Контрольно-измерительные приборы и автоматика резервуара РВСП-10000 №2

2 КИП И АВТОМАТИКА

2.1 Выбор и обоснование объекта автоматизации

Резервуарный парк является одним из основных объектов ЦППН №5. Для его нормальной эксплуатации необходимо оборудовать резервуары, входящие в его состав, современными средствами автоматизации.        

Автоматизация резервуарного парка ЦППН должна предусматривать механизацию и автоматизацию операций по приему и откачке нефти, выполнение товароучетных операций и защиту оборудования от повреждений и аварий.

Объектом автоматизации является резервуар РВСП-10000 №2, который в связи с капитальным ремонтом оснащается новыми средствами автоматизации.

2.2 Автоматизация резервуара РВСП-10000 №2

Автоматизация резервуара РВСП-10000 предусматривает:

-  измерение уровня нефти;

-  измерение средней температуры нефти резервуара;

-  измерение температуры в первом поясе резервуара;

-  контроль скорости наполнения и опорожнения резервуара;

-  контроль нормативного верхнего, максимально допустимого, минимально допустимого, нормативного нижнего уровней взлива на основании измерений, полученных уровнемером;

-  дистанционное и по месту управления задвижками приемо-раздаточного патрубка;

-  автоматическое закрытие задвижек при максимально-аварийном уровне нефти в резервуаре и превышении скорости наполнения резервуара.

На резервуаре РВСП-10000 радарный уровнемер размещается в специальной трубе Ду200, смонтированной внутри направляющей трубы Ду500. В направляющей трубе также размещается датчик средней температуры на патрубке Ду100. Сигнализаторы максимального допустимого уровня ПМП-022 устанавливаются на специальных патрубках Ду150, расположенных по периметру крыши резервуара под углом 120° по отношению друг к другу. Бобышка для датчика температуры пристенного слоя монтируется в крышку люка-лаза на первом поясе резервуара.

Функциональная схема автоматизации приведена на рисунке 2.1, а перечень оснащения резервуара комплексом контрольно-измерительных приборов (КИП) приведен в таблице 2.1.

   Таблица 2.1 – Перечень средств автоматизации

Поз. обозн.	Наименование	Количество
1	Сигнализатор подтоварной воды JB36	1
2,3	Термопара ТХА «Метран – 201»	7
4	Уровнемер радарный BM70 P	1
5	Сигнализатор предельного уровня ПМП-022	3
6	Пожарный извещатель ИП 330-5 «Ясень»	12

Для непрерывного контроля уровня резервуар оборудуется радарным уровнемером (позиция 4). Сигнал, полученный от датчика, передается на блок системы контроля уровня нефти в резервуарах в операторную, поступая в компьютер. Можно узнать уровень непосредственно на резервуаре, т.к. на датчике имеется цифровой дисплей с индикацией уровня.

Для ведения точного товарного учета нефти предусматривается многоточечный датчик средней температуры (позиция 2,3), совмещенный с датчиком подтоварной воды.

Сигнализация нормативного верхнего (8820 мм) и нижнего (2555 мм), максимального (10000 мм) и минимального допустимого (1330 мм) уровня, сигнализация скорости наполнения (опорожнения) резервуара обеспечивается обработкой показаний измерителя уровня.

 Для контроля аварийного максимального уровня в резервуаре предусматриваются три датчика ПМП-022, не связанных с измерителем уровня (позиция 5).

Для защиты резервуара при достижении в нем верхнего (нижнего) допустимого уровня нефти система автоматизации подает команды на закрытие (открытие) всех коренных задвижек приемо-раздаточных патрубков резервуара. Данная защита имеет выдержку времени 3 секунды.

При срабатывании защиты «Аварийная максимальная скорость наполнения резервуара» с выдержкой времени 10 секунд, система автоматизации подает команду на открытие задвижки на линии приема нефти в резервуар аварийного сброса.

При срабатывании защиты «Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара» с выдержкой времени 10 секунд, система автоматизации формирует команду на отключение первого по ходу магистрального насосного агрегата, находящегося на линии откачки нефти из этого резервуара.

При отстое воды в процессе хранения нефти возникает необходимость в выполнении операции по контролю за уровнем воды и её сбросом в канализацию (дренажную линию). Эта задача решается с помощью сигнализатора (позиция 1) подтоварной воды, который управляет клапаном с электромагнитным приводом на дренажной линии.

При достижении подтоварной водой чувствительного элемента сигнализатора срабатывает реле, управляющее соленоидным каналом. Последний остаётся открытым до тех пор, пока граница «вода-нефть» не снизится до допустимого уровня. Оператору подаётся сигнал о достижении уровнем воды верхней границы.

На крыше резервуара размещены 12 тепловых извещателей типа ИП330-5 «Ясень» (позиция 6) для обнаружения очага загорания. Тепловые извещатели настроены на температуру 140°С, при достижении которой извещатель выдает сигнал «Пожарная тревога». При срабатывании второго извещателя (в случае пожара) на компьютер, установленный в диспетчерской связи ПЧ-9, поступают сообщения «Пожарная тревога» и «Принят сигнал на включение пенонасосов». Через 2,5 минуты автоматически открывается задвижка на пенопроводе и запускается насос пенотушения.