Проектирование автоматизированной системы управления подогревом нефти Самотлорского месторождения. Асу тп подогрева нефти


АСУ ТП подогревателя нефти - Энергоэффект

Назначение:

Система автоматики подогревателя нефти предназначена для управления процессом поддержания требуемой температуры нефти и нефтяной эмульсии при транспортировке и промысловой подготовки.

Функции:

  • Управление клапанами подачи газа.
  • Управление розжигом запальных и основных горелок.
  • Поддержание заданной температуры продукта или промежуточного теплоносителя.
  • Контроль герметичности клапанов и газопроводов.
  • Диагностика, защита оборудования и персонала.
  • Аварийная и предупредительная сигнализация.
  • Архивирование аварийных и предупредительных сообщений.
  • Визуализация технологического процесса.

Составные части системы автоматики:

        • Шкаф управления с размещенным внутри программируемым логическим контроллером.
        • Органы управления и индикации, размещенные на лицевой панели шкафа.
        • Сенсорная панель оператора, размещенная на лицевой панели шкафа или внутри.
        • АРМ оператора, размещенный в операторной.
Главный экран панели оператора Шкаф управления

Нажмите, чтобы просмотреть другие изображения

www.power-rus.ru

Обеспечение безопасной эксплуатации автоматизированных установок подогрева нефти при ее технологическом обезвоживании и обессоливании.

При сборе высокопарафинистых, вязких нефтей, а также нефтей, имеющих высокую температуру застывания с целью обеспечения текучести нефти, необходимо подогревать продукцию скважин от устья скважины до центрального пункта сбора и подготовки нефти и газа. Для подогрева продукции скважин в выкидных линиях применяют устьевые, путевые и трубопроводные нагреватели.

Печь блочная с водяным теплоносителем ПП-1,6 предназначена для подогрева высоковязких нефтей и нефтяных эмульсий с целью снижения давления в нефтесборных трубопроводах, а также при деэмульсации нефти. Кроме того, допускается применение печей для подогрева нефтяных эмульсий, содержащих сероводород и высокоминерализованную пластовую воду.

Печь представляет собой цилиндрический горизонтальный сосуд с плоскими днищами, смонтированный на рамном основании сварной конструкции.

1-патрубок подвода нефти; 2-патрубок отвода нефти; 3-её транспортное положении; 4-расширительный бачок; 5-лестница; 6-рама; 7-змеевик; 8-дымовая труба; 9-горизонтальный сосуд; 10-продувочная свеча; 11-указатель уровня; 12-газовая инжекционная горелка; 13-П-образная жаровая труба; 14, 15- патрубок подвода и отвода воды; 16-газовый коллектор; 17-ртутный термометр

Рисунок 128 -Блочная автоматизированная печь ПП-1,6

Змеевик и топочное устройство погружены в теплоноситель, в качестве которого используется вода или водный раствор диэтиленгликоля. Газовоздушная смесь, сгорая в жаровой трубе, выделяет теплоту, которая через стенку передается теплоносителю.

Печь оснащается приборами контроля и автоматического регулирования: технические термометры, электроконтактными термометрами и манометрами, указателем уровня, регуляторами температуры и давления, системой автоматики (сигнализатор погасания пламени и блок автоматики безопасности), электроимпульсный запальник, отключающий клапан.

Комплекс приборов обеспечивает:

-автоматическое регулирование температуры теплоносителя в сосуде, давления топливного газа перед горелкой и запальником;

-технологический контроль за температурой, давлением, уровнем;

-сигнализацию в операторный пункт о недопустимом повышении температуры в сосуде подогревателя.

Кроме того, позволяет автоматически прекращать подвод газа к горелкам при погасании пламени запальника и горелки, повышении и понижении давлении газа, повышении давления в змеевике, увеличении температуры теплоносителя.

Все приборы размещаются непосредственно на печи, исполнение – взрывозащищенное, а блока автоматики безопасности – нормальное (монтируется в операторном помещении). Приборы на газовом коллекторе защищены кожухом.

Комплекс технических средств АСУ ТП

Для поддержания работы технологического процессов в УПВН необходимо постоянно отслеживать технологические параметры, такие как уровень, расход, давление, температура. Для этого в УПВН используется комплекс технических средств – датчиков, измерительных преобразователей, устройств связи, контроллеров, и технических средств высших уровней. Все показания с приборов нижнего уровня с помощью дистанционной передачи по каналам связи передаются в операторную УПВН. Рассмотрим перечень приборов, установленных на технологических объектах УПВН. Таблица 1.1

№   Измеряемый параметр Назначение прибора Тип прибора
        Температура Первичный измерительный преобразователь. Измерение температуры в П-301 ТСМ-100М термометр шкального типа
Прибор для измерения температуры, бесшкальный с дистанционной передачей показаний Измеритель температуры восьмиканальный УКТ-38
        Уровень Контроль за межфазным уровнем в С-301 Fisher 30-96SG
Измерение уровня в Е-34 Fisher 35-55
Измерение уровня в БР-301 Fisher 35-55
Измерение уровня на Е-5 Fisher 35-55
        Давление Давление на приёме насосных агрегатов Манометр показывающий Fisher 151-100
Давление на выкиде насосных агрегатов. Манометр сигнализирующий электроконтактный ЭКМ
    Расход Количество нефти на Е-5, С-301, ЭДГ Fisher 30-95SD
Количество жидкости, на Е-4 Расходомер НОРД-200

 

Датчики и преобразователи

Основные приборы, применяемые на УПВН, и в частности на рассматриваемом участке площадке обезвоживании и стабилизации:

Термопреобразователи сопротивления

Измерение температуры термопреобразователями сопротивления основано на свойстве металлов и полупроводников изменять свое электрическое с изменением температуры. Термопреобразователи позволяют надежно измерять температуру в пределах от -260 до 1100°С. Для изготовления стандартизированных термопреобразователей сопротивления в настоящее время применяют платину (ТСП) и медь (ТСМ).

Измерение влажной сырой нефти (ВСН-1)

Влагомер ВСН-1 предназначен для непрерывного определения воды в добываемой нефти, вычисления средней по объему влажной нефти, вычисление объема чистой нефти при работе в комплекте со счетчиком жидкости. Первичный измерительный преобразователь и блок обработки влагомера ВСН-1 должны устанавливаться в обогреваемом блок-боксе.

Влагомер сырой нефти ВСН-1 функционально состоит из первичного измерительного преобразователя, микропроцессорного блока обработки и трехжильного кабеля, обеспечивающего связь первичного преобразователя с блоком обработки.

Измерение влажности нефти производится путем определения комплексного сопротивления нефтяной эмульсии протекающей по датчику. Установленный на измерительную линию первичный преобразователь преобразует параметры датчика с протекающей по нему нефтью в токовый сигнал, который в блоке обработки преобразуется с помощью встроенного микропроцессора в числовое значение влажности и выдается в зависимости от выбранного пользователем режима на индикатор блока и внешние устройства регистрации данных. Вывод мгновенного значения влажности нефти возможен только при наличии импульсов, поступающих с расходомера или от встроенного в блок обработки генератора секундных импульсов.

Применяемые регулирующие клапаны

В рассматриваемом участке УПВН применяют клапаны с пневматическим мембранно-пружинным исполнительным механизмом (МИМ): И62235-025, И65235-040, УФ65085-025, УФ65085-050. Пневматические мембранно-пружинные исполнительные механизмы применяются в системах автоматического регулирования и дистанционного управления производственными процессами в различных отраслях промышленности для перемещения и установки затвора регулирующего или запорного органа в соответствии с пневматическим командным сигналом. Регулирующие клапаны предназначены для установки на трубопроводах для жидких и газообразных сред с целью непрерывного регулирования различных параметров рабочей среды (расхода, давления) в технологических процессах.

2.3. Прикладное программное обеспечение верхнего уровня АСУ ТП

Консоли фирмы Rosemount представляют пользователю интерфейс с системой управления Fisher- Rosemount RS3. Эти станции позволяют отображать измеряемые параметры и текущее состояние контролируемого объекта в графической форме, удобной для восприятия оператором. Все операции контроля и управления выполняются по мнемосхемам. Оператор управляет процессом с помощью специальной функциональной клавиатуры.

Мнемосхемы процесса представляют собой графическое представление работы установки. На экране приводятся изображения основного технологического оборудования (аппаратов, емкостей, регулирующих клапанов, насосов и др.), данные о протекании процесса. Мнемосхемы позволяют оператору следить за процессом, управлять различными ИМ. Вызов и переход между отдельными мнемосхемами осуществляется с помощью клавиш в экранной области функциональной клавиатуры, или перелистыванием между отдельными мнемосхемами. Аварийные технологические события, возникающие в системе, сортируются в соответствии со своими номерами отделений производства. Мигающий световой сигнал рядом с кнопкой вызова мнемосхемы свидетельствует о возникновении нового, еще не подтвержденного аларма. После подтверждения оператором возникшего аларма световой сигнал горит ровным светом. Индикация пропадает только после пропадания аларма.

Примеры мнемосхем процесса представлены на рисунках ниже.

Всю графическую информацию мнемосхемы можно разделить на две части:

· статическую

· динамическую.

Статические элементы состоят из графического изображения упрощенной технологической схемы и надписей. Динамические элементы состоят из изображения аналоговых и дискретных переменных, а также упрощенного изображения электрозадвижек, насосов, вентиляторов и др.

Рис.3 Мнемосхема площадки стабилизации

Трендовая информация организована в виде файлов трендов, которые находятся на жестком диске консоли. Для файлов трендов определены характеристики по частоте и длительности записи данных, типам данных и др. На экране трендов самая новая информация выводится с правой стороны графика, а предшествующая – с левой. Перемещая визир по экрану графика можно наблюдать значения переменных в этот момент времени

Рис. 4 Вид экрана группы трендов

Кроме накопления параметров процесса в виде трендов в системе RS3 происходит сохранение данных в файлах отчетов. Отчеты могут формироваться по:

· времени

· алармам

· событиям

· командам оператора.

В ходе технологического процесса и в процессе работы системы возникают различные аварийные и предаварийные ситуации. Для информирования оператора используются АЛАРМЫ. Различают алармы:

· критические

· предупредительные

· алармы оборудования

· системные алармы.

Регистрация алармов на жесткий диск системной консоли происходит в соответствии с заданной конфигурацией.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

АСУ ТП нефтегазодобывающей отрасли

1. Республика Башкортостан

Заказчики: АО «Транснефть-Урал», ПАО АНК «Башнефть», АО «Белкамнефть», ОАО «Птицефабрика «Башкирская», ООО «Чишминский МЭЗ»

2. Омская область

Заказчики: АО «Транснефть-Западная Сибирь», АО «Газпромнефть-ОНПЗ»

3. Иркутская область

Заказчик – ООО «Транснефть-Восток»

4. Краснодарский край

Заказчик – АО «Черномортранснефть»

5. Нижегородская область

Заказчик – АО «Транснефть-Верхняя Волга»

6. Брянская область

Заказчик – АО «Транснефть-Дружба»

7. Курганская область

Заказчик – АО «Транснефть-Урал»

8. Самарская область

Заказчики: АО «Транснефть-Дружба», ОАО «Самаранефтегаз»

9. Республика Башкортостан

Заказчик – АО «Транснефть-Прикамье»

10. Челябинская область

Заказчик – АО «Транснефть-Урал»

11. Пермский край

Заказчик – АО «Транснефть-Прикамье»

12. Оренбургская область

Заказчики: АО «Транснефть-Урал», ПАО АНК «Башнефть»

13. Ленинградская область

Заказчик – ООО «Транснефть-Балтика»

14 Ульяновская область

Заказчик – АО «Транснефть-Дружба»

15. Республика Беларусь, Могилевская область

Заказчик – ОАО «Газпром трансгаз Беларусь»

16. Рязанская область

Заказчик – ООО «НИИ Транснефть»

17. Волгоградская область

Заказчик – АО «Транснефть-Приволга»

18. Республика Удмуртия

Заказчик – АО «Белкамнефть»

19. Свердловская область

Заказчик – АО «НПК «Уралвагонзавод»

20. Ямало-Ненецкого автономный округ

Заказчик – АО «Транснефть-Сибирь»

21. Ханты-Мансийский автономный округ

Заказчик – АО «Транснефть-Сибирь»

22. Тюменская область

Заказчик – АО «Транснефть-Сибирь»

www.eksiton.ru

Проектирование автоматизированной системы управления подогревом нефти Самотлорского месторождения

Характеристика установки подготовки нефти ЦПС Самотлорского месторождения. Блочная структура технологической схемы печи ПТБ-10А. Выбор датчиков давления и термопреобразователей. Конфигурация контроллера SIMATIC S7-300. Обоснование выбора SCADA-системы. Краткое сожержание материала:

Размещено на

Содержание

  • Введение
  • 1. Исследование автоматизированной системы управления подогревом нефти в печах типа ПТБ-10
    • 1.1Общая характеристика установки подготовки нефти ЦПС Самотлорского месторождения
    • 1.2Описание печей типа ПТБ-10
    • 1.3Описание конструкции печи ПТБ-10А
    • 1.4Принцип работы печи типа ПТБ-10
    • 1.5Преимущества конструкции печи ПТБ-10А
    • 1.6Блочная структура технологической схемы печи ПТБ-10А
    • 1.7Перечень параметров, характеризующих процесс подогрева нефти в печах типа ПТБ-10
  • 2. Постановка задачи на разработку автоматизированной системы управления подогревом нефти
    • 2.1Характеристика комплекса задач
    • 2.2Функции АСУ ПТБ
    • 2.3Перечень входных сигналов
    • 2.4Перечень выходных сигналов
    • 2.5Выходные документы
  • 3. Разработка системы управления процессом подогрева нефти в блоке печей ПТБ-10А
    • 3.1Построение структуры АСУ ПТБ
    • 3.2Требования к комплексу технических средств АСУ ПТБ
    • 3.3Требования к комплексу технических средств нижнего уровня
      • 3.3.1Обоснование выбора датчиков давления
      • 3.3.2Обоснование выбора термопреобразователей
      • 3.3.3Комплекс технических средств нижнего уровня не требующий выбора
    • 3.4Критерии выбора микроконтроллера
      • 3.4.1Обоснование выбора микроконтроллера
      • 3.4.2Конфигурация контроллера SIMATIC S7-300
    • 3.5Разработка программного обеспечения
      • 3.5.1Средства реализации программного обеспечения
      • 3.5.2Обоснование выбора SCADA-системы
      • 3.5.3Описание алгоритмов работы печи
      • 3.5.4Структура операторского интерфейса
  • 4. Расчет точности отображения на экранах аналоговых значений
  • 5. Расчет надежности системы автоматизации
    • 5.1Назначение расчета надежности системы
    • 5.2Исходные данные о системе
    • 5.3Структурный метод расчета надежности
    • 5.4Расчет показателей надежности
      • 5.4.1Структурная схема соединения элементов
      • 5.4.2Надежность системы при реализации информационной функции
      • 5.4.3Надежность системы при реализации управляющей функции
      • 5.4.4Надежность системы при реализации функции защиты
    • 5.5.5 Анализ результатов расчета
  • 6. Безопасность и экологичность проекта
    • 6.1Обеспечение безопасности работающих
      • 6.1.1Характеристика условий труда
      • 6.1.2Разработка рабочего места оператора с учетом требований эргономики
      • 6.1.3Расчет освещенности операторной
      • 6.1.4Электробезопасность и защита от статического электричества
    • 6.2Экологичность проекта
      • 6.2.1Расчет выбросов дымовых газов в атмосферу
    • 6.3Чрезвычайные ситуации
      • 6.3.1Характеристика чрезвычайных ситуаций
      • 6.3.2Взрывозащита электрооборудования
      • 6.3.3Противопожарные мероприятия
    • 6.4Выводы по разделу
  • 7. Расчет показателей экономической эффективности внедрения средств автоматизации
    • 7.1Расчет единовременных затрат
    • 7.2Экономия эксплутационных расходов в условиях функционирования системы
    • 7.3Расчет показателей эффективности
    • 7.4Анализ чувствительности проекта
    • 7.5Выводы по разделу
  • Заключение
  • Список использованных источников
  • Приложение

Введение

Современная автоматизация, основанная на компьютерных технологиях, стремительно ворвалась в жизнь буквально в последнее десятилетие. Подлежащего переоснащению оборудования очень много, и даже крупные нефтяные компании осуществляют переход на новую технику поэтапно. При этом очередность модернизации может диктоваться не только технологическими соображениями, но и некоторыми внешними факторами. Так, например, печи подогрева нефти - обязательное технологическое звено установок подготовки нефти - в традиционном исполнении оказались несоответствующими новым требованиям Госгортехнадзора. В настоящее время в районах нефтедобычи Западной Сибири работают сотни печей подогрева нефти типа ПТБ-10 (производства Сызранского завода) и Магдебург. ТП подогрева нефти в таких печах достаточно прост: нефть по трубе-змеевику проходит через емкость-теплообменник, в которой подвергается нагреву пламенем горящей газовоздушной смеси от ряда горелок. На сегодня системы подогрева нефти в этих печах оказались морально устаревшими по целому ряду параметров, а именно:

- объем информационных функций имеющихся средств автоматизации не обеспечивает эффективного ТП подогрева нефти, отсутствует возможность работы в составе АСУТП установки подготовки нефти в целом;

- работа печей часто идет без автоматического регулирования подачи топливного газа, что приводит к перерасходу топлива и ухудшению экологической обстановки;

- номенклатура оснащения средствами КИПиА не соответствует действующим требованиям, схема газовой обвязки не обеспечивает контроля загазованности в застойных зонах функциональных блоков печей, что может привести к аварийной ситуации.

1. Исследование автоматизированной системы управления подогревом нефти в печах типа ПТБ-10

1.1 Общая характеристика установки подготовки нефти ЦПС Самотлорского месторождения

Установка подготовки нефти ЦПС Самотлорского месторождения цеха подготовки и перекачки нефти нефтегазодобывающего управления "Когалымнефть" предназначена для подготовки сырой нефти, поступающей на установку по отдельным нефтепроводам Самотлорского месторождения.

Установка предназначена для подготовки и перекачки 6 млн. тонн нефти в год. Подготовленная товарная нефть передается Сургутскому управлению магистральных нефтепроводов для дальнейшей перекачки нефтеперерабатывающим заводам. В состав установки входят:

а) типизированный Узел Подготовки Нефти УПН ГДР - ЦПС:

два закрытых единых технологических блока ЕТБ-1,2, блок технологических печей для подогрева нефти ПТБ-10А/1-5, насосная внутренней перекачки, насосная пластовой воды, воздушная компрессорная, блоки приготовления и дозирования деэмульгатора и ингибитора коррозии, противопожарная насосная станция, операторная, блоки дренажных емкостей для сбора утечек уловленной нефти и промдождевых стоков, блоки технологических трубопроводов, блоки управления задвижками пожаротушения, резервуарный парк для нефти, факельное хозяйство, насосная внешней перекачки, резервуары для пожарной воды, УУН, ТПУ, пожарное депо, канализационные очистные сооружения, очистные сооружения пластовой воды, станция обезжелезивания, газокомпрессорная станция;

б) концевая сепарационная установка (площадка аварийных сепараторов).

1.2 Описание печей типа ПТБ-10

На данный момент существует три вида печей типа ПТБ-10:

- ПТБ-10-64;

- ПТБ-10А;

- ПТБ-10Э.

На УПН ЦПС Самотлорского месторождения, установлен блок печей типа ПТБ-10, состоящий из пяти печей ПТБ-10А.

Печь трубчатая блочная ПТБ-10А предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти с содержанием серы до 1% по массе и сероводорода в попутном газе до 0,1% по объёму при их промысловой подготовке и транспортировке.

Эти печи широко используются в России и странах СНГ. ПТБ-10А является модернизацией печи ПТБ-10-64 и по сравнению с ней обладает улучшенными техническими и экологическими характеристиками.

Это позволяет использовать ПТБ-10А с большим экономическим эффектом на любых месторождениях.

Нагрев продукта в ПТБ-10А осуществляется прямым путем.

1.3 Описание конструкции печи ПТБ-10А

Трубчатая печь ПТБ-10А представляет собой комплексное изделие, включающее в свой состав ряд крупногабаритных сборочных единиц (блоков), образующих собственно теплотехническую часть печи со вспомогательным оборудованием и коммуникациями.

Трубчатая печь состоит из трех основных блоков: теплообменной камеры, блока основания печи и блока вентиляторного агрегата, кроме того, в состав печи входят четыре блока взрывных клапанов, четыре дымовые трубы, сборочные единицы трубопроводов входа и выхода нефти и трубопроводы обвязки змеевиков нагрева газа. На рисунке 1.1 изображена конструкция печи ПТБ-10А.

Рисунок 1.1 - Конструкция печи ПТБ-10А

В теплообменной камере осуществляется процесс теплообмена между продуктами сгорания газового топлива, омывающими наружные поверхности труб секций змеевиков, и нагреваемой средой, перемещающейся внутри труб змеевиков. Нагреваемый продукт при своем движении по секциям змеевика нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топливного газа, сжигаемого в четырех камерах сгорания и поступающего в пространство теплообменной камеры.

В блоке основания печи размещены четыре камеры сгорания (реакторы горения) для сжигания газового топлива, трубопроводы подачи топливного газа к камерам сгорания и их запальным устройствам, воздуховод принудительной подачи воздуха на горение и помещение подготовки топлива.

Помещение подготовки топлива выполнено в виде металлического теплоизолированного укрытия, внутри которого размещены запорная, регулирующая арматура, приборы безопасности и их трубопроводная обвязка.

Для принудительной подачи воздуха к камерам сгорания, являющимися двухпроводными газогорелочными устройствами, в составе трубчатой печи предусмотрен блок вентиляторного агрегата.

www.tnu.in.ua

3.1 Построение структуры АСУ ПТБ. Проектирование автоматизированной системы управления подогревом нефти Самотлорского месторождения

Похожие главы из других работ:

Вещественный состав полезных ископаемых

2.1 Структуры руд и горных пород

Руды Ковдорского месторождения по структуре относятся к средне - и крупнозернистым. Мелкозернистые разновидности встречаются редко. Размеры зерен магнетита составляют от1-2мм до 3-5см...

Глинистые породы

Структуры и текстуры глинистых пород

Под структурой глин подразумевают распределение компонентов породы по гранулярному составу, форму частиц, их пространственную ориентировку по отношению друг к другу и силы сцепления, соединяющие их вместе. Различают структуры в сечении...

Изучение Земли из космоса

3.1 Кольцевые структуры Азии

В пределах Сибири и Дальнего Востока отмечено значительное количество кольцевых структур различного размера. Так, В.В.Соловьёв, в начале 70-х годов проведя геолого-морфологический анализ, впервые выделил гигантскую Обскую (1500 км) структуру...

Изучение Земли из космоса

3.2 Кольцевые структуры Европы

На Европейском материке выделяются Свеконорвежский (900 км), Свекофеннокарельский (1300 км) и Кольско-Лапландский (550 км) нуклеары. Они приурочены к Скандинавскому полуострову. Прибалтийский нуклеар (500 км) занимает большую часть акватории Балтики...

Изучение Земли из космоса

3.3 Кольцевые структуры Африки

В пределах Африканского континента отмечаются семь крупнейших нуклеаров: Западноафриканский, имеющий форму овала (3600 х 3000 км), Аравийско-Нубийский (2200 км), захватывающий часть территории Аравии; Центральноафриканский (2800 км)...

Изучение Земли из космоса

3.6 Кольцевые структуры Австралии

В рельефе Северо-Западной Австралии чётко вырисовывается поднятие, кольцевая форма которого хорошо очерчивается долинами пересыхающих рек Ашбертон и Де-Грей. Этот Пилбарский нуклеар лишь часть Дарваро-Мозамбикского-Пилбарского...

Минерал антимонит и его структура

2.3 Модель структуры антимонита

Структура антимонита имеет ромбическую сингонию, ромбо-дипирамидальный вид симметрии 3L23PC и относится к пространственной группе - Pbпm (D2h). Структура антимонита может рассматриваться как ленточная. Она состоит из параллельных лент (Sb3S6)n...

Океаны как структурный элемент высшего порядка

Океанские плиты, их структуры

ТЕКТОНИКА ПЛИТ, новая глобальная тектоника (a. plate tectonics; н. Plattentektonik; ф. tectonique globale; и. tectonica en placas), - reoдинамич. теория, объясняющая движения, деформации и сейсмич. активность верхней оболочки Земли. Т. п.- совр. вариант концепции МОБИЛИЗМА. Осн...

Оценка рудного тела в Дербинской флюоритоносной зоне (Восточный Саян)

3.3.1 Разрывные структуры

Дербинская флюоритоносная площадь охватывает северо-восточную краевую часть крупной каледонской вулканической депрессии Северо-Минусинской впадины и ее складчатого обрамления Восточного Саяна...

Оценка рудного тела в Дербинской флюоритоносной зоне (Восточный Саян)

3.3.2 Пликативные структуры

Дербинская флюоритоносная зона представлена Солонечной сиклиналью, Тубиль-Малтат-Жулгетской грабен-синклиналью, Малой Дербина-Цагановской и Бюзинско-Каменской грабен - синклинальными структурами...

Построение геологической карты

Геоморфология и новейшие структуры

Район характеризуется денудационно-эрозионным рельефом. Здесь происходят умеренно интенсивные вздымания, ненамного превосходящие интенсивность экзогенных процессов...

Составление геологической карты, стратиграфической колонки и описания района реки Кая

3. ТЕКТОНИЧЕСКИЕ СТРУКТУРЫ

Данная закартированная площадь представляет собой складчатую геосинклинальную область, которую перекрывают менее складчатая область и область с моноклинальным залеганием слоев. Таким образом...

Тектоническая схема, тектонические структуры, их морфологии и развития

Пликативные структуры

На данной территории слои горных пород деформированы в интенсивные линейные складки. Углы падения на крыльях складок, в северо-западной зоне, изменяются, в основном, 30 - 40є до 70 -80є, в юго-восточной зоне от 70є до 85є...

Тектоническая схема, тектонические структуры, их морфологии и развития

4.1 Пликативные структуры

На данной территории представлены пликативные и дизъюнктивные дислокации разного характера...

Тектоническая схема, тектонические структуры, их морфологии и развития

4.2. Дизъюнктивные структуры

...

geol.bobrodobro.ru

Новые проекты АСУ ТП магистральных нефтепроводов для нефтехимических производств

Стабильное развитие нефтехимической отрасли промышленности является одним из стратегических направлений в экономике России и Казахстана [1–4]. В этой связи особую актуальность приобретает дальнейшее развитие нефтетранспортной инфраструктуры для обеспечения роста экспорта нефти, а также ее поставок на внутренние рынки. Для этого, например, компания ЗАО «КазТрансОйл» как основной оператор поставок казахстанской нефти на экспорт выполняет большой комплекс работ:

  • оптимизацию поставок нефти;
  • объединение всей системы нефтяных трубопроводов в единую технологическую систему;
  • обеспечение взаимодействия с операторами, потребителями и поставщиками нефти, действующими на территории России;
  • организацию менеджмента качества нефти и воздействия на окружающую среду в соответствии с требованием международных стандартов ISO.

Поставленные задачи решаются на основе современных информационных технологий [5–9], которые уже успешно апробированы в смежных отраслях промышленности России [10–14].

В частности, по заказу компании АВВ (Германия) нефтегазовый проектный институт АО «Гипрогазцентр» выполнил комплекс проектных работ по созданию АСУ ТП нефтеперекачивающих станций (НПС) магистральных нефтепроводов (МН), проходящих по территории Республики Казахстан. Состав работ определялся в соответствии с ГОСТ 34.601–90 «АСУ. Стадии создания». АО «Гипрогазцентр» участвовал в комплексном обследовании объектов с выработкой предложений по подготовке технологических процессов на объектах к автоматизации, разработке проекта и рабочей документации, включая информационно-алгоритмическое обеспечение, проведение авторского надзора и подготовку документации «Как построено» [15–17].

В данном проекте заказчиком была поставлена задача создания системы автоматизированного диспетчерс-кого контроля и управления нефтепроводами и технологическими объектами ЗАО «КазТрансОйл», которая должна обеспечить автоматизированное управление всеми технологическими объектами, повышение уровня безопасности эксплуатации нефтепроводов, обеспечение качества нефти в соответствии с требованиями стандарта ISO, мониторинг технологического оборудования, обнаружение и локализацию утечек [18–20]. Объекты, для которых выполнялось проектирование АСУ ТП, выделены красным цветом на рис. 1.

Основными объектами автоматизации явились головные нефтеперекачивающие станции (ГНПС), линейные НПС и станции подогрева нефти (СПН).

Рис. 1. Схема трубопроводов Западного, Актюбинского и восточного филиалов «КазТрансОйл»

Особенности проекта

В состав названных объектов вошли магистральные насосные, подпорные насосные, резервуарные парки, наливные/ сливные железнодорожные эстакады и танкерные причалы, узлы пуска и приема устройств очистки и диагностики трубопроводов, пункты подогрева нефти, узлы регулирования давления нефти с запорной арматурой, узлы учета нефти, вспомогательные системы, обеспечивающие функционирование НПС.

При разработке проекта была решена задача использования однородных ПТС на каждом из уровней управления. Для автоматизации НПС, нефтехранилищ и СПН были использованы программно-технические средства Freelance 2000 (поставки АВВ Automation Systems GmbH), которые обеспечивают высокий уровень масштабирования, резервирование, диагностирование до уровня канала, простоту обслуживания, а также функции мониторинга и контроля (рис. 2).

Рис. 2. Функциональная структура алгоритмического обеспечения АСУ ТП

Функциональность АСУ ТП обеспечила создание автоматизированной многоуровневой системы на базе современных ПТС, реализацию принципа управления «сверху» путем приема в автоматическом режиме плановых заданий и установок работы НПС с вышестоящего уровня, обеспечение непрерывного контроля работы основного технологического оборудования и систем жизнеобеспечения станции, оптимизацию режимов работы станций, повышение технико-экономических показателей за счет своевременного определения, локализации и устранения утечек, а также сокращения простоев благодаря определению оптимального режима перекачивания.

Особенностью проектируемой СА являлось внедрение ее на действующих объектах (НПС, СПН), что предъявляло соответствующие требования к основной технологии и системам жизнеобеспечения. При этом заказчиком были поставлены задачи по замене устаревшего и изношенного оборудования КИП, исполнительных устройств и механизмов, систем локальной автоматики современными микропроцессорными системами с интеграцией в создаваемую АСУ ТП НПС МН. При этом был проведен анализ наличия введенных в действие микропроцессорных систем и современной датчиковой аппаратуры, по результатам которого выработаны решения по их интеграции в АСУ ТП.

В ходе детального технического обследования определен объем реконструкции морально и физически устаревшего технологического и электротехнического оборудования, а также части трубопроводов. Разработаны предложения по подготовке объектов к внедрению новой современной системы АСУ ТП.

Учитывая динамику изменений технологических задач и развития инфраструктуры объектов, изначально АСУ ТП создавалась с открытой архитектурой, позволяющей дополнять систему при вводе в строй новых технологических объектов или участков магистральных нефтепроводов либо заменять морально устаревшие компоненты системы при минимальных затратах на стыковку с существующим комплексом ПТС.

Система диспетчерского контроля и управления нефтепроводами и технологическими объектами ЗАО «КазТрансОйл» является многоуровневой. Благодаря тому, что технологическое оборудование во многом подобно, были созданы стандартные алгоритмические модули, которые адаптировались для конкретных объектов автоматизации. Таким образом, однородность создаваемой сис-темы была обеспечена не только на аппаратном уровне технических средств, но и на алгоритмическом и программном уровне.

Проиллюстрируем проектные решения на примере АСУ ТП головной НПС (4-й уровень диспетчерского управления), где представлены практически все виды ПТС, примененные в проекте. Структурная схема АСУ ТП ГНПС, представлена на рис. 3.

Структура комплекса программно-технических средств АСУ ТП ГНПС (как и всей АСУ ТП НПС МН ЗАО «КазТранс-Ойл») базируется на следующих основных принципах построения АСУ ТП:

  • централизованный, иерархический контроль и управление технологическими объектами и магистральными нефтепроводами;
  • открытая архитектура IT-взаимодействия компонентов АСУ;
  • распределенная структура подсистемы сбора и обработки;
  • оптимизация распределения функций сбора информации, контроля, управления на базе объектно-ориентированного подхода;
  • простота ТО и высокая степень готовности ПТС;
  • короткое время восстановления системы;
  • самодиагностика и выборочное дублирование или резервирование компонентов комплекса ПТС.
Рис. 3. Структурная схема АСУ ТП ГНПС

Принятая концепция построения структуры комплекса ПТС предусматривает применение открытых международных стандартов для всех уровней IT-взаимодействия компонентов СА. Таким образом, обеспечиваются расширение и модернизация АСУ ТП в будущем.

Принятая концепция построения структуры комплекса ПТС определяет взаимосвязь между устройствами и уровнями ПТК с максимально возможным приближением к функционально-групповому принципу построения технологического объекта управления (ТОУ).

Структурная схема технических средств АСУ ТП ГНПС разработана по принципам многоуровневой, иерархической информационно-управляющей системы и имеет трехуровневую иерархию:

  • ПТС диспетчеризации и управления;
  • ПЛК AC800F и устройства удаленного ввода/вывода S800;
  • Датчики, измерительные преобразователи, местные системы управления исполнительными механизмами, автономные системы контроля и блок ручного управления.
  • Структура реализована в виде распределенной по технологическим объектам системы с целью образования локальных децентрализованных структур.

ПТС на уровне ДП ГНПС могут функционировать в следующих режимах:

  • автоматизированном в полном составе;
  • автоматизированном с включением резервных элементов системы;
  • автоматизированном не в полном составе.

Первый режим является основным, два последних – резервными, для обеспечения живучести системы при возникновении внештатных или аварийных ситуаций. Для повышения надежности задачи диагностики комплекса ПТС выполняются на всех уровнях с использованием функций самодиагностики. На уровне контроллеров формируются диагностические признаки состояния, измерительных каналов, модулей S800, источников питания. На уровне сервера SCADA диагностируются состояния контроллера и сети Ethernet.

Аппаратура системы диагностируется автоматически в процессе работы. При необходимости может быть организован режим контроля системы для более глубокой диагностики, в этом случае контроль должен запускаться оператором с рабочих мест системы. Данные о неисправности аппаратуры вводятся в базу данных, и отображаются на экране с указанием отказавшего узла системы с точностью до блока и регистрируются в протоколе событий.

В АСУ ТП ГНПС реализованы следующие функции: коммуникационные, информационные, дистанционного управления, формирования отчетов, настройки компонент АСУ ТП.

В число автоматизируемых ТОУ входят СПН, предназначенные для подогрева транспортируемой высоковязкой нефти. При перекачивании с подогревом СА должна обеспечивать выполнение соответствующих расчетов и определение условий работы нефтепровода с наименьшим энергопотреблением и поддержание оптимального режима эксплуатации. При этом осуществляется контроль за состоянием с дистанционным управлением печами подогрева, задвижками технологических нефтепроводов, системой внутренней циркуляции нефти, системой топливообеспечения горелок печей, системой станционного пожаротушения.

САУ обеспечивают автоматические защиты от недопустимых режимов работы ТП, в том числе защиту от перелива нефти в резервуары при достижении в них максимального (аварийного) уровня нефти и переключение потока нефти в специально выделенные емкости.

Одной из важной составляющей внедряемой SCADA является возможность обнаружения утечек (СОУ) для определения дефектов, возникших под влиянием природных факторов или хищений из нефтепровода, позволяющая исключить или значительно сократить катастрофические экологические последствия.

Таким образом, комплекс проектных работ по созданию АСУ ТП нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов, проходящих по территории Республики Казахстан, позволил создать интегрированную систему диспетчерского контроля и управления трубопроводами и технологическими объектами. Проектные решения позволили обеспечить выполнение современных требований к созданию подобных больших автоматизированных систем: функциональность, надежность, устойчивость, однородность, совместимость.

 

 

Список литературы

1. Сманкулов А. КазТрансОйл: стратегия успеха//Нефтегазовая вертикаль, 2002. №15 (82). С. 65–67.

2. Крюков О.В. Развитие технологий производства сжиженного природного газа//Химическая техника. 2015. №1. С. 41.

3. Крюков О.В. Комплексная оптимизация энергопотребления агрегатов компрессорных станций//Экспозиция Нефть Газ. 2015. №1 (40). С. 30–33.

4. Крюков О.В. Опыт проектирования АСУ ТП нефтеперекачивающих станций магистральных газопроводов//Приборы и системы: Управление, контроль, диагностика. 2017. №1. С. 2–7.

5. Киянов Н.В., Крюков О.В., Прибытков Д.Н. Опыт проектирования и реализации АСУ электротехнических систем на базе сетей Ethernet для различных объектов//Автоматизация в промышленности. 2007. №12. С. 54–57.

6. Киянов Н.В., Крюков О.В. Решение задач промышленной экологии средствами электрооборудования и АСУТП//Автоматизация в промышленности. 2009. №4. С. 29–34.

7. Kadin S.N., Kazachenko A.P., Kryukov O.V., Reunov A.V. Questions related to the development of metrological assurance in the design of Gazprom facilities//Measurement Techniques. 2011. T. 54. №8. С. 944–952.

8. Крюков О.В. Параметры применения преобразователей час-тоты для регулирования производительности//Электротехника: сетевой электронный научный журнал. 2016. Т. 3. №2. С. 43–49.

9. Васенин А.Б., Крюков О.В., Серебряков А.В. Алгоритмы управления электромеханическими системами магистрального транспорта газа//Труды VIII Международной (XIX Всероссийской) конференции по автоматизированному электроприводу АЭП-2014//Саранск, 2014. Т. 2. С. 404–409.

10. Пужайло А.Ф., Крюков О.В., Рубцова И.Е. Энергосбережение а агрегатах компрессорных станций средствами частотно-регулируемого электропривода//Наука и техника в газовой промышленности. 2012. №2 (50). С. 98–106.

11. Захаров П.А., Киянов Н.В., Крюков О.В. Системы автоматизации технологических установок для эффективного транспорта газа//Автоматизация в промышленности. 2008. №6. С. 6–10.

12. Крюков О.В. Регрессионные алгоритмы инвариантного управления электроприводами при стохастических возмущениях//Электричество. 2008. №9. С. 45–51.

13. Киянов Н.В., Крюков О.В., Прибытков Д.Н., Горбатуш-ков А.В. Концепция разработки инвариантных автоматизированных электроприводов для водооборотных систем с вентиляторными градирнями//Электротехника. 2007. №11. С. 62–67.

14. Крюков О.В. Стабильность энергетических характеристик инвариантных САУ//Научный вестник. 2016. №3 (9). С. 75–88.

15. Крюков О.В. Коммуникационная среда передачи данных сети Ethernet на полевом уровне различных объектов//Автоматизация в промышленности. 2012. №12. С. 26–30.

16. Крюков О.В., Серебряков А.В. Метод и система принятия решений по прогнозированию технического состояния электроприводных газоперекачивающих агрегатов//Электротехнические системы и комплексы. 2015. №4 (29). С. 35–38.

17. Крюков О.В. Интеграция газотранспортных предприятий на базе интеллектуальных систем принятия решений//Компрессорная техника и пневматика. 2016. №4. С. 42.

18. Крюков О.В. Особенности релейной защиты и автоматики вдоль трассовых ЛЭП//Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. 2015. №5–6. С. 25-–32.

19. Крюков О.В., Серебряков А.В., Васенин А.Б. Диагностика электромеханической части ветроэнергетических установок//Електромеханiчнi I енергозберiгаючi системи. 2012. №3 (19). С. 549–552.

20. Babichev S.A., Zakharov P.A., Kryukov O.V. Automated monitoring system for drive motors of gas-compressor units//Automation and Remote Control. 2011. T. 72. №1. С. 175–180.

chemtech.ru