Анализ работы установки предварительного сброса воды ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть»

 

Для сбора сальниковых  стоков водяных агрегатов используется емкость уловленной нефти (ЕУН) объемом 20 м3. Рабочий уровень в емкости  – 0,5 – 1,5 метра контролируется при  помощи прибора ДУУ2-01, а давление – при помощи ЭКМ. Жидкость с ЕУН  откачивается в технологические  РВС №№ 3,4,5 или на прием нефтяных агрегатов насосом F DRC 80/400 под давлением 1,5 – 2,5 кгс/см2 (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме.

 

Для сбора промышленных и  поверхностных стоков используется ливневая емкость (ЛЕ-1) объемом 20м3. Рабочий  уровень в емкости – 0,7 – 1,5 метра  контролируется при помощи прибора  ДУУ2-01, а давление – при помощи ЭКМ. Жидкость с ЛЕ-1 откачивается на прием отстойников или на прием  нефтяных агрегатов насосом F DRC 80/400 под давлением 1,5 – 2,5 кгс/см2 (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме.

 

Подача воздуха на пневматические клапана и приборы КИП и  А осуществляется посредством двух винтовых воздушных компрессоров ВВ-3,5/9 УХЛ 4. Для осушки нагнетаемого компрессорами  воздуха используется установка  осушки воздуха (УОВ ) и два вертикальных рессивера. На УОВ в масляном фильтре  воздух очищается от компрессорного масла, в двух адсорберах - от воды. Адсорбентом  является силикагель. Рессиверы служат для накопления воздуха (сокращения времени работы компрессора), а также  для дополнительной очистки воздуха  от атмосферной влаги. Рабочее давление воздуха – 3,0 – 5,0 кгс/см2 (0,3-0,5 мПа). При  отклонении значения давления от рабочих  параметров автоматически происходит запуск или остановка компрессора. При повышении давления в линии  подачи воздуха более 5,5 кгс/см2 (0,55 мПа) срабатывают СППК, установленные  на обоих рессиверах.

 

Автоматическое управление технологическим процессом УПСВ осуществляется АСУ ТП (автоматизированная система управления технологическим  процессом), смонтированная ООО «Сургутпромавтоматика». Управление производится посредством  микропроцессорных контроллеров «Гамма-7»  и персонального компьютера.

 

Для поддержания технологического режима, бесперебойной и качественной работы оборудования, предотвращения аварийных ситуаций, создания безопасных условий труда на УПСВ предусмотрена  система сигнализации и блокировок, управление которой осуществляется АСУ ТП. При отклонении значений давления и уровня от рабочих параметров срабатывает световая и звуковая сигнализация. Сигнализация срабатывает  при аварийной остановке насосных агрегатов и компрессоров. Система  блокировок предусматривает аварийную  остановку нефтяных и водяных  агрегатов в следующих случаях:

 

-           отклонение значений приемного  и выкидного давления от рабочих  параметров;

 

-           повышение температуры подшипников  насоса и электродвигателя более  80°С;

 

-           исчезновение оперативного напряжения  в цепях управления КИП;

 

-           пожар;

 

-           загазованность 40% НКПР;

 

- срабатывание электрозащиты./10/

 

Технологический режим и  технологическая схема установки  дает возможность, используя только химический способ, отделять нефть  с содержанием воды до 1 %.

 

Спецификация КИПиА

 

Приборы и средства автоматизации

 

TISA

 

Среда: НА 1…4, ВА 1…5

 

Термопреобразователь непрерывного действия ТСМ-50М-1-150-0... 100°С

 

монтажная длина 150мм 18 шт. ТУ 4227-003-13282997-95

 

диапазон измеряемых температур 0.. .+100 °С

 

температура окружающей среды -50.. .+100°С

 

Челябинское ОАО "Теплоприбор"

 

PIR

 

Среда: жидкость на входе  УПСВ, нефть на выходе УПСВ,

 

вода на выходе УПСВ, газ  на выходе УПСВ

 

Датчик давления Сапфир 22ДИ

 

пределы измерения 0...10 кгс/см2 4 шт. ТУ 25.02.180335-84

 

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

 

PISA

 

Среда: НА 1…4, ВА 1…5

 

Датчик давления Сапфир 22ДИ

 

пределы измерения 0...6 кгс/см2 9шт. ТУ 25.02.180335-84

 

0…60 кгс/см2 9 шт.

 

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

 

PIRC

 

Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2

 

Датчик давления ДУУ2-05-1-3.3-1.0

 

пределы измерения 0...10 кгс/см2 4 шт. ТУ 25-7329.004-90

 

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

 

PIRC

 

Среда: О 1…6

 

Датчик давления ДУУ2-06-1-3.5-1.0

 

пределы измерения 0...10 кгс/см2 6 шт. ТУ 25-7329.004-91

 

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

 

LIRC

 

Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2

 

Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0

 

диапазон работы - 3,3метра 4 шт. ТУ 25-7329.004-90

 

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

 

LIRC

 

Среда: О 1…6

 

Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0

 

диапазон работы - 3,5метра 6 шт. ТУ 25-7329.004-91

 

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

 

LA

 

Среда: C1/1, С1/2, C2/1, C2/2, Г-1

 

Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0

 

диапазон работы - 3,3метра 5 шт. ТУ 25-7329.004-90

 

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

 

LA

 

Среда: РВС 1…5

 

Датчик уровня ДПУ4-2.5-1.0

 

диапазон работы – 2,5 метра 5 шт. ТУ 25-7449.003-94

 

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

 

LA

 

Среда: Г-2

 

Датчик уровня ДПУ4-0.4-1.0

 

диапазон работы – 0,4 метра 1 шт. ТУ 25-7449.003-93

 

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

 

LIR

 

Среда: РВС 1…5

 

Датчик уровня ДУУ2-11-1-12-1.0

 

диапазон работы – 12 метров 5 шт. ТУ 25-7329.004-96

 

ЗАО "Альбатрос" г. Москва

 

LIR

 

Среда: емкость подготовки реагента

 

Датчик уровня ДУУ2-01-1-2.0-1.0

 

диапазон работы – 2 метра 1 шт. ТУ 25-7329.004-87

 

ЗАО "Альбатрос" г. Москва

 

LSA

 

Среда: дренажные емкости

 

Датчик уровня ДУУ2-01-1-3.0-1.0

 

Диапазон работы – 3 метра 9 шт. ТУ 25-7329.004-95

 

ЗАО "Альбатрос" г. Москва

 

FQI

 

Среда: нефть на выходе УПСВ

 

Счетчик турбинный НОРД-И2У-01

 

Диапазон работы 0 – 100% 4 шт. РМ-25ГУЗ ГОСТ 13045-81

 

MIR

 

Среда: нефть на выходе УПСВ

 

Влагомер товарной нефти  ВСН-1

 

Диапазон работы 0 –100% 1 шт.

 

ТОО НИЦ "ГОДСЭНД" г.Фрязино  Московская область

 

YA

 

Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2, О 1…6

 

Пневматический клапан /10/

 

 

5. Техническое обеспечение  АСУ ТП

 

Автоматизированная система  управления (далее АСУ) установкой предварительного сброса воды (далее УПСВ) предназначена  для поддержания оптимального технологического режима установки сброса воды, газа и подготовки нефти, визуального  контроля за ходом технологического процесса, формирования и выдачи отчетной и архивной документации, диагностики  средств измерения.

 

В качестве основных принципов  при определении архитектуры  построения АСУ ТП приняты следующие:

 

- децентрализация функций  сбора, обработки информации и  выработки

 

управляющих воздействий, максимальное их приближение к месту 

 

возникновения информации и  ее использования;

 

- модульность построения  технических и программных средств;

 

-стандартизация взаимосвязей (функциональная, программная,

 

конструктивная) между уровнями управления;

 

- функционирование без  постоянного присутствия обслуживающего  персонала 

 

для систем управления объектов электроснабжения.

 

5.1 Объекты АСУ ТП

 

В число технологических  объектов, охватываемых АСУ ТП, входят:

 

1. Объекты УПН:

 

-       нефтегазосепараторы;

 

-       газосепараторы;

 

-       насосы  перекачки нефти и воды;

 

-       узел  учета нефти;

 

-       узел  учета газа;

 

-       резервуары;

 

-       отстойники;

 

-       дренажные  емкости;

 

-       регулирующие  клапаны;

 

-       электрозадвижки.

 

Проектируемая АСУ ТП является интегрированной и состоит из следующих функциональных подсистем:

 

- АСУ ТП перекачки нефти;

 

- АСУ ТП объектов электроснабжения.

 

Структурно каждая из указанных  подсистем разделена на три уровня:

 

1.         Нижний уровень - уровень датчиков, измерительных преобразователей  и исполнительных устройств, которые  установлены непосредственно на  технологическом оборудовании.

 

2.         Средний уровень – это уровень  сбора и обработки информации  и обеспечивает управление технологическим  процессом и оборудованием в  соответствии с заданными алгоритмами  функционирования и системой  аварийных защит и сигнализации. Системы управления среднего  уровня строятся на базе персональных  компьютеров, объединенных в локальную  вычислительную сеть (ЛВС) с организацией  автоматизированных рабочих мест  для специалистов предприятия. 

 

3.         Верхний уровень – уровень  АРМ оператора-технолога, аппарата  ЦИТС, НГДУ в данном проекте  не рассматривается. Вопросы построения  данного уровня и организация  обмена информации со средним  уровнем должны решаться отдельным  проектом.

 

Структура контроля и управления технологическими объектами

 

АСУ- многоуровневые системы, построение которых у фирм-разработчиков  основывается на комплектации и увязке технических средств нескольких десятков фирм-производителей данного  оборудования.

 

Основываясь на комплексном  подходе построения АСУ, ЗАО «Альбатрос»  разрабатывает проектные решения  и поставляет программно-аппаратные средства автоматизации технологических  объектов подготовки нефти и газа.

 

Структурная система АСУ  УПСВ представлена типовыми решениями  автоматизации стандартного технологического оборудования УПСВ и увязки локальных  контуров автоматического контроля в единую автоматизированную систему  контроля и управления.

 

В качестве датчиков и сигнализаторов уровня на технологических аппаратах  применяются много параметрические  ультразвуковые датчики ДУУ22 и сигнализа-торы уровня ультразвуковые СУР-3. Установка  одного интеллектуального датчика  ДУУ2 позволяет контролировать несколько  параметров: уровень, раздел фаз много-фазных жидкостей, температуру, давление. В  качестве датчиков давления в системе  используются преобразователи «Сапфир» и датчики избыточного давления ДИД1, температуры – термопреобразователи сопротивления типа ТСМ50. Для измерения расхода нефти используются турбинные преобразователи «Норд», расхода газа – преобразователи перепада давления типа «Сапфир-22ДД».

 

В локальных контурах автоматизации  нефтегазосепараторов, газосепараторов, отстойников и дренажных емкостей технологическая схема реализована  следующим образом: «датчик ДУУ  – контроллер ГАММА-7М в исполнениях  с модулями МТС1/МТС2», «сигнализаторы уровня ультразвуковые СУР-2М или  СУР-3М - контроллер ГАММА-7М в исполнениях  с модулями МТС1/МТС2». Подключение  датчиков и сигнализаторов уровня, а также полевого измерительного оборудования со стандарт-ным токовым  сигналом производится непосредственно  к контроллеру микропроцес-сорному  ГАММА-7М, что позволяет исключить  традиционный парк вторичных приборов и дополнительных контроллеров-сборщиков. Подключение к контроллеру ГАММА-7М  блока управления электроприводом  БУЭП-1, позволяет построить законченные  контуры контроля и управления исполнительными  механизмами.

 

Автоматизация сбора данных по парку резервуаров выполняется  на базе датчиков ДУУ 2 с гибким чувствительным элементом, позволяющих контролировать до трех уровней раздела фаз, а  также многоточечных датчиков температуры  ДТМ 1. Исполнение контроллера ГАММА-7М  с модулем сопряжения с датчиками  МСД позволяет реализовать технологическую  схему измерений «один контроллер – восемь резервуаров нефтепродуктов».

 

При автоматизации дренажных  емкостей, емкостей реагентного хозяйства, а также емкостей объектов инженерного  обеспечения используются датчики  уровня ДУУ4-09-ТВ со стандартным выходным токовым сигналом и гибким чувствитель-ным  элементом или сигнализаторы  уровня СУР-3. Подключение датчиков и сигна-лизаторов производится к контроллерам-сборщикам микропроцессорным (далее контроллеры) КСМ 2.

 

Управление исполнительными  механизмами: электроприводными задвижками, погружными насосами, внутриплощадочными насосами перекачки осуществляется от контроллеров КСМ2, в которых заложен  алгоритм управления соответствующим  агрегатом. Контроллеры КСМ2, подключаются к контроллеру ГАММА-7М, образуя  телеметрический комплекс, который  выводит информацию о состоянии  исполнительных механизмов на табло  индикации, а также транслирует  полученную информацию в ПЭВМ оператора. К одному контроллеру ГАММА-7М  возможно подключение до восьми контроллеров КСМ2.

 

Контроль за состоянием насосных агрегатов по перекачки нефти  реализован на базе контроллера КСМ4. Реализация задач диагностики на базе контроллера КСМ4 позволяет  построить гибкую систему контроля и управления насосными агрегатами, заменив стандартный громоздкий релейно-контактный привод.

 

Контроллеры размещены в  щитах управления, оборудованных  кроссовыми клемниками, вторичными приборами, преобразователями сигналов, источниками  питания, коммутационной аппаратурой.

 

Поставляемые системы  управления технологическими объектами  на базе контроллеров ГАММА-7М, КСМ2, КСМ4 компонуются на основе проектных  решений с использованием оборудования, выпускаемого фирмами Schroff, Wago, Omron, Bopla, Finder, Advantech, Phoenix, Contact.

 

На УПСВ в помещении  операторной размещается:

 

- приборный щит;

 

- шкаф с контроллером 20005;

 

- система обработки информации  из комплекта коммерческого узла  учета нефти;

 

- промышленный компьютер  - АРМ оператора (операторская  станция);

 

- источник бесперебойного  питания;

 

- модем.

 

Комплекс технических  средств АСУ ТП среднего уровня размещается  в

 

диспетчерском пункте на опорной  базе промысла.

 

5.2 Функции АСУ ТП