Автоматизация нефтехранилищ позволяет минимизировать количество ручных операций по управлению запорной арматурой, насосными установками, своевременно реагировать на внештатные ситуации и производить удаленный контроль за состоянием сырья и нефтехранилища. Например, для уменьшения интенсивности генерации (образования) статического электричества на стенках цистерн в АСУ ТП нашли применение радиоизотопные и индукционные нейтрализаторы.

Реализация АСУ ТП позволяет решить не только технические вопросы, но и вопросы, связанные с документацией, – учет приходящих/уходящих нефтепродуктов (за счет входящих в состав АСУ ТП расходомеров), учет массы сырья в цистернах (производится косвенным или прямым методом в зависимости от типа АСУ ТП) и т. п. Сбор, обработка и формирование отчетной формы полученной информации происходит в автоматическом режиме посредством программного обеспечения.

Подавляющее большинство нефтехранилищ в Украине оборудованы отдельными автоматическими узлами, которые не обеспечивают необходимый уровень экологической и технологической безопасности, точности операций учета. Установленные средства автоматизации на отечественных нефтебазах зачастую затрагивают только некоторые направления технологического процесса (например, автоматизация коснулась только системы пожаротушения) и обладают разнородным уровнем автоматизации.

Зачастую происходят ситуации, когда на предприятии внедрялись (не всегда обоснованно) отличные друг от друга средства автоматизации, которые невозможно объединить в единую систему АСУ ТП. Отсутствие современных систем автоматизации процессов, неудовлетворительное состояние материальной базы и системы пожаротушения не только увеличивают издержки на содержание нефтебазы, но и делают их чрезвычайно опасными как с экологической, так и с производственной точки зрения. Устаревшие технологии, приборы с большой погрешностью могут привести к прямым потерям сырья из-за разлива, разгерметизации емкости (или нефтепровода), за счет испарения.

Владельцы предприятий с наличием нефтехранилищ стремятся за счет установки АСУ ТП к максимальному снижению денежных затрат на хранение и транспортировку нефти, к нивелированию влияния человеческого фактора. Произведя анализ пожеланий заказчиков к системе автоматизации нефтехранилища, можно выделить три основных требования, предъявляемые к функциям АСУ ТП:

• Реализация управления и контроля технологических процессов, связанных с хранением и транспортировкой сырья согласно существующим требованиям качества, надежности и безопасности.
• Предоставление обслуживающему техперсоналу емкой, точной, своевременной информации о состоянии нефтехранилища и протекающих в нем процессов, о состоянии оборудования, входящего в состав АСУ ТП (для своевременного проведения планово-предупредительных работ и предотвращения аварийных ситуаций).
• Предоставление сотрудникам подразделений необходимой информации для оптимизации и анализа, ведения отчетной документации.

Основываясь на выше указанных принципах, стандартная архитектура АСУ ТП нефтехранилища (нефтебазы) строится по иерархическому принципу и имеет трехуровневую структуру.

Нижний уровень включает в себя средства автоматизации, контрольно-измерительные приборы (КИП) и кабельные линии связи между датчиками, оборудованием и микроконтроллерами. Примерами КИП служат следующие датчики: расхода нефтепродукта, уровня сырья в резервуаре, давления и температуры в трубопроводе или в цистерне, напряжения электрической сети и другие.

Основной элемент среднего уровня АСУ ТП – микроконтроллер с необходимым для его функционирования набором комплектующих, таких как модули ввода/вывода аналоговых или дискретных сигналов, аналогово-цифровых преобразователей, барьеров искробезопасности, источника бесперебойного питания, коммутационного оборудования и т. п. Все элементы среднего уровня смонтированы в специальных шкафах управления, установленных в помещении диспетчера. Задача контроллера – принимать поступающие сигналы от датчиков нижнего уровня, обрабатывать информацию и формировать управляющие сигналы для оборудования нефтехранилища в соответствии с прописанным алгоритмом работы. Программно-аппаратные средства микропроцессорного контроллера позволяют производить его конфигурирование и реализовывать индивидуальные технологические программы для выполнения функций АСУ ТП объекта.

Автоматизированное рабочее место (АРМ) специалиста составляет верхний уровень АСУ ТП. Между АРМ и контроллером среднего уровня происходит постоянный обмен информацией. Верхний уровень реализуют на базе промышленного персонального компьютера (зачастую с сенсорным экраном). Визуализация технологического процесса может осуществляться на большом цифровом табло с понятным интерфейсом. На компьютере оператора АРМ устанавливают SCADA-систему, с помощью которой выполняется связь человека с объектом. SCADA-система отвечает не только за визуализацию технологического процесса, но и позволяет оператору удаленно воздействовать на него, вести протокол событий, анализировать собранные на низком уровне данные и т. д.

Рассмотрим для примера типовой пример реализации АСУ ТП на нефтебазе, а именно процесс закачки нефти. По магистральному нефтепроводу нефть поступает в резервуарный парк, откуда с помощью насосов и запорной арматуры (контролируемые АСУ ТП) распределяется по отдельным резервуарам. Контроль давления нефти, поступающей в резервуары, осуществляется измерительным преобразователем давления жидкости. При закачке нефтепродуктов происходит постоянный контроль давления паров в газовоздушном пространстве резервуара посредством датчика давления разрежения, расположенном непосредственно на резервуаре (контроль давления пара в резервуаре позволяет предотвратить взрыв метана). С помощью уровнемера (датчика нижнего уровня АСУ ТП) контролируется уровень нефти в резервуаре. Задвижка с электроприводом подает нефть в резервуар до тех пор, пока уровень нефти в нем не достигнет установленного значения. При достижении необходимого уровня нефти в резервуаре контроллер АСУ ТП подает управляющий сигнал, и подача нефти в емкость прекращается. Дальше происходит процесс отстаивания нефти (сепарирование) – очистка нефти от примесей и подтоварной воды. Количество подтоварной воды в резервуаре проверяется ультразвуковым уровнемером. При достижении уровня воды максимально допустимого значения, микропроцессор АСУ ТП автоматически подаст управляющий сигнал запорной арматуре на открытие для слива жидкости. Обезвоженная нефть поступает в специальную емкость для хранения перед следующим этапом производственного процесса.

С помощью АСУ ТП на нефтебазе управляют не только процессом закачки нефти в резервуар. Это только один из процессов, за который отвечает автоматика. Приведем список основных функций, возлагающихся на систему автоматизации:

• Ведение учета количества поступившей нефти, основываясь на данных, полученных от весоизмерительных датчиков.
• Прием нефти и внутрибазовая перекачка нефти (с заданием конкретного маршрута движения нефти по нефтепроводу к необходимому резервуару).
• Регулирование запорной арматуры с электроприводом.
• Управление работой насосных агрегатов.
• Диагностика работы компонентов системы автоматического управления.
• Создание базы данных аварийных ситуаций, происходящих в системе АСУ ТП, журнала изменения контролируемых параметров, формирование таблиц учета с данными о количестве нефти в резервуарах.
• Предотвращение аварийных ситуаций и контроль работы системы пожаротушения.
• Проведение анализа химического состава нефти и т. д.

АСУ ТП на нефтебазе позволяет реализовать самые смелые технические решения, ускорить и усовершенствовать производственный процесс, связанный с нефтепродуктом. Степень автоматизации объекта зависит от требований и материальных возможностей заказчика. Разработать и реализовать сбалансированный проект АСУ ТП на нефтебазе поможет команда фирмы ЭДС-ИНЖИНИРИНГ. На счету фирмы несколько воплощенных в жизнь проектов, которые Вы можете найти на сайте в разделе «Проекты». Зеленного тарифа под ключ