Система контроля и управления трубопроводом

Для организации мониторинга трубопровода с целью повысить надежность функционирования трубопровода и обеспечить выполнение обязательств по поставкам нефти и защиты окружающей среды, предполагается организация системы автоматизированного контроля за техническими и технологическими параметрами трубопровода, осуществляющей сбор данных об основных параметрах трубопровода от соответствующих датчиков и передачи их в пункт контроля и управления трубопроводом.

Предполагается использовать для этого спутниковую систему (рисунок 2.2).

Функционирование системы контроля и управления.

Проектируемая система предназначена для выполнения следующих основных функций:

- контроль за работой и сохранностью трубопровода;

- автоматический сбор данных о состоянии трубопровода;

- передача данных о состоянии трубопровода в центр управления;

- анализ и хранение данных о параметрах трубопровода;

- дистанционное управление работой трубопровода с рабочих мест операторов центра управления.

Преобразователь сигнала

Датчики

Спутниковый терминал

Преобразователь сигнала

Датчики

Спутниковый терминал

Центральная земная станция

Центр управления

Космический аппарат

 

 

Рисунок 2.2. Системы контроля и управления трубопроводом

Структура системы.

Автоматизированная система контроля и управления трубопроводом имеет три уровня.

- первый - сбор необходимых данных с датчиков, установленных на нефтяном оборудовании и нефтепроводе;

- второй - с помощью спутниковых терминалов передача данных по спутниковому каналу в диспетчерский пункт центра управления;

- третий - сбор данных на серверы баз данных, с возможностью доступа к нему через рабочие места диспетчерского пункта центра управления и далее для всех абонентов корпоративной сети.

В диспетчерском пункте центра управления устанавливается система управления на базе персонального компьютера (ПК) и специальное програм-мное обеспечение на базе SCADA.

Используемое оборудование контроля за состоянием трубопровода.

Датчик температуры ТСМ-50М для точного измерения температуры объектов. Технические характеристики датчика приведены в таблице 2.1.

 

Таблица 2.1 - Технические характеристики датчика ТСМ-50М

Технические характеристики	Значение
Принцип действия	Прибор опрашивает датчик три раза в секунду
Диапазон измеряемых температур, 0С	- 30 ... + 200
Схема включения датчика	4-х проводная
Основная погрешность измерения, 0С	± 0,1
Напряжение питания, В	220
Потребляемая мощность, Вт	3
Температура воздуха окружающего корпус прибора, 0С	+ 5... +45
Габариты корпуса, мм	89×70×65

 

 

Датчик УЗС-500 для контроля уровня жидких сред в.

Преобразователь уровня Сапфир-22ДУ для дистанционной передачи дан-ных об уровне жидкости. Применяется в системах автоматического контроля и управления технологическими процессами в качестве уровнемера.

Технические характеристики преобразователя приведены в таблице 2.2.

Датчик давления Метран-100ДИ для измерения абсолютного, избыточ-ного и других видов давления, а также разности давлений.

Технические характеристики датчика приведены в таблице 2.3.

Устройство УЭРВ-1М для поддержания на заданном уровне давления, расхода, температуры, и других параметров различных технологических процессов на объектах транспорта нефти и газах.

Технические характеристики устройства приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.2 - Технические характеристики преобразователя Сапфир-22ДУ

Технические характеристики	Значение
Плотность контролируемой среды, кг/м3	400…2000
Разность плотностей при контроле уровня границы раздела сред, кг/м3	50…400 (при плотности нижней фазы 910–1000)
Пределы изменения токовых выходных сигналов, мА	0-5; 4-20 - Сапфир-22МП-ДУ; 4-20 - Сапфир-22МП-Ех
Допустимая основная погрешность, %	1,0; 0,5; 0,25
Температура контролируемой среды, 0С	+50 - +120

 

Таблица 2.3 - Технические характеристики датчика Метран-100ДИ

Технические характеристики	Значение
Рабочая среда	Жидкость, газ, пар (для датчиков уровня только жидкости)
Выходной сигнал, мА	4-20 (2-проводная линия связи); 0-20 или 0-5 (4-проводная линия связи)
Перегрузка	До 12 % от Pmax датчика
Атмосферное давление, кПа	84…106,7
Диапазон температур окружающей среды, °С	-40 … +70 - для климатического исполнения -50 … +70 - специальная опция.
Смещение нуля калиброванного диапазона измерений	До 96 % от максимального
Диапазон измерений давления, МПа	мин. 0-0,04 макс. 0-100

 

Таблица 2.4 - Технические характеристики устройства УЭРВ-1М

Технические характеристики	Значение
Номинальное усилие на штоке, Н (кгс)	6300 (630)
Номинальное усилие на штоке, Н (кгс)	± 4
Род тока - переменный: - напряжение, В - частота, Гц - потребляемая мощность, Вт, не боле	Переменный 380 50 100
Средний срок службы, лет,	8
Диапазон рабочих температур, °С	От -50 до +50
Диаметр условного прохода, ДУ, мм	50; 80; 100; 150; 200
Коэффициент пропускной способности, т/час	63; 160; 250; 630; 1000
Полный ход штока, мм	25; 40; 60; 100

 

Регулирующий клапан Neles Finetrol для регулирования потоков жидкос-тей, сырой нефти, газов. Может увеличить мощность потока в трубопроводе.

Процесс нефтепроизводства.

Со скважин поступает нефть. Оператор задает значения установок уровня нефти и давления газа. В зависимости от значения установок и текущих значений, появляется сигнал рассогласования, с помощью которого происходит регулирование положением клапана. Если величина рассогласования велика, то заслонка клапана стремится принять крайние положения «открыто»/«закрыто».

Далее нефть из нефте-газо-сепараторов НГС-1, НГС-2 поступает в отстойники ОГ-1, ОГ-2, в которых осуществляется разделение нефти на нефть обводненностью 5 % и чистую воду. Оператор задает значения установок уровня нефти и уровня воды.

Затем нефть поступает в буферную емкость, где окончательно отделяется растворенный газ от нефти (дегазация нефти).

После этого нефть подается в резервуары РВС-1 и РВС-2, где происходит открытие задвижек слива, когда в резервуарах достигается определенный уро-вень нефти.

В заключение нефть поступает в насосные агрегаты Н-1 и Н-2 и затем подается на БС.

Выделившийся при сепарации газ из нефте-газо-сепараторов НГС, через регулятор давления, поступает в газо-сепараторы ГС, а затем подается на ГПЗ через регулятор давления газа установленный в газопроводе.

Пластовая вода из отстойников ОГ-1 и ОГ-2 сбрасывается в резервуар водоподготовки РВС, подается на насосы Н-1, 2 и откачивается в систему узел учета воды (УУВ) на КНС-17.

Алгоритм контроля и управления нефтепроизводством.

В НГС контролируются:

- давление газа;

- температура нефти;

- уровень нефти;

- давление газа на выходе.

В зависимости от разности между значением установок и значением контролируемого параметра, выдается сигнал управления:

- регулятору давления газа;

- регулятору уровня нефти.

В насосах Н-3, Н-4 контролируются:

- уровень налива нефти;

- максимальный уровень нефти;

- минимальный уровень нефти;

В зависимости от разности между значением установок и значением контролируемого параметра, выдается сигнал управления: задвижке опорожне-ния резервуара.

Программным средством АСУТП является SCADA-система.

Основные возможности SCADA-системы:

- сбор первичной информации от устройств нижнего уровня;

- регистрация сигналов об аварийных ситуациях;

- хранение первичной информации;

- обработка первичной информации;

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: