Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 [ 71 ] 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84

таШ----

контроль исправности всех узлов агрегата. Объем параметров контроля уточняется а соответствии с рекомендациями заводов-изготовителей насосов н электродвигателей. Ориентировочный перечень параметров защиты агрегата указан в табл. 10.3.

Сигнализатор СТ-136М состоит из восьми одинаковых блоков сигнализации и блока питания. Он выполняет следующие функции: контроль температуры в восьми точках; выдачу селективного сигнала при превышении заданной температуры в контролируемой точке и при обрыве линии от датчика, при исчезновении напряжения на приборе.

Сигнализатор СУН-1 состоит из датчика утечек со сменными сливными диафрагмами, датчика-реле напора ДН-100 и электронного искробезопасного реле Т8И. При повышепии допустимотО значения утечек возрастает давление в датчике, что приводит к срабатыванию датчика-реле напора. Реле ДН-100 устанавливается в 6-8 м от датчика уточек, реле Т8И - в невзрывоопасном помещении.

Контроль вибрация насосных агрегатов осуществляется на нередвих (обращенных друг к другу) подшипниках насоса и электродвигателя. Вибродатчик АВКС-1 реагирует на вибросмещепие. Расстояние от датчика до вторичного прибора 20-30 м. Прибор контроля вибрации КСА-9 срабатывает нри новыпюнии значения виброускорения в точке контроля. Максимальное расстояние от усилителя датчика до прибора - 80 м.

§ 10.3. Автоматизация контроля и управления резервуарных парков и вспомогательных сооружений

Объем автоматизадни. Автоматизация резервуарных парков предусматривает (рис. 10.4):

- централизацию контроля и управления;

- защиту от перелива;

- защиту от повышения давления в подводяпдах трубопроводах;

- замер количества нефти па потоке;

- пожаротушение.

В ряде случаев может быть запроектировано программное переключение резервуаров при наливе и сливе.

Прп централизации контроля и управления резервуарных парков в пункте управления сосредоточиваются измерение уровня в резервуарах, сигнализация максимального и минимального уровней, дистанционное управление задвижками. На щитах в пункте управления воспроизводится мнемоническая схема резсрвуарного парка, в которую встраиваются кнопки управления задвижками и лампы сигнализации положения задвижек, а такя{е оперативных н аварийных уровней в резервуарах.

Для дистанционного измерения уровня (или массы нефти) в резервуарах используют системы «Утро-2» или «Квант». Комплекс устройств для товаро-расчетпых операций «Утро-2» обеспечивает сбор н передачу значений уровня и средней температуры нефти в 50 резервуарах. Результаты измерении воспроизводятся на пульте управления, регистрируются на перфоленте и могут быть введены негюсрсдствеино в ЭВМ. Для измерения уровнями телшературы нефти в комплексе «Утро-2» используют многопроводную телемеханическую систему. Количество проводов при измерении только уровня нефти составляет 14 -f тг -Ь р, а при измерении уровня и температуры 18 + ге -f- р, где ге - число датчиков измерения в данном направлении; р - число резервных жил.

Сопротивление жилы кабеля для измерения уровня нефти непревышает 100, а для измерения температуры - 5 ом. В комплексе «Квант» применен пьезометрический способ вавопвдвания столба жидкости. В состав комплекса входят:

- датчики гидростатического давления (П1:елевые) на 50 объектах контроля (резервуарах) со своими пневмоканалами;

- пять селекторных устройств «Радиус-М» для сбора первичной информации о гидростатическом давлении жидкости в контролируемых резервуарах;

•§1

№-1 -T-

Защита no давлению --•-1

-o-VO

Орогрдмка

Программа

подпорной на сосной

Цифропеча

тйюшйя

машинка

в

налида

слиба

Открытие\ задвижки N-1 (закрытие задбитни N2 \ Звукобая сигнализация

Рие. 10.4. принципиальная схема автоматизации резервуариого парка.

- пульт диспетчерский для сбора ипформацнн с устройств «Радиус-М» для управления устройствами вычислительным, печати и перфорации, а такжо для индикации результатов вычислепип;

- вычислительное устройство для преобразования первичной информации от датчиков о массе н уровне лшдкости в контролируемом резервуаре;

- устройство печати и перфорации для регистрации результатов измерения на бланке и перфоленте.

Для работы датчиков необходимо питание воздухом давлением 1,4 кгс/см*. Погрешность измерения массы пе превышает 0,5%.

На всех резервуарах должна предусматриваться защита от перелива, при срабатывании которой прекращается подача нефти в резервуар. При высокой производительности налива схема автоматизации должна предусматривать управлепие целой группой из двух - трех резервуаров при переливе в одном из них. Для резервуаров с понтоном и плавающей крышей применяют прибор типа СУЖ-1Н. Конструкция устанавливаемого прибора должна обеспечивать его сохранность при подъеме понтона или плаваюн;ей крыши выпю уровня настройки. Настройка уровня срабатывания должпа учитывать заполнение резервуара за время закрытия задвинши. Автоматическая защита от повыгаспия давлепия воздействует на приемную задвижку. В качестве датчика используют взрывозапщщепный манометр. Настройка манометра па 10% пиже настройки срабатывания механических предохранительных клапанов.

Автоматическое измерение количества нефти на потоке. Контроль колп-чества нефти на потоке осуществляется с полшщью счетчиков нефти. В турбинных счетчиках чувствительным элементом является вращающийся ротор (турбинка). В лопасть турбинки вмонтирован магнит, который при приближении к катушке, установленной на корпусе, индуцирует в ней ток. Количество импульсов прямо пропорционально скорости потока, а следователыго, объемному расходу. В реальных условиях вследствие неравномерности потока, дисбаланса ротора, люфтов и т. п. действительное число оборотов отличается от расчетного. Ото отличие и является погрешностью счетчика, которая в процессе эксплуатации должна непрерывно контролироваться. Для современных турбинных счетчиков (табл. 10.4) характерны следуюпще технические данные:

Основная погрешность, % 0,25

Повторяемость (погрешность в рабочей точке),% 0,05

Диапазон расходов (отношепие минимального 1 : 10

расхода к поминальному)

Потери давления при нодпгаальпой производи- 0,3

тельиости, кгс/см*

ТАБЛИЦА 10.4

Основные типоразмеры турбинных счетчиков

При проектировании замерного узла перед счетчиком и после него должны быть обеспечены прямые >частки для создания равномерного потока. Длина их перед счетчиком - 10-20 диаметров счетчика, за счетчиком - не менее 5 диаметров. Для снятия счетчика при ремонте или поверке с обеих

=n S:

4 Сигнала

Звуковая Сиг тлиза

Выдержка

♦

Знл. агрегатов пож. насосной

Пожар в резервуарах

\Omxp. задВижен

растВоропроВода

Рис. 10.5. Принципиальная схема автоматизации пожаротушения в резервуарврм парке-

сторон его должны быть установлены задвижки. При наличии любого обводи вокруг счетчика задвижки должны. обеспечивать герметичное перекрытие и иметь устройство для поверки герметичности.

Автоматическое пожаротушение. В резервуарных парках I и II категории предусматривается автоматическое пожаротушение. Сигнал о загорании передается датчиками, установленными на крыше или на стенке резервуара. Датчики размещают по периметру резервуара у пеногенераторов. На каждом резервуаре должно быть установлено не менее двух датчиков. В качестве датчиков используют сигнализаторы типа ТРВ-2 и станцию сигнализации ТОЛ. На каждый резервуар выделяется самостоятельный луч. При необходимости в луч включают токовое реле для управления электроприводными задвижками. При срабатывании датчика включаются пожарные насосы и открываются задвижки на растворопроводе к пенокамерам соответствующего резервуара (рис. 10.5).

Датчики ТРВ-2 включаются в луче последовательно. Для обнаружения обрыва цепи на клеммы параллельно датчику устанавливают диод Д226Г. При появлении сигнала от датчика на станции ТОЛ переключается полярность питания. Сохранение цепи свидетельствует о пожаре, разрыв цепи - об обрыве провода; при применении лучевых реле диоды устанавливают в обоих направлениях.

Объемы защит пожарной насосной аналогичны объемам автоматизации вспомогательных систем перекачиваюп1ей насосной. При выборе приборов контроля и определении уставок времени следует учитывать, что допускаемая инерционность системы автоматического пожаротушения с момента возникновения пожара до поступления пены не должна превышать 3 мин.

Автоматизация вспомогательных сооружений. Автоматизация систем водоснабжения сводится к поддержанию необходимых уровней воды в резервуарах или водонапорных башнях и заданного давления в водопроводной сети. Артезианские скважины авто.матизируются на базе аппаратуры, поставляемой комплектно с погруншым пасосом. Насосные станции 2-го подъема автоматизируются аналогично вспомогательным системам перекачивающей насоспой. Для их автоматизации могут быть использованы дополнительные блоки в системах «Пуск-71» или Сумского машиностроительного завода им. Фрунзе.

Устройства водоподготовки увязываются в единую схему с системой подачи воды. Для системы обезжелезивания требуется установка ротаметров для контроля расхода и манометров для измерения давления на фильтрах. Автоматизация бактерицидной установки осуществляется аппаратурой, поставляемой комплектно с ней. Включение в работу бактерицидной установки должно опережать по времени подачу воды в хозяйственно-питьевую сеть. В качестве датчиков в системах водоснабжения применяют сигнализаторы уровня жидкости ЭРСУ-3 и контактные манометры ЭКМ.

Принципы автоматизации систем канализации аналогичны таковым для других вспомогательных систем. При автоматизации систем производственной канализации применяется взрывозащищенная аппаратура, аналогичная аппаратуре перекачивающей насоспой; в помещении канализационной насосной предусматривается контроль загазованности.

§ 10.4. Телемеханика трубопроводов

Для сбора информации с НПС с целью координации работы всего трубопровода, централизации управления в одпом месте - районном диспетчерском пункте (РДП) - используются устройства телемеханики. Объемы передаваемой по ним информации позволяют диспетчеру вести работу в оптимальном режиме, представить характеристику режима работы трубопровода » состояния основного оборудования, оценить сложившуюся ситуацию и принять необходимые меры для предотвращения аварий.

Для телемеханизации магистральных трубопроводов серийно выпускаются устройства ТМ-200 и ТМ-120.