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 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 [ 134 ] 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155

При ненагруженном резерве интенсивность отказов резервного агрегата кр равна нулю. При нагруженном резерве интенсивность отказов резервного и рабочего агрегатов равны: Хр = X. В случае облегченного резерва 0 > Хр < X.

Работа насосных агрегатов ИПС с учетом резервирования и восстановления может быть описана как марковский процесс, проходящий по так называемой "схеме гибели и размножения". Аппарат расчета этой схемы разработан применительно к средней наработке между отказами резервируемого оборудования, функция надежности которого подчиняется экспоненциальному закону распределения, что как раз имеет место в рассматриваемом случае.

Рассмотрим так называемое полностью ограниченное восстановление, под которым понимается то, что возможности ремонтных служб позволяют одновременно восстанавливать только один агрегат.

Если отказывает в это время еще один агрегат, его ставят в очередь на ремонт.

Средняя наработка между отказами системы из k рабочих и n резервных агрегатов Tkn, начавшей свою работу будучи полностью исправной при полностью ограниченном восстановлении, определяется по формуле:

n i Г1[К + (n + 1- p)v]

k,n = - 2-s+1-,

S=0 Xs Yl[К + (n + 1- p)n]

где X = -T- - интенсивность отказов агрегата; Ta - средняя наработка между отказами агрегатов; для расчетов вместо нее можно использовать среднюю наработку на отказ при длительности наблюдений не менее трех лет; y = - - коэффициент, определяемый как отношение интенсивности отказов агрегата X к интенсивности его восстановления последняя величина является обратной по отношению к среднему времени

восстановления (ремонта) хр, т. е. [ = 1 /хр; v =-р - коэффициент нагруженности резерва, определенный как отношение интенсивностей отказов резервного и рабочего агрегатов. Таким образом, этот коэффициент может изменяться от нуля до единицы.

АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И СИСТЕМ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ

16.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Автоматизация и телемеханизация объектов магистральных нефтепроводов (МН) должны обеспечивать безопасную и безаварийную организацию эксплуатации объектов МН при оптимальном числе обслуживающего персонала.

Средства автоматизации магистральных нефтепроводов должны обеспечивать контроль и управление объектами МН из опе-раторной нефтеперекачивающей станции (НПС), местного диспетчерского пункта (МДП), районного диспетчерского пункта (РДП) или центрального диспетчерского пункта (ЦДП).

Средства телемеханизации МН предназначены для обеспечения дистанционного управления технологическим оборудованием НПС и линейной части МН из районного диспетчерского пункта или центрального диспетчерского пункта.

Рассмотрим требования и задачи системы автоматики и телемеханики применительно к основному механо-энер гетичес-кому оборудованию НПС.

С развитием систем автоматизации и переходом на микро-пр оцессорные системы автоматизации (системы автоматизации на базе микропроцессорных средств) должны решаться задачи мониторинга значений технологических параметров и параметров состояния технологического оборудования, анализа режимов работы технологического оборудования в реальном масштабе времени, контроля достоверности измеряемых параметров, диагностики технологического оборудования, тестирования и диагностики средств автоматизации.

16.2. СИСТЕМА АВТОМАЗАЦИИ НПС

Система автоматизации НПС предназначена для контроля, защиты и управления оборудованием НПС, система автоматизации должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима насосной станции и его изменение по командам оператора НПС или РДП (ЦДП).

Система автоматизации магистральной насосной при управлении из операторной должна обеспечивать:

централизацию контроля и управления магистральной и подпорной насосной;

автоматическую защиту магистральной и подпорной насосной;

автоматическую защиту и управление магистральными и подпорными насосными агрегатами;

автоматическое регулирование давления; автоматизацию вспомогательных систем; автоматическое пожаротушение.

Централизованный контроль и управление магистральной насосной должны осуществляться из одного пункта - операторной. При размещении на общей площадке нескольких магистральных насосных следует предусматривать создание местного диспетчерского пункта, который целесообразно совмещать с одной операторной, где должны быть:

управление магистральными насосными агрегатами, вспомогательными системами, задвижками подключения НПС к магистральному нефтепроводу, задатчиками автоматических регуляторов давления и системой автоматического пожаротушения;

средства, обеспечивающие измерение и регистрацию давления на приеме и на выходе НПС (до и после регуляторов давления), а также измерение перепада давления на фильтрах и температуры перекачиваемой нефти на приеме НПС;

указатели срабатывания предупредительной и аварийной сигнализации;

возможность управления задвижками устройства приема и пуска (пропуска) скребка и сигнализации положения задвижек;

возможность переключения на управление из МДП или

РДП.

К основным функциям системы автоматизации НПС относятся функции защиты, управления и контроля.

Реализация функций защит должна охватывать следующие основные направления: