Автоматизированные блочные установки для очистки сточных вод и автоматизация водозаборных скважин

Автоматизированные блочные установки для очистки сточ-ных вод (УОВ) предназначены для очистки сточных вод от остаточных нефтепродуктов и механических примесей и доведения обрабатываемой воды до таких кондиционных

характеристик, которые позволяют применять эту воду в системе ППД. Установки разработаны трех типоразмеров: УОВ-750 производительностью 750 м3/сут, УОВ-1500 – 1500 м3/сут и УОВ-3000 – 3000 м3/сут.

Установка УОВ-750 (рис. 3.1) состоит из трех блоков: напорного отстойника 1, импеллерного флотатора 6 и сепаратора 8. Кроме того, в состав установки входит блок местной автоматики БМА-35. Блок напорного отстойника предназначен для предварительной очистки сточных вод от нефтепродуктов и механических примесей. Блок импеллерного флотатора служит для основной очистки сточных вод от нефти и механических примесей. Блок сепаратора — последняя ступень обработки воды. Он включает секции для очищенной воды 14, для уловленной нефти 13 и для раствора ингибитора коррозии 10. Кроме того, в блок 8 входят насосные агрегаты 12 для откачки уловленной нефти на установку подготовки нефти, 15 – для подачи воды на кустовые насосные станции (КНС) и 16 – для ввода ингибитора коррозии в воду, перекачиваемую на КНС.

Установка работает следующим образом. Сточная вода после установки подготовки нефти под избыточным давлением поступает в емкость блока отстойника 1. В емкости смонтиро-ваны вертикальные перегородки, благодаря которым процесс обработки жидкости гравитационным методом наиболее эффективен. Перегородка первого отсека служит отбойником для наиболее крупных механических частиц, которые оседают на поддон и поступают по трубопроводу на иловую площадку. Далее в обрабатываемой воде, проходящей через систему перегородок вследствие инерционных усилий, получающихся при крутых поворотах, происходит коалесценция мелких капель нефти. Выделившаяся нефть собирается в вертикальной цилиндрической камере 3, откуда она автоматически сбрасывается межфазным регулятором уровня 2 типа РУМ-18 в отсек 13 сепаратора 8. Из последнего отсека отстойника вода поступает в блок импеллерного флотатора 6, на днище которого смонтирован импеллерный блок. Его крыльчатка связана с га-зовой линией вертикальной трубой, проходящей в центре ем-кости флотатора. Внутри флотатора имеется перфорированная труба, через которую поступающая вода выходит мелкими струями. Чистая вода, накопляющаяся в данной части флота-тора, отводится по вертикальной трубе в сепаратор 8. При вра-щении импеллерной крыльчатки обрабатываемая вода отбра-сывается к стенкам флотационной емкости, отчего в централь-ной зонной области создается разряженная зона, в которую по центральной трубе подается газ сепарации. Импеллерная крыльчатка диспергирует газ на мельчайшие пузырьки, устрем-ляющиеся через поток жидкости вверх флотационной емкости. При этом взвешенные частицы эмульгированной в воде нефти увлекаются всплывающими вверх пузырьками газа и в виде пены собираются на поверхности воды. Нефть стекает в пеносборный бункер, расположенный в верхней части флотатора, откуда она направляется в отсек 13 блока сепаратора. Автоматическое регулирование расхода газа, подаваемого во флотатор, осуществляется с помощью установленного на линии подачи газа регулятора давления прямого действия типа РДП-4 и жиклера 5, поддерживающего постоянство расхода газа. Газовый счетчик 4 типа РГ-250

предназначен для периодического контроля расхода газа и настройки регулятора давления. Качество обработки воды флотационным методом зависит от под-держания определенного перепада давления во флотаторе и в газоподводящей трубе. Контроль перепада давления ведется с помощью дифманометра 20 типа КАЗ-10-20 и вторичного показывающего прибора 21 типа ВМД. Эти же приборы обеспечивают автоматическую сигнализацию при падении

перепада давления ниже водозаборнойскважины: установленной величины. 1– термопатрон в обмотке Обработанная вода с низа статора;2 – блок местной флотатора сифонным способом

подается в гидроциклонную 4–электроконтактный манометр головку 9 блока сепаратора. ЭКМ-1; 5 – датчик утечки

Собирающаяся в отсеке 14 очищенная вода насосами 15 типа ЗМС-10 подается в систему ППД. Автоматическая откачка нефти из сепарационной емкости осуществляется с помощью автомата откачки АО-5, смонтированного в отсеке 13, и блока управления двигателем шестеренчатого насоса 12. Автоматическое регулирование уровня очищенной воды в сепарационной емкости обеспечивается с помощью регулятора уровня 7 типа РУМ-17. Исполнительный механизм регулятора установлен на выкидной линии центробежных насосов. Измерение объема очищенной воды ведется комплектом, включающим камерную диафрагму 11, дифманометр 19 типа КАЗ-10-20, показывающий вторичный прибор 22 типа ВФСМ-2С-0 и частотный интегратор 23, дающий суммарное значение объема. На установке предусмотрен контроль давления с помощью манометров 17 типа ОБМ-1-1606 в трубопроводе подачи воды на блок

отстойника и регистрирующим манометром 18 на выкидном трубопроводе насоса.

Технологическиесхемыи схемыконтроляустановокУОВ-1500 и УОВ-3000 аналогичны рассмотренной.

Автоматическое управление водозаборной скважиной (рис. 3.2) осуществляется блоком местной автоматики БМА-19, который обеспечивает централизованное телеуправление с дис-петчерского пункта насосным агрегатом (пуск и остановка); автоматическую защиту электродвигателя при перегреве подшипников и обмотки статора электродвигателя, срыве давления на выкидной линии (срыв давления возможен при недостатке воды на приеме насоса или неисправности на всасывающей стороне насоса, при поломке вала, порыве нагнетательной линии и т. д.), угрозе затопления прискваженного помещения, исчезновении напряжения в цепях контроля и автоматики; сигнализацию на диспетчерский пункт аварийного состояния при автоматическом отключении насосного агрегата и потере напряжения в цепях контроля; местное управление насосным агрегатом (пуск, остановка).

Автоматическая защита электродвигателя при перегрузке, коротком замыкании, исчезновении напряжения на одной из фаз осуществляется предохранителями и тепловыми элементами, встроенными в магнитный пускатель или размещеными в распределительном устройстве.

Для вакуум-насосов первого подъема на каждый агрегат ставится блок БМА-19.

3.3. Автоматизированные блочные кустовые насосные станции

Блочная кустовая насосная станция (БКНС) состоит из блоков (рис. 3.3.): сепарационно-буферного I, насосов II, управления электродвигателями III, распределительных уст-ройств IV, распределительной гребенки V. Сепарационно-буферный блок состоит из двух горизонтальных емкостей 1 по 50 м3 и предназначен для сепарации содержащихся в воде газов (метана), а также для отстаивания воды и удаления меха-

нических примесей, для создания гидравлического буфера, обеспечивающего нормальную работу насосов.

Выделяющийся из воды при отстое газ сжигается в свече. Насосные блоки предназначены для закачки воды в нагнетательные скважины. Насосные блоки состоят из центробежных насосов 2 типа ЦН-150-100 с синхронными двигателями 3 типа СДБ-800-2К, установленными на рамных основаниях. Насосные блоки помещаются в утепленное помещение, собранное из стандартных панелей.

Вода от водозаборных скважин

Рис. 3.3. Схема блочной кустовой насосной станции

Для автоматического управления, защиты и контроля пара-метров технологического оборудования насосных блоков и общестанционного хозяйства КНС применяется разработанная СПКБ объединения «Союзнефтеавтоматика» система «Пласт-1М» (рис. 3.4). Эта система выполнена по блочно-функциональному принципу и включает аппаратуру: щиты автоматизации КНС, автоматизации насосного агрегата, местного контроля и управления насосного агрегата, контроля и управления вспомогательного оборудования станции, а также комплект датчиков, необходимый для нормальной работы технологического оборудования КНС. Щит автоматизации КНС включает панель КИП, блок защиты и сигнализации (БЗС), блок

управления и сигнализации, блок исполнительных реле (БИР). Щит автоматизации насосного агрегата включает панель КИП, блок БЗС, блок БИР, блок контроля температуры, блок задания программ.

Комплект датчиков включает датчики утечки из сальников ДУ-1, датчики слива воды ДСВ-1, датчики уровня жидкости ДУЖ-1М, преобразователи температуры ПТ-1 и ПТ-2.

Рис. 3.4. Блок-схема системы автоматизации «Пласт-1М»: I – аппаратура щита автоматизации БКНС; II – силовое

электрооборудование; III – аппаратура щита местного контроля и управления вспомогательным

оборудованием БКНС; IV – оборудование насосной станции; I, 14 – блоки управления станции; 9, 15 – блоки защиты станции; 3, 16 – панели контрольно-измерительных приборов; 4, 17 – блоки исполнительных реле; 5, 20 – аппаратура давления; 6, 21 – манометры; 7,19 – щиты сигнализации и управления; 8, 9, 28 – насосы откачивающие; 10 – электрозадвижка на всасывании; 11, 25 – электрозадвижки на нагнетании; 12, 26 – датчик

по месту; 13 – устройство формирования сигналов ТУ и ТС; 18 – блок контроля температуры; 22 – шкаф тиристорного возбуждения;

23, 24 – маслонасосы; 27 – пусковое устройство; 28 – насосный агрегат; 29 – аппаратура щита автоматизации насосного агрегата; 30 – аппаратура

щита местного контроля и управления насосным агрегатом; 31 – силовое оборудование насосного блока, 32 – оборудование насосного блока

Аппаратура щита автоматизации насосной станции осуществляет:

– выбор режима работы оборудования насосной станции (автоматический, резервный, местный – от щита местного контроля и управления, отключено – насосы выключены), управление электроприводом задвижки на нагнетательной линии (полуавтоматический, местный), управление электроприводом задвижки сброса воды после регулятора давления на входе станции (полуавтоматический, местный);

– измерение, контроль, аварийную и предупредительную сигнализацию предельных значений параметров работы насосной станции (давление на входе станции после регулятора давления – максимальное 0,85 МПа, давление на общем приемном коллекторе – минимальное 0,17 МПа, давление охлаждающей воды после регулятора давления – минимальное 0,25 МПа и максимальное 0,35 МПа);

– выдачу сигнала разрешения запуска насосного агрегата; – защиту насосного агрегата по аварийному параметру.

Рис. 3.5. Датчик утечки: 1 – контактный винт; 2 – изоляция; 3 – гайка; 4 – втулка

Рис. 3.6. Датчик смещения вала насоса

Аппаратура щита местного контроля и управления насосным агрегатом включает устройство для измерения давления (отсек манометров), устройство управления электроприводами (отсек управления). Аппаратура щита местного контроля и управления вспомогательным оборудованием насосной стан-ции осуществляет измерение и контроль параметра давления на насосной станции, управление электроприводами насосной станции. Система автоматики обеспечивает автоматический запуск всех работающих агрегатов при восстановлении напряжения после его кратковременного отключения. Резервный маслонасос включается при снижении давления масла в начале линии до 0,3 МПа.

Датчик утечки (ДУ) предназначен для сигнализации пробоя сальника насоса (рис. 3.5). При пробое сальника вода замыкает электрическую цепь контактного винта 1 с «землей» и двигатель насоса отключается. Датчик крепится над картером сальника

втулкой 4 электродом вниз. Втулка 4 длиннее винта 1, поэтому исключается ложное срабатывание датчика от замыкания цепи водяной пылью, которая может образоваться в картере при незначительном пропуске сальника. Преобразователи температуры

ПТ-1 и ПТ-2 представляют собой латунную трубку с помещенным в нее терморезистором.

Для сигнализации осевого смещения вала насоса применяют разработанный Октябрьским филиалом ВНИИКА «Нефтегаз» датчик осевого смещения ДС-1 (рис. 3.6). При смещении вала 11 ротора насоса ось 13 при помощи пружины 12, постоянно прижимающей ее к торцу вала, скользит во втулке 14. На конец оси, которым она прижимается к торцу вала, плотно па-сажен подшипник 10, на который напрессована втулка 9. Вследствие этого ось 13 не вращается, но может перемещаться поступательно. На другой конец оси с помощью пружинной шайбы и гайки крепится диск 4. Смещение вала на величину зазора диска разгрузочного устройства вызывает перемещение диска 4, который нажимает на кнопку 15 микровыключателя 7, закрепленного на кронштейне 6. При этом насосный агрегат отключается. Настройка

датчика осуществляется перемещением регулирующей гайки 1 по винту 2. Микровыключатель с сектором 3 стопорится винтом 5. Для крепления датчика снимают торцовую крышку подшипника и на ее месте болтами 8 крепят

фланец прибора.

Для сигнализации об угрозе затопления помещения насосной применяют серийные датчики уровня ДУВ-3 (рис. 3.7), состоящие из электрода 1, изготовленного

из нержавеющей стали и изолированного от корпуса эпоксидной смолой 2, и поляризованного реле 3 типа РП-7. Датчик устанавливается в сигнальных углублениях пола помещения насосной, где может накапливаться жидкость. Для соединения датчика с кабелем предусмотрен штекерный разъем 4. При достижении уровнем воды электрода электрическая цепь электрод – корпус замкнется, реле РП-7 сработает и замкнет цепь управления.

3.4.Характеристикамагистральногонефтепроводакакобъектаавтоматизации

К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью более 50 км, предназначенные для транспортировки нефти из района добычи на предприятия по ее переработке, а также на железнодорожные, речные и морские пункты налива. Магистральный нефтепровод состоит из линейной части, головной и промежуточных станций, системы подводящих и отводящих трубопроводов диаметром более 500 мм и наливных пунктов. Магистральный трубопровод является весьма удобным для автоматизации объектом, что определяется про-стотой основного технологического процесса, заключающегося в непрерывной перекачке заданного объема нефти по трубопроводу с поддержанием в допустимых пределах давлений на нагнетании и всасывании в зависимости от установленного режима при минимальном суммарном расходе энергии на перекачку.

Режим работы магистрального нефтепровода определяется режимом работы перекачивающих станций: «через емкость», «с подключенной емкостью» и «без емкости». При режиме «через емкость» поступающая на станцию нефть подается в один или несколько резервуаров станции, а закачиваемая в трубопровод забирается в это же время подпорной насосной из другого резервуара или группы резервуаров. Этот режим применяется обычно на головных станциях, где отсутствуют средства измерения объема, массы и качества нефти, вследствие чего количество и качество поступающей и откачиваемой нефти определяются по измерениям в резервуарах. При этом режиме работы на станции должно быть большое число резервуаров с громоздкой и дорогой трубопроводной обвязкой и сложными манифольдами задвижек.

При режиме «с подключенной емкостью» основной поток нефти, поступающей из трубопровода на прием станции, подается непосредственно на всасывание подпорной насосной, а в резервуары или из них поступает только количество нефти, равное разности между потоками до и после станции. При таком режиме на станции нет необходимости иметь большое число резервуаров, значительно упрощается трубопроводная обвязка, уменьшаются потери паров нефти из-за «больших дыханий», существенно уменьшается расход на перекачку, сокращается также численность обслуживающего персонала.

При режиме «без емкости» («из насоса в насос») весь поток из трубопровода на приеме станции поступает на всасывание основной магистральной насосной. На станции не сооружаются ни резервуары, ни подпорная насосная. Трубопроводная обвязка предельно упрощается. Этот режим применяется на промежуточных станциях, где не требуется иметь емкость для

приема нефти от потребителя при аварийных ситуациях на магистральном трубопроводе или на этой станции. Недостатком режима «из насоса в насос» является снижение пропускной способности магистрального трубопровода на участке перед станцией, работающей на этом режиме, по сравнению с работой при наличии емкости, поскольку на всасывании основной насосной нельзя снижать давления ниже минимально допустимого по условиям кавитации насосных агрегатов. Сни-жение пропускной способности нефтепроводов больших диа-метров при этом доходит до 10 % по сравнению с работой станций на режиме «через емкость» пли «с подключенной емкостью».

Для обеспечения максимальной пропускной способности трубопровода при минимальном объеме емкостей на промежуточной станции могут применяться технологические схемы, обеспечивающие ее работу как в режиме «из насоса в насос», так и «с подключенной емкостью», с автоматическим переключением с одного режима на другой в зависимости от заполнения емкости. Эффективность такой комплексной технологической схемы особенно велика при применении телемеханики, когда диспетчер магистрального нефтепровода может быстро изменять режим работы станции, обеспечивая оптимальный режим работы нефтепровода в целом.

Линейная часть нефтепровода состоит из трубопровода с установленными на нем задвижками на всем протяжении, исключая территории перекачивающих и наливных станций. К линейной части относятся также устройства защиты трубы от почвенной коррозии и разрушающего действия блуждающих токов и линии связи, простирающиеся вдоль магистрали. Магистральные нефтепроводы сооружают из труб диаметром 500–1200 мм, сделанных из высококачественной легированной стали. Давление на каждом участке трассы трубопровода зависит как от режима перекачки, так и от профиля местности.

Наивысшее давление обычно бывает со стороны нагнетания перекачивающих станций, а также в наиболее низких местах трассы. Линейная часть – наиболее дорогая и ответственная часть магистрального нефтепровода. Аварии на линейной части (порывы и утечки из трубопровода) могут привести к огромным

потерям нефти, загрязнениям водоемов, гибели посевов и лес-ных угодий. Аварийные внеплановые остановки и перекачки снижают также экономические показатели работы трубопровода и вызывают серьезные нарушения нормальной работы многих важнейших предприятий народного хозяйства, в частности предприятий нефтехимии, автомобильного транспорта и т. д. Поэтому при автоматизации предъявляются жесткие требования к надежности применяемых систем, устройств и отдельных приборов.

Головная станция предназначена для приема нефти с нефтепромыслов и закачки ее в трубопровод. Для непрерывного приема нефти с нефтепромыслов в случае неисправности ма-гистрального нефтепровода, а также для оптимального режима работы на головной станции предусматривают специальные емкости (резервуары). По возможности головные станции рас-полагают на площадках центральных пунктов подготовки нефти на нефтепромыслах, что дает возможность совместного использования промыслового резервуарного парка и вспомо-гательных сооружений. Товароучетные операции приема нефти от нефтепромыслов (контроль качества, объема и массы нефти) могут проводиться как на головной станции магистрального нефтепровода, так и непосредственно на нефтепромыслах. Го-ловные перекачивающие станции характеризуются производительностью, типом и мощностью установленного оборудования, числом и производительностью поставщиков, числом резервуаров и суммарной вместимостью резервуарного парка, видом энергоснабжения. На головных станциях осуществляются временное хранение, учет количества и качества нефти, а также при необходимости смешивание нефти нескольких сортов. На приеме головной станции (рис. 3.8) по числу подающих нефтепроводов устанавливаются камеры 1 – 3 приема скребков-очистителей и фильтры-грязеуловители 4 – 6. Очищенная от грязи и механических примесей нефть поступает в камеру счетчиков 7, где учитывается поступившая от каждого поставщика отдельно масса нефти. С камеры счетчиков нефть поступает в распределительный коллектор 8, предназначенный для направления нефтяных потоков к свободным емкостям резервуарного парка 9. Для предотвращения попадания грязи и

механических примесей из резервуарного парка в магистральный трубопровод на всасывании подпорных агрегатов 11 устанавливаются фильтры 10. Подпорные агрегаты, размещаемые под нижним уровнем жидкости в резервуарах, обеспечивают откачку нефти из резервуаров и создание необходимого подпора на приеме основных агрегатов 12. На выходе основных перекачивающих агрегатов устанавливают регулятор давления 13, поддерживающий параметры перекачки в заданных пределах. На нагнетании перекачивающей станции монтируется площадка 14 пуска скребка-очистителя.

Перекачивающие насосные обеспечивают движение нефти по трубопроводу. Число перекачивающих станций (НПС) и расстояние между ними определяются расчетным путем и за-висят от многих факторов, основными из которых являются максимальная пропускная способность магистрального трубопровода при минимальных затратах на его строительство, а при эксплуатации – затратами на перекачку по нему 1 т нефти. При размещении перекачивающих станций учитыва-ются такие параметры линейной части, как максимально допустимые давления в трубопроводе, его диаметр, свойства перекачиваемой нефти, рельеф местности, эксплуатационно-технические характеристики перекачивающих агрегатов и другие факторы.

Рис. 3.7. Блок-схема головной насосной станции

В перекачивающих насосных обычно устанавливают три-четыре однотипных магистральных насосных агрегатов, один из которых является резервным. Каждый агрегат, как правило, состоит из центробежного насоса с приводом от высоковольтного электродвигателя. Помещение, где размещаются насосные, относится к взрывоопасным, поэтому либо выбирают электродвигатели насосных агрегатов во взрывозащищенном исполнении и устанавливают их в общем помещении с насо-сами, либо применяют электродвигатели в нормальном исполнении и устанавливают в отдельном помещении, отгороженном от помещения насосов герметичной стеной. Трубопроводная обвязка магистральных насосов предусматривает в большинстве случаев их последовательное соединение. На всасывании и нагнетании каждого насоса устанавливается задвижка, а параллельно насосу – обратный клапан таким образом, чтобы при остановке насоса и перекрытии его задвижек поток нефти автоматически направлялся по обводному трубо-проводу к следующему насосу или в магистральный нефтепровод. В результате параллельно насосам создается обводной трубопровод насосной с обратными клапанами (коллектор насосной). В конце этого коллектора

со стороны нагнетания монтируются регулирующие дросселирующие органы системы автоматического регулирования давлений на всасывании и нагнетании насосной.

Технологическая схема промежуточной нефтеперекачиваю-щей насосной, работающей в режиме «из насоса в насос», изо-бражена на рис. 3.8. Поток жидкости, поступающий на станцию, попадает в камеру приема и пуска скребка. При закрытых задвижках 3 и 35 перекачивающая станция отключена от магистрали и поток жидкости, пройдя задвижки 2 и 36 и об-ратный клапан 22, транзитом направляется в магистральный трубопровод. Задвижки 1 и 37 служат соответственно для приема и пуска скребков-очистителей. На всасывающей части НПС устанавливаются фильтры-грязеуловители 27, 29, 31, 33, предотвращающие попадание механических примесей в пере-качивающие агрегаты. Для очистки фильтров предусмотрены дренажная линия и задвижки 23, 24, 25, 26, 28, 30, 32, 34. После фильтров-грязеуловителей поток нефти направляется в обще-станционный коллектор, оборудованный обратными клапанами 11, 14, 17, 20 и агрегатными задвижками 10, 12, 13, 15, 16, 18, 19, 21. Агрегатные задвижки позволяют отключать или подключать агрегаты 4, 5, 6, 7 к общестанционному коллектору. Обратные клапаны предохраняют агрегаты от работы «на себя». В камере регуляторов обычно устанавливают не менее двух регуляторов давления (один – резервный), предназначенных для регулирования технологических параметров в заданных пределах. Из камеры регуляторов поток жидкости через задвижку 3 по магистральному трубопроводу направляется к следующей НПС. Для сбора утечек самотеком устанавливают под землей резервуары – сборники утечек 39, 40. При резервуарах размещается камера задвижек с фильтрами и обратным клапаном, который вместе с насосами откачки утечек 8, 9 не допускает заполнения резервуаров из магистрали. Нагнетательный патрубок насосов откачки присоединяется к всасывающему трубопроводу НПС. Масло, подаваемое на подшипники перекачивающих агрегатов, охлаждается в теплообменниках 38, по которым при помощи специальных насосов перекачивается нефть.

Рис. 3.8. Технологическая схема промежуточной нефтеперекачивающей насосной:

I – площадка приема и пуска скребка; II – площадка

с фильтрами-грязеуловителями; III – перекачивающая насосная; IV — коллектор общестанционный; V – камера регуляторов;

VI – резервуары-сборники утечек; VII – насосы системы откачки утечек; VIII – система охлаждения масла

Система охлаждения предохраняет основные электродвигатели от перегревания. Если в качестве охлаждающего реагента привода принят воздух, сооружаются специальные камеры вентиляторов с оборудованием для очистки воздуха от пыли, регуляторами температуры и давления. Избыточное регулируемое давление воздуха в корпусе электродвигателя предотвращает попадание паров нефти или нефтепродуктов и образование взрывоопасных смесей.

При перекачке нефти и нефтепродуктов не всегда удается полностью исключить выделение паров нефтепродуктов, кото-рые вместе с воздухом образуют взрывоопасные смеси. Поэтому здания насосных оборудуются системой принудительной

приточно-вытяжной вентиляции, предназначенной для контроля и регулирования процентного содержания паров нефтепродук-тов в атмосфере нефтенасосного помещения. Из этих же со-ображений насосный зал обогревается воздухом, подогретым в специальных теплообменниках – калориферных установках.

Наливные станции, промежуточные и конечные, предназна-чены для приема нефти из магистрального трубопровода в ре-зервуары его потребителей. В зависимости от назначения дан-ного трубопровода потребителями могут быть нефтеперераба-тывающие заводы, железнодорожные цистерны, речные или морские, танкеры или другой магистральный трубопровод. Воз-можна работа трубопровода на несколько различных по своим характеристикам и технологическим особенностям потреби-телей.

Несмотря па значительную расcредоточенность перекачи-вающих станций при оперативном управлении магистральный трубопровод должен рассматриваться как единый технологи-ческий комплекс. Это объясняется значительной зависимостью работы любого участка трубопровода от работы других участ-ков. Более или менее автономная работа отдельных участков наблюдается только на магистральных нефтепроводах, проме-жуточные станции которых оборудованы технологическими ре-зервуарами. Однако и в этом случае автономная работа от-дельного участка возможна только в течение ограниченного промежутка времени, который определяется пропускной спо-собностью трубопровода и запасами нефти в резервуарах пре-дыдущего участка или объемом свободной емкости последую-щего участка.

На магистральных трубопроводах, обвязанных по схеме «из насоса в насос», взаимосвязь работы отдельных участков носит еще более выраженный характер, поскольку в этом случае отсутствуют резервуары на промежуточных станциях. Волна возмущения, возникнув на одном из участков, может распространиться по обе стороны этого участка, достигнуть начальных и конечных пунктов магистрального трубопровода. Такой нефтепровод с позиций оперативного управления необходимо рассматривать как единый гидравлический комплекс.

3.5. Автоматизация процессов перекачки нефти

Нефтеперекачивающая насосная станция представляет собой сложный технологический комплекс, состоящий из основных и вспомогательных систем, обеспечивающих бесперебойное выполнение операции по перекачке нефти. К основным системам относятся подпорные насосные станции, резервуарные парки. К вспомогательным – котельные, водонасосные, насосные автоматического пожаротушения, охранная сигнализация, трансформаторные подстанции, канализационные насосные.

На НПС предусматриваются автоматическая защита оборудования при возникновении ситуаций, опасных для оборудования насосной или магистрального нефтепровода, программное .управление каждым магистральным насосным агрегатом, автоматизация вспомогательных систем, насосной, централизация контроля и управления насосной. На НПС, работающих в режиме «из насоса в насос», кроме того, предусматривается автоматическое регулирование давлений на всасывании и нагнетании, а на промежуточных станциях нефтепроводов больших диаметров – системы защиты от крутых волн давления. На перекачивающих насосных имеется также автоматическое пожаротушение, представляющее собой часть общестанционной системы автоматического тушения пожаров.

Для автоматизации различных типов перекачивающих на-сосных станций магистральных нефтепроводов, формирования информации для автоматизированной системы управления тех-нологическими процессами нефтепровода и приема управляю-щих воздействий институтом ВНИИКА «Нефтегаз» разработана аппаратура «Блик-1». Аппаратура представляет собой много-функциональный комплекс, включающий пневматические и электрические приборы. Система обеспечивает: программное управление технологическим оборудованием насосной станции, автоматическую защиту технологического оборудования стан-ции в аварийных ситуациях, автоматическое включение ре-зервного технологического оборудования, автоматическое ре-

гулирование давления на нагнетании и всасывании станции, централизованный контроль и сигнализацию состояния обору-дования и параметров процесса. Схема автоматизации перека-чивающей насосной станции изображена на рис. 3.9.

Рис. 3.9. Схема автоматизации перекачивающей насосной станции

Автоматическая защита заключается в автоматическом выполнении операций управления основным и вспомогательным оборудованием, обеспечивающим локализацию аварийных ситуаций. По построению логические схемы защиты подразделяются на допускающие и недопускающие повторный дистанционный

запуск насосных агрегатов из районного диспетчерского пункта (РДП). У недопускающих повторный дистанционный запуск насосных агрегатов после их остановки устройствами защиты в электрической схеме защиты имеется элемент с памятью, запрещающий запуск агрегатов до тех пор, пока эта память не будет отменена. Ключ отмены памяти устанавливается только

в операторной перекачивающей насосной. Защиты, не допускающие дистанционный запуск, предусматриваются по параметрам, связанным с аварийными ситуациями, непосредственно на станции. К ним относятся: аварийная загазованность, пожар, затопление, аварийный максимальный уровень в сборнике утечек из сальников или в резервуаре сброса волны, авария насосов централизованной смазки и охлаждения водой, авария подпорных вентиляторов отделения электродвигателей и подпора воздушных камер беспромвальной установки. При срабатывании этих защит в насосную должен быть немедленно направлен соответствующий ремонтный персонал, который после устранения неисправностей снимает запрет на дистанционное включение насосной. Недопустимые изменения давления нефти на всасывании и нагнетании насосной, как правило, зависят от режима работы трубопровода, поэтому при срабатывании защит по этим

параметрам диспетчер должен выяснить, какими причинами это изменение режима было вызвано, и, если это допустимо и целесообразно, повторно включить агрегаты на станции.

При аварийной загазованности в отделении насосов защита отключает все магистральные насосные агрегаты и агрегаты всех вспомогательных систем насосной, за исключением вентиляционных установок. Магистральные насосные агрегаты отключаются по программе с закрытием задвижек на всасывании и нагнетании каждого агрегата. Таким образом, при срабатывании защиты прекращается доступ нефти в насосную. Включение вентиляции в отделении насосов при повышенной загазованности выполняется соответствующими устройствами автоматики. Срабатывание защиты при загазованности сопровождается световой и звуковой сигнализацией для оповещения обслуживающего персонала, который может оказаться в это время в насосной, о необходимости немедленно покинуть помещение насосной.

Защита при пожаре в отделении насосов или отделении электродвигателей срабатывает так же, как и защита при загазованности, за исключением того, что отключаются также и все вентиляционные установки. Отключение магистральных насосов, насосов откачки, сборников нефти и маслонасосов предотвращает подачу горячей среды в насосную. Остановка вентиляторов и компрессоров предотвращает раздувание пла-мени воздухом. Одновременно со срабатыванием защиты при пожаре включаются система автоматического пожаротушения, подающая пену в соответствующее помещение перекачивающей насосной, и световая и звуковая сигнализация в насосной, извещающая о необходимости покинуть помещение. В качестве датчиков защиты при пожаре применяют приборы, контроли-рующие температуру или скорость повышения температуры над опасными местами или под потолком помещения. В отделении насосов могут применяться приборы только во взрывозащищенном исполнении, а в отделении электродвигателей – и в нормальном исполнении.

Защита при затоплении отделения насосов срабатывает так же, как и защита при загазованности, что обусловлено недо-статочной надежностью датчиков аварийной загазованности. Кроме того, при проливе в насосной большого количества нефти содержание нефтяных паров в воздухе насосной намного меньше нижнего предела взрывоопасной концентрации и сигнализаторы загазованности не срабатывают. Но это не значит, что опасность взрыва в насосной отсутствует. Непо-средственно над поверхностью нефти имеется взрывоопасная концентрация, и при появлении искры могут возникнуть взрыв и пожар. В качестве датчиков затопления обычно используются поплавковые реле уровня во взрывозащищенном исполнении, устанавливаемые в нижней точке лотка для отвода стоков.

При незначительных утечках нефти, масла или воды из трубопроводов в насосной защита или сигнализация при затоплении не срабатывает, так как эти утечки успевают стечь в резервуар-сборник канализационных стоков без накопления в канале насосной, служащем одновременно лотком для отвода стоков. Для информации персонала, периодичес