Разработка АСУ ТП Центрального пункта сбора и подготовки нефти

г) Установка подготовки пластовой воды:

• два отстойника воды флотационных ОВФ1 – ОВФ2;
• две буферные емкости БЕ1 – БЕ2;
• блок подготовки и закачки реагентов, ингибиторов коррозии;
• два резервуара очищенной воды РВС14.1 – РВС14.2;
• дренажная емкость ЕП-11;
• насосная воды Н5/1 – Н5/2;
• блок  регулирования   рабочего   агента   (газа)   и   откачки   нефтяной эмульсии на два насосных агрегата Н4/1 – Н4/2.

д) Компрессорная станция:

• четыре компрессорные установки (3 рабочих, 1 рабочая);
• четыре газосепаратора ГСЗ, ГС4;
• три концевых охладителя АВО;
• два концевых газосепаратора ГС5, ГС6;
• емкости для масла ЕП9, ЕП10;
• емкость для сбора конденсата ЕКЗ.

е) Резервуарный парк:

• резервуары товарной нефти РВС15.1 – РВС 15.2;
• резервуары сырой нефти РВС 15.3;
• резервный резервуар РВС 15.4;
• резервуары РВС 16.1 – РВС 16.2;
• дренажная емкость ЕП-7.

ж) Факельная система:

• два сепаратора факельные СФ1, СФ2;
• две дренажные емкости ЕК1, ЕК2.

з) Объекты инженерного обеспечения:

• дренажные емкости промливневой канализации;
• канализационная насосная станция промливневых стоков.

и) Площадка нефтеналива:

• три электрофицированные задвижки ЗД35, ЗД37, ЗД38;
• дренажная емкость ЕП12.

 

2.4 Входные/выходные данные

 

Отображение на экранах измерительной информации:

• давление газа в сепараторе С1/1…С1/4;
• уровень нефти и раздел фаз в сепараторе С1/1…С1/4;
• процент открытия регулирующих клапанов КР1, КР2, КР3, КР4 на выходе нефти из С1/1…С1/4;
• процент открытия регулирующих клапанов КР5, КР6, КР7, КР8 на выходе пластовой воды из С1/1…С1/4;
• уровень нефти в карманах С1/3…С1/4;
• давление газа до каплеуловителя КУ1/1…КУ1/4;
• процент открытия регулирующих клапанов КР32, КР33, КР34, КР35 на выходе газа из С1/1…С1/4;
• увеличить, уменьшить процент открытия клапанов регуляторов;
• процент открытия регулирующих клапанов КР47, КР48 на выходе конденсата из ГС1, ГС2;
• давление газа на выходе из ГС1, ГС2.

Подробный список входных/выходных данных, сигналов представлен в приложении Б

3 Проектирование системы

 

3.1 Требования к системе

 

Проектируемая АСУ ТП ЦПС должна быть интегрированной  с возможностью подключения в  свой состав специализированных функциональных подсистем, поставляемых в комплекте  с технологическим оборудованием  или разрабатываемых на последующих этапах строительства ЦПС.

В системе АСУ ТП ЦПС  должна быть предусмотрена защита от ошибочных действий персонала по управлению оборудованием и несанкционированного изменения программного и алгоритмического обеспечения системы.

Должна быть предусмотрена  автоматическая регистрация событий, аварийных ситуаций смены состояний и действий персонала.

АСУ ТП ЦПС должна создаваться  в виде открытой системы, с высокой  степенью унификации проектных решений, предусматривающих возможность  наращивания функциональных возможностей. Система АСУ ТП ЦПС должна строиться как трехуровневая, распределенная система в соответствии с технологической структурой объекта:

• нулевой уровень (уровень распределенного ввода-вывода),
• нижний уровень (уровень технологических контроллеров),
• верхний уровень (основной и дублирующий АРМ оператора, АРМ начальника ЦПС, АРМ диспетчера ЦПС).

Нулевой уровень системы – распределенные устройства сопряжения промышленного контроллера с объектами (приборы сигнализации, измерения, электрифицированные исполнительные  механизмы),  должен  включать  в  себя технические и программные средства, осуществляющие:

• сбор сигналов аварийной сигнализации,
• сбор сигналов состояния и положения запорной арматуры, насосных агрегатов,
• измерения температуры, давления жидкости в трубопроводах и технологических объектах ЦПС,
• измерения уровней взлива жидкости и раздела фаз в технологических емкостях и резервуарах,
• выдачи    команд    управления    электрифицированными    задвижками    и регулирующими клапанами.

Первый уровень АСУ  ТП ЦПС – уровень технологических контроллеров. Для обеспечения высокой надежности системы управления должно быть   обеспечено резервирование технологических контроллеров. Один из контроллеров должен быть основным, другой – находиться в дежурном режиме и должен быть готов принять управление каналом удаленного ввода-вывода сигналов от технических средств нижнего уровня.

Второй (верхний) уровень  АСУ ТП ЦПС должен быть реализован на IBM PC совместимых компьютерах  АРМ оператора, диспетчера и специалистов ЦПС.

С целью обеспечения повышенной надежности системы сбора данных и оперативного диспетчерского управления АРМ оператора ЦПС должен состоять из двух IBM PC совместимых компьютеров: основного и дежурного. Оператор ЦПС, при сбое в работе основного компьютера, должен иметь возможность немедленно переключиться на управление технологическими объектами ЦПС с дежурного компьютера без потери текущей технологической информации.

Технические и программные  средства верхнего уровня АСУ ТП ЦПС  должны обеспечить:

• прием информации о контролируемых технологических параметрах от контроллеров первого уровня АСУ ТП ЦПС;
• сохранение принятой информации в архивах;
• представление хода технологических процессов ЦПС в виде     мнемосхем на экранах автоматизированных рабочих мест АСУ ТП с указанием текущих значений технологических параметров;
• прием команд оператора и передача их в адрес технологических контроллеров первого (нижнего) уровня;
• регистрация событий, связанных с контролируемым технологическим процессом и действиями оператора;
• оповещение оператора станции об обнаруженных аварийных событиях с регистрацией событий и действий оператора в журнале аварий;
• формирование отчетных документов на основе архивной информации.

Функциональная структура  должна представлять собой ряд взаимосвязанных подсистем, классифицируемых по исполняемым функциям:

• контроля состояния и положения задвижек с электроприводом;
• контроля состояния и положения регулирующих клапанов;
• контроля аварийных уровней жидкости в технологических емкостях ЦПС;
• управления электрифицированными задвижками;
• управления регулирующими клапанами; 
• регулирования уровней взлива жидкости и раздела фаз во входных сепараторах;
• регулирования давления газа в газосепараторах, во входных сепараторах;
• измерения температуры жидкости во входных сепараторах С1/3 и С1/4;
• измерения уровней взлива жидкости и раздела фаз в технологических емкостях;
• измерения расходов жидкости по трубопроводам, проложенным в блоках арматурных на площадке входных сепараторов.

 

 

 

 

 

 

3.2 Средства автоматизации нулевого уровня системы

 

3.2.1 Датчик уровня ультразвуковой ДУУ2М

 

Датчик предназначен для непрерывного контроля уровня жидких продуктов в емкостях технологических  и товарных парков.

Датчик осуществляет:

• контактное автоматическое измерение уровня  жидких продуктов;
• контактное автоматическое измерение уровня раздела несмешиваемых жидких продуктов;
• измерение температуры контролируемой среды.

Номинальные значения климатических  факторов согласно ГОСТ 15150 для вида климатического исполнения ОМ1,5, но при этом значения следующих факторов устанавливают равными:

• рабочая температура внешней среды от минус 45 до +75 °С;
• влажность воздуха 100 % при 35 °С (категория 5 исполнения ОМ);
• пределы изменения атмосферного давления от 84 до 106,7 кПа;
• тип атмосферы III, IV (морская и приморскопромышленная).

Степень защиты IP68 по ГОСТ 14254 (пыленепроницаемость и защита при длительном погружении в воду).

По устойчивости к  механическим воздействиям датчик соответствуют  исполнению N1 по ГОСТ 12997.

Параметры контролируемой среды:

• рабочее избыточное давление не более 2,0 МПа;
• температура  от минус 45 до +65 °С;
• плотность жидкости от 600 до 1500 кг/м3.

Диапазон измерения:

• длинна чувствительного элемента от 1,5 до 4 м;
• температура контролируемой среды от минус 45 до +65 °С.

Пределы допускаемой  основной абсолютной погрешности определения  положения уровня не более ±5 мм [5].

3.2.2 Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-5

 

Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-5 предназначен для сигнализации уровня различных жидкостей в одной точке технологических емкостей и управления технологическими агрегатами и установками на объектах.

Номинальные значения климатических  факторов - согласно ГОСТ 15150 для вида климатического исполнения ОМ1,5, но при этом значения следующих факторов установлены равными:

• рабочая температура внешней среды от минус 45 до +75 °С;
• влажность воздуха 100 % при +35 °С (категория 5 исполнения ОМ);
• пределы изменения атмосферного давления от 84 до 106,7 кПа;
• тип атмосферы III, IV (морская и приморскопромышленная).

Степень защиты IP68 по ГОСТ 14254 (пыленепроницаемость и защита при длительном погружении в воду).

Предельные параметры  контролируемой среды:

• рабочая температура среды от минус 45 до +100 °С;
• верхнее значение избыточного давления не более 4,0 МПа.

Пределы допускаемой  основной абсолютной погрешности определения  положения уровня не более ±10 мм.

Номинальный вынос чувствительной зоны датчика – от 0,25 до 4,0 м [5].

 

3.2.3 Метран-100 ДИ 1152

 

Датчик для измерения  избыточного давления МЕТРАН-100-ДИ (модели 1152)  предназначен для преобразования избыточного давления в стандартный токовый сигнал дистанционной передачи.

Рабочая среда: жидкость, газ, пар.

Взрывозащищенность: датчики соответствуют ГОСТ Р51333.0 и ГОСТ Р51330.10. Вид взрывозащиты "искробезопасная электрическая цепь" с уровнем взрывозащиты "особовзрывоопасный" с маркировкой ExiаIIСТ5X или "взрывобезопасный" с маркировкой ExibIIСТ5X.

Выходной сигнал:

• 4-20 мА (2-проводная линия связи);
• 0-20 или 0-5 мА (4-проводная линия связи).

Перегрузка: до 12% от Pmax датчика.

Атмосферное давление 84...106,7 кПа.

Диапазон температур окружающей среды -40 ... +70 °С.

Смещение нуля калиброванного диапазона измерений до 96% от максимального верхнего предела измерений датчика Pmax.

Перенастройка диапазонов измерений в пределах: до 25:1.

Диапазон измерений  давления 0,1.. 2,5 МПа.

Демпфирование время успокоения выходного сигнала при ступенчатом изменении входного давления программируется от 0,2 до 25,6 с.

Сертификация Сертификат Госстандарта России RU.С.30.004.А №11320. Утвержден тип средств измерений "Датчики давления "Метран-100", который зарегистрирован в Гос. реестре средств измерений по №22235001 и допущен к применению в РФ.

Степень защиты от пыли и  воды IP65 [6].

 

3.2.4 Расходомер кориолисовый Метран-360

 

Предназначен для измерения  массового и вычисления объемного  расхода жидких и газообразных сред, используется в системах автоматического контроля и управления технологическими процессами в различных отраслях промышленности, а также в системах коммерческого учета.

Принцип действия: под  воздействием задающей катушки расходомерная  трубка колеблется с резонансной  частотой.