Автоматизация технологического процесса ЦППН

 

       Технологические блоки печи и система  автоматизации печи на месте применения связываются между собой и  с другими объектами подготовки нефти трубными коммуникациями, кабельными силовыми проводками, а также проводками контроля и автоматики. Теплообменная камера выполнена в виде металлического теплоизолированного корпуса, внутри которого размещены продуктовые змеевики из оребренных труб. Снаружи теплообменной камеры, на потолочной части крепятся дымовые трубы, площадка со стремянкой для обслуживания трех взрывных предохранительных клапанов.

      

      В торцевых стенках корпуса камеры имеются штуцера для подвода инертного газа,          либо пара от системы пожаротушения и штуцер, обвязанный трубопроводом и приборами контроля довзрывоопасной концентрации воздушной среды. Кроме того, для осмотра внутреннего объема теплообменной камеры в процессе работы на торцевой стенке со стороны стремянки имеются две гляделки с встроенными термостойкими стеклами. Теплообменная камера своим нижним основанием монтируется на блоке основании печи, представляющей собой стальную сварную пространственную конструкцию. В пределах блока основания печи размещены две камеры сгорания (реакторы горения) для сжигания топлива, трубопроводы подачи топлива к камерам сгорания и их запальным устройствам, воздуховод принудительной подачи воздуха на горение, соединяющийся при помощи тройника, мягких вставок и коробов подвода воздуха с блоком вентиляторного агрегата. Рама вентилятора посредством виброизоляторов соединена с соответствующим основанием, предназначенным для его установки на фундамент.

      Продукт, подлежащий нагреву, поступает во входной  коллектор, где его температура  и давление измеряется приборами, и  далее, распределяясь по двум трубопроводам, входит в теплообменную камеру. Продуктовый змеевик печи является двухпоточным. Нефть, при своем движении по секциям змеевиков, нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания газового топлива, которое сжигается в двух камерах сгорания и поступает в пространство теплообменной камеры.

      Топливный газ поступает на печь от автономного  ГРП. Печи оснащены системой контроля, регулирования и защиты.

      Нагретая  до температуры t=45-50°С нефть, с добавленным в неё реагентом-деэмульгатором поступает в горизонтальный отстойник ОГ.

      

      

Горизонтальный отстойник непрерывного действия (рисунок 4) - предназначен для разделения продукции скважин на нефть-воду-газ. Применяется в нефтедобыче для предварительного сброса воды, обезвоживанию нефти и отделения газа.  

                              Рисунок 4 

      Отстойник позволяет обезвоживать нефть до остаточного содержания воды 1 %. Качество сбрасываемой воды с содержанием  нефтепродуктов не более 100 мг/л и  механических примесей –20…30 мг/л. Отделение свободного газа происходит до 98%.

       ОГ оборудованы приборами контроля давления типа Метран или Сапфир, контроля температуры ТСМУ и  контроля уровня раздела фаз “вода-нефть” – OPTIFLEX 1300C. Уровень раздела фаз регулируется пневматическими заслонками SAMSON с электропневматическими позиционерами.

      

       Обезвоженная нефть с обводненностью до 1% и температурой t=44 - 49°С из ОГ поступает в сепараторор “горячей сепарации” С-3 (рисунок 2), для дальнейшего разгазирования нефти. Сепаратор оборудован приборами измерения и контроля уровня жидкости в аппарате, давления, предельно-допустимого уровня жидкости. Давление в сепараторе контролируется техническим манометром и прибором Метран. Уровень жидкости в сепараторе контролируется электронным уровнемером OPTIFLEX 1300C, предельный уровень – поплавковым сигнализатором уровня СУ2-14. Регулировка уровня нефти в сепараторе производится на выходном трубопроводе, пневматическим клапаном SAMSON с электропневматическим позиционером. С сепаратора С-3 нефть поступает в конечные сепарационные установки (КСУ-1,КСУ-2) (рисунок 5). КСУ также оборудованы приборами измерения и контроля уровня жидкости в аппарате, давления, предельно-допустимого уровня жидкости. Давление в сепараторе контролируется техническим манометром и прибором Метран. Уровень жидкости в сепараторе контролируется электронным уровнемером OPTIFLEX 1300C, предельный уровень – поплавковым сигнализатором уровня СУ2-14. Регулировка уровня нефти в КСУ производится пневматическими заслонками SAMSON с электропневматическими позиционерами.

      

       Разгазированная в сепараторах нефть  через узел переключений задвижек поступает в технологический резервуар РВС. Резервуар оборудован приборами: замера уровня жидкости, межфазного уровня жидкости “вода-нефть”, контроля предельного верхнего и нижнего уровня жидкости. Замер уровня жидкости и межфазного уровня жидкости “вода-нефть” в резервуарах производится электронным уровнемером OPTIFLEX 1300 C. Контроль предельно-допустимого уровня жидкости в резервуарах осуществляется прибором СУ2-14, сигнал от которого выведен на световое табло щита операторной.

      В резервуарах  происходит дальнейшее обезвоживание нефти путем гравитационного  отстоя. Отстоявшаяся в резервуарах  нефть с обводненностью до 10% по трубопроводу  поступает на технологические насосы ЦНС .

      Насосы  снабжены приборами контроля давления - по входу техническим манометром и электроконтактным манометром ВЭ16РБ по выходу; температуры подшипников насоса и электродвигателя; контроля утечки сальников. Утечка сальников насосов контролируется прибором РОС-200М.

      С выхода насосов нефть направляется на узел учета нефти (УУН), где при  помощи расходомеров «НОРД» происходит контроль и учет отправляемой нефти.

      Газ с УПОГа и сепараторов С-1 , С-2 поступает в газосепаратор ГС (рисунок 2), где происходит улавливание капельной жидкости и конденсата. Газосепаратор оборудован приборами контроля давления и предельного уровня жидкости. Давление в газосепараторе ГС контролируется техническим манометром и преобразователем давления «Метран». Предельный уровень жидкости контролируется прибором СУ2-14, сигнал от  которого выведен на щит в операторную.

      После газосепаратора часть газа направляется на сепаратор газа вертикальный СГВ, с которого газ, как топливо, поступает на:

      - промысловую котельную; 

      - на печи подогрева нефти ПТБ-5;

      - на путевые печи ППТ-1,6.

      Уловленные  в газосепараторе конденсат и  жидкость дренируются в подземную  емкость ЕП.

      

      Газ из С-3 по отдельному газопроводу через  конденсатосборник КС-2, предназначенный  для улавливания конденсата и  жидкости, находящихся в газе, поступает на факел низкого давления (ФНД-II), где сжигается. Газ с КСУ-1 и КСУ-2 поступает на ФНД-III. На газопроводе перед факелом, для улавливания капельной жидкости и газового конденсата, установлен конденсатосборник КС-1.

      Подземные емкости (ЕП) оборудованы приборами контроля уровня OPTIFLEX 1300C, предельного максимального уровня – ДПУ5.

      Для контроля и учета количества газа на каждом газопроводе установлен ультразвуковой расходомер VFM 3100. Подтоварная вода с горизонтального отстойника через пневматическую заслонку SAMSON  поступает в технологический резервуар РОС-1, с которого внутрипарковыми насосами ЦНС,  дополнительно отстоянная и разгазированная, подается на кустовую насосную станцию (КНС), для закачки в нефтеносные (продуктивные) пласты.

 

2. ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ

2.1 Общие сведения

• Полное    наименование   разработки - «Автоматизированная  система    управления технологическим  процессом НГДУ "Радужныйнефть"».
• Краткое наименование разработки - АСУ ТП ЦППН, (Система).
• Основание для разработки - Договор № 01/25.

     

• Заказчик  по договору - научно-исследовательская и проектно-изыскательская (НИПИ) фирма "Регион" (Проектировщик).
• Генеральный заказчик - НГДУ "РАДУЖНЫЙНЕФТЬ".
• Разработчиком документации на Систему является предприятие "ИДО ТПУ" г.Томск.
• Сроки выполнения работ согласно договору № 01/25.

2.2 Назначение и цели  создания системы

2.2.1 Назначение

     Для разработки данного технического задания  руководствуемся ниже следующим:

• Технические требования (условия) на проектирование автоматизированной системы управления технологическими процессами ЦППН;
• Описание технологического процесса цеха ППН;
• Перечень параметров измерения, контроля, регулирования и управления АСУ ТП ЦППН (приложение1);
• Функциональная схема КИПиА ЦПН (альбом чертежей).

      АСУ ТП  ЦППН предназначена для автоматизации технологических процессов предварительной подготовки нефти, автоматизации деятельности специалистов по контролю и управлению технологическими процессами и производством, а так же для оперативного информационного контроля технологического режима работы установки и высокоэффективного безопасного управления технологическими процессами.

2.2.2 Цель создания  системы

Целью создания системы АСУ ТП является:

        ·  повышение качества ведения технологического процесса и его безопасности;

        

        ·  повышение оперативности действий технологического персонала на основе повышения уровня информированности и достоверности данных;

        ·  повышение технико-экономических показателей работы ЦППН (снижение эксплуатационных затрат, повышение качества и снижение потерь нефти, снижение трудоемкости по контролю и управлению технологическим процессом);

        ·  улучшения условий труда технологического персонала;

        ·  повышение уровня организации управления технологическим процессом.

2.3  Требования к системе

2.3.1 Требования к структуре и функционированию системы

    Структура системы должна соответствовать  магистрально-модульному принципу построения с сетевой организацией обмена информацией  между устройствами и иметь распределенное программное обеспечение и базу данных, доступную (с заданными ограничениями) всем абонентам локальной вычислительной сети.

    Система должна иметь распределенную иерархическую  структуру построения и включать:

• первичные средства автоматизации (измерительные преобразователи и датчики, приборы местного контроля, вторичные приборы, агрегатные средства КИПиА, исполнительные устройства и механизмы) – нулевой уровень системы.  Основное назначение: преобразование технологических параметров в информационные сигналы, преобразование управляющих сигналов в управляющие воздействия;

• программно-аппаратные средства на базе программируемых логических контроллеров (ПЛК) – нижний уровень системы.  Основное назначение:
• сбор и первичная обработка информации;
• реализация алгоритмов автоматического регулирования, программно-логического управления, защит и блокировок;
• обмен данными с вышестоящим уровнем и реализация команд вышестоящего уровня;
• программно-аппаратные средства дистанционного централизованного контроля и управления технологическими процессами ЦППН  операторского пункта (операторские станции, контроллеры, сервер и локальная вычислительная сеть) – верхний уровень системы.  Основное назначение – увязка всех составляющих системы в единую информационно-управляющую систему, реализация функций человеко-машинного интерфейса (мониторинг технологического процесса, оперативное управление технологическим процессом, формирование и ведение истории технологического процесса).

   Информационные  взаимосвязи между компонентами системы и со смежными системами  должны соответствовать стандартным физическим интерфейсам и протоколам связи.

    Для подключения к разрабатываемой  системе смежных систем и приборов с интерфейсным выходом, последние должны заказываться заказчиком и поставляться в комплекте с протоколами связи.

      Связь датчиков и исполнительных устройств (механизмов) с контроллерами должна осуществляться по электрическим кабельным линиям связи.