Автоматизированная система защиты магистральных нефтепроводов

Полезная модель относится к трубопроводному транспорту, а именно к системам автоматической защиты магистральных трубопроводов на участках между нефтеперекачивающими станциями. Технический результат - повышение надежности работы системы защиты и расширение ее функциональных возможностей. Система защиты включает установленные на каждой станции автоматизированные программно-технические комплексы для контроля и управления насосными агрегатами станции, а также запорными устройствами нефтепровода. Данные комплексы снабжены программируемыми логическими контроллерами. При этом комплексы станций связаны между собой посредством по меньшей мере двух прямых каналов связи, а также с единым автоматизированным центром, снабженным системой диспетчерского контроля и управления объектами магистрального нефтепровода. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Полезная модель относится к трубопроводному транспорту, а именно к системам автоматической защиты магистральных нефтепроводов (МН) на участках между нефтеперекачивающими станциями (НПС).

Перекачка нефти по нефтепроводам экспортного направления осуществляется на максимальном режиме при высоком рабочем давлении нефти в нефтепроводе. Соответственно существует риск возникновения аварийной ситуации на линейной части (ЛЧ) нефтепровода при повышении давления нефти выше допустимого значения. Причинами возникновения аварийных (нештатных) ситуаций могут послужить экстренные (аварийные) остановки магистральных насосных агрегатов (МНА) нефтеперекачивающих станций, а также несанкционированные закрытия задвижек при продолжении работы насосных агрегатов предыдущей по ходу нефти НПС. Развитие аварийной ситуации может быть отягощено отсутствием достоверной информации о состоянии оборудования и технологического процесса на автоматизированном рабочем месте (АРМ) диспетчера районного (или территориального) диспетчерского пункта (РДП/ТДП) в случае пропажи связи с объектом, сбоя работы системы диспетчерского контроля и управления (СДКУ) или отключения электроснабжения в РДП/ТДП. В этом случае оперативный персонал (оператор НПС, диспетчер РДП/ТДП) вынужден тратить дополнительное время на сбор информации, принятия решения и его согласование, и выполнение действий, необходимых для обеспечения защиты нефтепровода.

Действующие в настоящее время программно-технические средства автоматики, телемеханики и СДКУ не обеспечивают в автоматическом режиме защиту ЛЧ МН в случае несанкционированного перекрытия потока, остановки насосных агрегатов или нарушения герметичности МН. На данный момент основными защитами, обеспечивающими безопасность процесса перекачки, являются станционные защиты, функционирующие по принципу определения избыточного (предельного/аварийного) давления на входе/выходе МНС.

Как показывает опыт эксплуатации, действующие системы защиты в должной мере не обеспечивают защиту линейной части МН по следующим причинам:

- при несанкционированном перекрытии потока нефти задвижкой в линейной части рост давления наблюдается в первую очередь в месте перекрытия потока и лишь затем на выходе МНС;

- не обеспечивается комплексная (системная) защита МН, так как системы автоматики различных НПС, расположенных по ходу движения нефти, не связаны между собой через единый автоматический центр контроля и управления, при этом действия, предусмотренные алгоритмами защиты, ограничиваются переключениями технологического оборудования в рамках одной НПС без перевода всего технологического участка в безопасное состояние;

- при возникновении нештатной, аварийной ситуации на МН в процессе принятия решения о выполнении защитных действий на уровне управляющих диспетчерских пунктов (местный диспетчерский пункт (МДП), РДП, ТДП) определяющим является человеческий фактор, который влияет на скорость и эффективность решения.

Из уровня техники известна автоматизированная система защиты магистрального нефтепровода (см. В.А.Куракин и др. Защита НПС «Правдино-1» от превышения проходящего давления. Журнал «Трубопроводный транспорт нефти», 10, 2009 г., с.8-9), содержащая установленные на каждой станции автоматизированные программно-технические комплексы для контроля и управления насосными агрегатами станции, снабженные программируемыми логическими контроллерами. При этом комплексы станций связаны между собой посредством двух прямых каналов связи (основного и резервного), а также связаны с единым автоматизированным центром, снабженным системой диспетчерского контроля и управления объектами магистрального трубопровода.

Указанная система является наиболее близким аналогом (прототипом) заявленной полезной модели.

К недостаткам известной системы относится ее ограниченная функциональность, поскольку она может быть использована только для защиты от возникновения повышенного давления в нефтепроводе в результате остановки магистральных насосных агрегатов. При этом известная система не может обеспечить защиту от несанкционированного закрытия запорных устройств (задвижек) на НПС.

Задачей заявленной полезной модели является создание автоматизированной системы, обеспечивающей надежную комплексную защиту магистральных трубопроводов в случае возникновения аварийных (нештатных) ситуаций.

Технический результат заявленной полезной модели заключается в повышении надежности работы системы защиты и расширении ее функциональных возможностей.

Указанный технический результат достигается за счет того, что автоматизированная система защиты участков магистрального нефтепровода между нефтеперекачивающими станциями содержит установленные на каждой нефтеперекачивающей станции автоматизированные программно-технические комплексы для контроля и управления насосными агрегатами станции, снабженные программируемыми логическими контроллерами, причем указанные комплексы связаны между собой посредством по меньшей мере двух прямых каналов связи, а также с единым автоматизированным центром, снабженным системой диспетчерского контроля и управления объектами магистрального нефтепровода, при этом программно-технические комплексы выполнены с возможностью контроля и управления запорными устройствами магистрального нефтепровода.

Кроме того, указанный технический результат достигается в частных случаях реализации полезной модели за счет того, что:

- в качестве программно-технических комплексов на станциях установлены микропроцессорные системы автоматики (МПСА),

- упомянутые программно-технические комплексы станций установлены с возможностью определения значений давления нефти на приеме нефтеперекачивающей станции, а также скорости изменения давления,

- в качестве прямых каналов связи использованы радиорелейный и/или кабельный каналы,

- программно-технические комплексы связаны с единым автоматизированным центром посредством радиорелейного канала связи,

- в качестве единого автоматизированного центра система включает управляющий диспетчерский пункт, снабженный автоматизированным рабочим местом диспетчера.

При этом под термином «защита» применительно к данной заявке следует понимать комплекс мер по контролю объектов магистрального нефтепровода и управлению ими.

Конструкция заявленной системы защиты схематично показана на фиг 1.

Система защиты участка нефтепровода 1 включает программно-технические комплексы 2 и 3 для контроля и управления магистральными насосными агрегатами (МНА) станции, а также запорными устройствами (задвижками) МН (на чертежах не показаны). При этом упомянутые комплексы 2 и 3, установленные на разных станциях, связаны между собой посредством по меньшей мере двух прямых каналов связи: основному 4 и резервному 5, обеспечивающих повышенную надежность работы заявленной системы. Кроме того, данные комплексы связаны с единым автоматизированным центром 6 посредством каналов связи 7. Единый центр 6 снабжен системой диспетчерского контроля и управления (СДКУ) 8 объектами магистрального нефтепровода. Единым автоматизированным центром может являться, в частности, районный диспетчерский пункт (РДП), снабженный автоматизированным рабочим местом (АРМ) диспетчера. В качестве упомянутых программно-технических комплексов для контроля и управления объектами НПС могут выступать микропроцессорные системы автоматики (МПСА). Указанные системы установлены с возможностью определения параметров работы объектов НПС, в частности, значений давления нефти на приеме нефтеперекачивающей станции, а также скорости изменения этого давления. Конструкции систем МПСА и СДКУ широко известны из уровня техники, поэтому они не приведены в описании заявки. В качестве каналов связи 4, 5, 7 могут быть использованы существующие на НПС низкоскоростные кабельные каналы или радиорелейные каналы (цифровые каналы связи станционной телемеханики).

Работа заявленной системы описана на примере участка НПС «Ярославль-3»-«Палкино» МН Сургут-Полоцк ООО «Балтнефтепровод». Особенностями данного участка являются относительно небольшая протяженность (90 км) и значительный перепад высот, порядка 75 метров расположения трубопровода, которые учитывались при определении критериев по времени передачи информации, величин временных уставок, скорости реакции системы при возникновении нештатных ситуаций.

В МПСА НПС «Палкино» встроено несколько алгоритмов контроля нештатной ситуации:

1) Опасность перекрытия потока нефти. Может возникнуть при закрытии задвижек на каждом из 3-х технологических узлов НПС: камера приема средств очистки и диагностики (СОД), блок фильтров грязеуловителей (ФГУ), вход в резервуарный парк (РП). Контроль состояния задвижек осуществляется по сигналам «Открыта», «Закрывается» и «Закрыта». Если закрытие задвижек не приводит к перекрытию потока нефти, то нештатная ситуация (или ее угроза) не возникает. Если же поток нефти может быть перекрыт, то программно-технологический комплекс (МПСА) идентифицирует возникновение нештатной ситуации или ее угрозы.

2) Остановка насосных агрегатов на НПС «Палкино» при продолжении работы агрегатов на НПС «Ярославль-3». В этом случае возможен рост давления в трубопроводе выше несущей способности стенки трубы. В данной ситуации так же необходимо быстро снизить режим работы нефтепровода путем остановки НПС «Ярославль-3» в автоматическом режиме. В данном алгоритме изменение (отсутствие) штатной ситуации в МПСА формируется по событиям (состояниям):

- возникновению защиты, которая влечет остановку МНА;

- остановки всех МНА (в т.ч. несанкционированной);

- изменению давления на приеме НПС выше аварийной уставки по величине и аварийной уставки по скорости изменения давления.

Программно-технологический комплекс (в частности МПСА) НПС Палкино по состоянию оборудования и процесса определяет наличие или отсутствие штатной ситуации (или ее угрозу) с заданной периодичностью и отправляет сигнал на МПСА НПС «Ярославль-3» по двум прямым каналам связи 4 и 5 одновременно с периодичность один раз в две секунды. При этом в ПО МПСА НПС «Ярославль-3» встроены функции остановки насосных агрегатов при возникновении нештатной ситуации на НПС «Палкино» и контроля каналов связи с МПСА НПС «Палкино». Если МПСА НПС «Ярославль-3» не получает сигнал по двум каналам, или получает сигнал о возникновении нештатной ситуации то с выдержкой времени останавливает работающие МНА.

Таким образом, заявленная система имеет следующие технологические возможности:

- позволяет обеспечить определение нештатной ситуации и защиту МН при возникновении перекрытия потока нефти, полной остановке всех магистральных агрегатов нефтеперекачивающей станции, превышении величины давления нефти на приеме НПС выше допустимого, а также при угрозе их возникновения,

- позволяет обеспечить безопасный перевод МН на пониженный режим работы или полную остановку МН в случае несанкционированной остановки всех или части работающих МА на промежуточной НПС;

- строится на базе программного обеспечения, в котором возможно изменение настроек и установок алгоритмов защит в случае изменения технологического режима работы МН без остановки работы (и перезагрузки) МПСА и СДКУ;

- имеет возможность дальнейшего расширения для интеграции вновь вводимого технологического оборудования МН;

- позволяет учитывать существующую технологическую схему защищаемых участков МН и обеспечивать их комплексную защиту;

- обеспечивать взаимодействие с существующей системой телемеханики, СДКУ;

- может функционировать в различных климатических условиях, а также в условиях повышенного электромагнитного излучения,

- может функционировать при организации электропитания от действующей электросети помещений, в которых предполагается установка системы,

- обеспечивает ремонтопригодность и возможность проведения регламентных работ по ее обслуживанию,

- обеспечивает реализацию функций включения/отключения алгоритма на каждой НПС независимо друг от друга,

- обеспечивает контроль параметров состояния оборудования и технологического процесса в алгоритме ПО МПСА каждой НПС для определения угрозы/наличие нештатной ситуации, а именно: состояние агрегатов (включены/отключены) на НПС, изменение положения запорной арматуры на линии потока движения нефти, значение давления нефти на приеме НПС и превышения его уставки, скорости изменения давления на приеме НПС,

- обеспечивает передачу информации между МПСА НПС по выделенным низкоскоростным прямым каналами связи между МПСА станций о возникновении нештатной ситуации,

- обеспечивает выполнение команды на отключение агрегата/агрегатов НПС МПСА

- обеспечивает контроль работоспособности каналов передачи информации между МПСА НПС. Контроль выполняет «защищающая» МПСА НПС и в случае пропажи связи, МПСА выдает команду на отключение агрегатов.

При этом рассмотренная конструкция системы обеспечивает высокую надежность и безотказность ее работы.

Следует отметить, что заявленная полезная модель не ограничена частными случаями ее реализации, раскрытыми в описании. Возможны также иные формы исполнения рассмотренной системы защиты в объеме существенных признаков заявленной полезной модели.

1. Автоматизированная система защиты участков магистрального нефтепровода между нефтеперекачивающими станциями, содержащая установленные на каждой нефтеперекачивающей станции автоматизированные программно-технические комплексы для контроля и управления насосными агрегатами станции, снабженные программируемыми логическими контроллерами, при этом указанные комплексы связаны между собой посредством по меньшей мере двух прямых каналов связи, а также с единым автоматизированным центром, снабженным системой диспетчерского контроля и управления объектами магистрального нефтепровода, отличающаяся тем, что программно-технические комплексы выполнены с возможностью контроля и управления запорными устройствами магистрального нефтепровода.

2. Система по п.1, отличающаяся тем, что в качестве программно-технических комплексов на станциях установлены микропроцессорные системы автоматики.

3. Система по п.1, отличающаяся тем, что упомянутые программно-технические комплексы станций установлены с возможностью определения значений давления нефти на приеме нефтеперекачивающей станции, а также скорости изменения давления.

4. Система по п.1, отличающаяся тем, что в качестве прямых каналов связи использованы радиорелейный и/или кабельный каналы.

5. Система по п.1, отличающаяся тем, что программно-технические комплексы связаны с единым автоматизированным центром посредством радиорелейного канала связи.

6. Система по п.1, отличающаяся тем, что в качестве единого автоматизированного центра система включает управляющий диспетчерский пункт, снабженный автоматизированным рабочим местом диспетчера.