Разработка системы автоматизации резервуарного парка

Содержание
Введение…………………………………………………………….
1 Аналитический обзор резервуарных парков…………………...
1.1 Назначение резервуарного парка …………………….…….
1.2 Малые и большие дыхания. Сепарация воды.......................
1.3 Оборудование резервуаров………………………………….
1.4 Взрывоопасность объекта……………………...……………
1.5 Цели разработки АСУ резервуарным парком…………….
2 Разработка системы контроля и управления резервуарным
парком…………………………………………………………….
2.1 Разработка структурной схемы КТС и функциональной
схемы автоматизации………………………………………
2.2 Разработка алгоритма управления резервуарным парком..
2.3 Разработка программного обеспечения …………………...
2.4 Разработка SCADA-системы……………………………….
3 Безопасность жизнедеятельности………………………………
3.1 Анализ производственных факторов, влияющих на ра-
ботников резервуарного парка…………………………..….
3.2 Расчет защитного зануления………………………………...
3.3 Расчеты выбросов загрязняющих веществ в атмосферу….
4 Технико – экономическое обоснование………………………..
4.1 Технологическое описание процесса……………………….
4.2 Определение затрат в системах автоматизации…………...
4.3 Расчет стоимости первого варианта автоматизации………
4.4 Расчет стоимости второго варианта автоматизации………
Заключение………………………………………………………….
Список принятых сокращений………………………………….....
Список литературы…………………………………………………
Приложение А Технические характеристики средств
измерения………………………………………………………...….
Приложение Б Структурная схема КТС ………............................
Приложение В Функциональная схема автоматизации ………
1 Аналитический обзор резервуарных парков

1.1 Назначение резервуарного парка
Для хранения, приема и сбора нефти используются склады нефти, кото-
рые состоят из резервуаров и связывающий их трубопровод. Эти склады
нефти называются резервуарными парками. Большие резервуарные парки,
входящие в состав конечных, промежуточных и головных станций маги-
стрального трубопровода, имеют высокую оборачиваемость и действуют
круглые сутки.
Резервуарные парки обеспечивают компенсацию сезонно и пиковой не-
равномерности потребления нефти, равномерную нагрузку магистральных
трубопроводов, накопление запасов стратегического и аварийного резерва,
для выполнения технологических операций по подогреву, смешению и ис-
пользования при товарно-коммерческих операциях для замеров количества
продуктов.
Более пяти резервуаров заняты на приеме разных сортов нефтепродук-
тов, на товарных операциях, на откачке в трубопровод или налив. Одно из
свойств работы резервуаров считается повышенная скорость опорожнения и
заполнения. Продуктивность перекачки имеет возможность достигать 5000-
8000 м3/ч. Резервуар представляет собой вертикально установленный боль-
шой металлический цилиндр, плоскость которого сделана из рулонной стали.
В нижней части резервуара, толщина стен больше, нежели в верхней части.
Резервуары разной вместительности употребляются в резервуарных парках—
от 100 до 120000 м3. Уровнем максимального и минимального наполнения
характеризуется емкость резервуара. Степень, ниже которого откачка из ре-
зервуара невозможна именуется минимальным уровнем. Максимальный уро-
вень резервуара определяется из условий полного заполнения резервуара без
разрушения его конструкции. Допускается превышение заполнения до ава-
рийного уровня в случае неисправности системы автоматики и дистанционно-
го управления системой резервуара. В зависимости от величины наполнения
резервуара можно найти объем нефти в резервуаре по градировочным табли-
цам, в которых на основании точных измерений указывается объем нефти в
резервуаре. Через приемные патрубки нефть поступает в резервуар и откачи-
вается через раздаточные. Один и тот же патрубок может использоваться и
как раздаточный, и как приемный. Через патрубки соединительными трубо-
проводами резервуары подключатся к коллекторам резервуарного парка. За-
движки, отключающие резервуар от коллектора инсталлируются на соедини-
тельных трубопроводах поблизости от резервуаров. Кроме того, для дублиро-
вания отсекающие задвижки устанавливаются на соединительных трубопро-
водах в местах подключения к коллекторам. Одни из этих задвижек исполь-
зуются при технологических операциях и являются оперативными, другие же
производят отключение резервуара при неисправности оперативных задвижек
[1]. Из нефтепровода нефть поступает в приемные коллекторы и распределя-
ется по резервуарам, а в подпорную насосную нефть поступает по раздаточ-
ным коллекторам.

1.2 Малые и большие дыхания. Сепарация воды
Основные утраты нефти, связанные с испарением легких фракций, обу-
словливаются малыми и большими дыханиями резервуаров. Малые дыхания
в резервуарах вызваны изменениями барометрического давления и дневной
температуры воздуха. При нагревании верхнего слоя нефти эластичность и
численность паров растут в герметически закрытом резервуаре, и если давле-
ние превзойдет расчетное, то часть паров через дыхательный и предохрани-
тельный клапан уйдет из резервуара в атмосферу. Когда температура воздуха
понижается, в резервуаре часть паров нефти сконденсируется, давление
уменьшится, и в газовое пространство резервуара станет поступать внешний
воздух. При заполнении опорожненного резервуара происходит стягивание
паровоздушной смеси, находящейся над поверхностью жидкости, и выпуск ее
с помощью дыхательного клапана. Такой процесс именуется большим дыха-
нием и будет сопровождаться потерями нефтяных паров.
На крыше резервуаров ставят дыхательные клапаны, выполняющие вы-
пуск воздуха при заполнении резервуара либо его поступление при откачке
воды из резервуара. Дыхательные клапаны имеют лимитированную пропуск-
ную способность, потому скорость поступления жидкости в резервуар не мо-
жет превосходить расчетную величину. При превышении скорости налива по-
следует увеличение давления воздуха в пространстве над жидкостью, что мо-
жет привести к разрушению резервуара. Не считая больших дыханий, в резер-
вуаре имеют место малые дыхания, связанные с изменениями температуры в
дневное и ночное время. Чтобы понизить площадь, с которой возможно испа-
рение жидкости, в систему резервуара вносят плавающее покрытие, которое
погружено в жидкость. Зазор между стенкой резервуара и плавающей крышей
достигает до 25 см. Для укрепления зазора между крышей и корпусом резер-
вуара и во избежание утечки легких фракций инсталлируются особые затворы
из цветного сплава либо асбестовой ткани, пропитанной бензостойкой рези-
ной [1].
К еще одному способу борьбы с утратой нефти от больших дыханий от-
носится внедрение газоуловительной системы. Газовые пространства резер-
вуаров через систему тонкостенных газопроводов объединяются между собой.
Служба резервуаров с данной обвязкой очень эффективна, при этом нефть
вкачивают и выкачивают из резервуаров сразу. Тогда газы из наполняемых
резервуаров перетекают в опорожняющиеся, и потери от больших дыханий
стремятся к нулю. Для установления синхронной работы системы резервуаров
к ним зачастую подключают резервуары-компенсаторы. Из резервуаров, рабо-
тающих несинхронно, излишки газа поступает по газопроводу поначалу в
конденсат сборник, а потом в резервуар-компенсатор с подъемной крышей. В
резервуар поступают излишки газа из газовых пространств резервуара, как
скоро подачи нефти в них превосходит отпуск, и напротив. В резервуарах, в
которых хранится нефть и резервуаре-компенсаторе должно поддерживаться
неизменное давление, никак не превышающее допустимое давление на крышу
резервуара. Если фактор давления в газовом пространстве резервуаров ока-
жется больше допустимого, сработает защитный клапан, инсталлируемый на
крыше резервуара-компенсатора [1].
С добывающих скважин нефть, как правило, поступает в нефтепровод в
сыром виде. Что означает, наличие в ее состав, не считая всех иных примесей,
так называемая подтоварная вода. Нефть, при транспортировке идет по
нефтепроводу под давлением, и потому не может быть отделена от воды. Но
как скоро она попадает в резервуары, из-за разницы плотности нефти и воды
часть воды возможно удалить. При отстое подтоварной воды необходимо
смотреть за тем, чтоб ее уровень в резервуаре никак не превысил допустимый
предел. Как только данный уровень превышается, вода обязана автоматически
сливаться в канализацию. Данная процедура предназначена для того, чтобы
наиболее эффективно использовать объем резервуара.

1.2.1 Пути снижения образования парафина
Нефть самого разного качества может идти по трубопроводу. Время от
времени встречаются нефтяные месторождения, на каких добывается нефть с
высочайшим содержанием парафина и смол. Транспортировка таковой нефти
затруднена тем, что при снижении температуры парафин и смолы затвердева-
ют и нефть преобразуется в насыщенную эмульсию. Перекачка такой нефти
затруднительна, а застывший парафин и смолы образуют на стенках трубо-
провода наросты. Возникновение наростов приводит к понижению пропуск-
ной способности трубопровода, так как они уменьшают рабочий диаметр тру-
бы [2]. Как только загустевшая нефть перекачивается из нефтепровода в ре-
зервуар, парафин и смолы забивают проходы приемных и раздаточных па-
трубков, снова снижая пропускную способность резервуарного парка. Пара-
фин оседает на стенках резервуаров и в значимой степени понижает эффек-
тивность применения резервуаров.
Пункты подогрева строят совмещенными с резервуарными парками ли-
бо располагают меж ними. Отдаление меж пунктами обогрева имеет возмож-
ность меняться в пределах от 60 по 80000 м. Количество печей, поставленных
на пункте обогрева определяется в зависимости от производительности
нефтепровода. На горячем нефтепроводе, проходящем через западноказах-
станскую область, поставлены печи с пропускной способностью 600 м3/ч.
Нефть идет к печам обогрева с температурой до 309К. В печах нефть подогре-
вается до 341K и поступает в магистраль для предстоящей транспортировки,
топливом для печей служит транспортируемая по нефтепроводу нефть. Это
позволяет значительно уменьшить нарастание парафина и повысить качество
транспортируемой нефти.
1.3 Оборудование резервуаров
На резервуарах устанавливается следующее оборудование:
- люк для ремонта, очистки и внутреннего осмотра резервуара;
- хлопушка;
- люк для освещения и проветривания;
- пробоотборник;
- огневой предохранитель, обеспечивающий предотвращение попада-
ния искры или огня в резервуар;
- пенокамера, используемая для тушения пожара возникшего в резер-
вуаре;
- шарнирная подъемная труба, используемая для откачки нефти с ре-
зервуара;
- дыхательный и предохранительный клапаны, используются для обес-
печения защиты резервуара от сокращения потерь легких фракций нефти и
аварий при сливно-наливных операциях.
Люки используются для очистки, проветривания и внутреннего осмот-
ра резервуара.
Хлопушка используется для предотвращения потерь нефти при выходе
из строя резервуарной задвижки или разрыве трубопровода [2].
Пробоотборник используются для отбора проб нефти, или иной жидко-
сти из резервуаров.
Дыхательный клапан используется для регулирования давления паров в
резервуарах в процессах отбора или подачи нефти. Понижение давления
внутри резервуара приводит к открытию клапан в результате чего в резервуар
поступает воздух. При повышении давления внутри резервуара клапан под-
нимается и лишний газ выходит наружу.
Предохранительный гидравлический клапан служит для регулирования
давления газовоздушных паров в резервуаре при неисправности дыхательно-
го клапана или если сечение дыхательного клапана окажется недостаточным
для быстрого пропуска воздуха или газов.

1.3.1 Организация эксплуатации резервуарных парков
Организация эксплуатации резервуаров и резервуарных парков занима-
ется осуществлением комплекса нужных работ от времени приема в эксплуа-
тацию до демонтажа резервуара включительно. Эксплуатации резервуаров и
резервуарных парков связана с организационной структурой и его нефтепро-
водных управлений, конструктивных характеристик резервуара , качества и
количества приборов защиты, контроля и управления, природно-
климатических условий, качества конструкции резервуара, качества нефти,
времени года, температуры окружающего воздуха [4]. Базовые виды операций
в процессе эксплуатации резервуарных парков:
- оперативное и техническое обслуживание резервуара;
- текущий ремонт отдельных резервуаров;
- установление вместимости резервуаров;
- диагностика резервуаров;
- списание и разрушение резервуаров;
- ликвидация резервуарного парка.
Персонал, ответственный за техническую эксплуатацию резервуарных
парков, обязан обеспечить:
- безопасную и надежную работу;
- проектирование и реализацию мероприятий по уменьшению утрат
нефти;
- координирование и выполнение технической диагностики, техниче-
ского обслуживания и ремонта;
- периодическую проверку, обучение, инструктирование персонала;
- освоение и инсталляцию нового оборудования;
- наличие и своевременную проверку защитных средств и противопо-
жарного инвентаря.

1.4 Взрывоопасность объекта
Система правил и стандартов, обеспечивающих, взрывобезопасность
объекта является, достаточно сложной и объемной, она описана более чем в
двадцати ГОСТах. Исходя из понятий взрывоопасности, следует различать
взрывоопасные объекты, по воспламенению горючей пыли и объекты, в кото-
рых возможно воспламенение смеси горючих газов или паров. Данные разли-
чия является важными при подборе оборудования с необходимой маркиров-
кой взрывозащиты. Опасные производственные объекты могут иметь взрыво-
безопасные зоны и взрывоопасные зоны разных классов. Класс взрывоопас-
ной зоны определяется технологами совместно с электриками эксплуатирую-
щей или проектной организации [5].
Взрывоопасные зоны делятся на 3 класса:
- зона класса ноль: взрывоопасная смесь находится постоянно или в те-
чение продолжительных периодов времени;
- зона класса один: в данной зоне существует вероятность наличия
взрывоопасной смеси в нормальных условиях эксплуатации;
- зона класса два: в данной зоне невелико присутствие взрывоопасной
смеси в нормальных условиях эксплуатации, а если она имеет место быть, то
крайне редко.
Исходя, от класса зоны взрывоопасности формируются требования к
техническим средствам управления, контроля и системам ПАЗ, по надежности
допустимой погрешности и быстродействию.
Порядок выбора и установки технических средств для взрывоопасных
объектов, можно представить в виде:
- определение класса взрывоопасной зоны, исходя из эксплуатационной
или проектной документации. Уровень взрывозащиты (первая цифра в марки-
ровке) зависит от класса объекта
- определение категории взрывоопасности технологического блока;
- определение температурного класса оборудования (в маркировке сле-
дует за группой электрооборудования) в зависимости от температуры воспла-
менения взрывоопасной смеси;
- проверка разрешения надзорного органа на применение технического
средства, соответствие маркировки вида взрывозащиты и срок его действия
необходимым требованиям.
Инсталляция системы автоматизации на объект должна выполняться в
строгом соответствии с проектом строительства опасного производственного
объекта. В случае внесения в проект изменений связанных с оптимизацией
или модернизацией (реконструкцией), то данные изменения должны пройти
экспертизу промышленной безопасности.

1.4.1 Интегральные уровни безопасности
На данном этапе развития техники невозможно избежать рисков, свя-
занных с опасными производствами. Неизбежность постоянной работы про-
мышленных объектов, вместе с развитием инжиниринга, современных проце-
дур безопасности, приводит к быстрому увеличению времени проверки си-
стем безопасности. Неуклонно растущее число промышленных аварий при-
вело к созданию стандартов для классификации промышленных систем без-
опасности. Промышленность отреагировала на растущее число аварий прие-
мом ряда стандартов, таких как МЭК 61508/61511. Эти стандарты – не ин-
струкции и предписания, эти стандарты ориентированы на результат. Они
указывают лишь на то, какой уровень должен быть, достигнут, но не повест-
вуют каким образом это сделать [6].
Safety integrity level (SIL) – уровень, определяющий требования для
обеспечения функций безопасности. Параметром, определяющим интеграль-
ный уровень безопасности, является средняя вероятность отказа на запрос вы-
полнения функции безопасности PFD (Probability of failure on Demand) [7].
Любая из аппаратных функций, образующих безопасную систему ха-
рактеризуется некоторым интегральным уровнем безопасности (SIL). Инте-
гральный уровень безопасности, отображает надежность системы с точки зре-
ния вероятности отказа при запросе. На рисунке 1.1 представлены 4 инте-
гральных уровня безопасности

Рисунок 1.1 – Интегральные уровни безопасности

Формально данные уровни можно распределить следующим образом:
- уровень 4 – защита от общей катастрофы
- уровень 3 – защита обслуживающего персонала и населения;
- уровень 2 – защита оборудования и продукции, защита от травматиз-
ма;
- уровень 1 – защита оборудования и продукции.
В таблице 1.1 представлены рекомендации для проектирования систем,
которые будут соответствовать требованиям SIL.

Таблица 1.1- Проектирование и разработка архитектуры системы
Пояснение к таблице 1.1:
- HR настоятельно рекомендуется использовать это средство или метод
для данного уровня интегральной безопасности. Если средство или метод не
используется, то на этапе проектирования системы безопасности должно быть
дано объяснение, которое должно быть подтверждено экспертом;
- R средство или метод рекомендуется использовать для данного уровня
интегральной безопасности, но уровень обязательности рекомендации мень-
ше, нежели в случае рекомендации HR;
- “---” для данного средства или метода не даются рекомендаций;
- NR данное средство или метод не рекомендуемо для этого уровня ин-
тегральной безопасности. В случае использования данного средства или мето-
да, на стадии проектирования системы безопасности дается подробное обос-
нование, которое согласуется с экспертом [7].
Резервуарный парк можно отнести ко второму интегральному уровню
безопасности (SIL2) или к третьему интегральному уровню безопасности
(SIL3).....