122845 (592718), страница 10

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 10)

- насосными агрегатами внутренней и внешней перекачки (об отключении при нижнем уровне в резервуаре, перегреве подшипников, повышенных утечка:

- сальников, низком и высоком давлении на выходе УПСВ, срыве подачи срабатывании электрозащит, загазованности 50% от НПВ, пожаре);

- насосными агрегатами подачи воды на КНС;

- автоматический ввод резервного насоса при выходе из строя рабочего,

- самозапуск основных насосов при кратковременных перерывах в электроснабжении;

- вытяжными вентиляторами при загазованности в закрытых технологически:

- блоках (20% НПВ);

-насосами откачки из конденсатосборников и дренажно-канализационных емкостях по уровню жидкости в этих аппаратах;

- основными технологическими задвижками с электроприводом.

в) дистанционное управление:

- основными насосными агрегатами (включить - отключить);

- электроприводами основных технологических задвижек (открыть - закрыть);

г) дистанционный контроль:

- давления в входных сепараторах, в сепараторе топливного газа;

- давления газа в КСУ;

- давления на входе УПСВ;

-производительности УПСВ по нефти (с помощью системы обработки

информации);

- производительности по газу (отдельно суммируются показания расхода газа, подаваемого на факел, на ГПЗ);

- уровня жидкости в входных сеператорах;

- уровня жидкости в сепараторах отстойниках, КСУ, в сепараторах подготовки пластовой воды;

- уровня жидкости в резервуарах;

- давления нефти на входе УПСВ;

- температуры нефти на входе УПСВ.

е) сигнализацию:

1) аварийную сигнализацию:

- отключения основных насосных агрегатов с расшифровкой причины аварии;

- загазованности наружных технологических площадок и закрытых помещений;

- предельных значений уровня в входных сепараторах, сепараторах отстойниках, резервуарах, газовых сепараторах, КСУ, конденсатосборниках и дренажно-канализационных емкостях, расширительных камерах, в сепараторах подготовки воды;

- возникновения пожара в нефтенасосных станциях, в технологических блоках.

2) исполнительную сигнализацацию:

- состояния основных насосных агрегатов (включено - отключено);

- положения основных технологических задвижек (открыто — закрыто);

ж) формирование и передачу на ДП информации.

По технологическим установкам с комплектными системами автоматизации (нагреватели, факельные установки) предусматривается передача аварийных сигналов в систему управления УПСВ.

5.4 Комплекс технических средств АСУ ТП

Комплекс технических средств АСУ ТП состоит из:

- комплекта датчиков, преобразователей, исполнительных механизмов;

- управляющего вычислительного комплекса УВК.

5.4.1 Комплекс датчиков, преобразователей, исполнительных механизмов

Все применяемые в проекте датчики, преобразователи, исполнительные механизмы выполнены только электрическими и имеют требуемые виды климатического исполнения и взрывозащиты, системы пневмоавтоматики не предусматриваются.

В контурах регулирования с ограниченным перепадом давления применены регулирующие затворы и шаровые краны с электрическими исполнительными фланцевыми механизмами.

Датчики и измерительные преобразователи, вторичные приборы имеют унифицированные выходные сигналы с одним из следующих параметров:

- аналоговые (токовые 4...20 мА) для контроля и регулирования режимных технологических параметров;

- частотно-импульсные сигналы для контроля учетных технологических параметров;

- дискретные типа "сухой контакт" для сигнализации предельных значений технологических параметров;

- интерфейсные RS 485.

Для контроля уровня взлива и уровней раздела фаз нефть - вода применены ультрозвуковые уровнемеры с контроллерами "Гамма" производства ЗАО Альбатрос".

Для измерения расхода нефти применены массовые расходомеры типа "Promass" фирмы "Endress Hauser".

Для сигнализации аварийных ситуаций и отклонения от нормы технологических параметров используются дискретные датчики с электрическим контактным выходом.

Все датчики, преобразователи и исполнительные механизмы соответствуют требованиям по степени защиты от воздействия окружающей среды:

по взрывопожаробезопасности;

по климатическому воздействию;

по устойчивости к воздействию агрессивных сред;

по степени защиты оболочки от проникновения внутрь пыли и влаги.

Все блочно-модульные комплектные технологические установки оснащаются средствами контроля и автоматики на заводах-изготовителях.

5.4.2 Управляющий вычислительный комплекс

Разработчиком и поставщиком программно- технического комплекса УПН является ИПФ "АСУ- нефть" г. Тюмень. Поставщиком программно-технического комплекса узла учета нефти (УУН) является "Сибнефтеавтоматика" г. Тюмень.

1. Нижний уровень. Нижний уровень УПН строится на базе контроллера System 2005 фирмы BR(Австрия). Контроллер имеют модульную, проектно - компонуемую структуру и создается из наборов типовых контроллерных модулей.

Наборы контроллерных модулей обеспечивают возможность компоновки контроллеров различной производительности (от единиц до нескольких сотен сигналов).

Конфигурация контроллера System 2005 в максимальном варианте:

- цифровых входов/ выходов - 800;

- аналоговых входов/ выходов - 400;

- импульсных входов - 200.

Контроллер System 2005 имеет стопроцентный горячий резерв. Нижний уровень узла учета нефти строится на базе устройства программного управления TREL-5B ООО "ТРЭИ ГМБХ" г. Пенза.

Нижний уровень объектов электроснабжения строится на базе контроллера "Омь" фирмы "Мир" г. Омск.

1. Средний уровень. Средний уровень УПСВ представляет собой рабочую

2. (операторскую) станцию на базе промышленного компьютера, которая размещается в

3. представленной структурной схеме вычислительного комплекса имеется возможность

4. разместить АРМ энергетика в диспетчерском пункте на опорной базе промысла.

5.5 Размещение и монтаж комплекса технических средств АСУ ТП

Первичные преобразователи, датчики технологических параметров и исполнительные механизмы, монтируемые непосредственно на технологическом оборудовании и трубопроводах, устанавливаются с помощью закладных деталей, которые устанавливаются и учитываются технологической частью проекта.

Блочно-модульное технологическое оборудование оснащается первичными преобразователями, датчиками и исполнительными механизмами на заводах—изготовителях блоков, там же выполняется монтаж внутриблочных электрических и трубных проводок.

Приборы, устанавливаемые на открытых технологических площадках и неприспособленные к эксплуатации в условиях низких температур окружающего воздуха, размещаются во взрывозащищенных утепленных электрообогреваемых шкафах.

Внешние электрические проводки на проектируемых объектах промыслового обустройства выполняются следующим образом:

а) внутри производственных помещений и по наружным технологическим площадкам — изолированными проводами в стальных защитных трубах или контрольными небронированными кабелями в коробах и лотках.

Для взрывоопасных помещений категорий В-1А применяются кабели и провода с медными жилами и защитные водогазопроводные трубы по ГОСТ 3262-75. В остальных случаях используются кабели и провода с алюминиевыми жилами и защитные электросварные трубы по ГОСТ 10704-76.

б) междуплощадочные трассы - контрольными небронированными кабелями с медными и алюминиевыми жилами по ГОСТ 1508-78.

Кабели с медными жилами применяются во взрывоопасных условиях (В-1А) и в случаях, определяемых специальными требованиями к цепям измерения.

Экранированные кабели с медными жилами применяются для уменьшения влияния помех, наводок в цепях аналоговых и импульсных сигналов.

Между площадочные электрические проводки прокладываются на отдельных полках по кабельным эстакадам и в коробах совместно с силовыми (0.4 кВ) кабелями.

Электропитание операторских станций и контроллерного оборудования осуществляется от сети переменного тока напряжением 220В двумя вводами. В случае исчезновения напряжения питающей сети электропитание обеспечивается от источника бесперебойного питания, установленного в операторной./11/

Используемая для ведения технологического процесса многоступенчатая автоматизированная система управления позволяет безопасно и качественно поддерживать технологический режим.

6. Технологический расчёт

Поверочный технологический расчет проводится с целью выявления максимально возможной производительности оборудования установки предварительного сброса воды по жидкости.

6.1 Технологические параметры УПСВ-3 НГДУ «Мамонтовнефть»

I ступень сепарации С-1: температура 40-45^оС, давление 1,5-3атм.(0,15-0,3 мПа).

Отстой с обезвоживанием:температура 40- 45оС, давление 1,2-2,5 атм. (0,12-0,25 мПа).

IIступень КСУ: температура 40-45оС, давление 0-0,2атм. (0-0,02 мПа).

Газовый фактор 43 м³/т /12/

Сырье – газоводонефтяная жидкость.

Характеристика нефти НГДУ «МН» :

Плотность, кг/м³ 871-885

Вязкость, мм²/с (при 20^оС) 22-53

Массовое содержание, %:

Серы 1,2-1,5

Смол селикагелевых 7-11

Асфальтенов 1,8-5,0

Парафинов 2,9-3,9

Можем сделать заключение:

нефть парафинистая > 1,5%

сернистая > 1,8 %

Тип нефти - средняя (р(20^оС) - 851- 885 кг/м³)

нефть высокоэмульсионная (I группы)

I группа - это нефть с плотностью при 20°С - 860-890кг/м³,

вязкостью при 20°С - 12-15 и выше мм²/с,

содержание смол 5-15%,

асфальтенов - 1-7%. /13/

6.2 Поверочный расчет технологического оборудования

6.2.1 Расчёт аппаратов I ступени сепарации

Нефтегазовый сепаратор НГС 2-1,0-2400-2-И, объёмом 100м³.

кол-во аппаратов -2 шт.

Входной сепаратор предназначен для сепарации газа из жидкости

Давление 1,5-3,0 кгс/см ² (0,15-0,3 мПа),

температура 40- 45°С по РД 39-0004-90

Объем сепаратора 100 м³,

Время нахождения жидкости в сепараторе 5 минут.

Обводнённость нефти НГДУ «МН» - 85%

Найдём плотность жидкости по формуле:

р_ж = (7)

где _ж - плотность жидкости, кг/м³;

_н - плотность нефти, кг/м³;

_в - плотность воды, кг/м³ ;

В - обводнённость нефти в долях

р_ж = = 987 кг/м³

Рассчитаем производительность аппарата в минуту по формуле:

Q = (8)

где Q - производительность аппарата, м³/мин, м³/час;

V - объём аппарата, м³;

с – коэффициент заполнения объёма аппарата жидкостью, равен 0,6;

- время пребывания, мин

Q = = 12 м³/мин = 720 м³/час

Рассчитаем объемный расход потока:

υ_ж = (9)

где υ_ж - объёмный расход потока, м³/сут;

n- количество аппаратов, шт;

1,2 - коэффициент запаса, применяемый, если будет дополнительная подача жидкости;

Q - производительность аппарата, м³/мин, м³/час.

υ_ж = = 28 800 м³/сут

Максимальное количество жидкости, поступающей на установку, находим по формуле:

Q_ж = υ_ж* р_ж /1000 (10)

где Q _ж - количество жидкости поступающей на установку, т/сут;

υ_ж - объёмный расход потока, м³/сут;

р_ж - плотность жидкости, кг/м³.

Q_ж = 28 800* 987/1000 = 28 426 т/сут.

Эскиз нефтегазового сепаратора без сброса воды представлен на рис. 8. /14/

Из расчёта видно, что пропускная способность 2 входных сепараторов, объёмом 100 м³

каждый, 28 800 м³/сут (28 426 т/сут).

6.2.2 Расчёт отстойников

отстойник ОГ-200 1-1,0-3400-2-И, объёмом 200м³

кол-во аппаратов -6 шт.

Температура обезвоживания 40-45°С,

Характеристики

Список файлов ВКР