Регулирование и автоматическая защита насосных станций

Когда физические параметры перекачиваемого продукта постоянны и расход в любой точке нефтепровода не меняется давление на всасывающих и нагнетающих линиях НПС остаётся постоянным. В реальных условиях на трубопроводе возможны ситуации, нарушающие установленный режим перекачки – эти ситуации создают в месте их возникновения гидравлическое возбуждение, т.е. изменение давления и расхода. Минимальное давление на линии всасывания зависит от кавитационных свойств трубопровода и составляет 0,2 МПа. Максимальное давление связано с механической прочностью магистрального трубопровода и составляет 6,4…7,0 МПа.

Система регулирования должна изменить давление на всасывающем и нагнетающем трубопроводе при переходе на другой режим работы.

Рнаг=Рвсас+Рнас, где Рнас – давление, развиваемое насосом. Отсюда следует, что при постоянном давлении насоса повышение давления на линии всасывания вызывает такое же повышение давления на линии нагнетания, чтобы исключить потери напора через регулирующий клапан при его полном открытии на станции обычно устанавливают несколько регулирующих клапанов. Система регулирования ввиду запаздывания сигналов не в состоянии полностью сгладить возмущение большой величины, имеющее характер гидравлических ударов. Для таких случаев на трубопроводах дополнительно устанавливают устройства для гашения таких ударов. Одно из важных требований, предъявляемых к системам регулирования – это поддержание давления на линиях всасывания и нагнетания с возможно большей точностью. Чем ближе рабочее давление к максимально допустимому, тем ближе пропускная способность трубопровода. Интервал между величиной настройки системы регулирования Рр и величиной настройки приборов Рп называется зазором безопасности.

ΔРр – погрешность системы регулирования; ΔРп – погрешность при настройке приборов.

При выборе зазора безопасности должна быть обеспечена такая зона ΔП, которая исключала бы возможность ложного отключения агрегата из станции. При остановке одного из агрегатов промежуточной станции возникает волна повышения давления в сторону предыдущей станции – это ведет к большим перегрузкам.

 

 

1. Стационарные и нестационарные процессы

2. Структурная схема автоматизации

3. Составление функциональной схемы автоматизации

4. Основные принципы автоматизации технологических процессов.

5. Исполнительные устройства в САУ

6. Организация АСУ ТП

7. Оптимизация контрольно-управляющей системы

8. Одноконтурная САР

9. Расчет одноконтурной САР.

10. Выбор критерия оценки эффективности

11. Выбор критерия оценки эффективности средств контроля и управления

12. Выбор исполнительного механизма

13. Выбор канала связи для контроля состояния рассредоточенных объектов

14. Выбор типа регулятора

15. Моделирование технологических процессов.

16. Объединяемость выборок по критерию Вилькоксона.

17. Минимизация ошибки аварийной сигнализации

18. Основные особенности объектов НиГП

19. Вероятностные характеристики потерь объектов НГП.

20. Статистика учёта нефти «Рубин»

21. Станция учёта нефти КОР МАСС

22. Структурная схема “Сириус -1”

23. Структурная схема «Сириус-1» в режиме максимальной мощности.

24. Централизация контроля и управления ЭП КС.

25. Спутник – ВМР (измерительная часть)

26. Спутник – ВМР (технологическая часть)

27. Электрический канал связи по трубам из скважин.

28. Регулирование производительности насосных скважин

29. Катодная защита трубопроводов. Схема ПАСК.

30. Передача информации по ЛЭП

31. Автоматическое управление процессом бурения.

32. Регулятор подачи долота электрический РПДЭ- 6.

33. Математическое моделирование процесса бурения.

34. Основные принципы работы генераторных датчиков. Их использование в нефтяной и газовой промышленности.

35. Основные принципы работы параметрических датчиков.

36. Возможные варианты структуры ИВК.

37. Регулирование и автоматическая защита насосных станций