Дипломная работа: Модернизация автоматизированной системы управления установки подготовки нефти Ашировского месторождения на базе контроллера CP 315-2DP

В качестве сборников производственно-дождевых стоков запроектированы емкости подземные дренажные типа ЕП (ЕП8-2000-1-2) по ТУ 3689-029-00137182-2005 объемом 8 м³ производства ОАО «Нефтемаш» г. Тюмень. Емкости оборудованы насосными агрегатами НВ-(Е)-50/50-3,0-В-55-УХЛ2 (подача 50 м³/ч, напор -0,5 МПа) с электроприводом. Из дренажных емкостей стоки вывозятся автотранспортом на утилизацию.

Для предотвращения растекания нефти за пределы обвалованной площадки резервуаров с нефтью на выпуске производственно-дождевой канализации за пределами обвалования, перед колодцем с гидравлическим затвором, запроектирован сухой колодец с задвижкой (со штоком, выведенным на поверхность земли), нормальное положение задвижки «закрыта».

1.4 Требуемый объем автоматизации центрального пункта сбора

К объектам, подлежащим автоматизации, относятся: [23]

1 Установка подготовки нефти (УПН) в составе:

1.1 Насосная станция пресной воды;

1.2 Сепаратор (С);

1.3 Газосепаратора (ГС);

1.4 Буферная емкость (БЕ);

1.5 Технологическая насосная;

1.6 Насосная внутрипарковой перекачки нефти;

1.7 Отстойник (О);

1.8 Электродегидратор (ЭГ);

1.9 Концевая сепарационная установка (КСУ);

1.10 Емкость дренажная с аппаратов УПН (Е-1);

1.11 Емкость дренажная с подогревателя нефти (Е-2);

1.12 Емкость дренажная с насосов (Е-3);

1.13 Установка подогревателя нефти (ПП);

1.14 Теплообменник подогрева нефти ТО-1;

1.15 Теплообменник подогрева воды ТО-2;

1.16 Устанока дозирования химреагента УДХ.

2 Факельная система (ФС) в составе:

2.1 Факельная установка (ФУ);

2.2 Конденсатосборник (К-1);

3 Сооружения пожаротушения (СП) в составе:

3.1 Пункт хранения пожарной техники и пенообразователя;

3.2 Резервуары противопожарного запаса воды - 2 шт. (РВС-1,2);

4 Система хозяйственно-питьевого водоснабжения (ХПВ) в составе:

4.1 Насосная станция хозяйственно-питьевого водоснабжения;

4.2 Резервуары питьевой воды - 2 шт. (РГС-1,2);

5 Емкости приема пластовой воды с УПН - 3 шт. (Е-6/1…3).

6 Резервуарный парк (ПР) в составе:

6.1 Резервуар сырой нефти (РС);

6.2 Резервуары товарной нефти - 2 шт. (РТ-1,2);

6.3 Емкость сбора подтоварной воды из резервуаров (Е-4);

7 Котельная

8 Операторная

9 Станция налива нефти в автоцистерны в составе:

9.1 Пост налива нефти (АСН);

9.2 Емкость сбора нефти из трубопроводов (Е-5);

10 Система сбора и перекачки производственно-дождевых стоков в составе:

10.1 Емкость ЕП-101;

10.2 Емкость ЕП-102;

10.3 Емкость ЕП-103;

10.4 Емкость ЕП-104.

В соответствии с технологией работы ЦПС и заданием на автоматизацию от технологического отдела на площадках УПН, ФС и ПР необходимо предусмотреть:

1. Местный контроль:

1.1. Температуры:

- жидкости в С, ГС, О, ЭГ;

- нефти в резервуарах РС, РТ-1,2;

- нефти в КСУ;

- нефти на входе и выходе из подогревателя ПП;

- теплоносителя в ПП;

- нефтегазоводяной смеси на входе и выходе ТО-1;

- товарной нефти, нагревающей ТО-1, на входе и выходе;

- прямой и обратной воды от котельной, для нагрева ТО-2;

- пресной воды на обессоливание, на входе и выходе ТО-2;

1.2. Давления в С, ГС, БЕ, О, ЭГ, КСУ.

2. Дистанционный контроль и сигнализацию:

2.1. Температуры:

- текущей в С, О, ЭГ, БЕ;

- текущей, минимальной, максимальной в резервуарах РС-1, РТ-1,2;

- текущей и минимальной в дренажных емкостях Е-1…5, К-1;

- текущей в ПП;

- текущей, минимальной, максимальной; товарная нефть, уходящая из ТО-1 в РТ-1,2;

- текущей и минимальной; обратной воды в котельную, после ТО-2;

- текущей и минимальной; пресной воды на обессоливание на выходе ТО-2;

- максимальной; подшипников погружных насосов в Е-1…5, К-1, ЕП101…104;

- минимальной в Е-1…5, К-1, ЕП101…104;

2.2. Давления:

- текущего и максимального в С, ГС, БЕ, О, ЭГ, КСУ;

2.3. Уровня:

- текущего, максимального, минимального в нефтяном отсеке С;

- текущего, максимального, минимального уровня раздела фаз «нефть-вода» в основном отсеке С;

- текущего, максимального, минимального уровня нефти в нефтяном отсеке С;

- текущего, максимального, минимального; жидкости в ГС;

- текущего, максимального, минимального в БЕ, О, ЭГ, КСУ;

- текущего, максимального, минимального в РС, РТ-1,2;

- максимального, минимального в Е-1…5, К-1, ЕП101…104;

3. Дистанционный контроль и регистрацию расхода:

- воды от С, ЭГ;

- газа от ГС на факел;

- газа от ГС на собственные нужды и ПП;

- газа от БЕ на факел;

- газа от КСУ на факел;

- нефти через влагомер;

- пресной воды на обессоливание в О;

4. Двухпозиционное регулирование уровня:

- раздела фаз «нефть-вода» в основном отсеке С;

- нефти в нефтяном отсеке С;

- раздела фаз «нефть-вода» в БЕ, О, ЭГ;

- нефти в КСУ;

5. Дистанционный контроль и регистрацию содержания воды в товарной нефти;

6. Дистанционный контроль и сигнализацию загазованности на площадках категорий В-1г и В-1а.

Технологическая насосная и насосная внутрипарковой перекачки нефти предусмотрены блочной поставкой. Дополнительно к заводской поставке предусмотреть установку датчика-газоанализатора для подключения его в единую систему сигнализации загазованности. Комплектная автоматизация насосных предусматривает два режима управления-местный и дистанционный (из операторной) и осуществляет:

1. Дистанционный контроль и сигнализацию:

- перепада давления на фильтре;

- температуры подшипников насоса и двигателя;

- минимального давления на приеме насосов;

- максимального давления на выкиде насоса;

- уровня жидкости в расширительной камере;

2. Отключение насосов при:

- минимальном уровне в буферной емкости БЕ (для Н-1/1,2);

- минимальном уровне в РС или РТ-1,2 (для Н-2/1,2);

- высокой температуре подшипников насоса;

- минимальном или максимальном давлении на приеме насосов;

- максимальном или минимальном давление на выкиде насосов;

- пожаре или загазованности 50% НКПВ в помещении насосной.

Подогреватель нефти (ПП) предусмотрен блочно-комплектной поставки. Система комплектной автоматики ПП включает:

- блок управления подогревателем;

- система розжига (трансформатор, кабель высокого напряжения, свеча);

- датчик пламени;

- исполнительные механизмы и контрольно-измерительные приборы.

Система автоматики обеспечивает:

1. Местный визуальный контроль:

- температуры нефти на входе и выходе из подогревателя;

- температуры теплоносителя в блоке нагрева;

- давления нефти на входе и выходе из подогревателя;

- давления топливного газа до и после фильтра;

- давления топливного газа перед горелками после редуцирования;

- давления топливного газа перед запальной горелкой;

- уровня промежуточного теплоносителя;

2. Автоматическое регулирование температуры нефти путем изменения давления топливного газа, подаваемого к горелочным устройствам;

3. Контроль температуры нагрева промежуточного теплоносителя;

4. Автоматический дистанционный розжиг запальной и основных горелок с предварительным проветриванием топочного пространства естественной тягой;

5. Аварийное отключение подогревателя и блокировку программы пуска с подачей звуковой и световой сигнализации при отклонении от заданных значений основных технологических параметров:

- температуры промежуточного теплоносителя;

- давления подогреваемой нефти на входе в подогреватель;

- давления топливного газа перед горелками;

- уровня промежуточного теплоносителя;

- погасании пламени основных и запальных горелок;

- при отключении электроэнергии и обрыве линии связи;

6. Рабочую извещающую сигнализацию:

- наличия напряжения питания;

- прохождения программы розжига;

- наличия пламени основных и запальных горелок;

- работы датчиков пламени.

Комплектная автоматизация установки дозирования химреагента УДХ3Б обеспечивает:

- ручное местное управление насосами-дозаторами, шестеренными насосами, вентилятором, электрическими обогревателями, освещением;

- местный контроль давления и температуры химреагента;

- автоматическое отключение насоса-дозатора при повышении давления химреагента;

- автоматическое управление по температуре электрообогревом в шкафу управления;

- защиту всех электроприемников от короткого замыкания и перегрузок.

Установка факельная блочно-комплектной поставки, состоит из блока запорно-регулирующего (БЗР), блока запально-сигнализирующего (БЗС), оголовка факельного (ОФ), местного пульта управления (ПУМ), щита управления и контроля (ЩУК).

Средства контроля и розжига (СКР) позволяют осуществлять:

1. Розжиг и контроль за работой дежурной горелки (ГД) со щита ЩУК из операторной и с ПУМ - рядом с факелом;

2. Местный визуальный контроль давления топливного газа на входе в БЗР;

3. Выдачу аварийного сигнала на ЩУК при погасании пламени ГД;

4. Световую сигнализацию:

4.1. Наличия электропитания ПУМ;

4.2. Открытого положения клапана КСП-8, которое фиксируется при наличии давления топливного газа выше минимально допустимого;

4.3. Подачи питания на БИР;

4.4. Наличия (отсутствия) пламени ГД.

Комплекс измерительный АСН-10ВГ-модуль для пункта налива нефти в автоцистерны комплектной поставки выполняет следующие функции:

- отпуск нефти в автоцистерну по заданным оператором дозам в литрах;

- прекращение налива при достижении заданной дозы, срабатывании датчика ограничения уровня налива или при ручном отключении насоса;

- предотвращение налива при отсутствующем или неполном заземлении (комплекс оснащен устройством заземления автоцистерн);

- измерение температуры перекачиваемого продукта;

- остановка налива через 20 секунд после прекращении подачи сигналов импульсов от расходомера к контроллеру комплекса;

- ограничение скорости налива в начальный и конечный период налива согласно правил государственных нормативов;

- отображение информации о суммарном количестве отпущенного продукта по вызову оператора на ПДУ или при подаче соответствующей команды с компьютера;

- сохранение в отсчетном устройстве информации о суммарном количестве отпущенного продукта и отсутствие его изменения в течение 10 лет при отключении электропитания;

- аварийное прекращение выдачи дозы непосредственно оператором на посту налива, с ПДУ или компьютера, расположенного в операторной;

- продолжение отпуска заданной дозы при устранении аварии с разрешения оператора с ПДУ или компьютера;

- высокую точность дозирования и защита от гидроудара;

- локальное управление процессом налива;

- передача расхода по каждому стояку на контроллер в операторной, где производится суммирование и печать на принтере накладной о суммарном отпуске продукции.

Дополнительно к блочно-комплектной поставке предусмотреть светозвуковую сигнализацию загазованности 20% и 50% НКПВ на площадке налива.

На площадке дренажных емкостей Е-6/1…3 предусмотреть дистанционный контроль температуры, уровня жидкости. Также предусмотреть контроль загазованности на площадке датчиками-газоанализаторами. Управление задвижками с электроприводом предусмотреть в местном, дистанционном и автоматическом режимах. В местном режиме управление осуществляется кнопками, установленными по месту. В дистанционном и автоматическом - из операторной с контроллера.

При аварии в технологической линии после С оператор дистанционно закрывает задвижку N2. При этом открывается задвижка N1 и вся нефтегазоводяная смесь направляется в обход УПН на КСУ, где разгазируется и поступает в резервуар РС. Для обеспечения такого хода событий одновременно с закрытием N2 происходит:

- открытие N1, N8, N9;

- закрытие N7, N10.

После устранения аварии происходит обратное переключение задвижек.

При аварии в ПП производится дистанционное открытие задвижки N5. При этом происходит закрытие N3, N4, N6. После устранения аварии происходит обратное переключение задвижек.

По сигналу влагомера о превышении концентрации жидкости происходит открытие N9 и закрытие N10, что исключает попадание некондиционной нефти в РТ-1,2. При достижении заданного параметра качества происходит обратное переключение задвижек.

Задвижки N11 и N12 управляются дистанционно оператором, который выбирает, из какого резервуара должен производиться налив. При этом ручными задвижками устанавливается, в какой из резервуаров должна производиться подача товарной нефти из КСУ. Одновременное использование одного резервуара для налива и слива не допускается.

Технологическая схема предусматривает меры по максимальному снижению взрывоопасности технологических блоков, входящих в нее. При возникновении аварийной ситуации в любом из блоков (угроза разгерметизации) должно производится его дистанционное отключение отсечными задвижками.

Аварийные и предупредительные сигналы об отклонении от нормы технологических параметров (температуры, давления, расхода или уровня в аппаратах и трубопроводах) или о возникновении пожара должны выводится на АРМ оператора. Подача сигнала о пожаре на открытых площадках производится ручными пожарными извещателями.