м;
мінімальний тиск всмоктування станції;
максимальний тиск нагнітання станції;
максимальне або мінімальне тиск нагнітання насоса;
максимальне або мінімальне тиск всмоктування насоса;
пошкодження або аварія в регулюючих пристроях;
сигнал про проходження скребка при пуску, пропуску або прийомі;
зупинка станції з РДП з дозволом нового запуску.
Залежно від параметра, за яким спрацьовує загальностанційне захист, система може здійснювати:
- одночасне відключення усіх працюючих магістральних агрегатів;
почергове відключення всіх працюючих магістральних агрегатів, починаючи з першого по потоку нафти.
Функції управління повинні передбачати програмний пуск і зупинку магістральних, підпірних насосних агрегатів і допоміжних систем [9].
Управління магістральними насосними агрегатами має бути реалізовано в наступних режимах:
дистанційний з РДП, ТДП (телемеханічний);
програмний з операторної (основний);
резервний;
кнопковий;
ремонтний;
випробувальний.
Управління допоміжними системами має бути реалізовано в режимах:
автоматичний основний;
автоматичний резервний;
ремонтний;
кнопковий.
Допоміжні системи (змащення, охолодження, вентиляції), які є загальними для всіх агрегатів і завжди працюють при працюючих магістральних та підпірних агрегатів, можуть включатися одночасно однією командою. Їх відключення може проводитися також спільною командою після зупинки всіх агрегатів.
В системі подачі масла до підшипниковим вузлам насосних агрегатів слід передбачати:
сигналізацію мінімального рівня в акумулює баку маслосистеми;
сигналізацію максимального і мінімального рівня в баках маслосистеми.
Насоси системи відкачування витоку нафти можуть управлятися автоматично залежно від граничних рівнів в резервуарі-збірнику. Автоматичне відключення насоса, що відкачує нафту з резервуару-збірника, може проводитися щодо мінімального рівня або через певний час після включення.
В системі відкачування витоків рекомендується передбачати автоматичне включення резервного насоса паралельно основному, якщо через заданий час (1,5 хвилини) після запуску основного насоса рівень в збірнику не знижується.
Схема відкачування витоків на НПС повинна передбачати контроль аварійного максимального рівня в ємностях збору витоків за допомогою незалежних датчиків.
Засоби автоматичного регулювання тиску магістральної насосної призначені для підтримки тиску на прийомі НПС не нижче допустимого значення за умовами кавітації насосів і тиску в магістральному нафтопроводі на виході НПС (після регуляторів тиску), не вище допустимого значення по гідравлічному розрахунку лінійної частини нафтопроводу або виходячи з технологічного режиму перекачування.
Функції контролю повинні передбачати:
контроль відповідності поточних значень основних технологічних параметрів заданим значенням;
- контроль зміни стану обладнання НПС, спрацьовування захистів, що повинно супроводжуватися світловою і звуковою сигналізацією.
3.2 Вимоги до автоматизації нафтоперекачувальної станції
Для реалізації автоматизації НПС повинно забезпечуватися виконання наступних завдань [2]:
централізований контроль, що включає реєстрацію, архівацію, документування та відображення інформації про роботу технологічного обладнання НПС;
захист технологічного обладнання НПС;
захист лінійної частини магістрального нафтопроводу від перевищення тиску;
управління технологічним обладнанням НПС;
автономне підтримання заданого режиму роботи НПС;
зміна режиму роботи НПС по командах оператора НПС або диспетчера РДП (ТДП);
зв'язок з іншими системами автоматизації та інформаційними системами на НПС;
формування і видачу в систему автоматизації попередньої (по потоку нафти) НПС сигналів про аварійну зупинку МНА;
прийом від системи автоматизації наступної (по потоку нафти) НПС сигналів про аварійну зупинку МНА.
Для контролю загазованості в насосн...
