1.4 Недостатки в работе цпс

При прохождении сырья первой ступени сепарации происходит

отделение нефти с высоким содержанием воды. Уровень нефти в сепараторе

может быть превышен, это приведет к попаданию нефти на факел высокого

давления, что не желательно. Если уровень нефти будет слишком низким, то на

печи ПТБ вместо нефти на подогрев пойдет газ. Когда уровень воды очень

маленький, то нефть может уйти на УППВ.

Что бы решить выше указанные недостатки нами будет разработана

система автоматизации, которая позволит оператору – технологу оперативно

наблюдать за происходящим процессом, а также даст возможность вмешаться в

процесс сепарации нефти, путем регулирования выходных клапанов

регуляторов в ручном или автоматическом режиме, что приведет к более

эффективной и качественной работе ЦПС.

2 Постановка задачи

АСУТП центрального пункта сбора (ЦПС) предназначена для

автоматизированного контроля и управления технологическими процессами

сбора, подготовки нефти, газа и подтоварной воды.

2.1 Назначение системы

Автоматизированная система управления технологическими процессами

ЦПС предназначена для выполнения следующих функций:

– контроль параметров технологического процесса подготовки нефти;

– управление основным технологическим оборудованием, входящим в

состав ЦПС;

– решение задач автоматического регулирования, аварийной защиты;

– визуализация хода технологического процесса станции с отображением

текущих значений;

– выдача предупреждающих и аварийных сообщений

посредством персонального компьютера;

- обмен по каналам передачи предприятия технологической информацией

между АСУ ТП ЦПС и системой управления удаленным узлом учета

нефти.

Системой предусматривается возможность вмешательства оператора

ЦПС в ход технологического процесса (открытие/закрытие электрозадвижек,

переопределение уставок для регуляторов) путем подачи команд с

автоматизированного рабочего места оператора-технолога, организованного на

базеперсональногокомпьютера.

2.2 Цели создания асу тп цпс

Система АСУ ТП ЦПС создается с целью:

– комплексной автоматизации технологических объектов, входящих в состав

ЦПС;

– создания на базе АСУ ТП малолюдной и безлюдной технологий и получение

плановых объемов товарной продукции при минимальных

эксплуатационных затратах;

– создания автоматизированной системы контроля, регулирования,

противоаварийной защиты, сбора, передачи и обработки информации,

построенной по многоуровневому распределенному принципу с

использованием программируемых контроллеров, персональных

компьютеров, а также средств связи и передачи информации;

– повышения надежности и безопасности (в том числе экологической) работы

всех технологических комплексов и предотвращения аварийных ситуаций;

– осуществления контроля и учета материальных и энергетических ресурсов;

– формирования оперативных сводок и отчетных документов о

ходе технологического процесса ЦПС.

2.3 Перечень объектов

В состав технологического оборудования ЦПС входят:

а) Площадка входных фильтров:

- шесть входных фильтров Ф1 – Ф6 на трубопроводах с УДР.

б) Установка первой ступени сепарации:

- четыре сепаратора первой ступени С1/1 – С1/4,

- сепаратор С1/4 резервный;

- два газосепаратора сетчатых ГС1 – ГС2.

в) Установка подготовки нефти:

- три печи ПТБ1/1 – ПТБ1/3;

- три отстойника нефти ОН 1/1 – ОН 1/3;

- три дегазатора Д1/1 – Д1/3;

- три электродегидратора ЭГ1 /1 – ЭГ1 /3;

- три концевые сепарационные установки КСУ 1/1 – КСУ 1/3;

- дренажные емкости ЕП1 – ЕП4, ЕП6 – ЕП8;

- насосная станция внутренней перекачки НЗ/1 – НЗ/4;

- насосная станция внешней перекачки Н6/1 – Н6/4;

- блок подготовки и закачки реагентов, ингибиторов коррозии БРХ, две

расходные емкости БИЛ – Б11.2 с электронагревателями, насосом заправки,

двумя плунжерными насосными агрегатами, бак ингибитора солеотложений

Б11.3 объемом 4,5м3, бак бактерицида Б11.4 объемом 4,5м3.

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;

- резервуарысыройнефтиРВС 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) Площадка нефтеналива:

- три электрофицированные задвижки ЗД35, ЗД37, ЗД38;

- дренажная емкость ЕП12.