Автоматизация АСУ ТП

Не один совремнный объект в России не проектируется без современной автоматизации. Резервуары как и любое технологическое оборудование на нефтебазе требует контроля параметров (давление, температура, уровень и другие). Процесс автоматизации лучше всего доверять изготовителю и монтажнику оборудования, в данном случае заводу-изготовителю резервуаров.
ООО «Опытный завод резервуаров и металлоконструкций» совместно с ООО «ПриволжскНИПИнефть» выполняют автоматизацию (АСУ ТП — автоматизация технологических процессов) нефтебаз, АЗС, складов ГСМ, резервуарных парков, складов СУГ, нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ и мини-НПЗ), химических предприятий, а также нефтегазового оборудования: нефтегазосепараторов, блоков емкостей, электродегидраторов, резервуаров для нефти и нефтепродуктов, насосных станций и насосных блоков, блочных установок подготовки нефти и других блочных установок, блоков подготовки нефти УПН, блоков сброса воды УПСВ и других.

АСУ ТП (автоматизация технологических процессов) нефтегазового оборудования: нефтегазосепараторов, блоков емкостей, электродегидраторов, резервуаров для нефти и нефтепродуктов, насосных станций и насосных блоков, блочных установок подготовки нефти и других блочных установок.
Система АСУ ТП предназначена обеспечивать выполнение заданных функций в автоматическом режиме управления без наблюдения оператора.
АСУ ТП предназначена для непрерывного автоматического контроля и управления технологическим процессом в реальном масштабе времени на основании алгоритмов, реализуемых в контроллерах АСУ и СПАЗ без постоянного присутствия технологического персонала.
Основной контроль над работой её систем осуществляется дистанционно диспетчером. Также контроль над работой оборудования и её систем можно осуществлять технологическим персоналом (оператором) и сервисным персоналом (службы автоматизации, энергетики, механики) по месту с операторной, во время планово-предупредительных и наладочных работ или по мере необходимости. Данные по основным параметрам технологического процесса и состоянию оборудования должны передаваться по радиоканалу FM-диапазона на ДП, и контролироваться АСУ ТП уровня и дежурным технологическим персоналом.
Технологические объекты управления (ТОУ):
Площадка буферных емкостей для приема технологической жидкости (БЕ);
Площадка установки предварительного сброса (УПС);
Площадка нефтегазосепаратора (НГС);
Площадка отстойника гидрофобного с жидкостным фильтром (ОГЖФ);
Площадка буферной емкости для приёма подтоварной воды (БЕ);
Насосная откачки нефти насосными агрегатами;
Площадка дренажных емкостей;
Площадка дренажных емкостей и конденсатосборника;
Газосепаратор;
Нефтегазосепаратор;
Входной узел учета жидкости;
Выходной узел учета откачиваемой жидкости;
Узел учета газа;
Площадка подогревателя;
Факельное хозяйство$
Узел учета подтоварной воды.

Приборы КИП:
Уровнемеры — датчики уровня ультразвуковые; сигнализаторы уровня — ультразвуковые; сигнализаторы загазованности.
Структура системы:
1. Первый (нижний) уровень системы включает датчики, блоки и органы управления. К нижнему уровню также относятся пульт местной сигнализации.
2. Второй уровень представляет собой:
• два ПЛК, которые монтируются в шкафу автоматики, устанавливаемом в операторной.
Первый ПЛК (СУ) обеспечивает: сбор информации от датчиков, устанавливаемых по месту, и вторичных приборов; обработку и передачу информации о состоянии объектов на третий уровень системы; автоматическое управление технологическим оборудованием и контроль его работы; прием информации с третьего уровня системы автоматики и формирование управляющих воздействий на электроприводы.
Второй ПЛК обеспечивает: функционирование системы противоаварийной автоматической защиты (СПАЗ).

• многофункциональную ЖК-панель для отображения мнемосхемы, состояния технологических объектов, сигналов ТИИ, ТИ, ТС и приема команд управления системой от оператора;
3. Третий уровень включает в себя рабочее место диспетчера на базе ПК.
Проектом разработана информационная совместимость АСУТП с системой телемеханики объектов разведки, добычи, подготовки, транспортировки, переработки, хранения и перевалки на объектах нефти и газа, в части передачи данных.

Функции системы:
АСУТП обеспечивает выполнение следующих функций: дистанционное измерение уровня жидкости;
местное и дистанционное измерение давления в емкостях;
автоматическое регулирование уровня жидкости в емкостях;
сигнализация верхнего и нижнего аварийных уровней жидкости в емкостях;
сигнализация состояний и управление запорной арматурой.
дистанционное измерение межфазного (нефть-вода) уровня жидкости;
автоматическое регулирование межфазного (нефть-вода) уровня жидкости в ОГЖФ;
местный и дистанционный контроль давлений на выкидах насосных агрегатов;
дистанционный контроль температуры подшипников насосных агрегатов;
дистанционный контроль утечек сальников насосных агрегатов;
автоматический останов насосных агрегатов при превышении заданных значений температуры подшипников, утечке сальников, и по повышению или понижению давления на выкиде;
автоматический останов насосных агрегатов по нижнему уровню технологической жидкости в буферных емкостях;
пуск и останов насосных агрегатов с панели оператора, с пульта местного управления и с диспетчерской;
сигнализация состояния насосных агрегатов на уровень диспетчера и на панель оператора;
сигнализация предельного уровня конденсата в ГС;
автоматическое регулирование давления в системе;
автоматический сброс конденсата из ГС;
измерение расхода жидкости прошедшей через узлы учета и передача данных на ДП;
измерение количества жидкости прошедшей через узлы учёта и передача данных на ДП;
сигнализация минимального и максимального расхода жидкости через узел учёта (устанавливается согласно метрологических характеристик расходомера и требованиям технологии);
измерение расхода газа прошедшего через узел учета и передача данных на ДП;
измерение количества газа прошедшего через узел учёта и передача данных на ДП;
сигнализация минимального и максимального расхода газа через узел учёта (устанавливается согласно метрологических характеристик расходомера и требованиям технологии);
измерение расхода жидкости через подогреватель; сигнализация минимального и максимального расхода жидкости через подогреватель;
местное и дистанционное измерение и сигнализация максимальной температуры нагретой жидкости;
местное регулирование температуры нагреваемой жидкости; дистанционный контроль и сигнализация максимальной температуры дымовых газов;
дистанционная сигнализация наличия пламени в подогревателе; дистанционная сигнализация корректности работы блока контроля и защиты.

Функции блока контроля и защиты подогревателя (поставляется комплектно с подогревателем):
регулирование температуры нагреваемой жидкости;
автоматический розжиг и останов горелок подогревателя;
дистанционный контроль пламени;
дистанционный розжиг факела;
отключение подачи топливного газа на горелки в случае:
— отсутствия пламени на горелках
— превышения температуры нагреваемой жидкости выше установленных значений;
— превышения температуры дымовых газов выше установленных значений
— снижения расхода нагреваемой жидкости через подогреватель;
— снижения или повышения давления топливного газа.
сигнализация состояния насосных агрегатов на уровень диспетчера и на панель оператора;