федеральный закон от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности». Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_78699/ (дата обращения 1.05.2017). 2. СП 5.13130.2009 Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Режим доступа: http://files.stroyinf.ru/Data1/55/55310/ (дата обращения 01.05.2017). 3. СП 155.13130.2014 Склады нефти и нефтепродуктов требования пожарной безопасности. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200108948 (дата обращения 01.05.2017). 4. СП 21-104-98 «Свод правил по проектированию систем противопожарной защиты резервуарных парков Госкомрезерва России» Режим доступа: http://www.norm-load.ru/SNiP/Data1/56/56326/index.htm (дата обращения 01.05.2017). 5. Боблак В.А. Применение установок газового пожаротушения на основе жидкой двуокиси углерода для защиты резервуарных парков хранения нефти и нефтепродуктов: дис. … канд. техн. наук. М., 2012. 176 с. 6. Devensys [электронный ресурс]. – режим доступа http://devensys.ru/article/avtomatizaciya-gazovogo-pozharotusheniya-rezervuarnyh- parkov-skladov-nefteproduktov . - Автоматизация газового пожаротушения в нефтяной отрасли. – (дата обращения 07.07.2017) 639 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ УДК 665.6 АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ И.М. Ужахов СамГТУ Самара, Россия ilyas.uzhakhov@gmail.com Введение Под АСУ ТП РП обычно понимается целостное решение, обеспечивающее автоматизацию основн ых операций технологического процесса на производстве в целом или каком- то его участке, выпускающем относительно завершённое изделие. Понятие «автоматизированный», в отличие от понятия «автоматический», подчёркивает необходимость участия человека в отдельных операциях, как в целях сохранения контроля над процессом, так и в связи со сложностью или нецелесообразностью автоматизации отдельных операций. Автоматизированная система управления технологическими процессами резервуарных парков АСУ ТП РП предусматривает создание программно-технического комплекса с целью выполнения функций контроля, управления и защит технологического оборудования. АСУ ТП РП обеспечивает выполнение следующего комплекса задач: -сбор и обработка информации; -контроль и управление технологическим процессом и оборудованием; -отображение информации; -формирование архивной информации; -формирование журнала событий и системного журнала; -контроль доступа в систему; -возможность интеграции в автоматизированную систему управления предприятием (АСУ П) с целью обеспечения выполнения функций централизованного диспетчерского контроля. Посредством перечисленного комплекса задач система автоматизации обеспечивает выполнение следующих функций: -централизованный контроль и управление технологическим процессом; -централизованное управление технологическими объектами; 640 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ -автоматизация управления технологическими объектами, поддержание заданных режимов работы и условий эксплуатации оборудования; -автоматическая защита технологических объектов и сооружений; -автоматическое пожаротушение; -автоматическое регулирование технологических параметров. Контроль и управление ходом технологических процессов осуществляется путём сбора технологических параметров с оборудования и датчиков, вычисления и анализа технологических параметров, выдачи управляющих воздействий на исполнительные механизмы согласно заданному алгоритму. Обеспечение противоаварийной защиты осуществляется путём сбора и анализа уровня критичных технологических параметров. В случае достижения критичным параметром аварийного уровня выдается управляющее воздействие на исполнительные механизмы, в соответствии с заданным алгоритмом перевода технологического процесса и оборудования в безопасное состояние. Иерархия уровней АСУТП РП АСУ ТП строятся по трехуровневому принципу: Нижний уровень. Уровень оборудования (входов/выходов- Input/Output- level). Это уровень датчиков(sensors), измерительных устройств, контролирующих управляемые параметры, а также исполнительных устройств (actuators), воздействующих на эти параметры процесса, для приведение их в соответствие с заданием. На этом уровне осуществляется согласование сигналов датчиков с входами устройства управления, а вырабатываемых команд с исполнительными устройствами. Средний уровень. Уровень управления оборудованием- Control level. Это уровень контроллеров (ПЛК-PLC, Programable Logic Controller). ПЛК получает информацию с контрольно-измерительного оборудования и датчиков о состоянии технологического процесса и выдает команды управления, в соответствии с запрограммированным алгоритмом управления, на исполнительные механизмы. Верхний уровень. Уровень промышленного сервера, сетевого оборудования, уровень операторских и диспетчерских станций. На этом уровне идет контроль хода производства: обеспечивается связь с нижними уровнями, откуда осуществляется сбор данных, визуализация и диспетчеризация (мониторинг) хода технологического процесса. Это уровень HMI, SCADA. На этом уровне задействован человек, т.е. оператор (диспетчер). Он осуществляет локальный контроль технологического оборудования через так называемый человеко-машинный интерфейс (HMI - Human Machine Interface). К нему относятся: мониторы, графические панели, которые устанавливаются локально на пультах управления и шкафах автоматики. Для осуществления контроля за распределенной системой машин, 641 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ механизмов и агрегатов применяется SCADA (Supervisory Control And Data Acqusition - диспетчерское управление и сбор данных) система. Эта система представляет собой программное обеспечение, которое настраивается и устанавливается на диспетчерских компьютерах. Она обеспечивает сбор, архивацию, визуализацию, важнейших данных от ПЛК. При получении данных система самостоятельно сравнивает их с заданными значениями управляемых параметров(уставками) и при отклонении от задания уведомляет оператора с помощью тревог(Alarms), позволяя ему предпринять необходимые действия. При этом система записывает все происходящее, включая действия оператора, обеспечивая контроль действий оператора в случае аварии или другой нештатной ситуации. Таким образом, обеспечивается персональная ответственность управляющего оператора. Подсистемы АСУТП РП Типичная АСУ ТП РП включает в себя три подсистемы: Распределённая система управления (РСУ) – конфигурируемый, территориально-распределённый, основанный на микропроцессорной технике комплекс, осуществляющий автоматическое и автоматизированное управление (в т.ч. технологические неаварийные блокировки) комплексом технологических сооружений. РСУ включает в себя автоматизированные рабочие места операторов (персональные компьютеры, оснащённые средствами звуковой и световой сигнализации, средствами печати и подготовки отчётности, средствами промышленной связи), управляющие контроллеры с модулями ввода/вывода, кабельные линии КИПиА. Расположенные на площадке приборы и исполнительные механизмы, связанные с управляющими контроллерами, также входят в состав системы. Система противоаварийной защиты (ПАЗ) - система, обеспечивающая безопасность технологического процесса и оборудования с целью защиты персонала, материальных ценностей и окружающей среды. Эта система включает размещенные на площадке приборы, исполнительные механизмы, программируемые логические контроллеры и кнопочную панель управления. Данная система полностью независима от РСУ, так что выход из строя последней не приведет к выходу из строя данной обеспечивающей безопасность системы. Система пожарной и газовой безопасности (СПГБ) - система, включающая чувствительные элементы/детекторы для обнаружения пожарной опасности и программируемые логические контроллеры, позволяющие обнаружить присутствие очагов пожара с выполнением соответствующей сигнализации о пожаре и осуществляющие пожаротушение. 642 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Библиографический список: 1. Литюга А.М., Клиначёв Н.В., Мазуров В.М.Теоретические основы построения эффективных АСУ ТП., 2002 г.; 2. Проектирование систем автоматизации технологических процессов.Справочное пособие. Авторы: А.С. Клюев, Б.В. Глазов, А.Х. Дубровский, А.А. Клюев. Под ред. А.С. Клюева, 2-е изд., переработанное и дополненное. 1990 г.; 3.Проектирование АСУТП. Книга 1. Автор Нестеров А.Л. АНАЛИЗ МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ А.Ф.Фархутдинова, Г.М.Орлова СамГТУ Самара,Россия alsu.farhutdinova2015@yandex.ru Система измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) - система, предназначенная для автоматизированного коммерческого учета товарной нефти прямым массово-динамическим методом, а также для определения качественных показателей нефти при ведении документов, предназначенных для операций учета товарной нефти между поставщиком и потребителем на объектах нефтепереработки, а также при проведении учетно-расчетных операций при транспортировке нефти и нефтепродуктов. Эффективность системы учета нефти играет немаловажную роль в процессе транспортировки нефти от мест добычи к потребителю. Возникают проблемы потерь как количественных, так и качественных измерений массы нетто нефти, а также технического обслуживания и ремонта оборудования. В настоящее время на производстве крайне велика доля оборудования с высокими коэффициентами физического износа, которые давно исчерпали свой ресурс. СИКН № 919 НПС «Калейкино» предназначен для автоматизированного оперативного учета высокосернистой нефти с погрешностью измерения не превышающей 0,25 % по массе брутто и 0,35% по массе нетто, по магистральным нефтепроводам Альметьевск-Куйбышев 1. В состав СИКН входят: блок измерительных линий; 643 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ блок измерения качества; система обработки информации; трубопоршневая установка; узел подключения передвижной поверочной установки; система дренажа и канализации. В силу того, что СИКН № 919 имеет оборудование старого образца или отсутствие некоторых элементов соответствующего оборудования на потоке, из- за проведения товаро-коммерческих операций рабочему персоналу приходится вручную отбирать пробы для определения содержания тех или иных веществ, что в свою очередь занимает достаточно много времени и отражается на результатах. Проведем анализ метрологического обеспечения основного оборудования СИКН. Блок измерительных линий (БИЛ) состоит из турбинных преобразователей расхода типа МИГ- 400 - 64, задвижки электроприводные Dу 400, Ру 16, дренажные задвижки, вентили для контроля протечек, манометры, фильтры. Турбинные преобразователи расхода нефти (ТПУ) являются самыми распространенными счетчиками, устанавливаемыми на НПС. Принцип работы преобразователя основан на принципе турбинки. При вращении турбинки, выполненной из ферромагнитного материала, каждая лопасть ее, проходя вошли сердечника катушки датчика, проводит в ней импульсы электродвижущей силы и сигнал подается на вход электронного блока. Основной характеристикой преобразователя является коэффициент преобразования (К-фактор), который характеризуется количеством импульсов на единицу объема, протекающей через него жидкости. Достоверность учёта, в основном, зависит от правильности вычисления К-фактора на который в свою очередь влияют различные физические и технологические факторы. В реальных условиях работы между вращающимися элементами ТПР и жидкостью существует сопротивление трения, которое уменьшает К-фактор. Уменьшение тем больше, чем больше сопротивление трения. Сопротивление трения зависит как от скорости потока жидкости, так и от свойств самой жидкости (вязкости и плотности) К-фактор ТПР изменяются с изменением площади поперечного сечения ТПР. Если изменять поперечное сечение ТПР, то при одном и том же объёмном расходе скорость потока будет меняться, а значит, будет меняться и К-фактор ТПР. Эта зависимость лежит в основе появления большой погрешности ТПР при его загрязнении. В отличии от влияния загрязнения ТПР влияние протечек запорной арматуры проявляется не в изменении К-фактора ТПР в процессе работы, а в неправильном определении в процессе поверки. Это происходит тогда, когда объём жидкости, прошедший за одно и тоже время через ТПР отличается от объёма жидкости прошедшего через образцовое средство измерения. Коммерческие узлы учета нефти с применением турбинных расходомеров 644 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ (косвенный объёмно-массовый динамический метод) измеряли количество нефти с погрешностью по массе брутто не более 0,35%. Эта погрешность складывалась из класса точности турбинных расходомеров, преобразователей давления и температуры, плотномеров, влагомеров. Коммерческие узлы учета нефти на которых установлены массовые счётчики расхода (прямой динамический метод) обеспечивают погрешность измерения нефти по массе брутто не более 0,25%. Так как сигнал о расходе нефти поступает на компьютер в единицах массы, то погрешность системы складывается только из погрешности массомеров (установка дополнительного оборудования не требуется). Сегодня при учете нефти и нефтепродуктов наиболее востребованы расходомеры, построенные на принципе эффекта Кориолиса - кориолисовые расходомеры или массомеры. Эксплуатационные преимущества этих массомеров по сравнению с другими типами расходомеров значительны: высокая точность измерения расхода массы, результаты измерения имеют высокую повторяемость, одновременно с определением массового расхода, плотности и температуры вычисляют значение по объёмному расходу, увеличенный межповерочный интервал, в конструкции нет элементов, которые контактируют с измеряемой средой, отсутствие движущихся частей. Совокупность всех перечисленных преимуществ, в конечном итоге, экономит деньги. Экономическая эффективность от внедрения массовых расходомеров на узлах учета нефти, при отгрузке по трубопроводам, достигается за счёт уменьшения относительной погрешности измерения массы нефти. В блок измерения качества входят поточный преобразователь плотности «Solartron 7830», поточный вискозиметр «JSW», преобразователь давления и температуры, пробоотборник автоматический, расходомер «НОРД-40», манометры и термометры, поточный влагомер. Принцип действия поточного вискозиметра «JSW» основан на методе падающего шарика (т.е. измерение вязкости путем определения скорости падения шарика в жидкость). Однако существуют и более усовершенствованные модели имеющие лучшие показатели. В работе погружного преобразователя вязкости «Solartron 7830» используется вибрационный принцип: исходная резонансная частота колебаний вибрирующего элемента (камертонная вилка), а также колебательного контура, изменяются соответственно в зависимости от плотности и в зависимости от вязкости проходящей через преобразователь жидкости. Поддерживая эти колебания, измеряя их частоту и добротность колебательного контура электронными средствами, можно определить плотность и вязкость жидкости. Максимальная точность измерений достигается за счет независимой калибровки каждого диапазона. Влагомер нефти поточный УДВН-1пм предназначен для измерения содержания воды в нефти и нефтепродуктах в объемных долях в автоматическом режиме. Принцип действия влагомера основан на поглощении энергии 645 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ микроволнового излучения водонефтяной эмульсией. Для оперативной работы СИКН требуется установить поточный анализатор серы, чтобы во время проведения операций по компаундированию нефти можно было быстро и с высокой точностью определить ее содержание в потоке. Хотя уровень серы не регламентируется, он в значительной мере определяет себестоимость и качество. Измерение серы необходимо для сортировки нефти, и обычной практикой является смешение нефти с разным содержанием серы для того, чтобы повысить ее качество, а значит и стоимость. Методом анализа является рентгено - абсорбционный метод. Измерительная схема такого анализатора чрезвычайно проста. Анализируемая нефть проходит через анализатор по трубке, на одной из сторон которой установлена рентгеновская трубка, генерирующая излучение соответствующей частоты, а на другой приемник. Рентгеновское излучение проходит через бериллиевые окошки, прозрачные для него, и интенсивность прошедшего через него нефть излучения измеряется. Интенсивность прошедшего через ячейку рентгеновского излучения обратно пропорциональна концентрации серы, присутствующей в нефти. Также на СИКН № 9 1 9 регулирование расхода и давления в потоке, проходящего через БИК, осуществляется вручную оперативным персоналом. Это в свою очередь приносит не мало проблем, особенно при проведении операций по компаундированию нефти, когда меняются свойства нефти на потоке, что в свою очередь влечет изменения давления, следовательно, расхода. Поэтому необходимо оснастить БИК оборудованием с автоматическим регулированием расхода и давления. Регулирование можно осуществлять регул втором с электроприводом или электронной системой управления циркуляционного насоса. Величина расхода контролируется с помощью индикатора — расходомера с местной и дистанционной индикацией. Непрерывный рост резервуарных парков, соответственно узлов учёта нефти, при одновременном увеличении периода эксплуатации неизбежно приводят к увеличению объёмов и стоимости работ по технологическому обслуживанию. Это определяет актуальность внедрения новейших технологий, упрощения проведения существующих операций по обслуживанию СИКН и отказ от устаревшего оборудования. |