- •Глава 2 общие сведения об измерениях и приборах
- •§ 1. Понятие об измерениях
- •§ 2. Физические величины и их единицы
- •§ 3. Погрешность результата измерения и источники ее появления
- •§ 4. Классификация средств измерении
- •§ 5. Погрешности средств измерений и классы точности
- •Контрольные вопросы
- •Глава 3 государственная система промышленных приборов и средств автоматизации
- •§ 1. Принципы построения
- •§ 2. Характеристика ветвей гсп
- •§ 3. Преобразователи с унифицированными сигналами
- •Контрольные вопросы
- •Системы дистанционных измерении
- •§ 1. Назначение и классификация методов дистанционной передачи
- •§ 2. Электрические системы и преобразователи с естественными сигналами
- •§ 3. Вторичные приборы электрических и пневматических систем дистанционных измерений
- •Контрольные вопросы
- •Глава 5 измерение давлении и разрежении
- •§ 1. Основные определения и классификация приборов
- •§ 2. Деформационные манометры
- •§ 3. Электрические манометры
- •§ 4. Скважинные манометры
- •Контрольные вопросы
- •Глава 6 измерение температур
- •§ 1. Температурная шкала
- •§ 2. Термометры манометрические
- •§ 3. Электрические термометры сопротивления
- •§ 4. Измерение средней температуры нефти и нефтепродуктов в резервуарах
- •§ 5. Измерение температуры в скважинах
- •Контрольные вопросы
- •Глава 7 измерение расхода жидкости, пара и газа
- •§ 1. Определение и классификация методов измерения
- •§ 2. Объемные расходомеры
- •§ 3. Расходомеры переменного перепада давления
- •§ 4. Расходомеры постоянного перепада давления
- •§ 5. Расходомеры переменного уровня
- •§ 6. Тахометрические расходомеры
- •§ 7. Вибрационный массовый расходомер
- •§ 8. Электромагнитные расходомеры
- •§ 9. Измерение расхода в скважине
- •Контрольные вопросы
- •Глава 8 измерение уровня жидкостей в емкостях и скважинах
- •§ 1. Назначение и классификация приборов
- •§ 2. Поплавковые и буйковые уровнемеры
- •§ 3. Пьезометрические уровнемеры
- •§ 4. Измерение уровня жидкости в скважинах
- •Акустический метод измерения уровня в скважинах
- •Контрольные вопросы
- •Глава 9 измерение физических свойств веществ и примесей
- •§ 1. Измерение плотности
- •§ 2. Измерение вязкости
- •§ 3. Анализаторы содержания воды в нефти
- •§ 4. Анализаторы содержания солей в нефти
- •Контрольные вопросы
- •Глава 10 контроль процессов бурения скважин
- •§ 1. Параметры контроля процессов бурения скважин
- •§ 2. Автономные измерительные установки. Измерение осевой нагрузки на забой
- •Измерение крутящего момента
- •§ 3. Системы наземного контроля процесса бурения
- •Преобразователи
- •§ 4. Каналы связи дистанционного контроля глубинных параметров бурения
- •§ 5. Устройства дистанционного контроля глубинных параметров бурения с электрическим каналом связи
- •§ 6. Устройства дистанционного контроля глубинных параметров бурения с гидравлическим каналом связи. Индикатор осевой нагрузки
- •Контрольные вопросы
- •Часть вторая системы автоматического регулирования и средства автоматизации
- •Глава 11
- •Основные понятия теории автоматического регулирования
- •§ 1. Система автоматического управления
- •§2. Обратные связи
- •§ 3. Разомкнутые и замкнутые сау
- •§ 4. Принцип действия системы автоматического регулирования
- •§ 5. Классификация систем автоматического регулирования
- •§ 6. Требования, предъявляемые к cap
- •§ 7. Понятие статической характеристики
- •§ 8. Понятие динамических характеристик
- •Контрольные вопросы
- •Глава 12 расчет систем автоматического регулирования
- •§ 1. Типовые динамические звенья
- •§ 2. Способы соединения звеньев
- •§3 Понятия устойчивости системы
- •§ 4. Критерии устойчивости
- •§ 5. Оценка качества процесса автоматического регулирования
- •§ 6. Свойства объектов автоматического регулирования
- •Контрольные вопросы
- •Глава 13 общие сведения об автоматических регуляторах
- •§ 1. Классификация автоматических регуляторов
- •§ 2. Математические модели регуляторов
- •§ 3. Регуляторы прямого действия
- •Контрольные вопросы
- •Глава 14 пневматические регуляторы
- •§ 1. Основные особенности пневматических регуляторов
- •§ 2. Унифицированная система элементов промышленной пневмоавтоматики (усэппа)
- •§ 3. Основные регулирующие устройства и вторичные приборы системы старт
- •Контрольные вопросы
- •Глава 15 исполнительные устройства
- •§ 1. Общая характеристика и классификация
- •Исполнительных устройств
- •§ 2. Регулирующие органы
- •§ 3. Исполнительные механизмы
- •§ 4. Основные характеристики и расчет исполнительных устройств
- •Контрольные вопросы
- •Глава 16 построение функциональных систем автоматизации технологических процессов
- •§ 1. Состав технической документации по автоматизации технологического процесса
- •§ 2. Условные обозначения средств автоматизации по конструктивному принципу
- •§ 3. Условные обозначения средств автоматизации по функциональному признаку приборов и устройств
- •§ 4. Функциональные схемы автоматизации
- •Глава 17
- •§ 1.Теоретические основы автоматического
- •§ 2. Фрикционные и гидравлические устройства подачи долота
- •§ 3. Электромашинные устройства подачи долота
- •§ 4. Забойные устройства подачи долота
- •Контрольные вопросы
- •Глава 18 автоматизация добычи и промыслового сбора нефти и нефтяного газа
- •§ 1 Характерные особенности нефтедобывающих предприятии и основные принципы их автоматизации
- •§ 2. Типовая технологическая схема автоматизированного нефтедобывающего предприятия
- •§ 3. Автоматизация нефтяных скважин
- •§ 4. Автоматизированные групповые измерительные установки
- •§ 5. Автоматизированные сепарационные установки
- •§ 6. Автоматизированные блочные дожимные насосные станции
- •Глава 19 автоматизация подготовки и откачки товарной нефти
- •§ 1.Характеристика технологического процесса и задачи автоматизации
- •§ 2. Автоматизированные блочные установки подготовки нефти
- •§ 3. Автоматическое измерение массы товарной нефти
- •§ 4. Автоматизация нефтеперекачивающих насосных станций
- •Контрольные вопросы
- •Глава 20 автоматизация объектов поддержания пластовых давлении
- •§ 1. Характеристика системы поддержания пластовых давлений (ппд)
- •§ 2. Автоматизированные блочные установки для очистки сточных вод и автоматизация водозаборных скважин
- •§ 3. Автоматизированные блочные кустовые насосные станции
- •Контрольные вопросы
- •Глава 21 автоматизация добычи и промысловой подготовки газа
- •§ 1. Характеристика газовых и газоконденсатных промыслов как объектов автоматизации
- •§ 2. Автоматическое управление добычей промысла
- •§ 3. Автоматическое управление процессом низкотемпературной сепарации газа
- •§ 4. Автоматизация абсорбционного процесса осушки газа
- •Контрольные вопросы
- •Глава 22 основные элементы и узлы комплекса технических средств асу тп
- •§ 1. Назначение и общие принципы организации асу тп
- •§ 2. Основные элементы систем телемеханики и вычислительной техники
- •§ 3. Аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразователи
- •Контрольные вопросы
- •Глава 23 основы вычислительной техники
- •§ 1. Общие сведения об эвм
- •§ 2. Принципы построения и области применения цвм
- •§ 3. Процессоры
- •§ 4. Запоминающие устройства
- •§ 5. Устройства ввода-вывода
- •§ 6. Порядок решения задачи на цвм
- •Контрольные вопросы
- •Глава 24 телемеханизация технологических процессов добычи нефти и газа
- •§ 1. Понятие об агрегатной системе телемеханической техники
- •§ 2. Телемеханизация нефтедобывающих предприятий
- •§ 3. Телемеханизация газодобывающих предприятий
- •§ 4. Микропроцессоры и некоторые перспективы их применения в нефтяной и газовой промышленности
- •Контрольные вопросы
- •Список литературы
- •Оглавление
§ 4. Автоматизация нефтеперекачивающих насосных станций
Нефтеперекачивающие насосные станции предназначены для откачки товарной нефти с промысла потребителю. Целью автоматизации перекачивающих станций является обеспечение их безопасной и безавариной эксплуатации, сокращение простоев насосных агрегатов, поддержание оптимальных режимов перекачки, а также обеспечение работы без обслуживающего персонала непосредственно в насосной.
В настоящее время на нефтяных промыслах используются автоматизированные блочные насосные станции БННС-10000-30, разработанные ВНИИСПТнефтью. На этих установках кроме откачивающих насосов установлены подпорные насосы, обеспечивающие работу станции учета нефти. Общий вид установки БННС-10000-30 показан на рис. 19.6. Устаноква состоит из блока управления 1, блочной комплектной трансформаторной подстанции 2 типа 2КТП-400/6 KB, блока распределительных устройств 3 мощностью 6 кВ, трех блоков основного насоса 4, станции учета нефти 5 и двух блоков подпорного насоса 6.
Блок основного насоса смонтирован в помещении, изготовленном из стальной сварной конструкции, обшитой стальными листами с утеплительной прослойкой, установленном на металлическом сварном основании. Оборудование блока состоит из насосного агрегата, включающего центробежный насос НД9ХЗ, электродвигателя ВАО-132-2, электроприводной задвижки КЛПЭ-40-150, установленной на выкидной линии, и двух электроприводных задвижек КЛПЭ-16-50 на линии системы охлаждения насосов, обратного клапана КОП-150-40 на выкидной линии и вентилятора.
В состав блока подпорного насоса входят: насосный агрегат, включающий электродвигатель ВАО-102-4 и центробежный насос
НДВ, электроприводная задвижка КЛПЭ-16-250 на всасывающей линии насоса, обратный клапан КОП-150-40 на выкиде насоса, емкость для сбора нефти, вытекающей вследствие неплотного соединения сальников основных и подпорных насосов, и насосный агрегат, предназначенный для откачки утечек.
Как и основной насосный блок, блок подпорного насоса размещен в утепленном помещении и смонтирован на раме-санях.
В блоке управления установлены блоки управления основными и подпорными насосами и общий блок управления. Помещение блока управления обогревается электрическими отопителями, позиционное регулирование которых осуществляется датчиком температуры ДТКБ-53.
Работа установки БННС-10000-30 осуществляется следующим образом. Нефть из резервуара 6" (рис. 19.7) поступает на прием подпорного насоса 2. Второй подпорный насос 10—резервный. После насоса 2 нефть под давлением 0,66 МПа через вентиль 9 направляется в установку 22 учета количества и качества нефти. Если нефть окажется некондиционной, то она автоматически возвращается на установку подготовки нефти.
Кондиционная нефть после установки учета попадает на прием перекачивающих насосов 21 и 16. Насос 15 в это время является резервным. В помещении подпорных насосов установлены емкости 8 и 11 для сбора нефти, пропускаемой сальниковыми уплотнениями основных и подпорных насосов. Собранная нефть откачивается насосами 4 или 7.
Автоматический пуск насосной станции осуществляется по электрическому сигналу датчиков предельного уровня 5 типа ДПУ-1 по достижении заданного уровня нефти в резервуаре 6. При этом с блока управления 14 подается импульс на электропривод задвижки 3, установленной на всасывающей линии насоса 2. Когда задвижка полностью откроется, замкнется контакт установленного на ней концевого. выключателя КВО, при этом установленное в блоке управления подпорным насосами реле времени включает электродвигатель 1 подпорного насоса. Одновременно замыкается второй контакт реле времени и на блоке управления появляется сигнал о том, что задвижка 3 открыта.
В реле времени имеется третий контакт, замыкание которого подготавливает цепь аварийных блокировок подпорного насоса 2.
Для включения в работу перекачивающих рабочих насосов 21 и 16 необходимо, чтобы контактор станции управления рабочим подпорным насосом 2 при запуске последнего одновременно включал цепи питания реле времени в блоках управления перекачивающих насосов. Эти реле имеют по три контакта. При срабатывании первых контактов с блоком управления перекачивающими насосами подаются импульсы на электроприводы задвижек 20 и 17, установленных на линиях системы охлаждения насосов. Указанные задвижки снабжены контактными устройствами, позволяющими определять положение задвижек (открыто-закрыто). При замыкании вторых контактов реле времени, если задвижки 20 и 17 открыты, включаются магнитные пускатели электродвигателей задвижек 12 и 13 на выкидных линиях насосов 21 и 16. Замыкание третьих контактов реле времени приведет к включению магнитных пускателей электродвигателей основных насосов 21 и 26. Одновременно на табло блока управления загораются лампочки, сигнализирующие о том, что основные рабочие насосы функционируют и задвижки на их выкидных линиях открыты.
В случае аварийных ситуаций схемой управления предусмотрено автоматическое отключение перекачивающих насосных агрегатов. При снижении или превышении давления сверх допустимых пределов от электроконтактных манометров 18 и 19, установленных на всасывающих и выкидных линиях насосов, поступают электрические импульсы в блок управления насосами. При этом реле в блоке управления обесточивается и соответствующий насосный агрегат отключится. Одновременно с отключением насосного агрегата, находящегося в аварийном состоянии, включается резервный насосный агрегат.
Точно так же в случае остановки подпорного насоса автоматически отключается перекачивающий насосный агрегат, но резервный при этом не включается.
Температура подшипников насосного агрегата контролируется аппаратурой температурной защиты АТВ-229. При перегреве датчик выдает сигнал в блок управления и насос отключится. При угрозе затопления помещения насосного блока датчик предельного уровня ДПУ-1, установленный в специально заглубленной емкости, пошлет аварийный сигнал в блок управления и насосный агрегат будет остановлен.
Противопожарная защита осуществляется с помощью датчиков пожарной сигнализации ДПС-038, которые во время резкого повышения температуры в помещении блока насосной посылают сигнал через промежуточный исполнительный орган ПИО-017 в блок управления. При этом отключается горящий насосный агрегат и блокируется вся насосная станция.
Если насосный агрегат после запуска не начал работать или при работе не развивает необходимое давление, установленный на выкидной линии электроконтактный манометр подаст в блок управления сигнал на отключение подпорного насоса. Одновременно закроется задвижка на всасывающей линии насоса. В случае порыва нефтепровода на приеме или выкиде насосной станции по сигналу электроконтактных манометров, установленных на приемных и выкидных линиях всех насосов, произойдет общее аварийное отключение насосной станции. Вся насосная станция отключается также в случае прекращения подачи электроэнергии.
В помещении каждого из насосных блоков установлено по два вентилятора, один из которых является резервным. Основной вентилятор включается сразу же при включении насосного агрегата. Резервный включается при температуре в помещении выше установленного предела или при достижении концентрации паров в помещении насосной, равной 20% от взрывоопасной.
Для контроля и регулирования температуры в помещении блока насосных применяют датчики температуры ТДП-231у. Концентрация взрывоопасных газов контролируется датчиком-сигнализатором горючих газов СГГ-2. При достижении установленной предельной концентрации паров по сигналу от СГГ-2 блок управления включит резервный вентилятор, одновременно обесточив сигнализатор. Через 2—3 мин резервный вентилятор отключится и на сигнализатор горючих газов будет подано питание. Этот цикл автоматически повторяется до тех пор, пока концентрация взрывоопасных паров не снизится до допустимых пределов. Поддержание установленной температуры в помещении насосного блока регулируется датчиком ДТКБ-52, управляющим включением и отключением электрического отопителя.
В блочной насосной станции предусмотрена сигнализация: состояния насосных агрегатов (работает не работает); положения задвижек на всасывающих и выкидных линиях насосов, а также на линиях охлаждения основных насосов (открыто-закрыто); перегрева подшипников насосных агрегатов; возникновения пожара. При пожаре автоматически включается сирена.
Производительность блочной насосной станции БННС-10000-30 10000 т/сут; давление 3 МПа.