Смекни!
smekni.com

Общая характеристика объекта автоматизации (стр. 1 из 5)

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 4

1. Технологическая часть 6

1.1 Общая характеристика объекта автоматизации 6

1.2 Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта 6

2. Техническая часть 10

2.1 Иерархическая структура процесса 10

2.2 Цели и задачи, выполняемые уровнями 10

2.3 Состав комплекса технических средств АСУ ТП 12

2.3.1 Нижний уровень 12

2.3.2 Средний уровень 15

2.3.3 Верхний уровень 17

2.4 Программное обеспечение АСУ ТП 18

2. 5 Объем автоматизации 19

Заключение 22

Список литературы 24

Приложение 1 23

Введение

Нефтегазодобывающие предприятия представляют собой комплекс технологических объектов, осуществляющих добычу, транспорт, первичную подготовку, хранение и перекачку нефти и газа.

Рассредоточенность технологических объектов на больших площадях привела к необходимости внедрения телемеханических систем и организационных структур дистанционного контроля и управления технологическими объектами и процессами.

Под автоматизацией производственных процессов нефтяных и газовых промыслов следует понимать применение приборов, приспособлений и машин, обеспечивающих бурение, добычу, промысловый сбор, подготовку и передачу нефти и газа с промысла потребителю без непосредственного участия человека, лишь под его контролем. Автоматизация производственных процессов является высшей формой развития техники добычи нефти и газа, предусматривающей применение передовой технологии, высокопроизводительного и надежного оборудования.

При решении задач автоматизации в качестве руководящих принципов приняты следующие:

o полная местная автоматизация, исключающая необходимость;

o постоянного присутствия на объекте оперативного персонала;

o минимум информации, поступающей с объекта в пункты управления;

o автоматический сбор и переработка информации;

o автоматическая аварийная и предупредительная сигнализация с объектов.

АСУ ТП ТТП предназначена для непрерывного автоматического контроля и управления в реальном масштабе времени технологическими процессами подготовки и перекачки нефти технологическим оборудованием Тихоновского товарного парка. Управление осуществляется на основе алгоритмов программ, утвержденных заказчиком, в автоматическом или автоматизированном режиме. Данные по основным параметрам технологического процесса и состоянию должны передаваться на АРМ оператора и контролироваться дежурным технологическим персоналом (оператором). Контроль над работой системы по месту.

Цель создания системы – получение достоверной информации, о ходе технологического процесса, оперативный контроль и управление работой технологического оборудования, замена физически и морально устаревших средств автоматизации и систем управления, повышение безопасности производства, снижение трудоемкости управления технологическими процессами.

Система должна обеспечивать:

o и перекачки нефти, сигнализацию выхода этих параметров за пределы нормы, управление технологическими регуляторами по стандартным законам, защиту (останов) насосов при возникновении аварийных ситуаций;

o

передачу данных по параметрам технологического процесса на АРМ оператора;

o формирование на АРМ оператора журнала аварийных и технологических сообщений, формирование и печать отчетных документов, ведение базы данных.

Система предназначена для:

o автоматизации управления технологическими процессами Тихоновского товарного парка в реальном масштабе времени;

o автоматического контроля работы оборудования;

o выдачи управляющих команд для работы оборудования;

o повышения надежности оборудования;

o увеличения межремонтного периода и сокращения простоев оборудования.

1. Технологическая часть

1.1 Общая характеристика объекта автоматизации

ТТП содержит:

o узел учета продукции скважин ЦДНГ-1,5;

o I ступень сепарации;

o II ступень сепарации;

o ступень предварительного сброса воды (резервуарный парк);

o резервуарный товарный парк для предварительно обезвоженной нефти;

o блок очистных сооружений (резервуарный парк, насосная, узел учета и качества);

o блок для приема, хранения и откачки предварительно обезвоженной нефти (резервуарный парк, насосная, узел учета и качества);

o систему раздельного сбора и утилизации опресненных промстоков с миниКНС;

o узлы дозирования химреагентов;

o установку улавливания легких фракций;

o факельную систему;

o блок подготовки сжатого воздуха;

o блок сбора и откачки дренажей

Объект условно разделен на две части: площадка II ступени сепарации и площадка насосов. Площадка насосов включает следующие технологические объекты:

o РВС-1…РВС-6;

o Водяные насосы Н-4…Н-6;

o Нефтяные насосы Н-1…Н-3;

o Подземные емкости Е-3…Е-6 с погружными насосами Н-Е3…Н-Е6;

o Узел учета нефти на САТП;

o Вертикальный ГО;

o Емкость факельного хозяйства Е-7 (ЕФХ) с погружным насосом.

1.2 Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

Продукция скважин ЦДНГ №1, обработанная в системе нефтесбора де-эмульгатором, поступает двумя раздельными потоками на I ступень сепарации, состоящую из двух нефтегазосепараторов С-1, 2. Отделившийся в сепараторах газ под давлением от 0,2 до 0,4 МПа поступает в газоосушитель ГО-2 и далее отводится на газопроводы УТНГП системы газосбора. Уровень жидкости в сепараторах С-1, 2 регулируется в пределах от 1,0 до 1,8 м (от 40 до 60 %) регулирующими клапанами, сигнал на которые поступает от датчика уровня жидкость - газ. Давление газа в сепараторах поддерживается регулирующими клапанами, установленными на линии отвода газа.

Эмульсия, отведенная из сепараторов С-1, 2, проходит через узлы учета

и поступает в нефтегазосепараторы НГС-1-5 типа НГС-50 II ступени сепарации. Эмульсия с ЦДНГ-5 также проходит через свой узел учета и пода­ется в сепараторы II ступени сепарации НГС-1-5, где при давлении в пределах от 0,01 до 0,04 МПа происходит отделение попутного нефтяного газа от жидко

сти. Уровень жидкости в сепараторах регулируется в пределах от 0,7 до 1,2 м (от 10 до 30 %) регулирующими клапанами, сигнал на которые по­ступает от датчика уровня жидкость - газ. Отсепарированный газ направляется в газоосушитель ГО-1, откуда отводится на компрессорную станцию и далее откачивается в систему газопроводов «Татнефтегазпереработка» на Миннибаевский газоперерабатывающий завод. Давление газа в сепараторах НГС-1-5 поддерживается регулирующими клапанами, установленными на линии отвода газа.

В качестве регулирующих клапанов на I и II ступенях сепарации применяются клапаны с пневматическим приводом, для которых используется воздух с блока подготовки сжатого воздуха. В данный блок входят: компрессорная с двумя компрессорами типа ДЭН-7,5 Ш, установка осушки сжатого воздуха, воздушный ресивер, трубопроводы сжатого воздуха.

Отделившийся от газа конденсат в ГО-1, 2 отводится в подземную емкость Е-6 и далее, по мере накопления, откачивается в трубопровод эмульсии, на вход резервуаров предварительного сброса воды РВС № 15, 16 или в Е-4, 5, откуда через миниКНС на утилизацию.

При недостаточной степени разрушенности поступающей на ТТП эмульсии на входе сепараторов I ступени предусмотрена подача реагента-деэмульгатора блоком подачи химреагентов БР-25/40 №3.

Дегазированная водонефтяная эмульсия после сепараторов поступает на ступень предварительного сброса воды в резервуары РВС-5000 № 15, 16, где происходит ее отделение и сброс. В резервуарах № 15, 16 водяная «подушка» поддерживается на уровне от 4,0 до 6,0 метров ручной регулировкой запорной арматуры на линии отвода воды.

Отделившаяся в технологических резервуарах ступени предварительного сброса РВС № 15, 16 нефть с остаточной объемной долей воды не более 10 % отводится в буферно-технологические резервуары РВС № 1, 2 и далее направляется в буферный резервуар РВС № 3 или РВС № 5, 6. В резервуарах РВС № 1, 2, 3, 5, 6 осуществляется дополнительное обезвоживание нефти до содержания остаточной воды в ней менее 5 %, накопление и откачка для дальнейшей подготовки до товарного качества на Северо-Альметьевскую УКПН.

Технология процесса дополнительного обезвоживания нефти в РВС № 1, 2, 3 предусматривает дренаж отделившейся подтоварной воды в подземные емкости Е-4, 5 или Е-6 и далее, по мере накопления, откачку в трубопровод эмульсии на вход резервуаров РВС № 15, 16 предварительного сброса воды.

Откачка обезвоженной нефти с ТТП на Северо-Альметьевской УКПН осуществляется насосами № 1,2,3 через узел учета(две измерительные линии), при этом параметры откачиваемой нефти измеряются автоматически блоком установленных датчиков, влагомером, пробоотборником типа «Мавик» с выводом данных на блок вторичной аппаратуры. Для защиты нефтепровода и насосоных агрегатов при перекачке предварительного сбора обезвоженной нефти применяют ингибитор коррозии, который подается на вход насосов Н-1-3.

Отделившаяся в технологических резервуарах ступени предварительного сброса РВС № 15, 16 пластовая вода самотеком отводится на блок очистных сооружений в технологические резервуары РВС- № 13, 14, обустроенные ЖГФ, работающие параллельно. Так же РВС №13, 14, как и РВС № 15, 16 могут работать как технологические РВС по предварительному отстою.