Файл: Информация об объекте управления.rtf

Содержание
Введение

1. Общая характеристика объекта автоматизации

1.1 Информация об объекте управления

1.2 Описание технологического процесса

1.3 Современный подход к разработке АСУ ТП ДНС

2. Автоматизация технологического процесса

2.2 Функции разрабатываемой системы

2.3 Структура АСУ ТП ДНС

2.4 Комплекс технических средств 20

2.4.1 Манометр показывающий сигнализирующий ДМ-2005 Сг 1Ex

2.4.2 Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-3

2.4.3 Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-5

2.2.4 Датчик уровня ультразвуковой ДУУ4

2.4.5 Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом МЕТРАН 200Т-Ех

2.4.6 Расходомер Метран-350

2.4.7 Интеллектуальный датчик давление Метран 100

2.4.8 Вибропреобразователь DVA-1-2-1 27

2.4.9 Сигнализатор довзрывоопасных концентраций газов СТМ-10

2.4.10 Анализатор влажности 3050 OLV

2.4.11 ИК точечный детектор углеводородных газов IRFMD

2.4.12 Кабельная продукция

3. Анализ и выбор средств разработки программного обеспечения

3.1 Обоснование выбора контроллера

3.2 Основные технические данные контроллера SLC 5/04

3.3 Конфигурация контроллера

3.4 Программирование контроллера

3.5 Выбор протокола обмена информацией между контроллером и верхним уровнем АСУ ТП

3.6 Операторский интерфейс

4. Расчет надежности проектируемой системы

4.1 Общие положения

4.2 Интенсивность отказов

4.3 Среднее время безотказной работы

4.4 Вероятность безотказной работы

4.5 Среднее время восстановления

4.6 Вывод по разделу

5. Оценка экономической эффективности

5.1 Методика расчета экономических показателей проектируемой системы

5.2 Расчет единовременных затрат

5.3 Расчет обобщающих показателей экономической эффективности

5.4 Выводы по разделу

6. Безопасность и экологичность проекта

6.1 Обеспечение безопасности работающих

6.1.1 Характеристика условий труда

6.1.2 Средства индивидуальной защиты

6.1.3 Электробезопасность

6.2 Оценка экологичности проекта 80

6.2.1 Воздействие объектов ДНС на окружающую среду

---

6.2.2 Воздействие ДНС на поверхностные и подземные воды

6.2.3 Почвенно-растительный покров

6.2.4 Противопожарные мероприятия

6.3 Прогнозирование чрезвычайных ситуаций

6.4 Выводы по разделу

Заключение

Список используемых источников

Введение

Современные нефти и газодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятков и сотен квадратных километров.

Успешный процесс переработки и перекачки нефти и газа зависит от строгого контроля и поддержания на заданном уровне давления, температуры, расхода, а также от контроля качества выходного продукта. Поддержание с заданной точностью на заданном уровне параметров быстротекущих процессов при ручном управлении оказывается не возможным. Поэтому современное нефтехимическое и нефтеперерабатывающие производство возможно только при оснащении технических установок соответствующими автоматическими измерительными приборами, информационно-измерительными системами и системами автоматического управления. Таким образом, современный этап развития добычи и переработки нефти и газа немыслим без применения контрольно-измерительных приборов и микропроцессорной техники.

АСУ ТП обеспечивает: представление оперативной информации персоналу для диагностики и прогнозирования состояния оборудования, контроль и управление технологическими процессами и оборудованием, предоставление возможности выяснения причин нарушения нормального режима работы, анализ разных рабочих ситуаций.

В данном дипломном проекте производиться разработка проекта автоматизации дожимной насосной станции ДНС-7 Федоровского нефтегазового месторождения, предназначенного для контроля, управления, регулирования и сигнализации аварий, происходящих на данном объекте. В связи с тем, что ДНС-7 была построена и запущена в эксплуатацию в конце 70-х годов, приборы и средства автоматизации на данный момент морально устарели и не предоставляли достаточный уровень информативности и управляемости системы. Для того чтобы упростить процесс эксплуатации, повысить надежность системы в данном проекте была произведена замена старых приборов и датчиков на новые более современные и применен микропроцессорный контроллер для централизованного управления технологическим процессом.

---

1. Общая характеристика объекта автоматизации

1.   1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   13

---

Информация об объекте управления

Дожимная насосная станция ДНС-7 входит в состав Федоровского нефтегазового месторождения.

Данное месторождение открыто в 1971. Залежи на глубине 1,8-2,3 км. Начальный дебит скважин 17-310 т/сут. Плотность нефти 0,86-0,90 г/см3.

Федоровское нефтегазовое месторождение входит в состав ОАО «Сургутнефтегаз», одной из крупнейших Российских. Сфера деятельности компании охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии.

“Сургутнефтегаз” отличает стабильная динамика роста, основанная на высоких темпах роста производства и постоянном наращивании сырьевого потенциала. Гибкая долгосрочная стратегия развития компании основана на многолетнем опыте и использовании новейших технологий.

Территория по среднему течению реки Оби, в районе города Сургута, в середине шестидесятых годов стала одним из первых районов добычи нефти и газа в Западной Сибири. В 1993 году на базе имущественного комплекса производственного объединения “Сургутнефтегаз” было основано одноименное акционерное общество.

В настоящее время более чем 50 подразделений ОАО “Сургутнефтегаз” выполняют полный комплекс работ по разведке, обустройству и разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений, добыче и реализации нефти и газа [1].

1.2 Описание технологического процесса

В качестве схемы промыслового сбора нефти, нефтяного газа и воды принята однотрубная напорная система, обеспечивающая транспортировку добытой нефти через все технологические объекты, включая и объекты подготовки нефти, за счет устьевых давлений скважины при любом способе их эксплуатации. Напорные двух- и многотрубные системы сбора допускаются лишь на участке от групповых установок до установок подготовки нефти при раздельном сборе соответственно обводненной и необводненной или разносортной нефти. Стремление максимально использовать энергию пласта приводит к тому, что фонтанную скважину переводят на механизированный способ добычи только тогда, когда полностью прекращается фонтанирование. Это приводит к необходимости сооружать дожимные насосные станции (ДНС), совмещенные с сепарационными емкостями. Кроме того, для сбора газа от сепарированного на ДНС, строят промысловые газосборные сети.

---

В случае большого содержания воды (свыше 30%) транспортируемой жидкости применяются сепарационные установки. Водонефтяная смесь поступает сначала во входные сепараторы СВ-1/1 и СВ-1/2, которые предназначены для отделения основной массы жидкости от газа, одновременно эти аппараты являются гасителями пульсаций газожидкостного потока. Далее жидкость сливается в сепараторы первой ступени С-1/1…С-/4 под действия гидростатического столба жидкости(за счет разности высот установки аппаратов). После сепараторов первой ступени обводненная разгазированная нефть поступает в отстойники О-1 и О-2, где происходит отделение нефти от воды. Частично разгазированная нефть поступает на вход установки предварительного сброса воды типа «Хитер-Тритер» Х/Т-1 и Х/Т-2. Затем нефть со средней обводненностью менее 10% поступает на сепаратор второй ступени С-2/1 и С2/2, где происходит окончательное разгазирование. после этого осуществляется учет нефти по объему, массе (28-280 м³/ч) и подача на нефтепровод. Выделившийся из нефти газ в сепарационных установках и в установке предварительного обезвоживания “Хитер-Тритер” (печь) подается на ГПЗ, а также на факел. Отделившаяся на обезвоживающих установках пластовая вода поступает в резервуары, а затем на кустовые насосные станции, откуда она поступает для закачки в нагнетательные скважины [1].

Генеральный план ДНС представлен в приложении А.
1.3 Современный подход к разработке АСУ ТП ДНС
В рамках реконструкции дожимной насосной станции ДНС-4А ОАО "Сургутнефтегаз" успешно ввел в промышленную эксплуатацию новую АСУ ТП, разработанную с использованием SCADA-системы TRACE MODE (Россия). АСУ ТП ДНС-4А контролирует свыше 1600 параметров технологического процесса подготовки нефти и обеспечивает их визуализацию на 18 графических мнемосхемах и на архивных трендах. В АСУ ТП ДНС-4А реализовано автоматическое и удаленное ручное управление задвижками и клапанами. Система интегрирована с узлами учета нефти и газа. Данные из SCADA TRACE MODE постоянно передаются в корпоративную информационную систему ОАО "Сургутнефтегаз". В АСУ ТП ДНС-4А использованы австрийские контроллеры Bernecker & Rainer (B&R), драйвер к которым входит в обширную библиотеку бесплатных драйверов TRACE MODE (более 1585 бесплатных драйверов). Это уже вторая ДНС, принадлежащая ОАО "Сургутнефтегаз", система автоматизации которой основана на SCADA TRACE MODE. Ранее, в 2003 году, была внедрена АСУ ТП ДНС Пильтанского месторождения. Разработка первой АСУ ТП ДНС проводилось силами компании ООО "АТ" - Авторизованного системного интегратора SCADA TRACE MODE из Москвы. Вторая АСУ ТП дожимной насосной станции полностью спроектирована и реализована собственными силами сотрудников ОАО "Сургутнефтегаз".

---