Средства очистки и диагностики магистральных нефтепроводов трубопроводной системы Восточная Сибирь - Тихий океан

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

Дипломный проект

Средства очистки и диагностики магистральных нефтепроводов трубопроводной системы Восточная Сибирь - Тихий океан

Студент гр. АГ 07-01 А.К. Коновалов

Руководитель канд. техн. наук, доц.

Г.Х. Кутлуяров

Консультанты

по технологическому, техническому и специальному разделам

канд. техн. наук, доц. Г.Х. Кутлуяров

по охране труда и технике безопасности

канд. техн. наук, доц. А. Гилязов

по экономическому разделу

канд. экон. наук, доц. В.В. Бирюкова

Уфа 2012

РЕФЕРАТ

Объектом исследования является камера пуска и приёма внутритрубных средств очистки и диагностики магистральных трубопроводов трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан».

В процессе исследования изучены технологические процессы на объекте, возможные аварийные и внештатные ситуации.

Цель работы - проектирование автоматизированной системы управления технологическими процессами камеры пуска и приёма.

В результате исследования были выбраны необходимые датчики и измерительные преобразователи, составлена управляющая программа для промышленного контроллера, разработан человеко-машинный интерфейс, обеспечивающий взаимодействие оператора с системой автоматизации.

Технико-экономические показатели свидетельствуют о снижении вероятности возникновения аварийных и внештатных ситуаций за счёт более чёткого контроля и оперативности выполнения технологических операций.

Внедрение отсутствует.

Эффективность проекта основывается на повышении уровня автоматизации объекта, оснащения его современными средствами измерения и противоаварийной защиты.

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

МН - магистральный нефтепровод

КПП - камера пуска и приёма

СОД - средство очистки и диагностики

ТС «ВСТО» - трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан»

ПЛК - программируемый логический контроллер

SCADA - Supervisory Control And Data Acquisition (диспетчерское управление и сбор данных)

ЛЭУ - линейный эксплуатационный участок

РНУ- районное нефтепроводное управление

НПС - нефтеперекачивающая станция

ЛЧ - линейная часть

ЭХЗ - электрохимическая защита

ЦРЛЭС - центральная ремонтная линейно-эксплуатационная служба

ВЛ - воздушные линии электропередач

ПКУ - пункт контроля и управления

АРМ - автоматизированное рабочее место

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом

ИБП - источник бесперебойного питания

ЦПУ - центральное процессорное устройство

ОС - операционная система

ОЗУ - оперативное запоминающее устройство

ПО - программное обеспечение

ФСА - функциональная схема автоматизации

ПАЗ - противоаварийная автоматическая защита

КТ - колодец технологический

КТВ - колодец технологический с вантузом

ТИ - телеизмерение

ТСи - телесигнализация

ТУ - телеуправление

ТР - телерегулирование

СОУ - система обнаружения утечек

ПКПП - приёмно-контрольный охранно-пожарный прибор

ЩСУ - щит станции управления

АЦП - аналого-цифровой преобразователь

ЦАП - цифро-аналоговый преобразователь

ПЗУ - постоянное запоминающее утройство

УСО - устройство связи с объектом

АЭ - активный элемент

ОБУВ - ориентировочный безопасный уровень воздействия

ПУЭ - правила устройства электроустановок

ПТБ - правила техники безопасности

ПТЭ - правила технической эксплуатации

ССБТ - система стандартов безопасности труда

ВВЕДЕНИЕ

Транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам вызывает необходимость в обеспечении надёжной работы трубопроводных систем. Отказы на магистральных нефтепроводах (МН) наносят не только большой экономический ущерб из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса производства в смежных отраслях, но и могут сопровождаться загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.

При транспортировке больших объёмов нефти под высоким давлением необходимо обеспечивать надёжность МН и предупреждение отказов и аварий. Естественное старение МН и в связи с этим значительное повышение требований к их экологической безопасности - характерные особенности условий работы трубопроводного транспорта. Эти моменты и определяют основные направления совершенствования системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций в отрасли.

Одним из основных направлений в системе обеспечения безопасности МН является очистка внутренней полости МН пропуском очистных устройств. Она необходима также для поддержания пропускной способности, предупреждения скапливания воды и внутренних отложений, подготовки участка нефтепровода к внутритрубной инспекции и переиспытаниям. Автоматическое управление очисткой реализуется при помощи систем автоматизации камер пуска и приёма (КПП) средств очистки и диагностики (СОД). Обеспечение наибольшей точности и скорости выполнения технологических операций на КПП СОД при наименьшем участии в них человека и наименьших энергозатратах является актуальной проблемой [1].

Цель дипломного проекта - обзор современных средств очистки и диагностики, используемых на МН трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ТС «ВСТО») и проектирование системы автоматизации производственных процессов на КПП СОД.

Задачи дипломного проекта:

- рассмотрение современных внутритрубных очистных и диагностических снарядов;

- изучение технологии приёма и запуска внутритрубных снарядов для оптимального выбора объёма автоматизации;

- выбор необходимых преобразователей измеряемых параметров;

- составление управляющей программы для программируемого логического контроллера (ПЛК), позволяющей:

1) совершать операций по пуску и приёму СОД с минимальным участием в них человека;

2) обеспечивать безопасность на объекте (автоматическое срабатывание технологических защит и блокировок, недопущение действий, приводящих к нарушению технологического режима);

3) осуществлять оповещение и срабатывание аварийной сигнализации;

- разработка операторского интерфейса в SCADA-системе;

- обоснование экономической целесообразности внедрения проекта.

При работе над проектом были использованы материалы ООО_«Восток-нефтепровод» (технологический регламент ЛЭУ "Усть-Кут" Ленского РНУ: технологические схемы, схема распределения каналов связи, принципиальные электрические схемы, инструкции и руководства по эксплуатации оборудования).

1. Технология очистки магистральных нефтепроводов

1.1 Цели и задачи очистки и диагностики магистральных нефтепроводов

Восточная Сибирь - одно из наиболее сложных для бурения и добычи нефти мест в России. Но добываемая нефть значительно превосходит по качеству аналоги других нефтеносных бассейнов: малое содержание серы, парафинов и прочих вредных компонентов обеспечивает большой выход нефтепродуктов при переработке. Тем не менее, эти вещества и их соединения способны образовывать отложения на внутренних стенках МН при перекачке нефти [2].

С целью поддержания пропускной способности и предупреждения скапливания воды и внутренних отложений, а также для подготовки участка нефтепровода к внутритрубной инспекции и переиспытаниям должна проводиться очистка внутренней полости МН пропуском очистных устройств.

Существуют следующие виды очистки:

- периодическая: для удаления парафиновых отложений, скоплений воды и газа с целью поддержания проектной пропускной способности нефтепроводов и предупреждения развития их внутренней коррозии;

- целевая: для удаления остатков герметизаторов после проведения ремонтных работ на ЛЧ МН;

- преддиагностическая: для обеспечения необходимой степени очистки внутренней полости МН в соответствии с техническими характеристиками внутритрубных инспекционных приборов.

Очистка производится в соответствии с разработанными и утверждёнными главным инженером эксплуатирующей организации инструкциями для каждого участка МН.

Периодическая и преддиагностическая очистка трубопровода осуществляется пропуском не менее двух очистных устройств в соответствии с «Положением о проведении работ по очистке внутренней полости магистральных нефтепроводов» ОАО «АК Транснефть». Время между пусками не должно превышать 24 часов. Целевую очистку допускается проводить пропуском одного очистного устройства.

Задачи внутритрубной инспекции участков МН состоят в определении наличия и параметров дефектов стенки трубы и сварных швов, классификации дефектов по степени опасности и принятии решения:

- о возможности эксплуатации МН на проектных режимах;

- о необходимости перехода на пониженные режимы эксплуатации;

- о необходимости проведения ремонта участка МН с точной локализацией мест его проведения.

Техническая диагностика предполагает определение состояния объектов с определённой точностью, причём, результатом этого процесса должно быть заключение о техническом состоянии объекта с указанием места и при необходимости, вида и причины дефекта.

Современные системы диагностики трубопроводов являются не только средствами получения информации об их фактическом состоянии на этапах сооружения и эксплуатации, но и активными органами контроля управления качеством и надежности.

Диагностика трубопроводов позволяет также объективно оценивать реальную экологическую ситуацию в зоне непосредственного техногенного воздействия данного объекта [3].

1.2 Планирование и организация работ по очистке и диагностике магистральных нефтепроводов

Планирование работ по очистке нефтепровода производится путём формирования годового и на его основе месячных планов работ с учётом:

- требований периодичности очистки;

- годового плана внутритрубной диагностики;

- необходимости проведения целевой очистки после проведения ремонтных работ в соответствии с планом остановок нефтепровода.

При наличии на участках МН резервных ниток подводных переходов через реки и болота, лупингов и обводных линий сначала планируется их очистка, а потом - очистка непосредственно участка. Лупинги, резервные нитки и перемычки между параллельными трубопроводами должны быть отключены от основного трубопровода на период прохождения СОД.

Для восстановления качества нефти (содержание солей, механических примесей, воды и пр.), ухудшающегося в процессе очистки, разрабатываются мероприятия по исправлению качества некондиционной нефти. Мероприятия должны предусматривать выделение свободных резервуаров для локализации некондиционной нефти, организацию дополнительного контроля качества нефти, компаундирование и другие работы по доведению качества нефти до установленных норм. Очистка нефтепроводов должна выполняться очистными устройствами, имеющими полный комплект разрешительной и эксплуатационной документации.

Проведение конкретных работ по диагностическому обследованию нефтепровода производится в следующем порядке. Не менее чем за 3 дня до начала транспортирования диагностического оборудования для выполнения работ по договору (срок начала работ предварительно согласовывается с предприятием, выполняющим диагностические работы) региональная управляющая организация системы магистральных нефтепроводов должна письменно подтвердить готовность участков к проведению диагностических работ и готовность принять оборудование и персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, для проведения работ. Все участки МН, включённые в договор на проведение диагностических работ, должны быть подготовлены к диагностированию.

Обследование участков МН проводится последовательно, в соответствии с утвержденным технологическим планом-графиком, без перерывов в работе.

В случае обслуживания диагностируемого участка МН двумя эксплуатирующими предприятиями, инициатором согласования пропуска является предприятие, на чьей территории находится камера пуска СОД. Предприятие, на чьей территории находится камера приёма СОД, подтверждает готовность к принятию СОД и организации его сопровождения по своей территории. Координирует это согласование диспетчерский отдел центральной управляющей организации системы МН.

Операции запасовки и выемки снарядов выполняет персонал предприятия, эксплуатирующего диагностируемый участок МН под наблюдением персонала предприятия, выполняющего диагностические работы. Персонал предприятия, эксплуатирующего участок МН, должен:

- определить меры по обеспечению заданной постоянной скорости движения СОД в период пропуска, расчёт и согласование графика прохождения снаряда по трассе;

- обеспечить полное открытие линейных задвижек и закрытие задвижек боковых отводов, лупингов и резервных линий МН и блокировку их от несанкционированного открытия во время пропуска снаряда.

Сопровождение снаряда при его движении по трассе нефтепровода осуществляет персонал предприятия, выполняющего диагностические работы.

Контроль качества подготовки участка МН к диагностированию проводится силами заказчика путём пропуска снаряда-калибра с мерными калибровочными дисками. Пропуск снарядов-калибров и СОД заказчик в обязательном порядке оформляет актом с подробным перечислением технического состояния этих устройств перед пуском и после, обращая внимание на целостность манжет и деформацию калибровочных дисков. При обнаружении механических повреждений СОД заказчик выявляет причины повреждения и устраняет их. При отсутствии возможности точного определения на предназначенном для диагностирования участке места, где произошло повреждение СОД, такой участок не подлежит диагностированию до устранения дефектов, препятствующих нормальному прохождению СОД.

Организация и контроль выполнения работ по подготовке участка МН к диагностированию осуществляется отделом эксплуатации МН.

Очистные устройства рекомендуется оборудовать низкочастотными передатчиками во взрывозащищенном исполнении, которые в комплекте с наземными переносными детекторами позволяют контролировать прохождение очистных скребков по участку МН и обнаруживать места их возможной остановки (застревания).

Периодичность очистки определяется индивидуально для каждого МН в зависимости от особенностей его эксплуатации и свойств перекачиваемого продукта. Для ТС «ВСТО» эта периодичность составляет минимально допустимое значение - 1 квартал.

При снижении пропускной способности нефтепровода в промежутках между периодическими очистками на 2% и более необходимо проводить внеочередные очистки [4].

Контроль текущего проведения работ по очистке и диагностике трубопроводов осуществляется линейно-эксплуатационным участком (ЛЭУ). Рассматриваемый участок ТС «ВСТО» обслуживается ЛЭУ«Усть-Кут».

контроллер нефтепровод очистка полость

1.3 Краткая информация о структуре организации и управления деятельностью подразделения

ЛЭУ «Усть-Кут» является структурной единицей нефтеперекачивающей станции (НПС) № 8 филиала «Ленское районное нефтепроводное управление» ООО «Востокнефтепровод» ОАО «АК Транснефть».

Основными задачами участка являются: выполнение плановых работ и необходимого комплекса профилактических мероприятий, обеспечивающих надёжную и безопасную эксплуатацию, сохранность и работоспособность оборудования и сооружений линейной части (ЛЧ) магистрального нефтепровода и технологических нефтепроводов нефтеперкачивающей станции на участке ТС «ВСТО» с 451 по 730 км; обеспечение бесперебойной эксплуатации объектов энергообеспечения и средств электрохимзащиты (ЭХЗ) на линейной части, разработка и выполнение мероприятий по предупреждению отказов и аварий электрооборудования и электросетей, контроль их выполнения; обеспечение бесперебойной эксплуатации оборудования систем линейной телемеханики, выявление и устранение повреждений и отказов; организация и проведение технического обслуживания, диагностического обследования и ремонта указанных объектов, своевременное формирование заявок на выполнение работ на линейной части и технологических нефтепроводах НПС подразделениями Ленского РНУ, ЦРЛЭС и подрядными организациями; подготовка участков магистрального и технологического нефтепроводов, оборудования и сооружений ЛЧ и НПС к проведению ремонтных работ, обеспечение качества выполнения ремонтных работ, их приёмка по окончании выполнения; разработка перспективных и текущих планов работ участка и отчётность по их выполнению; плановое и аварийное обследование трассы нефтепроводов; участие в ликвидации аварий.

В соответствии с основными задачами на участок возложены следующие функции:

- техническое обслуживание ЛЧ МН, вдоль трассовых высоковольтных линий электропередач, установок электрохимической защиты нефтепроводов, систем телемеханики на ЛЧ, технологических и вспомогательных трубопроводов ЛЭУ;

- разработка и осуществление мероприятий по подготовке нефтепроводов к работе в осенне-зимний и паводковый периоды;

- систематическое плановое патрулирование и обследование объектов ЛЧ согласно утверждённым действующим регламентам и графикам, своевременное выявление отказов на объектах ЛЧ, технологических нефтепроводах, других нарушений в охранной зоне;

- проведение в установленные графиком сроки учебно-тренировочных занятий с отработкой планов аварийных обследований нефтепроводов и локализации возможных аварийных разливов с целью проверки готовности персонала и техники к выполнению возложенных на ЛЭУ задач;

- выполнение технического обслуживания и ремонта оборудования на закреплённом участке ЛЧ;

- выполнение технического обслуживания и ремонта технологических и вспомогательных трубопроводов ЛЭУ;

- выполнение работ по очистке внутренней полости магистрального трубопровода, обеспечение проведения внутритрубной диагностики на ЛЧ и диагностического обследования технологических и вспомогательных нефтепроводов ЛЭУ;

- выполнение работ по подготовке участков трубопроводов к проведению ремонтных работ;

- оформление и ведение в установленном порядке технической документации;

- участие в ликвидации аварий, отказов и последствий аварий на ЛЧ МН;

- проведение мероприятий по устранению последствий аварий на ЛЧ МН;

- проведение периодического контроля работы вдоль трассовых линий электропередач (ВЛ), установок ЭХЗ и линейного электрооборудования с выездом на трассу и по данным линейной телемеханики;

- проведение технического обслуживания ВЛ, установок ЭХЗ и линейного электрооборудования по графику, а также осуществление контроля за проведением текущего ремонта и капитального ремонта, выполняемого подрядными организациями;

- проведение пуска и опробования установок ЭХЗ после окончания ремонтных и строительных работ;

- организация и непосредственное участие в сезонных и внеплановых электрометрических измерениях на МН и коммуникациях НПС, анализ результатов этих измерений;

- обеспечение безопасной эксплуатации, своевременного ремонта и испытаний средств защиты от коррозии подземных коммуникаций;

- составление графиков плановых ремонтов средств ЭХЗ;

- ведение ремонтной документации на все виды оборудования с указанием проведенных видов технического обслуживания и конкретного перечня выполненных работ;

- осуществление контроля качества и объёмов выполнения работ, ведение исполнительной документации по техническому обслуживанию и ремонту BJI и ЭХЗ, выполняемых силами сторонних организаций;

- проведение проверки работоспособности и технического обслуживания оборудования линейной телемеханики в соответствии с утверждёнными графиками, планами работ и требованиями нормативной и технической документации;

- определение причин повреждений и отказов оборудования телемеханики и их устранение;

- оформление документов на списание оборудования, инструментов и материалов;

- обеспечение технического обслуживания и ремонта закрепленных за участком автотранспорта, спецтехники, оборудования, приспособлений, зданий и сооружений;

- оформление и ведение в установленном порядке технической документации, своевременная и качественная подготовка и предоставление необходимых отчётов, сведений, информации;

- подготовка перспективных и текущих планов работ участка и составление отчётности по их выполнению;

- проведение занятий с персоналом ЛЭУ по вопросам совершенствования методов работы, повышения квалификации, участие в аттестации и проверке знаний правил и инструкций у работников участка в соответствии с установленными требованиями по их проведению;

- осуществление экспериментальной отработки и внедрения новых технологий, технических средств и приспособлений, предназначенных для специальных видов работ по предупреждению и ликвидации аварий на ЛЧ МН и технологических трубопроводах.

Для приёма и запуска внутритрубных средств очистки и диагностики на рассматриваемом участке используется КПП СОД на месте проектируемой НПС № 12 (596, 73 км ТС «ВСТО»).

1.4 Технологические процессы на камере пуска и приёма средств очистки и диагностики

Устройства камер пуска и приёма средств очистки и диагностики предназначены для периодического запуска в трубопровод и приёма из него внутритрубных снарядов-дефектоскопов, очистных поршней, скребков, разделителей и других средств. На рисунке 1.1 представлена технологическая схема КПП СОД.

Камера пуска и приёма СОД установлена на нефтепроводе Ду-1067 мм, способном работать под давлением до 14,0 МПа.

Температура эксплуатации - от минус 60 °C до +80 °C. Расчётная сейсмичность района установки камеры - до 9 баллов. КПП удобна в эксплуатации. Позволяет за 10-20 минут открыть затвор и обеспечить доступ во внутреннюю полость для установки дефектоскопа, очистного поршня и т.д. Длина корпуса камеры позволяет применять любые современные средства диагностики.

На верхней части устройств пуска и приёма монтируются прямые врезки для введения промывочной воды или сжатого воздуха, для стравливания газовоздушной смеси во время наполнения устройств нефтью, для сброса грязной воды с мусором в отстойник [5].

Камера пуска и приёма состоит из следующих компонентов: непосредственно камеры пуска 1 и приёма 2 СОД с запасовочными патрубками и технической обвязкой, подключаемые через запорные устройства 3-6 к основной магистрали; система контроля и управления процессами приёма и запуска СОД; пункт хранения СОД; технологические трубопроводы и ёмкости для приёма загрязненного конденсата; устройства для погрузки и выемки СОД из камер пуска и приёма; дренажная система, состоящая из задвижек 7-14, сливной ёмкости 15 и насоса откачки утечек 16; технологические колодцы 17-19.

При отсутствии необходимости в пуске либо приёме СОД либо другого внутритрубного снаряда все запорные задвижки находятся в закрытом положении, весь поток нефти протекает через основную трубопроводную систему.



Рисунок 1.1 - Технологическая схема КПП СОД

Приём внутритрубного снаряда из линейной части магистрального нефтепровода производится следующим образом. При приближении снаряда к узлу приёма (контролируется при помощи датчика прохождения СОД, установленного в технологическом колодце № 17) запорная задвижка 3 переводится в открытое положение, чтобы направить часть нефтяного потока через камеру приёма. При этом открывается основная либо резервная врезка для стравливания газовоздушной смеси (газовый кран), а также блокируется возможность открытия камеры для извлечения скребка. После наполнения камеры нефтью открывается выходная запорная задвижка 4, что обеспечивает постоянное прохождение части потока через камеру приёма, которым СОД проталкивается в камеру до полной остановки. Задвижки 3 и 4 одновременно закрываются, и оставшаяся в камере нефть полностью сливается через дренажные задвижки 7-10 в сливную ёмкость 15, включается насос откачки утечек 16, обеспечивающий подачу нефти из сливной ёмкости обратно в линейную часть. Блокировка камеры снимается, скребок извлекается из камеры и транспортируется к месту хранения.

Запуск внутритрубного снаряда в линейную часть производится в обратной последовательности: осушенный и очищенный скребок помещается в также очищенную и осушенную камеру пуска, открываются запорная задвижка 6 и газовый кран камеры пуска. После наполнения камеры нефтью открывается задвижка 5, и СОД проталкивается потоком в трубопровод; задвижки 5 и 6 закрываются, осуществляется дренаж камеры пуска.

В случае невозможности открытия либо закрытия задвижек срабатывает аварийная сигнализация и процесс пуска/приёма приостанавливается. При заклинивании ключевых задвижек (3, 4, 5, 6) продолжение работы камеры невозможно до ручного устранения неисправности, для задвижек на сливах (7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14) возможно нормальное выполнение операций при наличии хотя бы одной рабочей задвижки.

Запасовочное устройство - приспособление, предназначенное для затягивания тросом многосекционных снарядов в камеру запуска при помощи лебёдки или подъёмного крана. Устройство устанавливается на фланец специального патрубка, приваренного к камере пуска за пределами её расширенной части. Приспособление состоит из трубы с приваренным крепёжным фланцем, таким же, как и фланец патрубка, одного или двух направляющих роликов.

Длина трубы с роликом, входящая в патрубок, должна быть не более половины номинального диаметра камеры. Вращающиеся и трущиеся детали запасовочного устройства должны быть изготовлены из материалов, исключающих искрообразование.

После 100 циклов работы (открытие - закрытие) регламентируется ремонт прокладок и быстроизнашивающихся деталей объектов КПП СОД. Общий ресурс узлов составляет 1000 циклов. Конструктивно узлы запуска и приёма, а также участки нефтепровода длиной по 100 метров, примыкающие к ним, выполняются в соответствии с требованиями, предъявляемыми к участкам первой категории [6].

2. Средства очистки и диагностики магистральных нефтепроводов трубопроводной системы Восточная Сибирь - Тихий океан

2.1 Очистной скребок типа СКР1

Основным средством очистки, применяемым на ТС «ВСТО», является скребок типа СКР1, внешний вид которого приведён на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Очистной скребок типа СКР1

Очистной скребок типа СКР1 предназначен для очистки внутренней полости МН от парафиносмолистых отложений, глиняных тампонов и грязи, а также удаления посторонних предметов. Качественная очистка является необходимым условием получения достоверных данных при пропуске дефектоскопа.

Технические характеристики скребков типа СКР1 приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Технические характеристики скребков типа СКР1

Параметр	Значение
Номинальный диаметр трубопровода (D), мм	1067
Длина, мм	3140
Минимальный проходной диаметр трубопровода, %	СКР1	85
	СКР1-1	86
Масса, кг	900
Минимальный радиус поворота на 90°	Полная комплектация	1,5D
	Без трансмиттера и защитной рамы	1,5D
Скорость движения в нефтепроводе, м/с	0,2 - 5,0
Тип используемого передатчика	ПДС 14-02

Корпус скребка представляет собой стальную полую конструкцию. Фланцы, приваренные в средней и задней частях корпуса, обеспечивают крепление на них: двух ведущих, четырёх направляющих дисков, разделенных прокладочными дисками малого диаметра и одной или двух манжет. Прокладочные диски обеспечивают определенное расстояние между ведущим и чистящими дисками. Диски и манжеты изготавливаются из высококачественных полиуретановых материалов, стойких к истиранию. На переднем торце скребка расположены байпасные отверстия, ось которых направлена под углом к стенке трубопровода. Они предназначены для размыва отложений, которые скребок счищает с внутренней поверхности трубопровода и толкает впереди себя. Байпасные отверстия могут закрываться заглушками-болтами. В задней части скребка в защитной раме может устанавливаться передатчик для скребка. На заключительной стадии очистки, перед пропуском дефектоскопа, на передней и задней частях скребка вместо одного прокладочного устанавливается щёточный диск. Такой скребок называется скребком типа СКР1-1 (рисунок 2.2). Минимальное проходное сечение трубопровода, необходимое для пропуска очистного скребка, составляет 85% от номинального диаметра трубопровода (1067 мм). Специальная комбинация чистящих и щёточных дисков обеспечивает эффективное удаление отложений с внутренних стенок МН и из коррозионных углублений в стенках.

Рисунок 2.2 - Очистной скребок типа СКР1-1

Непосредственно перед запасовкой скребка в трубопровод производится установка передатчика для скребка типа ПДС14-02 (далее ПДС). ПДС является генератором электромагнитных сигналов в диапазоне приёма наземного локационного оборудования. Корпус выдерживает внутреннее давление взрыва 0,75_МПа и исключает передачу взрыва в окружающую взрывоопасную среду. Специальный вид взрывозащиты обеспечивается герметизацией антенны термо-реактивным герметиком.

Подъём и перемещение скребка производится за кольцо на бампере или за корпус скребка [7].

Чтобы обеспечить возможность периодической очистки и диагностики нефтепровода, необходимо предусмотреть выполнение следующих требований, которые позволяют СОД беспрепятственно пройти на всем очищаемом участке от камеры запуска до камеры приема:

- диаметр нефтепровода для пропуска очистных скребков должен быть на всей длине одинаковым;

- запорная линейная арматура должна быть равнопроходной;

- на отводах, если их диаметр более 30% диаметра нефтепровода, предусматривается установка направляющих планок для предотвращения заклинивания СОД;

- внутренняя поверхность труб не должна иметь выступающих деталей, кроме сигнализаторов, рычаг которых утопает при проходе очистного устройства;

- радиусы изгиба отводов, компенсаторов должны быть не менее пяти диаметров очищаемого нефтепровода;

- переходы через естественные и искусственные препятствия должны выполняться с учётом дополнительных нагрузок от массы СОД.

При движении очистного устройства по нефтепроводу благодаря его плотному прилеганию к стенке трубы происходит её очистка. Продукты очистки собираются перед очистным устройством и движутся вместе с ним. От герметичности между поршнем и стенкой трубы во многом зависит степень очистки [8].

2.2 Инспекционный снаряд определения потери металла (дефектоскоп) фирмы ROSEN Europe B.V

Основным средством диагностики состояния трубопровода, применяемым на ТС «ВСТО», является дефектоскоп фирмы ROSEN Europe B.V., устройство которого приведено на рисунке 1.3.

СОД предназначено для контроля труб в потоке перекачиваемого продукта, а также для обработки полученной информации, идентификации дефектов и определения их размеров, представления результатов контроля.

Снаряд-дефектоскоп состоит из трёх секций, соединенных между собой шарнирно для прохождения изгибов трубопровода. Полиуретановые манжеты служат для создания перепада давления перед и позади снаряда, чем обеспечивается его движение в трубе.



Рисунок 2.2 - Дефектоскоп фирмы ROSEN Europe B.V

Снаряд снабжен ультразвуковой или магнитной аппаратурой для диагностики трубы, записи и хранения в памяти данных контроля и вспомогательной служебной информации, а также источниками питания аппаратуры.

Измерительная часть снаряда состоит из множества датчиков (сенсоров), расположенных так, чтобы зоны чувствительности датчиков охватывали весь периметр трубы. Это позволяет избежать пропуска дефектов трубы.

Датчики ультразвукового снаряда излучают ультразвук в тело трубы и принимают отраженные дефектами сигналы. В магнитном снаряде ферромагнитный материал трубы намагничивается постоянными магнитами до состояния, близкого к техническому насыщению, а потоки рассеяния, вызванные дефектами, регистрируются магнито-чувствительными датчиками (например, датчиками Холла).

Постоянные магниты, размещённые на двух кольцах магнитного снаряда, создают в трубе продольный магнитный поток между двумя кольцами стальных проволочных щеток, скользящих по внутренней поверхности трубы. Кольцо с подпружиненными держателями блоков датчиков расположено между кольцами щёток, обеспечивая скольжение датчиков по поверхности трубы.

Снаряд вводится в контролируемый трубопровод через камеру пуска и приёма СОД с запасовочным патрубком, проходит заданный участок, накапливая информацию о его состоянии в бортовой памяти, а затем извлекается через аналогичную камеру. После выгрузки снаряда информация считывается на внешний терминал, а затем поступает на сервер базы данных, расшифровывается, обрабатывается программой обработки данных, анализируется оператором и представляется в виде отчёта.

Программное обеспечение позволяет автоматически выделить области аномалий трубы, идентифицировать до 15 классов аномалий, (трещины, коррозионные поражения и т.д.), определить местоположение и размеры дефектов [9].

Технические характеристики дефектоскопа приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 Характеристики дефектоскопа фирмы ROSEN Europe B.V

Параметр	Значение
Номинальный диаметр трубопровода (D), мм	1067
Длина, мм	8100
Минимальный проходной диаметр трубопровода, %	85
Масса, кг	2200
Минимальный радиус поворота на 90°	1,5D
Скорость движения в нефтепроводе, м/с	0,2 - 4,0
Тип используемого передатчика	ПНТ-01

Диагностика полости трубопровода выполняется в два этапа.

На первом этапе производится его очистка от грязи, парафиносмолистых отложений и инородных предметов очистным скребком. Необходимость данного этапа обуславливается тем, что металлические предметы и окалина регистрируются измерительной системой дефектоскопа как дефекты трубы, а отложения смолопарафиновых веществ - как нарушения геометрии сечения.

На втором этапе производится очистка участка трубопровода от частиц чёрных металлов путём пропуска по нему специального магнитного скребка.

Если обследование участка трубопровода с помощью дефектоскопа производится впервые, то прежде, чем пропустить по нему прибор, необходимо убедиться, что он свободно и беспрепятственно пройдёт через обследуемый участок трубопровода. С этой целью предусматривается пропуск по нему специального снаряда-калибра.

Для повышения точности дефектоскопии перед пропуском инспекционного прибора по трассе обследуемого участка трубопровода устанавливаются маркеры, которые служат для привязки дефектограмм к местности и предварительной оценки повреждённых участков трубопровода. Маркеры являются генераторами сигналов, воспринимаемых дефектоскопом. Они размещаются на расстоянии 5-30 км друг от друга.

Частота установки маркеров определяется количеством и расположением по длине участка трубопровода задвижек, отводов, промежуточных насосных станций и т.д.

При подготовке камер пуска и приёма дефектоскопа прежде всего должно быть определено соответствие геометрических размеров камер размерам прибора. Камеры должны иметь площадку с твердым покрытием, так как для запуска и приёма дефектоскопа необходимо использовать специальные приёмные и запасовочные лотки, а также применять передвижные краны и другие механизмы.

Сборку, настройку и калибровку дефектоскопа для пропуска по обследуемому участку трубопровода производят в стационарных условиях. Пропуск снаряда-калибра и дефектоскопа производят при одинаковых режимах перекачки.

Извлечение дефектоскопа из камеры приёма производится с помощью штатных технических средств. После этого аппарат очищается от перекачиваемой жидкости и подвергается осмотру с целью определения поломок и механических повреждений. Для вскрытия дефектоскоп доставляется в удобное невзрывоопасное место. Здесь отключается электропитание, разъединяются все электрические разъёмы и извлекается из контейнера электронный блок с записанной информацией. Далее производят перенос запоминающего устройства с зафиксированной информацией обследования из электронного блока в считывающее и печатающее устройство в передвижной лаборатории.

После предварительного анализа результатов первого пропуска дефектоскопа по обследуемому участку трубопровода отбираются наиболее крупные, характерные дефекты, местоположение которых следует уточнить. Затем выбираются и подготавливаются места установки маркерных устройств, вблизи от выделенных дефектных мест.

Второй запуск дефектоскопа в обследуемый трубопровод производят аналогично первому. По результатам сопоставления данных обоих пропусков определяются наиболее опасные дефекты и их местонахождение [10].

2.3 Геометрический профилемер фирмы ROSEN Europe B.V

Профилемеры - внутритрубные снаряды, используемые для контроля геометрии внутренней поверхности трубопроводов, а также для проверки проходимости трубопровода очистными и диагностическими снарядами. Профилемеры фирмы ROSEN Europe B.V. способны проходить сужения до 65% от номинального диаметра трубопровода.

Устройство профилемера фирмы ROSEN Europe B.V. приведено на рисунке 2.3.

С помощью рычажной измерительной системы профилемера определяется форма поперечного сечения трубопровода, выступание сварных швов, геометрия кранов, задвижек и других особенностей трубопровода. Имеющаяся одометрическая система, включающая несколько независимых одометров, позволяет узнать точное местонахождение особенности нефтепровода по дистанции от камеры пуска.

Взрывобезопасность профилемера обеспечивается размещением электронных компонентов во взрывонепроницаемых оболочках и использованием искро-безопасных электрических цепей.

Рисунок 2.3 - Профилемер фирмы ROSEN Europe B.V

Технические характеристики профилемера приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 Характеристики профилемера фирмы ROSEN Europe B.V

Параметр	Значение
Номинальный диаметр трубопровода (D), мм	1067
Длина, мм	5700
Минимальный проходной диаметр трубопровода, %	65
Масса, кг	1200
Минимальный радиус поворота на 90°	1,5D
Скорость движения в нефтепроводе, м/с	0,2 - 5,0
Тип используемого передатчика	ПНТ-01

В комплект поставки профилемера входит терминальное программное обеспечение, включающее программу просмотра, анализа данных и генерации отчёта по внутритрубной инспекции, которая позволяет просматривать зарегистрированные данные в графическом виде, производить поиск и классификацию аномалий, дефектов и элементов трубопровода.

На основе анализа генерируется отчёт, содержащий графические и табличные материалы [11].

2.4 Очистное устройство типа ОУ-П с калибровочным блоком

Очистное устройство с калибровочным блоком (скребок-калибр) типа ОУ-П (рисунок 2.4) предназначено для очистки внутренней поверхности нефтепроводов от парафиносодержащих отложений, мусора, и предварительной оценки проходимости нефтепроводов методом пропуска его по нефтепроводу с определением минимального проходного сечения перед инспекцией внутритрубными дефектоскопами.

Конструкция данных устройств позволяет использовать их как с манжетами, так и совместно с очистными дисками, что позволяет очищать полость трубопровода от мягких и частично твёрдых отложений.

Калибровка нефтепровода обычно проводится после осуществления мероприятий по его очистке [12].

Рисунок 2.4 - Скребок-калибр типа ОУ-П

Оценка минимального проходного сечения трубопровода пропуском сна-ряда-калибра или профилемера проводится при необходимости очистки нового нефтепровода или нефтепровода, на котором в промежутках между очистками производился ремонт, а также при организации очистки нефтепровода, ранее не обследованного внутритрубными инспекционными снарядами [13].

2.5 Очистные устройства серии ПКМД

Одним из направлений развития ООО «Востокнефтепровод» является совершенствование и модернизация методов и средств проведения очистки магистральных нефтепроводов, в том числе замена очистных снарядов типа СКР1 и ОУ-П на более современные и простые в эксплуатации полиуретановые поршни серии ПКМД, разработанные ОАО ЦТД «Диаскан».

ПКМД - поршень полиуретановый манжетно-дисковый. Внешний вид приведён на рисунке 2.5.

Рисунок 2.5 - Очистной поршень типа ПКМД

В качестве чистящих элементов могут быть использованы полиуретановые диски и манжеты, которые позволяют поршню очищать полость трубопровода от мягких и частично твёрдых отложений.

Использование манжеты позволяет увеличить площадь соприкосновения поршня с внутренней полостью трубопровода, вследствие чего поршень может использоваться в качестве поршня-разделителя.

Чистящие элементы из полиуретана обладают большей износостойкостью, чем чистящие элементы из других материалов. Они счищают грязь со стенок трубопровода, обеспечивают центровку поршня в трубопроводе, несут на себе вес поршня, являясь, таким образом, и направляющими дисками.

На поршень дополнительно может быть установлен калибровочный диск, в этом случае название меняется на ПКМД-К (рисунок 2.6).

Рисунок 2.6 - Очистной поршень типа ПКМД-К

Назначение очистного снаряда типа ПКМД-К:

- очистка полости трубопровода от мусора, мягких и частично твёрдых отложений, удаление конденсата;

- проведение работ по продувке, промывке, испытанию или консервации строящихся и эксплуатируемых магистральных, промысловых трубопроводов имеющих запорную арматуру с равнопроходным внутренним сечением;

- предварительное и окончательное удаление жидкости, в том числе вытеснение нефти из трубопроводов;

- проверка проходного сечения трубопровода.

Для очистки полости магистрального нефтепровода от твёрдых отложений на поршень устанавливаются стальные щёточные диски. В этом случае название прибора меняется на ПКМД-Т (рисунок 2.7). Поршни типа ПКМД-Т используются для соскабливания ржавчины, окалины, различные твёрдые отложения с внутренних стенок трубопровода. Также дополнительно может быть установлен магнит, собирающий и выносящий из трубопровода металлический мусор, например, сварочные электроды, распорки, болты. Высокая степень очистки достигается за счёт использования мощных магнитов.

В зависимости от задач, для которых используется поршень, количество щёточных, чистящих и промежуточных дисков может меняться.

Рисунок 2.7 - Очистной поршень типа ПКМД-Т

Характеристики поршней серии ПКМД приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Характеристики поршней серии ПКМД

Параметр	Значение
Номинальный диаметр трубопровода (D), мм	1067
Длина, мм	2200
Минимальный проходной диаметр трубопровода, %	88
Масса, кг	ПКМД	550
	ПКМД-К	600
	ПКМД-Т	770
Минимальный радиус поворота на 90°	1,3D
Скорость движения в нефтепроводе, м/с	0,5 - 7,0
Тип используемого передатчика	ПНТ-01

Для протяжённых участков используются поршни длительного пробега, оснащённые четырьмя манжетами или четырьмя чистящими (направляющими) дисками [14].

Ненадлежащее качество очистки оказывает отрицательное влияние на ход обследования трубопровода дефектоскопами и профилемерами. В качестве примера можно привести такие последствия, как:

- механическое повреждение профилемера, например, заклинивание колёс одометров;

- отрыв намагничивающих щёток от поверхности трубы, следовательно, потеря магнитной силы;

- неконтакт сенсоров, что приводит к ограничению обнаружения аномалий применяемым методом утечки магнитного потока;

- притягивание магнитного мусора, что искажает показания сенсоров, и т. д [15].

3. Патентная проработка

Патентная проработка не проводилась в связи с тем, что задачами дипломного проекта являются составление управляющей программы для ПЛК и разработка операторского интерфейса в SCADA-системе, которые не являются охрано-способными объектами.

4. Описание системы автоматизации камеры пуска и приёма средств очистки и диагностики

4.1 Назначение системы автоматизации камеры пуска и приёма средств очистки и диагностики

Комплекс технических средств автоматизированных систем управления технологическими процессами КПП СОД предназначен для контроля, защиты и управления оборудованием, автономного поддержания заданного режима работы и его изменения по командам с пульта оператора НПС, из пункта контроля и управления (ПКУ) либо из вышестоящего уровня управления - районного диспетчерского пункта.

Микропроцессорная система автоматики построена на базе программируемого логического контроллера Modicon Quantum, выполняющего следующие функции:

- анализ режимов технологического оборудования;

- контроль технологических параметров;

- управление задвижками и их контроль;

- обработка предельных значений параметров;

- управление вспомогательными системами;

- контроль исправности технологического оборудования;

- контроль и сигнализация пожара;

- автоматическое пожаротушение;

- обработка измерений и контроль достоверности измеряемых параметров;

- отображение информации и документирование;

- приём и передача сигналов в систему телемеханики.

4.2 Автоматизированное рабочее место оператора

Автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора построено на базе персонального компьютера с включением дополнительного оборудования, обеспечивающего выполнение заданных функций.

АРМ включает в свой состав:

- компьютер промышленного исполнения Advantech SYS IPC-6908;

- принтер лазерный HP LaserJet 2100;

- ИБП Smart UPS (2 шт.);

- сетевой концентратор (хаб) на 8 портов UTP 10/100Mbps;

- монитор TFT 19 Viewsonic;

- плата Modicon ISA SA85.

4.3 Устройство и работа системы автоматизации

Структура комплекса технических средств АСУ ТП КПП СОД соответствует магистрально-модульному принципу построения с сетевой организацией обмена информацией между устройствами и имеет распределённое программное обеспечение и базу данных (рисунок 4.1). Для обеспечения надёжности работы системы управления предусмотрено резервирование контроллера и питания. В конфигурации каждого из контроллеров определены область и объём передаваемых данных и информации о состоянии между обоими контроллерами. Система автоматики выполнена по схеме удалённого ввода/вывода (RIO - Remote Input/Output) повышенной надёжности, что предусматривает двойную сеть, предохраняющую систему от последствий выхода из строя одной из них.

Система автоматизации КПП СОД имеет стандартную трёхуровневую структуру: нижний, средний и верхний уровни.

Аппаратура верхнего уровня представляет собой персональный компьютер промышленного исполнения. Верхний уровень системы решает задачи архивирования информации, поступающей от всех элементов системы. Информация хранится на жёстких дисках либо SSD-накопителях.

Рабочая станция АРМ связана с рабочими станциями НПС и ЛЭУ посредством сети Ethernet по протоколу TCP/IP, физическая среда передачи данных - экранированная витая пара (UTP). К АРМ оператора подключён лазерный принтер для печати выводимых на экраны мониторов таблиц, периодических отчётов о работе КПП СОД, перечней событий за сутки, неделю, месяц и прочей документации. Питание АРМ осуществляется от источника бесперебойного питания.

Рисунок 4.1 - Структура комплекса технических средств АСУ ТП КПП СОД

Верхний уровень системы автоматизации обеспечивает:

- приём информации о состоянии объекта;

- мониторинг технологического процесса и получение трендов измеряемых технологических параметров;

- оперативное управление технологическим процессом;

- архивацию событий нижнего уровня и действий оператора;

- формирование базы данных.

Программное обеспечение АРМ оператора функционирует в среде Windows 7, в качестве операторского интерфейса используется SCADA-система, разработанная в программном пакете AsAstra Trace Mode IDE 6 Base. Функциональные возможности системы включают конфигурирование, операторское управление, сбор и архивирование данных и событий.

Программное обеспечение верхнего уровня выполнено гибко настраиваемым и универсальным. Сводки работы оборудования легко можно настроить под любой вид и состав сигналов, что позволяет получить отчёт нужного вида. Базы данных сохраняемой информации имеют полное дублирование, что повышает надёжность системы при выходе из строя компьютера. Оперативные сообщения выполнены настраиваемыми с верхнего уровня, то есть имеется возможность задать название, цвет, звуковую сигнализацию, необходимость квитирования и т.п. для каждого сообщения. Можно проконтролировать время появления аварийного сообщения и время реакции оператора на это сообщение. Контроллер имеет внутренний буфер оперативных сообщений, что позволяет даже при отсутствии связи с контроллером позже получить все сообщения. Оперативные сообщения всегда поступают в реальной последовательности, что обеспечивается передачей времени сообщения из контроллера. Имеется возможность введения скрытых сообщений для возможности просмотра более подробно отдельных параметров системы, а также для контроля за действиями оператора. Выполнена полная синхронизация времени на компьютере и контроллере. ПЛК может устанавливать время по телемеханике либо от компьютера.

Выполнена гибкая система паролирования, позволяющая настроить уровень допуска к управлению системой для каждого пользователя. Возможен сброс доступа к управлению системой, при этом возможен только просмотр состояний системы. Реализована удобная диагностика оборудования, доступная обслуживающему персоналу, которая включает в себя состояние работы контроллера, каналов интерфейсной связи и всех блоков ввода-вывода.

К среднему уровню системы автоматизации относится шкаф управления и установленные в нём программно-аппаратные модули (блоки) управления. Набор модулей, устанавливаемый в шкаф управления, обеспечивает:

- сбор информации от датчиков, устанавливаемых по месту;

- обработку и передачу информации о состоянии объектов на верхний уровень системы автоматизации ;

- автоматическое управление технологическим оборудованием и контроль его работы;

- приём информации с верхнего уровня системы автоматизации и формирование управляющих воздействий на исполнительные механизмы.

К нижнему уровню системы автоматизации относятся:

- датчики технологических параметров;

- исполнительные механизмы;

- показывающие приборы, устанавливаемые по месту.

4.4 Программируемый контроллер Modicon TSX Quantum

Modicon Quantum - программируемый логический контроллер фирмы Schneider Electric, использующий расширяемую модульную архитектуру (рисунок 4.2). Контроллер представляет собой шасси с гнёздами (слотами), в которые могут быть установлены следующие платы расширения:

- блок питания;

- модуль ЦПУ;

- модули аналогового ввода/вывода;

- модули дискретного ввода/вывода;

- головной модуль сетей удалённого и распределённого ввода/вывода и т.д.

Выпускаются шасси на 2, 3, 4, 6, 10 и 16 слотов. Все слоты электрически идентичны. Это означает, что любой модуль можно установить в любой слот. Кроме того, поддерживается «горячее» подключение, то есть для присоединения дополнительного модуля отключать питание ПЛК не нужно [16].

Рисунок 4.2 - Модульная архитектура контроллера Quantum

Блок питания обеспечивает работу шасси, защищая систему от помех и колебаний напряжения, которые могут иметь место на промышленной установке. В случае непредвиденных проблем с питанием он также обеспечивает безопасное и контролируемое отключение.

В контроллерах Quantum используются различные процессоры компаний Intel и AMD. Выбор модели осуществляется исходя из следующих требований:

- количество сигналов ввода/вывода;

- объём прикладной программы;

- необходимая производительность системы;

- интерфейсы связи.

В каждом контроллере имеется стандартный порт Modbus и высокоскоростной порт Modbus Plus. Дополнительно поддерживаются интерфейсные модули для подключения к сетям TCP/IP, Interbus-S, LonWorks, Profibus и т.д.

Общие характеристики всех процессоров Quantum:

- память SRAM с батарейной поддержкой для хранения программы и данных при отключении питания;

- переключатель защиты памяти для предотвращения случайных изменений прикладной программы в процессе эксплуатации;

- энергонезависимая флеш-память, в которой находится операционная система, позволяющая производить её обновление непосредственно на объекте управления простой загрузкой файла через порт Modbus или Modbus Plus без замены микросхем;