Технологического процесса

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

Цель и задачи

Основными учебными целями является систематизация и углубление теоретических и практических знаний, получаемых по автоматизации нефтегазовыми технологическими процессами.

Для достижения поставленной цели применительно к заданию в контрольной работе должны найти отражение следующие элементы обучения:

•Умение выбирать технические и программные средства, программное обеспечение автоматизированных систем управления.

• Знание физических основ работы устройств АС, протоколов и интерфейсов систем автоматизации технологических процессов.

• Получение профессиональных навыков при чтении конструкторско-технологической документации в электронной форме и использовании Интернет-ресурсов для поиска проектных решений.

• Приобретение компетенций:

– осуществлять технический поиск новых перспективных подходов и методов решения профессиональных задач в концептуальном проектировании АС объектов нефтегазовыми технологическими процессами;

– аргументировать защиту научно-технических решений и предложений разработчиков;

– разбираться в технической документации (в соответствии с профилем направления).

В проектных и консалтинговых организациях проектирование систем автоматизации технологических и производственных процессов выполняется в соответствии с требованиями Единой системы конструкторской документации (ЕСКД). Согласно ГОСТ 2.103–68 предусматривается пять стадий разработки конструкторской документации:

• техническое задание (ТЗ);

• техническое предложение (ТП);

• эскизный проект (ЭП);

• технический проект;

• рабочая документация.

Техническое задание устанавливает основное назначение, показатели качества разрабатываемого изделия, его технические и тактико-технические характеристики, технико-экономические требования, предъявляемые к нему, необходимые стадии разработки конструкторской документации, ее состав, а также специальные требования к изделию.

Техническое предложение – это совокупность конструкторских документов, которые должны содержать технические и технико-экономические обоснования целесообразности разработки документации изделия.

Эскизный проект – это совокупность конструкторских документов, которые должны содержать принципиальные конструктивные решения, дающие общее представление об устройстве и принципе работы изделия, а также данные, определяющие назначение, основные параметры и габаритные размеры разрабатываемого изделия.

Технический проект – это совокупность конструкторских документов, которые должны содержать окончательные технические решения, дающие полное представление об устройстве разрабатываемого изделия, и исходные данные для разработки рабочей документации.

Рабочая документация включает материалы технического проекта и корректировку конструкторских документов по результатам монтажных работ.

Рабочие чертежи выполняются в соответствии с ЕСКД, действующими стандартами на условные обозначения, руководящими и нормативными документами по проектированию и монтажу систем автоматики, электрического и противопожарного проектирования. На стадии

«рабочие чертежи» технико-рабочий проект включает следующую техническую документацию:

• структурные и функциональные схемы автоматических систем;

• информационное, программное и алгоритмическое обеспечения АС;

• принципиальные электрические, гидравлические, пневматические схемы управления, регулирования, блокировки, сигнализации, а также электрические схемы питания;

• общие виды и монтажные схемы щитов и пунктов;

• схемы внешних электрических и трубных проводок, а также их монтажные чертежи;

• чертежи установки аппаратуры, щитов и пультов;

• пояснительную записку и т. д.

Задачами контрольной работы (КР) являются защита выбранного готового технического проекта и автоматизированной системы управления технологическим процессом.

Необходимые исходные данные для выполнения контрольной работы необходимо выбрать из Интернет-источников или может осуществляться по согласованию с преподавателем на конкретных материалах предприятий.

В процессе выполнения КР студент должен использовать:

• при описании архитектуры АС – профессиональные и типовые пакеты программного обеспечения (ПО);

• при описании компонентов АС (датчиков, контроллеров, исполнительных органов и др.) – Интернет-источники;

Контрольная работа должен включать в себя 10-15 страниц машинописного текста, шрифт 12. Сдается преподавателю в бумажном варианте и на электронном носителе.

Общими требованиями к контрольной работе являются: целевая направленность, четкость построения, логическая последовательность изложения материала, глубина изучений технической документации и полнота освещения вопросов, краткость и точность формулировок, конкретность изложения, доказательность выводов и обоснованность рекомендаций, грамотное оформление.

Все части контрольной работы должны быть изложены в строгой логической последовательности взаимосвязи. Содержание работы следует иллюстрировать схемами, таблицами, диаграммами, графиками, фотографиями, рисунками и т. д. Ссылки на таблицы, рисунки, приложения берутся в круглые скобки, на литературные источники – в квадратные скобки.

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ

Объекты автоматизации в нефтегазовой отрасли.

Порядок описания функциональной схемы

технологического процесса

Основными целями и задачами автоматизации объектов нефтегазовой отрасли являются:

• увеличение объемов поставок нефти и газа конечному потребителю и повышение технико-экономических показателей за счёт уменьшения простоев основных производственных фондов;

• сокращение потерь нефти, газа и воды за счёт оптимизации режимов добычи, подготовки и ее транспортирования;

• точное выполнение требований технологического регламента, исключение ошибочных действий оперативного производственного персонала при ведении процесса, пуске и останове производства и отдельных технологических аппаратов;

• управление, обеспечивающее получение необходимого по количеству и качеству конечного продукта при минимизации используемого сырья, вспомогательных материалов и энергетических затрат;

• улучшение условий труда эксплуатационного персонала за счет централизации рабочих мест, разнообразного и удобного представления оперативной информации, упразднения рутинной работы операторов, использования «безбумажной» технологии управления объектом;

• повышение безопасности технологических процессов за счет высоконадежных средств сигнализации, блокировок и защит с минимальным периодом реагирования;

• повышение экологической безопасности за счет контроля качества товарной продукции, выбросов в атмосферу и сточных вод;

• реализация дистанционного контроля и управления всем комплексом сооружений на технологических площадках нефтегазового оборудования из центрального диспетчерского пункта, т. е. превращение технологических установок в автоматизированные технологические звенья, работающие в соответствии с заданиями вышестоящего уровня управления.

В системах нефтегазодобычи и транспортировки существуют как основные, так и вспомогательные объекты автоматизации. К основным объектам относятся нефтегазоскважины, резервуарные парки и нефтебазы; головные и промежуточные перекачивающие насосные станции; пункты (узлы) учета нефти; линейная часть (участки) магистрального трубопровода; газо- и нефтехранилища; пункты подготовки газа и нефти к транспорту; газокомпрессорные станции; нефтеперекачивающие станции, пункты учета газа. К вспомогательным объектам автоматизации относятся системы водо-, тепло-, масло-, энерго- и воздухоснабжения. Все эти объекты в той или иной мере автоматизированы. Однако автоматизация многих из них требуют современного реинжиниринга с использованием новых информационных технологий. Вопросы автоматизации перечисленных объектов рассматриваются во многих Интернет-источниках и могут быть сгруппированы по следующим наиболее часто встречающимся объектам:

• автоматизация нефте- и газодобычи;

• автоматизация нефте- и газопроводов, компрессорных станций, перекачивающих станций и насосных агрегатов;

• автоматизация узлов учета нефти и газа, информационно-измерительных систем количества и качества перекачиваемой нефти (газа) и нефтепродуктов;

• автоматизация нефтебаз и резервуарных парков;

• телемеханизация и диспетчеризация трубопроводов;

• автоматизация газотурбинных агрегатов;

• автоматизация систем газоснабжения, газораспределительных станций и пунктов, их телемеханизация и диспетчеризация;

• автоматическая защита трубопроводов от коррозии и станции катодной защиты;

• автоматизация систем тепло-, водоснабжения и котельных.

Для конкретных нефтегазодобывающих и транспортирующих предприятий в качестве самостоятельных целей автоматизации используются один или несколько технических, технико-экономических или экономических показателей из следующего списка.

Для технологических процессов бурения скважин:

• увеличение скорости бурения;

• минимизация отклонений траектории ствола скважины от проектной;

• увеличение точности попадания забоя скважин в заданный круг допуска;

• повышение надёжности крепления скважин;

• сокращение затрат на сооружение скважин.

Для технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа и их транспортировки:

• сведение к минимуму остановки добычи нефти и газа и отправки продукции с промысла. Эта цель предполагает сокращение простоев нефтяных (газовых) скважин и другого оборудования;

• исключение необходимости постоянного присутствия обслуживающего персонала на удалённых объектах, что можно достичь повышением уровня автоматизации и телемеханизации объектов. Цель направлена на сокращение обслуживающего персонала;

• повышение эффективности использования персонала, направляемого на обслуживание удалённого оборудования, что можно достичь увеличением объёма информации о причинах аварийной остановки и отправкой тех специалистов, которые могут сразу устранить причину остановки. Цель направлена на сокращение транспортных расходов, трудозатрат и увеличение текущей добычи нефти и газа;

• повышение безопасности работы обслуживающего персонала, путём обнаружения отклонений режимных параметров оборудования и его отключения;

• уменьшение числа и тяжести аварий, связанных с выходом из строя технологического оборудования, путём автоматического контроля и диагностики параметров технологического процесса и отключения оборудования при их отклонении. Цель направлена на сокращение расходов по ремонту, электроэнергии и т. д.;

• повышение эффективности работы персонала, занятого сбором, анализом информации, и лиц, ответственных за принятие решений;

• уменьшение потери нефти, газа и воды путём их достоверного учёта;

• уменьшение удельного расхода реагентов, воды и электроэнергии на одну тонну добываемой нефти с учётом обводнённости продукции скважин.

Все эти цели достигаются переводом на автоматизированное (автоматическое) выполнение управляющих и вспомогательных функций технологических процессов и оборудования, которые в проекте будут называться функциями автоматизированной системы управления.

Функции автоматического учета нефти и газа, информационно-измерительных систем количества и качества перекачиваемой нефти (газа) и нефтепродуктов позволяют получать объективные оценки результативности производства; функции технологического (аварийного) отключения и автоматической диагностики оборудования позволяют получить экономию за счёт сокращения времени простоя оборудования и стоимости ремонтных работ; функции автоматического включения резерва и автозапуска насосных агрегатов при кратковременных отключениях электроэнергии позволяют получить экономию трудозатрат и увеличить коэффициент эксплуатации оборудования; функции оперативного контроля состояния оборудования позволяют через функции управления верхнего уровня уменьшить время простоя и сократить трудозатраты и транспортные расходы за счёт расшифровки причин остановок оборудования, а также путём функций интеллектуального анализа возникшей ситуации, подсказок по действиям технологическому персоналу и ведению базы знаний.

Описание технологического процесса следует вести в определенной последовательности.

Пример описания ТП

Состав объекта автоматизации. В состав установки предварительного сброса воды (УПСВ) входит следующее технологическое оборудование:

1.Блоки дозировки реагентов БДР-1/1,2.

2.Нефтегазовый сепаратор С-1.

3.Отстойник О-1.

4.Установка трубная наклонная УСТН.

5.Газовый сепаратор ГС.

6.Резервуары нефти Р-1,2.

7.Насосы внешней перекачки нефти Н-1/1…3. и т.д. согласно функциональной схеме…

Описание технологического процесса предварительного сброса воды.

1. Продукция скважин с кустовых площадок по трубопроводам поступает на узел подключения.

2. Узел подключения представляет собой коллектор с врезками подводящих трубопроводов. Подача в поток сырой нефти деэмульгатора осуществляется из блоков дозировки реагентов БДР-1/1,2.

3. От узла подключения усредненная нефтегазоводяная смесь через задвижку поступает в нефтегазовый сепаратор С-1, предназначенный для сепарации нефти и сброса газа.

4. Давление в сепараторе С-1 поддерживается клапанами Кг1. Текущий уровень “нефть – газ “ регулируется клапаном Кж1.

5. Нефтяной газ после аппарата С-1 поступает в вертикальный газовый сепаратор ГС для отделения от капельной жидкости.

6. Конденсат из газового сепаратора ГС по уровню отводится в дренажную емкость Е-1, из которой по мере накопления откачивается в линию подачи нефти в резервуары Р-1,2. и т.д..

Перечнь и значений контролируемых и регулируемых параметров привести в виде таблицы.

Задание по описанию технологического процесса

В КР необходимо привести на основе литературных и Интернет-источников описание функционального объема автоматизации. По результатам описания необходимо привести структурную схему технологического процесса (его функциональную схему). Конечным результатом выполнения КР на этом этапе является подготовка таблицы состава (перечня) вход/выходных сигналов ТП (измерительных, сигнальных, командных и управляющих). На этом этапе выполнения КР (после согласования с преподавателем его темы) студент должен:

• изучить технологический процесс (объект автоматизации) по литературным и Интернет-источникам;

• описать его, уделив особое внимание основным технологическим параметрам, подлежащим измерению, контролю, защите, сигнализации или регулированию;

• описать места, куда и откуда передаются сигналы измерительной, сигнальной, управляющей и командной информации.

Такими местами являются: весь полевой уровень ТП, технологические точки мониторинга, щитовая, операторная, местный и районный диспетчерский пункт (ДП), центральный пункт управления (ЦПУ);

• описать точки (места) на технологической схеме, в которых измеряется тот или иной технологический параметр или установлены регулирующие органы с исполнительными механизмами.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: