Автоматические системы управления транспортировкой нефти и нефтепродуктов

Автоматические системы управления транспортировкой нефти и нефтепродуктов

Назначение

Автоматические системы управления транспортировкой нефти и нефтепродуктов представляет комплексное решение, включающее в себя следующие микропроцессорные системы автоматизации (МПСА) и их сочетания.

Управление основными технологическими процессами.

Транспортировка нефти и нефтепродуктов:

• система автоматизации магистральной насосной станции (МПСА МНС);
• система автоматизации подпорной насосной станции (МПСА ПНС);
• система автоматического регулирования (САР).

Прием и хранение нефти и нефтепродуктов:

• система автоматизации резервуарного парка (МПСА РП).

Управление вспомогательными технологическими процессами.

Система автоматизации пожаротушения (МПСА ПТ).

Объектами автоматизации основных технологических процессов являются: насосные агрегаты (контроль температур и вибраций в различных узлах агрегата, управление высоковольтным выключателем агрегата), задвижки и регуляторы давления на магистральных, технологических трубопроводах, вспомогательные агрегаты (вентиляция, откачка утечек, подача масла и т. д.), резервуары нефтепродуктов. Объектами автоматизации дополнительных технологических процессов являются: пожарные шлейфы датчиков и извещатели, задвижки в линиях водотушения и пенотушения, резервуары запаса воды.

Микропроцессорные системы автоматики (МПСА) управления основными технологическими процессами обеспечивают выполнение следующих основных функций:

1. контроль магистральных (МНА) или подпорных (ПНА) насосных агрегатов совместно со вспомогательными системами;
2. контроль и управление агрегатами вспомогательных систем;
3. контроль вибрации МНА/ПНА;
4. контроль затопления технологических помещений НПС;
5. контроль давления нефти на приёме, выходе и в коллекторе (по 2 точки на каждой позиции);
6. контроль загазованности в технологических помещениях НПС;
7. контроль давления в беспромвальной камере;
8. кнопки отключения НПС;
9. контроль пожаров в помещениях НПС, резервуарах;
10. контроль высоковольтных выключателей МНА/ПНА;
11. контроль и управление задвижками на технологических трубопроводах МНС/ПНС/РП;
12. контроль температуры элементов МНА/ПНА;
13. контроль утечек через торцевое уплотнение МНА;
14. контроль давления на входе и выходе МНА/ПНА;
15. контроль уровней в маслобаках маслосистемы;
16. контроль уровней в дренажных (сбросных) ёмкостях НПС;
17. контроль давления в вытяжных вентиляторах;
18. контроль давления на выходе вспомогательных насосов;
19. контроль перепада давлений на ФГУ;
20. контроль уставок на входе и выходе НПС;
21. давление нефти (нефтепродукта) на приёме НПС;
22. давление нефти (нефтепродукта) в коллекторе НПС (до САР);
23. давление нефти (нефтепродукта) на выходе НПС (после САР);
24. задание частоты (скорости вращения) для приводов заслонок;
25. контроль и управление регулирующими заслонками (команды управления, сигнализации о положении (концевые выключатели), сигнализация о выборе режима работы);
26. контроль резервуаров совместно со вспомогательными системами;
27. контроль и измерение уровня нефти в каждом резервуаре;
28. измерение средней температуры нефти в каждом резервуаре;
29. контроль скорости заполнения и скорости опорожнения резервуара;
30. сигнализация уровня аварийного запаса в резервуарах, используемых для приёма аварийного сброса нефти;
31. сигнализация минимального допустимого уровня, обеспечивающего безаварийную эксплуатацию системы размыва донных отложений;
32. сигнализация достижения предельной максимальной скорости заполнения, аварийной максимальной скорости заполнения, предельной максимальной скорости опорожнения, аварийной максимальной скорости опорожнения;
33. сигнализация превышения давления в трубопроводах РП;
34. сигнализация аварийного разряжения;
35. дистанционное управление и контроль режима работы системы размыва донных отложений в резервуарах;
36. дистанционное и автоматическое управление задвижками РП и сигнализация их положения;
37. выполнение всех алгоритмов контроля, защиты и управления технологическим оборудованием;
38. контроль состояния сети передачи данных ВУ;
39. выполнение всех алгоритмов контроля, защиты и управления технологическим оборудованием.

МПСА управления вспомогательными технологическими процессами обеспечивает выполнение следующих основных функций:

1. контроль сигналов «Пожар» от датчиков в помещениях НПС;
2. контроль состояния ручных извещателей;
3. контроль состояния пожарных шлейфов;
4. контроль положения задвижек;
5. контроль температуры воды в резервуарах;
6. контроль температуры на линиях пенотушения, водотушения;
7. контроль давления на насосах пенотушения, водотушения;
8. контроль уровней запаса воды в резервуарах;
9. контроль состояния насосов пенотушения, водотушения;
10. выполнение всех алгоритмов контроля, защиты и управления технологическим оборудованием.

• Российское происхождение системы подтверждено включением в реестры Минпромторга России;
• Высокий уровень обеспечения информационной безопасности технологического объекта;
• Высокая эксплуатационная надёжность;
• Возможность выполнения полного комплекса работ: от проектирования до ввода в промышленную эксплуатацию, а также техническое сопровождение и подготовка эксплуатационного персонала.

МПСА изготавливается:

1. на базе ПЛК Regul серий R500 производства ООО «Реглаб»;
2. на базе SCADA «Альфа платформа» производства АО «Атомик Софт».

В общем случае АСУ ТП НПС представляет собой трёхуровневую систему, включающую верхний, средний и нижний уровни.

К нижнему уровню систем автоматизации относится КИП, располагаемый на технологическом объекте, приборные щиты, средства оповещения, блоки ручного управления.

К среднему уровню систем автоматизации относятся ПЛК, модули ввода/вывода, преобразователи сигналов, входные/выходные реле, барьеры искрозащиты, коммутаторы и другое оборудование, обеспечивающее работы ПЛК. Средний уровень системы автоматизации обеспечивает: сбор информации от систем нижнего уровня, формирование управляющих воздействий на исполнительные механизмы, связь с другими системами автоматизации среднего уровня, связь с верхним уровнем АСУ ТП.

К верхнему уровню системы автоматизации относятся АРМ оператора, установленные в операторной диспетчерского пункта, АРМ инженера (переносной). Верхний уровень системы автоматизации обеспечивает: приём информации от среднего уровня МПСА о состоянии технологического объекта, отображение состояния и работы технологического объекта, формирование графиков измеряемый технологических параметров и архивирование полученных изменений, формирование команд изменения режима работы и дистанционного управления технологическим процессом по командам оператора, формирование и архивирование журнала событий с регистрацией времени возникновения события.

Состав и конструктивное исполнение АСУ ТП КЦ определяется на этапе проектирования по согласованию с Заказчиком.