Проект автоматизации магистральных насосов на ГНПС Узень
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
КОЛЛЕДЖ АТЫРАУСКОГО ИНЖЕНЕРНО-ГУМАНИТАРНОГО ИНСТИТУТА
К защите допущен:
Директор Учреждение Колледжа Атырауского
инженерно- гуманитарного иститута
_____________Досниязов А.Т.
___________________2017 г.
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
На тему: Проект автоматизации магистральных насосов на ГНПС Узень
Дипломник - студент: _____________ ________________
(подпись) (Ф.И.О.)
Руководитель: _____________ ________________
(подпись) (Ф.И.О.)
Атырау 2017 год
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
КОЛЛЕДЖ АТЫРАУСКОГО ИНЖЕНЕРНО-ГУМАНИТАРНОГО ИНСТИТУТА
Специальность: 2006002 Сооружение и эксплуатация
газонефтепроводов и газонефтехранилищ
Утверждаю
Заместитель директора по
учебной работе Сарекенова С.К.
_____ ___________2017 года
ЗАДАНИЕ НА ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ
Студент____________________________ _________________________________
Тема проекта____________________________ ___________________________
___________________________________ ________________________________
1. Утвержден приказом колледжа от _______________________________ ___
2. Срок сдачи студента законченного проекта ____________________________
3. Исходные данные по проекту____________________________ ____________
___________________________________ ___________________________________ ________________________________ __________________________________
4. Содержание расчетно-пояснительная записка (перечень вопросов подлежащих к разработке)________________________ _____________________
___________________________________ ___________________________________ ________________________________ __________________________________
5. Перечень графического материала (с точным указанном обязательных чертежей)__________________________ __________________________________
___________________________________ _________________________________
6. Консультант по проекту (с указанием, относящихся с ним разделов проекта)___________________________ __________________________________
___________________________________ ___________________________________ ________________________________ __________________________________
7.Список литературы ___________________________________ _______________
___________________________________ ___________________________________ ________________________________ __________________________________
Задание выдал:___________________________________ _________________
(подпись руководителя, дата)
Задание принял:___________________________________ ________________
(подпись студента)
АННОТАЦИЯ
В данном проекте разрабатывается автоматизация магистральных насосов на месторождение Узень. Цель - состоит в обеспечении надежного и бесперебойного снабжения потребителей газом и нефтепродуктами при экономичной работе всего технологического оборудования.
В специальном разделе рассмотрены автоматизация отдельных объектов систем газо- и нефтеснабжения, определяются их производственные назначения, используемой технологией и оборудованием, но в конечном итоге подчинены достижению указанной цели для системы в целом.
Содержание
Введение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..5
1. Инженерно - геологическая часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... .7
1.1. Общий обзор месторождения Узень ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ...7
1.2. История геологической изученности и разработки месторождения ... ... ..8
1.3. Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...10
2. Технологическая часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... .14
2.1. Национальная компания по транспортировке нефти КазТрансОйл ... ..14
2.2. Общие положения о ГНПС Узень ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ...15
2.3. Основные задачи и функции ГНПС ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..16
2.4. Режимы работы ГНПС и оборудования ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 16
2.5. Автоматизированные системы управления технологическими процессами ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .23
2.6. Система автоматизации НПС ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .25
2.7. О службе АСУ ТП ГНПС Узень ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... .28
2.8. Автоматическая защита магистральной насосной ... ... ... ... ... ... ... ... .30
2.9. Служба КИП и А ГНПС Узень ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ...32
2.10. Магистральные насосные агрегаты ГНПС Узень ... ... ... ... ... ... .. ..33
2.11. Автоматическая защита и управления магистральными насосными
Агрегатами ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .40
2.12. Пуск в работу насосных агрегатов (магистральных и подпорных) ... ... .41
2.13. Расчетная часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 47
3. Охрана труда и окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ..53
3.1. Охрана труда и техника безопасности ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...53
3.2. Безопасная эксплуатация общестанционной автоматики ... ... ... ... ... ...56
3.3. Безопасная эксплуатация системы автоматики подпорного и магистрального насосных агрегатов ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... 58
3.4. Аварийное отключение магистрального насоса без возможности повторного пуска ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .61
3.5. Указание мер безопасности ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .61
3.6. Отключение магистральных агрегатов при предельных значениях давления ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...62
3.7. Аварийное отключение станции без возможности повторного пуска ... ... 62
3.8. Пожарная безопасность насосных станции ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .62
3.9. Охрана труда и окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ..64
3.10. Санитарно - техническое решение по защите от влияния внешних воздействии ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .65
4. Экономическая часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..67
4.1. Экономическая эффективность ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .67
4.2. Расчет амортизационных отчислений ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ..70
Заключение ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 72
Литература ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 73
Введение
Современное газо- и нефтеснабжение страны обеспечивается производственными комплексами, включающими в себя большое число сложных технологических объектов добычи, транспорта, хранения и распределения нефти и газа. Образующими элементами систем транспорта и хранения нефти и газа являются магистральные газо- и нефтепроводы, газо- и нефтехранилища и нефтебазы. Эти элементы, в свою очередь, состоят из производственных объектов, таких, как линейные участки трубопроводов, компрессорные и насосные станции, газораспределительные станции, резервуарные парки и наливные эстакады, газо- и нефтехранилища, установки и сооружения, объединенные технологическими процессом.
Задачи автоматизации на современном этапе состоят не только в освобождении человека от неквалифицированного труда и высвобождении его для творческой производственной и общественной деятельности, но и в коренном повышении эффективности, надежности и качества производства.
Основная цель этих комплексов газо- и нефтеснабжения состоит в обеспечении надежного и бесперебойного снабжения потребителей газом и нефтепродуктами при экономичной работе всего технологического оборудования.
В условиях роста объемов и дальности транспортных потоков, насыщенности газо- и нефтетранспортных систем оборудованием и аппаратурой, сложности технологических и производственных связей между рассредоточенными объектами достижение этой цели возможно только при широком использовании средств автоматики и вычислительной техники.
Рост числа промышленных предприятий, расширение их производственных связей, создание производственных объединений и единых отраслевых систем, таких, как единая система газоснабжения (ЕСГ), требуют соответствующего развития и совершенствования управления. Эффективное управление технологическими процессами, предприятиями, объединениями и отраслями в целом невозможно без применение средств информационной, вычислительной и организационной техники, которые при системном их использовании в сочетании с организационными мероприятиями образуют автоматизированные системы управления (АСУ). Автоматизированная система управления - разновидность систем управления, включающая технические средства, которые обеспечивают замену физического и умственного труда человека работой машин для сбора, переработки и вывода информации, требующих, однако, затрат труда операторов для своего обслуживания и выполнения отдельных функции управления.
Внедрение этих систем в газовой и нефтяной промышленности ведется в больших масштабах, высокими темпами, и следует ожидать, что в ближайшее время они будут охватывать все сферы производственной деятельности этих отраслей народного хозяйства.
Основная задача автоматизации отдельных объектов систем газо- и нефтеснабжения определяются их производственным назначением, используемой технологией и оборудованием, но в конечном итоге подчинены достижению указанной цели для системы в целом.
1. Инженерно - геологическая часть
1.1.Общий обзор месторождения Узень.
Месторождения Узень расположено на полуострове Мангышлак, в Южней степной части Мангистауской области. В центральной и южной частях района располагаются обширные бессточные впадины, наиболее крупным является впадина Карагия, имеющая минимальную абсолютную отметку - 132 метров. Плато, занимая центральную часть, круто образуется в виде уступов в сторону впадины Узень. Впадина Узень занимает площадь около 500 км[2]. По характеру почвенного и растительного покрова рассматриваемый район относится к пустынной зоне. Пустынно - степные пространство района используется под пастбищ. Однако, из - за недостатков воды и сезонности растительного покрова используется далеко не вся площадь. Месторождение нефти и газа открыто в 1961 году. Растительный и животный мир характерен для пустынь и полупустынь. Основным видом является черная полынь. Часто встречается перекоси поля. Из животных, заселяющих этот район можно выделить: сайгаки, зайцы, семейство грызунов, в редком случае - лисиц. Климат района резко континентальный. Лето жаркое и продолжительное. В отдельные годы температура воздуха достигает +45 С. Зима малоснежная, с сильными ветрами нередко буранами. В наибольшие холодные зимы морозы достигают +30 С. Район отличается ветрами. Осадков выпадает мало. Дождевые осадки преобладают над снежными. Атмосферные осадки неустойчивы во времени, их количество достигает 200 - 250 мм во влажные годы. В экономическом отношении района является слабо обжитым. Вплоть до последнего времени, вследствие отдельности района от промышленных центров, слабой заселенности, тяжелых климатических условии, отсутствия дорог и питьевой воды освоение Мангышлака шло медленно. За последние 15 лет выросло несколько рабочих поселков население которых составляет по несколько тысяч человек. В поселке Узень 7000. Питьевая вода в Узене до последнего времени доставлялась автоцистернами из колодцев Бормы, расположенных в 50 км от поселка. В настоящее время питьевая вода поступает из дрогеологических скважин пробуренных в песчаных массивах Саускан - Бостамкум, по проложенной водопроводной линии. Это слабосоленая вода из колодца, привозная опресненная вода из Шевченко.
Южный Мангышлак богат строительными материалами в первую очередь известняками - ракушечными, которые широко используется, как строительный материал. Впадина Тупгракшен расположена в восточной части площади месторождения. Она вытянута в горизонталь нам направлении. Размеры и глубина ее значительно уступают впадине Узень. Минимальная отметка составляет +137 метров. Освоение нефтяных месторождении на полуострове Мангышлак в безводной пустынной зоне газовых трубопроводов, большее затраты как их эксплуатации и ремонт, чистые остановки компрессорной станции. Насосную эксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях при дебитах скважин от нескольких килограммов до многих сотен тонн в сутки. Современные глубинонасосные установки позволяют извлекать нефть с глубин до 3000м и более. Для подъема нефти из скважин при глубинно насосной эксплуатации применяют насосы и насосные установки различных видов.
1. Поршневые насосы с приводом через колону штанг от станка - качалки, установленного на поверхности.
2. Погруженные центробежные насосы с электроприводами.
3. Разработаны и проходят промышленные испытания конструкции поршневых насосов с гидравлическими приводом и др.
Наибольшее распределение на промыслах получили насосные установки первой группы.
В современной практике глубинонасосной эксплуатации скважин параметры F, S, n, a могут меняться в очень широком диапазоне. Так, диаметры плунжера определяющие размер F, изменяются в пределах от 28 до 120 мм; длина хода полированного штока S может от 0,45 до 4,5 м и более; число ходов n от 1 до 20 в минуту большое. На коэффициент подачи насоса влияют большое количество факторов, и поэтому он может изменяться в широких пределах от 1,0 до 0,1, а иногда и нижнею. Все это определяют широкие возможности изменения производительности насосных установок. В промысловых условиях работу насоса считают хорошей, если коэффициент подачи равен 0,7 - 0,8.
1.2. История геологической изученности и разработки месторождения
Изучение геологического строения Мангышлака начато в конце прошлого столетия. К наиболее важным этапам геологического исследования в дореволюционный период относится отрезок времени с 1887 года по 1916 год, когда здесь работал Андрусов К.И. и его ученики. В результате этих работ была создана многографическая сводка о геологическом строении горного Мангышлакарного Мангышлакапервая схема стратиграфического расчленения юрских отложений в этом районе.
Первые признаки нефти на Мангышлаке обнаружены в 1899 - 1901 годах в районе оврагов и колодцев Таспас, при проведении военно-топографической съёмки.
Из наиболее значительных исследований по стратиграфии, тектонике и нефтеносности Мангышлака в более поздний период (1926-1942 годы) следует отметить работы Боярупаса М.В. , Алексейчика С.М. и Мокринского В.В.
Во многих отношениях заслуживает внимания работы Алексейчика С.Н.
(1936,1941 в годах), изучавшего геологическое строение Мангышлака в связи с него нефтегазоностностью. Им было выявлено Узенское поднятие. Это был первый исследователь, с убеждённостью высказавшийся о том, что нефть на Мангышлаке генетически может быть связана только с юрскими отложениями.
В 1951 году составлена сводка по геологии и нефтеносности Западного Казахстана, проведён анализ всего геологического материала и дана высокая оценка перспектив нефтегазоносности полуострова Мангышлак.
В 1957 - 1961 годы ВНИГРИ (Даянов В.Ф., Трифонов, и др.) был рекомендован на Мангышлаке ряд районов для проведения поисков и разведки нефти и газа. В пределах Жетыбайской и Узенской структур в 1959 - 1966 годах проводилась геологическая съёмка в масштабе 1: 50000.
Одновременно с геологической съёмкой и структурно-поисковым бурением проводились сейсморазведочные работы.
На площадке Узень 5. 01. 1961 года при бурении структурно-поисковой скважины N 18 впервые получен фонтан газа. Забой скважины при глубине 365,7 м. находился в отложениях Альба. Завершающим этапом поисковых работ на Узенской площади явилось глубокое структурно-поисковое бурение, в задачу которого входило выявление промышленной нефтегазоносности разреза, юрских и нижнемеловых отложений.
В соответствии с Постановлением Совета министров СССР от 15. 09. 1961 года производственным организациям совместно с научно исследовательскими организациями ВНИГРИ, ВНИИ, ВНИИ газ в 1962 года был составлен проект промышленной разведки месторождения Узень. Запасы нефти были утверждены ГКЗ СССР в мае 1966 года.
Проект опытной эксплуатации и генеральная схема разработки месторождения Узень составлена ВНИИ нефть в 1965 году, утверждена центральной комиссией по разработке МНП в декабре 1965 года.
Генеральной схемой в утверждённом варианте предусматривалось разрабатывать I и II объекты при поперечном разрезании восемью рядами нагнетательных скважин, III объект при законтурном заводнении, а IV объект без поддержания пластового давления, при режиме вытеснения газированной нефти водой за счёт упругости законтурной области.
Анализ основных технологических показателей и особенностей процесса извлечения нефти из столь мощных многопластовых объектов выявил целый ряд недостатков в их разработке. В результате в начале 1973 года было принято решение о разукрупнении I и II объектов, и выделение каждого в самостоятельный объект эксплуатации.
Промышленная закачка воды началась осуществляться с 1967 года, т.е. спустя два года после начала разработки месторождения Узень. Учитывая специфические особенности узенской нефти, в соответствии с рекомендациями генеральной схемы разработки месторождения с 1970 года ведутся работы по внедрению объектов для закачки горячей воды в продуктивные горизонты.
В настоящее время горячая вода подготавливается на различных установках. Так как приготовление горячей воды связано с большими затратами на её нагрев, разработан циклический метод закачки горячей воды. Сущность его заключается в том, что в продуктивный пласт закачивают поочерёдно заданные объёмы, то горячей, то холодной водой. В процессе закачки горячей воды нагревается кровля и подошва пласта. В этом случае холодная вода нагревается за счёт поступающего тепла из нагретой кровли и подошвы пласта, а при закачке холодной воды горячая вода вытесняется в глубь пласта.
1.3.Стратиграфия.
Полуостров Мангышлак, в пределах которого расположено месторождение Узень в тектоническом отношении приурочен к Закаспийской части платформой юга ССР, расположенный между Русской дополеозойской платформой на севере и альпийскими складочными платформой. Месторождение Узень многопластовые, имеет исключительно сложное строение. Глубокими разведочными скважинами в Ново - Узенской площади вскрыто мощная толща осадочных отложении мезокайнозойского возраста. Максимальная мощность разреза (около 2000 м) пройдено скважинами №5 и №33. Ново - Узенской площади в 1965 году было закончено бурение скважины №53. глубиной 2200 м, изучение Керна позволило установить в разрезе нижние юрские, триасовые и меловые отложения. В разрезе 25 продуктивных горизонтов ( I-XXV ). Из них с I-XII горизонты принадлежат к нижнемеловым отложениям. Стратиграфическим относятся к тиранским (I - горизонт), сеноманским (II - горизонт) отложениям, состоящим из переслаивающихся песчаных, алевритовых и глинистых пород. Рассмотрим подробности триасового и юрского отложения, а также мощности относящихся к ним ярусов и отделов.
Триасовая система.
Отложение уверено относившийся к триасу вскрыты на глубине 2154 - 2120 метров в скважине №53. Были определены пор и пальцы, который по заключению палеонтолога ВНИТРИ Меньшиковой характерен для среднего и верхнего триаса. В поропыльцевом комплексе пор - 42 - 63 %, пыльцы 37 - 5 %. Вскрытая мощность отложения триаса составляет в скважине 5 - 39 метров и 53 - 58 метров. Литологически они представлены аргелитом темно - коричневого цвета и черного цвета с микрослойнами в виде тонко - зернистого песчаника и алеврита.
Байский ярус.
В пределах месторождения Узень верхняя граница байского яруса проходит несколько ниже принимаемого положения. В полке возможно, что ее положения совпадают с подошвой XVII горизонта. Мощность байского яруса представлены главными образами, песчано - алевритовыми: породами, разделенными глинистыми прослоями и пачками. Песчаники серые, реже коричнево - серые, мелкозернистые, слабоцементированные, глинисто - карбонатным цементам. Изредка поровый. Алевриты имеют серую с буроватым оттенком. В отложениях байского яруса встречаются много обучившихся растительных осадков.
Юрская система.
В разрезе юрской системы выделяется три отдела:
1. Нижнеюрский отдел (глубина вскрытия 1795 метров, мощность 200 метров).
2. Среднеюрский отдел.
3. Верхняя юра.
Нижнеюрский отдел.
Нижнеюрские отложения представлены преимущественно песчаниками, алевритами, глинами и аргелитами. Песчаники серые, местами желтоватым оттенком, мелкозернистая оттенка. Алевриты имеют в основном серую и темно - серую окраску. Песчаники и алевриты плотноцементированы глинисто - кремнистым цементом. Минералогические песчаники и алевриты представлены аналогичным песчаником. В разрезе также встречаются растительные осадки.
Среднеюрский отдел.
Отложения средней юры вскрыты в скважинах №1,5,42,55,57,60. Большинство исследований в разрезе средней юры выделяют три яруса. Однако единая точка зрения на объем этих подразделений отсутствует. Сказанное в большей степени относятся к границам между байским и батским ярусам.
Верхняя юра.
Верхнеюрские отложения в пределах Узенской площади подразделяются на два яруса: келловейский и оксофортский. Келловейский ярус представлен преимущественно глинистой толщей пород, мощностью 110 метров. В нижней части имеются чередование песчаников, алевритов и глин. Породы обогащены растительной органикой пропитаны нефтью. К этому ярусу приурочены XIII и верхняя часть XVI горизонтов. Оксофордский ярус сложен глинами, мерглинами и глинистомельчистыми породами. Мощность этого яруса составляет около 152 метров. Имеются включение растительной органики.
Байосский ярус (J2 В)
Байосские отложения распространены наиболее широко и выделяются повсеместно. Отложения байосского яруса представлены в основном континентальными и лагунно-континентальными фациями, сложенными алевролитами и глинами с включениями обугленной растительной органикой, прослоями и линзами углей. В отложениях байосского яруса наблюдаются преобладания глинистых и алевролитистых пород нижней части разреза и песчаных в верхней части. Толщина их изменяется от 500 до 520 и более метров. По методологии и споровопыльцовому комплексу отложения байосского яруса подразделяются на два подяруса.
Верхний байос-батский ярусы (J2 b2+bt)
Отложения их сложены сравнительно мощными пластами песчаников и алевролитов с прослоями глин. Песчаники серые, буровато-серые, слабо и среднесцементированные. Алевролиты глинистые, песчанистые, крупнозернистые с неясно слоистой текстурой. Глины тёмно и буровато-серые. Граница между байосскими и батскими отложениями проводятся с большой долей условности по подошве XV продуктивного горизонта. В верхне байос-батском комплексе выделены продуктивные горизонты XVI, XV и большая нижняя часть XIV продуктивного горизонт. Толщина верхнего байос-батского отложения составляет 100 - 150 м.
Верхний отдел (J3)
В верхнеюрском отделе выделяются келловейский, оксфордский и кимериджский ярусы представленные в основном с морскими осадками с фауной. Толщины рассматриваемых отложений составляет 280 м.
Келловейский ярус (J3 k)
Представляет собой преимущественно глинистой толщей с подчинёнными прослоями песчаников и алевролитов, реже известняков. Глины келловейского яруса имеют серую, тёмно-серую, пепельно-серую окраску, иногда с зеленоватыми и буроватыми оттенками. Песчаники и алевролиты окрашены в серые, зеленовато-серые, реже тёмно-серые и буроватые тона. Среди песчаников преобладают мелкозернистые разности. В келловейском ярусе выделены: верхняя часть XIV и XIII продуктивного горизонта. Толщины его изменяются от 50 до 135 м.
Оксфорд-кимериджские отложения (J3 o)
Оксфорд-кимериджские отложения при оценке нефтегазоносности юрских отложений выделяются в качестве глинисто-карбонатной покрышки над нефтеносной толщей ааленкелловейского комплекса. Он сложен довольно мощной толщей глинисто-мергелистых пород, среди которых в виде редких тонких прослоев встречаются песчаники, алевролиты, известняки. Толщина оксфорд-кимериджских отложений колеблется от 50 до 55 метров для нижней пачки, и от 30 до 97 метров для верхней.
Меловая система (K)
Отложение меловой системы залегают на размытой поверхности верхнеюрских отложений, и представлены нижними и верхними отделами и всеми ярусами. По методологическим и генетическим признакам меловые отложения подразделяются на три части: нижнюю-терригенно-карбонатную, среднюю терригенную (альб, сеноман) и верхнюю карбонатную (туран-датский) ярусы.Толщина меловых отложений составляют около 1100 метров. Продуктивная толща меловых отложений представлена монотонным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пластов и пачек.
Кайнозойская система представлена палеогеновыми и неогеновыми породами. К палеогеновым отложениям относятся мергельно-известковистые породы и однообразная толща глин. Толщина палеогеновых отложений 150-170 метров.
Неогеновая система представлена тортонскими и сарматскими ярусами. Мощность тортонского яруса изменяется от 19 до 25 метров, сарматского от 80-95 метров.
Палеогеновая система (P)
К палеогеновым отложениям относятся эоценовый и олигоценовый отделы. Эоценовый отдел представлен мергелями и известняками с прослоями глин. Олигоценовый отдел представлен однообразной толщей глин серого и светло-серого цвета. Толщина палеогена 150-170 метров.
Неогеновая система (N)
Неогеновые отложения представлены отложениями тортонского и сарматского ярусов. Тортонский ярус представлен толщей глин, мергелей, песчаников и известняков. Отложение сарматского яруса представлено переслаиванием известняков, мергелей и глин. Общей толщиной неогеновой системы достигает 115 метров.
Четвертичная система (Q)
Четвертичные отложения представлены суглинками, песками, глинами эмовиально-демовиального происхождения. Толщины отложений до 5-7 метров.
2. Технологическая часть
2.1. Национальная компания по транспортировке нефти КазТрансОйл
Все основные запасы нефти в Казахстане находятся в самом центре Евроазиатского континента, что подчеркивает важность их эффективной транспортировки для страны в целом. В связи с этим, дальнейшее развитие системы транспортировки нефти, целью которой является обеспечение безопасности экспорта нефти и поставок нефти на внутренний рынок, приобретает исключительный характер. С целью достижения этих целей, пять лет назад Правительство Республики Казахстан приняло решение создать ЗАО КазТрансОил. Компания создано с целью соблюдения экономических интересов республики в вопросах транспортировки, экспорта и импорта нефти и нефтепродуктов, оптимизации структуры управления предприятиями нефтепроводного транспорта, привлечения инвестиций, проведение единой тарифной политики для всех пользователей системы магистральных трубопроводов. В структуру ЗАО КазТрансОйл входит четыре филиала:
1. Западный филиал (город Актау)
Западный филиал является оператором нефтепроводов протяженностью 3 012 км и магистральных нефтепроводов, проходящих по морю, протяженностью 3 140 км, включая уникальный постоянно действующий нефтепровод Узень - Атырау - Самара протяженностью 1 232 км с диаметром трубы 1020\720 мм. Эти нефтепроводы обеспечивают перекачку высоко индексной нефти, добываемой на месторождении Бузачи и быстро замерзающей нефти, добываемой на месторождении Мангышлак с попутным подогревом с целью избежания ее замерзания. Пропускная способность нефтепровода Узень - Атырау - Самара составляет 12 мл. тонн нефти в год.
2. Актобе (город Актобе)
Актобский филиал является оператором системы нефтепроводов Жаножол - Кенкияк - Орск общей протяженностью 891 км. Нефть Актобского месторождения поставляется в Россию, на завод Орскнефтеоргсинтез. Благодаря вводу в эксплуатацию нефтеналивной эстакады на станции Бестамак появилась возможность поставлять нефть по железной дороге на нефтеперерабатывающий завод в Чимкенте и за рубеж.
3. Восточный филиал (город Павлодар)
Восточный филиал является оператором нефтепровода проходящего по территории Казахстана с Севера на Юг и имеющего общую протяженность 2574км. Построенный в 1977 - 1988 годах, этот нефтепровод обеспечивает поставки Западносибирской нефти на нефтеперерабатывающие заводы Казахстана (в Павлодаре и Чимкенте) и Туркменистана (в Чарджоу). На протяжении нескольких последних лет Восточный филиал транспортирует нефть с месторождений Кумкольского региона на нефтеперерабатывающий завод Чимкента и нефть из Западной Сибири на Павлодарский нефтеперерабатывающий завод.
4. Научно - технический центр
Основной целью деятельности научно - технического центра ЗАО КазТрансОйл является создание собственной базы для проведения изысканий и исследований, а также исследовательских работ и технологической разработки, автоматизации технического и управленческого процесса, модернизации телекоммуникационных систем и развития информационных технологий, подготовки и переподготовки специалистов. Протяженность наземных транспортных систем, эксплуатируемых компанией КазТрансОйл (тыс. км):
Магистральные нефтепроводы ... ... ... 630
Нефтепродуктопроводы ... ... ... ... ... ..1100
Магистральные водоводы ... ... ... ... ... 3400
Компания КазТрансОйл уполномочена представлять интересы Республики Казахстан во всех трубопроводных проектах, в том числе и международных.
2.2.Общее положение о ГНПС Узень Мангистауского нефтепроводного управления
16 июня 1965 г. - для транспортировки Мангышлакской нефти было создано Управление магистральными нефтегазопродуктопроводами (УМНГПП) при объединении Мангышлакнефть. Головная нефтеперекачивающая станция Узень является структурным подразделением Мангистауского нефтепроводного управления Западного филиала Закрытого акционерного общества КазТрансОйл.
Главной целью ГНПС является обеспечение выполнения установленных заданий управления, филиала, общества по приему, хранению, перекачке нефти и поставка воды для потребителей в заданные сроки, запланированного качества с соблюдением заданной технологии и режимов ТП в пределах границ определяемых приказом по управлению. В ее составе головная НПС Узень с железнодорожной эстакадой (наливной) на 9 стояков одновременным наливом 450 тн, с насосом У8 - 3,9 ГВ, У8 - 4с производительностью 120 - 140 м [3]\час.
10 июля 1965 г. - из НПС Узень отправлен первый эшелон с Мангышлакской нефтью Гурьевскому НПЗ. 10 октября 1966 г. с вводом нефтепровода Узень - Жетыбай - Шевченко Ду - 530 мм протяженностью 141,6 км, началась перевозка морским транспортом из НПС Шевченко. Август 1969 г. - сдана в эксплуатацию 1 очередь нефтепровода Узень - Гурьев с 8 пунктами подогрева с печами Г9ПО2В. В 1976 году в полном объеме внедрена автоматизированная информационная система на базе телетайпной связи, что позволило более качественно решать вопросы транспорта нефти. Внедрен вычислительный комплекс Наири, запущена полностью вторая нитка нефтепровода. В 1977 году внедряется комплексная система автоматизации Хоневелл, вводится в эксплуатацию водовод Бейнеу - Узень протяженностью 318, 77 км. В 1979 году завершены работы по полному комплексу автоматизации ЛПДС Узень. В 1981 г. завершены работы по телемеханизации линейной части нефтепровода Узень - Гурьев (2 - нитка). В августе 1981 года состоялась отгрузка 200 мл. т. нефти. В 1996 году на ЛПДС Узень ввели в эксплуатацию печи подогрева ПТБ - 10.
2.3.Основные задачи и функции ГНПС
В соответствии с главной целью на ГНПС возложены следующие основные функции:
1.Обеспечение бесперебойного эксплуатации МНП, водоводов и их объектов: технологического, энергетического, теплотехнического оборудования, средств КИП и А, ЭХЗ и ВЛ, здании и сооружении и линейной части, резервуарного парка, печей подогрева нефти пределах границ, определенных приказом по управлению, закрепленных спецтехники и автотранспорта, другого оборудования, путем своевременного и технического обслуживания, проведение своевременных текущих ремонтов.
2.Обеспечение достоверного учета нефти и воды, своевременного представление данных о нефти и воды для проведения соответствующих анализов.
3.В соответствии с РД и другими нормативным документами четкое соблюдение графиков плано - предупредительных ремонтов (ППР) и проведение других необходимы организационно - технических мероприятии, направленных на предотвращение аварийных ситуации, повышение надежности эксплуатируемых объектов и сооружении, увеличение межремонтного периода их работы, сокращение времени простоя на ремонты, сокращение потерь нефти и воды.
4.Своевременное составление и преставление заявок на ТМН, дефектных ведомостей для проведения различного рода ремонтов.
5.Выполнение комплексных программ по охране труда, техники безопасности, пожарной и экологической безопасности, защите окружающей среды.
6.Внедрение в производства новых, более безопасных и эффективных производственных процессов в области экологии, охраны труда и пожарной безопасности с использованием передовых достижений науки технологии.
7.Осуществление функции заказчика по капитальному строительству и капитальному ремонту объектов управления.
2.4.Режимы работы ГНПС и оборудования
Режим работы ГНПС определяется совокупностью заданных режимов управления для оборудования входящего в состав ГНПС.
Оборудование входящее в состав ГНПС классифицируется по группам определяющим уровень технологического процесса:
1 группа:
# Мотор;
# Задвижка;
# Высоковольтный выключатель.
2 группа:
# Печь подогрева;
# Подпорный агрегат;
# Магистральный агрегат;
# Резервуар;
# Резервированный электропривод.
3 группа:
# Маслосистема;
# Система сбора утечек;
# Система энергоснабжения;
# Водоснабжения;
# Вентиляция;
# КНС.
4 группа:
# Подпорная насосная станция;
# Магистральная насосная станция;
# Резервная насосная станция;
# Пункт подогрева нефти;
# Резервуарный парк.
5 группа:
# Транспорт нефти.
Режим работы оборудования 1 группы.
Мотор.
Объект полностью унифицирован под все типы электроприводного не реверсивного оборудования (насосы). Объект имеет состояния: включен; отключен; в местном дистанционном режиме управления; неисправен. Управление (включить \ отключить) может производится, в зависимости от режима управления, с кнопочных постов управления (по месту) или из системы управления.
Задвижка.
Объект полностью унифицирован под все типы электроприводных задвижек с реверсивным управлением. Объект имеет состояния: открыта; закрыта; открывается; закрывается; в промежуточном положении; в местном \ дистанционном режиме управления; неисправна. Управление ( открыть \ закрыть \ стоп) может производится, в зависимости от режима управления, с кнопочных постов управления (по месту) или из системы управления.
Высоковольтный выключатель.
Объект полностью унифицирован под все типы высоковольтных выключателей. Объект имеет состояния: включен; отключен; в местном дистанционном режиме управления; неисправен; в ремонте. Управления может производится, в зависимости от режима управления, с кнопочных постов управления или из системы управления. Управление по месту предусмотрено только для режима опробования работоспособности высоковольтных выключателей.
Режимы работы оборудования 2 группы.
Печь подогрева.
Для печи подогрева нефти (ППН) должны быть предусмотрены следующие режим управления:
Основной - выбирается оператором при отсутствии аварийных защит. Применяется для запуска выбранной печи оператором по месту, в ручном режиме (автоматический пуск печей не предусматривается). Печные задвижки могут управляться кнопками по месту или по команде оператора до пуска печи. После пуска печи управление задвижками кнопками по месту или с клавиатуры запрещено. Останов печи кнопками по месту разрешен.
Дистанционный - выбирается оператором при отсутствии в аварийных защит и режиме управления станции дистанционный. Применяется для контроля и управления выбранной печью диспетчером РДП. В этом режиме управление задвижками кнопками по месту или из операторной запрещено.
Резервный - выбирается оператором при отсутствии аварийных защит. Применяется для ручного ввода резерва при остановке работавшей печи собственной защитой. Управление печными задвижками кнопками по месту или по команде оператора запрещено.
Готовность к пуску - дополнительный режим к режимам основной, дистанционный и резервный. Выставляется автоматически при отсутствии печных и общестанционных защит и наличии соответствующих технологических параметров, определяющих готовность печи к запуску. Пуск печи выполняется при наличии предпусковых условий. Пуск печи может выполняться только оператором в ручном режиме по месту.
Останов печи - выполняется в трех вариантах: нормальный останов - выполняется при плановых остановках по команде оператора; останов по защитам - выполняется автоматически по отклонению технологических параметров от нормы; аварийный останов - выполняется автоматически при возникновении аварийных ситуаций ( пожар, разрыв трубопровода.)
Магистральный агрегат.
Для магистральных насосных агрегатов должны быть предусмотрены следующие режимы управления:
Основной - выбирается оператором при отсутствии агрегатных защит. Применяется для запуска выбранного агрегата оператором из МДП. Агрегатные задвижки могут управляться кнопками по месту или по команде оператора до пуска агрегата. После пуска агрегата управление задвижками кнопками по месту или с клавиатуры запрещено. Останов агрегата кнопками по месту разрешен.
Дистанционный - выбирается оператором при отсутствии агрегатных защит и режиме управления станции дистанционный. Применяется для запуска выбранного агрегата диспетчером РДП. В этом режиме управление задвижками кнопками по месту или из операторной запрещено после получения готовности агрегата к запуску.
Резервный - выбирается оператором при отсутствии агрегатных защит и открытых агрегатных задвижках. Применяется для автоматического ввода резерва (АВР) при остановке работавшего агрегата собственной защитой. Управление агрегатными задвижками кнопками по месту или по команде оператора запрещено.
Готовность к пуску - дополнительный режим к режимам основной, дистанционный, резервный. Выставляется автоматически при отсутствии агрегатных и общестанционных защит и наличии соответствующих технологических параметров, определяющих готовность агрегата к запуску.
Ремонтный - выбирается оператором или выставляется автоматически при наличии агрегатных защит. При установке режима происходит автоматический стоп агрегата с закрытием агрегатных задвижек. Открытие агрегатных задвижек и пуск агрегата запрещены.
Программа управления агрегатом предусматривает:
# прекращение программы пуска агрегата и останов задвижек при получении команд на его отключение до завершения исполнения выбранной программы;
# отключение агрегата и выдачу аварийного сигнала при несанкционированном изменении положения задвижек работающего агрегата;
# постоянный контроль состояния исправности высоковольтного включателя;
# перевод его другой режим управления без изменения его рабочего состояния, если это изменение не предусматривается при переводе в другой режим.
Подпорный агрегат.
Для подпорных насосных агрегатов должны быть предусмотрены следующие режимы управления:
Основной - выбирается оператором при отсутствии агрегатных защит. Применяется для запуска выбранного агрегата оператором из МДП. Агрегатные задвижки могут управляться кнопками по месту или по команде оператора до пуска агрегата. После пуска агрегата управление задвижками кнопками по месту или с клавиатуры запрещено. Останов агрегата кнопками по месту разрешен.
Дистанционный - выбирается оператором при отсутствии агрегатных защит и режиме управления станции дистанционный.
Резервный - выбирается оператором при отсутствии агрегатных защит и открытых агрегатных задвижках. Применяется для автоматического ввода резерва (АВР) при остановке работавшего агрегата собственной защитой.
Готовность к пуску - дополнительный режим к режимам основной, дистанционный и резервный.
Ремонтный - выбирается оператором или выставляется автоматически при наличии агрегатных защит. При установке режима происходит автоматический стоп агрегата с закрытием агрегатных задвижек. Открытие агрегатных задвижек и пуск агрегата запрещены.
Резервированный электропривод.
Задача обеспечивает автоматический ввод резерва при неисправности основного оборудования. Назначение основного и резервного оборудования выполняет оператор. В задаче обеспечивается подсказка оператору о наработке оборудования, для обеспечения равномерного износа оборудования.
Режим работы оборудования 3 группы.
Маслосистема.
Задача реализуется исходя из типовой технологической схемы маслосистемы в которую входят:
# Маслонасосы (рабочий \ резервный);
# Маслофильтры;
# Маслобаки;
# Аккумулятор масла (емкость статического давления);
# Маслоохладители;
# Приборы контроля технологического процесса.
Задача управления обеспечивает автоматический или ручной пуск маслосистемы и поддержание заданного режима работы. При возникновении аварии формирует команду на останов насосной станции. Включение маслонасосов происходит по сигналу пуск насосной станции и во время работы контролируется:
# уровень масло в баках 1,2
# уровень масла в авар. баке
# аварийный уровень масла в баках 1,2
# аварийный уровень масла в авар. баке
# давление масла перед фильтрами
# давление масла после фильтров
# давление масла к МН1 ... .МН N
# давление маслонасоса 1,2
# температура масла на входе охладителя 1,2
# температура масла на выходе охладителя 1,2
# загазованность СН4.
ПО уровню масла в баках 1,2 и уровню масла в авар. баке выдается предупредительная сигнализация. По аварийному уровню масла в баках 1,2 и в авар. баке выдается аварийная сигнализация и запускается команда на запуск алгоритма защит насосной станции. По отклонению давления масла перед фильтрами, после фильтров, давлению масла к магистральному агрегату 1 магистральному агрегату N и давлению маслонасосов 1,2 выдается аварийная сигнализация и запускается команда на запуск алгоритма защит насосной станции. По сигналу загазованность СН4 в приямке маслобаков выдается предупредительная сигнализация и запускается команда на запуск вытяжной вентиляции.
Система сбора утечек.
Задача обеспечивает автоматический или ручной пуск системы сбора утечек и поддержание заданного режима работы. При возникновении аварии формирует команду на останов насосной станции. Включение погружных насосов производится по максимальному уровню е емкостях сбора утечек нефти при условии, что насос находится в автоматическом режиме; задвижки по ходу нефти ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
КОЛЛЕДЖ АТЫРАУСКОГО ИНЖЕНЕРНО-ГУМАНИТАРНОГО ИНСТИТУТА
К защите допущен:
Директор Учреждение Колледжа Атырауского
инженерно- гуманитарного иститута
_____________Досниязов А.Т.
___________________2017 г.
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
На тему: Проект автоматизации магистральных насосов на ГНПС Узень
Дипломник - студент: _____________ ________________
(подпись) (Ф.И.О.)
Руководитель: _____________ ________________
(подпись) (Ф.И.О.)
Атырау 2017 год
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
КОЛЛЕДЖ АТЫРАУСКОГО ИНЖЕНЕРНО-ГУМАНИТАРНОГО ИНСТИТУТА
Специальность: 2006002 Сооружение и эксплуатация
газонефтепроводов и газонефтехранилищ
Утверждаю
Заместитель директора по
учебной работе Сарекенова С.К.
_____ ___________2017 года
ЗАДАНИЕ НА ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ
Студент____________________________ _________________________________
Тема проекта____________________________ ___________________________
___________________________________ ________________________________
1. Утвержден приказом колледжа от _______________________________ ___
2. Срок сдачи студента законченного проекта ____________________________
3. Исходные данные по проекту____________________________ ____________
___________________________________ ___________________________________ ________________________________ __________________________________
4. Содержание расчетно-пояснительная записка (перечень вопросов подлежащих к разработке)________________________ _____________________
___________________________________ ___________________________________ ________________________________ __________________________________
5. Перечень графического материала (с точным указанном обязательных чертежей)__________________________ __________________________________
___________________________________ _________________________________
6. Консультант по проекту (с указанием, относящихся с ним разделов проекта)___________________________ __________________________________
___________________________________ ___________________________________ ________________________________ __________________________________
7.Список литературы ___________________________________ _______________
___________________________________ ___________________________________ ________________________________ __________________________________
Задание выдал:___________________________________ _________________
(подпись руководителя, дата)
Задание принял:___________________________________ ________________
(подпись студента)
АННОТАЦИЯ
В данном проекте разрабатывается автоматизация магистральных насосов на месторождение Узень. Цель - состоит в обеспечении надежного и бесперебойного снабжения потребителей газом и нефтепродуктами при экономичной работе всего технологического оборудования.
В специальном разделе рассмотрены автоматизация отдельных объектов систем газо- и нефтеснабжения, определяются их производственные назначения, используемой технологией и оборудованием, но в конечном итоге подчинены достижению указанной цели для системы в целом.
Содержание
Введение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..5
1. Инженерно - геологическая часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... .7
1.1. Общий обзор месторождения Узень ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ...7
1.2. История геологической изученности и разработки месторождения ... ... ..8
1.3. Стратиграфия ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...10
2. Технологическая часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... .14
2.1. Национальная компания по транспортировке нефти КазТрансОйл ... ..14
2.2. Общие положения о ГНПС Узень ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ...15
2.3. Основные задачи и функции ГНПС ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..16
2.4. Режимы работы ГНПС и оборудования ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 16
2.5. Автоматизированные системы управления технологическими процессами ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .23
2.6. Система автоматизации НПС ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .25
2.7. О службе АСУ ТП ГНПС Узень ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... .28
2.8. Автоматическая защита магистральной насосной ... ... ... ... ... ... ... ... .30
2.9. Служба КИП и А ГНПС Узень ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ...32
2.10. Магистральные насосные агрегаты ГНПС Узень ... ... ... ... ... ... .. ..33
2.11. Автоматическая защита и управления магистральными насосными
Агрегатами ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .40
2.12. Пуск в работу насосных агрегатов (магистральных и подпорных) ... ... .41
2.13. Расчетная часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 47
3. Охрана труда и окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ..53
3.1. Охрана труда и техника безопасности ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...53
3.2. Безопасная эксплуатация общестанционной автоматики ... ... ... ... ... ...56
3.3. Безопасная эксплуатация системы автоматики подпорного и магистрального насосных агрегатов ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... 58
3.4. Аварийное отключение магистрального насоса без возможности повторного пуска ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .61
3.5. Указание мер безопасности ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .61
3.6. Отключение магистральных агрегатов при предельных значениях давления ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...62
3.7. Аварийное отключение станции без возможности повторного пуска ... ... 62
3.8. Пожарная безопасность насосных станции ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .62
3.9. Охрана труда и окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ..64
3.10. Санитарно - техническое решение по защите от влияния внешних воздействии ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .65
4. Экономическая часть ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..67
4.1. Экономическая эффективность ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... .67
4.2. Расчет амортизационных отчислений ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ..70
Заключение ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 72
Литература ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 73
Введение
Современное газо- и нефтеснабжение страны обеспечивается производственными комплексами, включающими в себя большое число сложных технологических объектов добычи, транспорта, хранения и распределения нефти и газа. Образующими элементами систем транспорта и хранения нефти и газа являются магистральные газо- и нефтепроводы, газо- и нефтехранилища и нефтебазы. Эти элементы, в свою очередь, состоят из производственных объектов, таких, как линейные участки трубопроводов, компрессорные и насосные станции, газораспределительные станции, резервуарные парки и наливные эстакады, газо- и нефтехранилища, установки и сооружения, объединенные технологическими процессом.
Задачи автоматизации на современном этапе состоят не только в освобождении человека от неквалифицированного труда и высвобождении его для творческой производственной и общественной деятельности, но и в коренном повышении эффективности, надежности и качества производства.
Основная цель этих комплексов газо- и нефтеснабжения состоит в обеспечении надежного и бесперебойного снабжения потребителей газом и нефтепродуктами при экономичной работе всего технологического оборудования.
В условиях роста объемов и дальности транспортных потоков, насыщенности газо- и нефтетранспортных систем оборудованием и аппаратурой, сложности технологических и производственных связей между рассредоточенными объектами достижение этой цели возможно только при широком использовании средств автоматики и вычислительной техники.
Рост числа промышленных предприятий, расширение их производственных связей, создание производственных объединений и единых отраслевых систем, таких, как единая система газоснабжения (ЕСГ), требуют соответствующего развития и совершенствования управления. Эффективное управление технологическими процессами, предприятиями, объединениями и отраслями в целом невозможно без применение средств информационной, вычислительной и организационной техники, которые при системном их использовании в сочетании с организационными мероприятиями образуют автоматизированные системы управления (АСУ). Автоматизированная система управления - разновидность систем управления, включающая технические средства, которые обеспечивают замену физического и умственного труда человека работой машин для сбора, переработки и вывода информации, требующих, однако, затрат труда операторов для своего обслуживания и выполнения отдельных функции управления.
Внедрение этих систем в газовой и нефтяной промышленности ведется в больших масштабах, высокими темпами, и следует ожидать, что в ближайшее время они будут охватывать все сферы производственной деятельности этих отраслей народного хозяйства.
Основная задача автоматизации отдельных объектов систем газо- и нефтеснабжения определяются их производственным назначением, используемой технологией и оборудованием, но в конечном итоге подчинены достижению указанной цели для системы в целом.
1. Инженерно - геологическая часть
1.1.Общий обзор месторождения Узень.
Месторождения Узень расположено на полуострове Мангышлак, в Южней степной части Мангистауской области. В центральной и южной частях района располагаются обширные бессточные впадины, наиболее крупным является впадина Карагия, имеющая минимальную абсолютную отметку - 132 метров. Плато, занимая центральную часть, круто образуется в виде уступов в сторону впадины Узень. Впадина Узень занимает площадь около 500 км[2]. По характеру почвенного и растительного покрова рассматриваемый район относится к пустынной зоне. Пустынно - степные пространство района используется под пастбищ. Однако, из - за недостатков воды и сезонности растительного покрова используется далеко не вся площадь. Месторождение нефти и газа открыто в 1961 году. Растительный и животный мир характерен для пустынь и полупустынь. Основным видом является черная полынь. Часто встречается перекоси поля. Из животных, заселяющих этот район можно выделить: сайгаки, зайцы, семейство грызунов, в редком случае - лисиц. Климат района резко континентальный. Лето жаркое и продолжительное. В отдельные годы температура воздуха достигает +45 С. Зима малоснежная, с сильными ветрами нередко буранами. В наибольшие холодные зимы морозы достигают +30 С. Район отличается ветрами. Осадков выпадает мало. Дождевые осадки преобладают над снежными. Атмосферные осадки неустойчивы во времени, их количество достигает 200 - 250 мм во влажные годы. В экономическом отношении района является слабо обжитым. Вплоть до последнего времени, вследствие отдельности района от промышленных центров, слабой заселенности, тяжелых климатических условии, отсутствия дорог и питьевой воды освоение Мангышлака шло медленно. За последние 15 лет выросло несколько рабочих поселков население которых составляет по несколько тысяч человек. В поселке Узень 7000. Питьевая вода в Узене до последнего времени доставлялась автоцистернами из колодцев Бормы, расположенных в 50 км от поселка. В настоящее время питьевая вода поступает из дрогеологических скважин пробуренных в песчаных массивах Саускан - Бостамкум, по проложенной водопроводной линии. Это слабосоленая вода из колодца, привозная опресненная вода из Шевченко.
Южный Мангышлак богат строительными материалами в первую очередь известняками - ракушечными, которые широко используется, как строительный материал. Впадина Тупгракшен расположена в восточной части площади месторождения. Она вытянута в горизонталь нам направлении. Размеры и глубина ее значительно уступают впадине Узень. Минимальная отметка составляет +137 метров. Освоение нефтяных месторождении на полуострове Мангышлак в безводной пустынной зоне газовых трубопроводов, большее затраты как их эксплуатации и ремонт, чистые остановки компрессорной станции. Насосную эксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях при дебитах скважин от нескольких килограммов до многих сотен тонн в сутки. Современные глубинонасосные установки позволяют извлекать нефть с глубин до 3000м и более. Для подъема нефти из скважин при глубинно насосной эксплуатации применяют насосы и насосные установки различных видов.
1. Поршневые насосы с приводом через колону штанг от станка - качалки, установленного на поверхности.
2. Погруженные центробежные насосы с электроприводами.
3. Разработаны и проходят промышленные испытания конструкции поршневых насосов с гидравлическими приводом и др.
Наибольшее распределение на промыслах получили насосные установки первой группы.
В современной практике глубинонасосной эксплуатации скважин параметры F, S, n, a могут меняться в очень широком диапазоне. Так, диаметры плунжера определяющие размер F, изменяются в пределах от 28 до 120 мм; длина хода полированного штока S может от 0,45 до 4,5 м и более; число ходов n от 1 до 20 в минуту большое. На коэффициент подачи насоса влияют большое количество факторов, и поэтому он может изменяться в широких пределах от 1,0 до 0,1, а иногда и нижнею. Все это определяют широкие возможности изменения производительности насосных установок. В промысловых условиях работу насоса считают хорошей, если коэффициент подачи равен 0,7 - 0,8.
1.2. История геологической изученности и разработки месторождения
Изучение геологического строения Мангышлака начато в конце прошлого столетия. К наиболее важным этапам геологического исследования в дореволюционный период относится отрезок времени с 1887 года по 1916 год, когда здесь работал Андрусов К.И. и его ученики. В результате этих работ была создана многографическая сводка о геологическом строении горного Мангышлакарного Мангышлакапервая схема стратиграфического расчленения юрских отложений в этом районе.
Первые признаки нефти на Мангышлаке обнаружены в 1899 - 1901 годах в районе оврагов и колодцев Таспас, при проведении военно-топографической съёмки.
Из наиболее значительных исследований по стратиграфии, тектонике и нефтеносности Мангышлака в более поздний период (1926-1942 годы) следует отметить работы Боярупаса М.В. , Алексейчика С.М. и Мокринского В.В.
Во многих отношениях заслуживает внимания работы Алексейчика С.Н.
(1936,1941 в годах), изучавшего геологическое строение Мангышлака в связи с него нефтегазоностностью. Им было выявлено Узенское поднятие. Это был первый исследователь, с убеждённостью высказавшийся о том, что нефть на Мангышлаке генетически может быть связана только с юрскими отложениями.
В 1951 году составлена сводка по геологии и нефтеносности Западного Казахстана, проведён анализ всего геологического материала и дана высокая оценка перспектив нефтегазоносности полуострова Мангышлак.
В 1957 - 1961 годы ВНИГРИ (Даянов В.Ф., Трифонов, и др.) был рекомендован на Мангышлаке ряд районов для проведения поисков и разведки нефти и газа. В пределах Жетыбайской и Узенской структур в 1959 - 1966 годах проводилась геологическая съёмка в масштабе 1: 50000.
Одновременно с геологической съёмкой и структурно-поисковым бурением проводились сейсморазведочные работы.
На площадке Узень 5. 01. 1961 года при бурении структурно-поисковой скважины N 18 впервые получен фонтан газа. Забой скважины при глубине 365,7 м. находился в отложениях Альба. Завершающим этапом поисковых работ на Узенской площади явилось глубокое структурно-поисковое бурение, в задачу которого входило выявление промышленной нефтегазоносности разреза, юрских и нижнемеловых отложений.
В соответствии с Постановлением Совета министров СССР от 15. 09. 1961 года производственным организациям совместно с научно исследовательскими организациями ВНИГРИ, ВНИИ, ВНИИ газ в 1962 года был составлен проект промышленной разведки месторождения Узень. Запасы нефти были утверждены ГКЗ СССР в мае 1966 года.
Проект опытной эксплуатации и генеральная схема разработки месторождения Узень составлена ВНИИ нефть в 1965 году, утверждена центральной комиссией по разработке МНП в декабре 1965 года.
Генеральной схемой в утверждённом варианте предусматривалось разрабатывать I и II объекты при поперечном разрезании восемью рядами нагнетательных скважин, III объект при законтурном заводнении, а IV объект без поддержания пластового давления, при режиме вытеснения газированной нефти водой за счёт упругости законтурной области.
Анализ основных технологических показателей и особенностей процесса извлечения нефти из столь мощных многопластовых объектов выявил целый ряд недостатков в их разработке. В результате в начале 1973 года было принято решение о разукрупнении I и II объектов, и выделение каждого в самостоятельный объект эксплуатации.
Промышленная закачка воды началась осуществляться с 1967 года, т.е. спустя два года после начала разработки месторождения Узень. Учитывая специфические особенности узенской нефти, в соответствии с рекомендациями генеральной схемы разработки месторождения с 1970 года ведутся работы по внедрению объектов для закачки горячей воды в продуктивные горизонты.
В настоящее время горячая вода подготавливается на различных установках. Так как приготовление горячей воды связано с большими затратами на её нагрев, разработан циклический метод закачки горячей воды. Сущность его заключается в том, что в продуктивный пласт закачивают поочерёдно заданные объёмы, то горячей, то холодной водой. В процессе закачки горячей воды нагревается кровля и подошва пласта. В этом случае холодная вода нагревается за счёт поступающего тепла из нагретой кровли и подошвы пласта, а при закачке холодной воды горячая вода вытесняется в глубь пласта.
1.3.Стратиграфия.
Полуостров Мангышлак, в пределах которого расположено месторождение Узень в тектоническом отношении приурочен к Закаспийской части платформой юга ССР, расположенный между Русской дополеозойской платформой на севере и альпийскими складочными платформой. Месторождение Узень многопластовые, имеет исключительно сложное строение. Глубокими разведочными скважинами в Ново - Узенской площади вскрыто мощная толща осадочных отложении мезокайнозойского возраста. Максимальная мощность разреза (около 2000 м) пройдено скважинами №5 и №33. Ново - Узенской площади в 1965 году было закончено бурение скважины №53. глубиной 2200 м, изучение Керна позволило установить в разрезе нижние юрские, триасовые и меловые отложения. В разрезе 25 продуктивных горизонтов ( I-XXV ). Из них с I-XII горизонты принадлежат к нижнемеловым отложениям. Стратиграфическим относятся к тиранским (I - горизонт), сеноманским (II - горизонт) отложениям, состоящим из переслаивающихся песчаных, алевритовых и глинистых пород. Рассмотрим подробности триасового и юрского отложения, а также мощности относящихся к ним ярусов и отделов.
Триасовая система.
Отложение уверено относившийся к триасу вскрыты на глубине 2154 - 2120 метров в скважине №53. Были определены пор и пальцы, который по заключению палеонтолога ВНИТРИ Меньшиковой характерен для среднего и верхнего триаса. В поропыльцевом комплексе пор - 42 - 63 %, пыльцы 37 - 5 %. Вскрытая мощность отложения триаса составляет в скважине 5 - 39 метров и 53 - 58 метров. Литологически они представлены аргелитом темно - коричневого цвета и черного цвета с микрослойнами в виде тонко - зернистого песчаника и алеврита.
Байский ярус.
В пределах месторождения Узень верхняя граница байского яруса проходит несколько ниже принимаемого положения. В полке возможно, что ее положения совпадают с подошвой XVII горизонта. Мощность байского яруса представлены главными образами, песчано - алевритовыми: породами, разделенными глинистыми прослоями и пачками. Песчаники серые, реже коричнево - серые, мелкозернистые, слабоцементированные, глинисто - карбонатным цементам. Изредка поровый. Алевриты имеют серую с буроватым оттенком. В отложениях байского яруса встречаются много обучившихся растительных осадков.
Юрская система.
В разрезе юрской системы выделяется три отдела:
1. Нижнеюрский отдел (глубина вскрытия 1795 метров, мощность 200 метров).
2. Среднеюрский отдел.
3. Верхняя юра.
Нижнеюрский отдел.
Нижнеюрские отложения представлены преимущественно песчаниками, алевритами, глинами и аргелитами. Песчаники серые, местами желтоватым оттенком, мелкозернистая оттенка. Алевриты имеют в основном серую и темно - серую окраску. Песчаники и алевриты плотноцементированы глинисто - кремнистым цементом. Минералогические песчаники и алевриты представлены аналогичным песчаником. В разрезе также встречаются растительные осадки.
Среднеюрский отдел.
Отложения средней юры вскрыты в скважинах №1,5,42,55,57,60. Большинство исследований в разрезе средней юры выделяют три яруса. Однако единая точка зрения на объем этих подразделений отсутствует. Сказанное в большей степени относятся к границам между байским и батским ярусам.
Верхняя юра.
Верхнеюрские отложения в пределах Узенской площади подразделяются на два яруса: келловейский и оксофортский. Келловейский ярус представлен преимущественно глинистой толщей пород, мощностью 110 метров. В нижней части имеются чередование песчаников, алевритов и глин. Породы обогащены растительной органикой пропитаны нефтью. К этому ярусу приурочены XIII и верхняя часть XVI горизонтов. Оксофордский ярус сложен глинами, мерглинами и глинистомельчистыми породами. Мощность этого яруса составляет около 152 метров. Имеются включение растительной органики.
Байосский ярус (J2 В)
Байосские отложения распространены наиболее широко и выделяются повсеместно. Отложения байосского яруса представлены в основном континентальными и лагунно-континентальными фациями, сложенными алевролитами и глинами с включениями обугленной растительной органикой, прослоями и линзами углей. В отложениях байосского яруса наблюдаются преобладания глинистых и алевролитистых пород нижней части разреза и песчаных в верхней части. Толщина их изменяется от 500 до 520 и более метров. По методологии и споровопыльцовому комплексу отложения байосского яруса подразделяются на два подяруса.
Верхний байос-батский ярусы (J2 b2+bt)
Отложения их сложены сравнительно мощными пластами песчаников и алевролитов с прослоями глин. Песчаники серые, буровато-серые, слабо и среднесцементированные. Алевролиты глинистые, песчанистые, крупнозернистые с неясно слоистой текстурой. Глины тёмно и буровато-серые. Граница между байосскими и батскими отложениями проводятся с большой долей условности по подошве XV продуктивного горизонта. В верхне байос-батском комплексе выделены продуктивные горизонты XVI, XV и большая нижняя часть XIV продуктивного горизонт. Толщина верхнего байос-батского отложения составляет 100 - 150 м.
Верхний отдел (J3)
В верхнеюрском отделе выделяются келловейский, оксфордский и кимериджский ярусы представленные в основном с морскими осадками с фауной. Толщины рассматриваемых отложений составляет 280 м.
Келловейский ярус (J3 k)
Представляет собой преимущественно глинистой толщей с подчинёнными прослоями песчаников и алевролитов, реже известняков. Глины келловейского яруса имеют серую, тёмно-серую, пепельно-серую окраску, иногда с зеленоватыми и буроватыми оттенками. Песчаники и алевролиты окрашены в серые, зеленовато-серые, реже тёмно-серые и буроватые тона. Среди песчаников преобладают мелкозернистые разности. В келловейском ярусе выделены: верхняя часть XIV и XIII продуктивного горизонта. Толщины его изменяются от 50 до 135 м.
Оксфорд-кимериджские отложения (J3 o)
Оксфорд-кимериджские отложения при оценке нефтегазоносности юрских отложений выделяются в качестве глинисто-карбонатной покрышки над нефтеносной толщей ааленкелловейского комплекса. Он сложен довольно мощной толщей глинисто-мергелистых пород, среди которых в виде редких тонких прослоев встречаются песчаники, алевролиты, известняки. Толщина оксфорд-кимериджских отложений колеблется от 50 до 55 метров для нижней пачки, и от 30 до 97 метров для верхней.
Меловая система (K)
Отложение меловой системы залегают на размытой поверхности верхнеюрских отложений, и представлены нижними и верхними отделами и всеми ярусами. По методологическим и генетическим признакам меловые отложения подразделяются на три части: нижнюю-терригенно-карбонатную, среднюю терригенную (альб, сеноман) и верхнюю карбонатную (туран-датский) ярусы.Толщина меловых отложений составляют около 1100 метров. Продуктивная толща меловых отложений представлена монотонным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пластов и пачек.
Кайнозойская система представлена палеогеновыми и неогеновыми породами. К палеогеновым отложениям относятся мергельно-известковистые породы и однообразная толща глин. Толщина палеогеновых отложений 150-170 метров.
Неогеновая система представлена тортонскими и сарматскими ярусами. Мощность тортонского яруса изменяется от 19 до 25 метров, сарматского от 80-95 метров.
Палеогеновая система (P)
К палеогеновым отложениям относятся эоценовый и олигоценовый отделы. Эоценовый отдел представлен мергелями и известняками с прослоями глин. Олигоценовый отдел представлен однообразной толщей глин серого и светло-серого цвета. Толщина палеогена 150-170 метров.
Неогеновая система (N)
Неогеновые отложения представлены отложениями тортонского и сарматского ярусов. Тортонский ярус представлен толщей глин, мергелей, песчаников и известняков. Отложение сарматского яруса представлено переслаиванием известняков, мергелей и глин. Общей толщиной неогеновой системы достигает 115 метров.
Четвертичная система (Q)
Четвертичные отложения представлены суглинками, песками, глинами эмовиально-демовиального происхождения. Толщины отложений до 5-7 метров.
2. Технологическая часть
2.1. Национальная компания по транспортировке нефти КазТрансОйл
Все основные запасы нефти в Казахстане находятся в самом центре Евроазиатского континента, что подчеркивает важность их эффективной транспортировки для страны в целом. В связи с этим, дальнейшее развитие системы транспортировки нефти, целью которой является обеспечение безопасности экспорта нефти и поставок нефти на внутренний рынок, приобретает исключительный характер. С целью достижения этих целей, пять лет назад Правительство Республики Казахстан приняло решение создать ЗАО КазТрансОил. Компания создано с целью соблюдения экономических интересов республики в вопросах транспортировки, экспорта и импорта нефти и нефтепродуктов, оптимизации структуры управления предприятиями нефтепроводного транспорта, привлечения инвестиций, проведение единой тарифной политики для всех пользователей системы магистральных трубопроводов. В структуру ЗАО КазТрансОйл входит четыре филиала:
1. Западный филиал (город Актау)
Западный филиал является оператором нефтепроводов протяженностью 3 012 км и магистральных нефтепроводов, проходящих по морю, протяженностью 3 140 км, включая уникальный постоянно действующий нефтепровод Узень - Атырау - Самара протяженностью 1 232 км с диаметром трубы 1020\720 мм. Эти нефтепроводы обеспечивают перекачку высоко индексной нефти, добываемой на месторождении Бузачи и быстро замерзающей нефти, добываемой на месторождении Мангышлак с попутным подогревом с целью избежания ее замерзания. Пропускная способность нефтепровода Узень - Атырау - Самара составляет 12 мл. тонн нефти в год.
2. Актобе (город Актобе)
Актобский филиал является оператором системы нефтепроводов Жаножол - Кенкияк - Орск общей протяженностью 891 км. Нефть Актобского месторождения поставляется в Россию, на завод Орскнефтеоргсинтез. Благодаря вводу в эксплуатацию нефтеналивной эстакады на станции Бестамак появилась возможность поставлять нефть по железной дороге на нефтеперерабатывающий завод в Чимкенте и за рубеж.
3. Восточный филиал (город Павлодар)
Восточный филиал является оператором нефтепровода проходящего по территории Казахстана с Севера на Юг и имеющего общую протяженность 2574км. Построенный в 1977 - 1988 годах, этот нефтепровод обеспечивает поставки Западносибирской нефти на нефтеперерабатывающие заводы Казахстана (в Павлодаре и Чимкенте) и Туркменистана (в Чарджоу). На протяжении нескольких последних лет Восточный филиал транспортирует нефть с месторождений Кумкольского региона на нефтеперерабатывающий завод Чимкента и нефть из Западной Сибири на Павлодарский нефтеперерабатывающий завод.
4. Научно - технический центр
Основной целью деятельности научно - технического центра ЗАО КазТрансОйл является создание собственной базы для проведения изысканий и исследований, а также исследовательских работ и технологической разработки, автоматизации технического и управленческого процесса, модернизации телекоммуникационных систем и развития информационных технологий, подготовки и переподготовки специалистов. Протяженность наземных транспортных систем, эксплуатируемых компанией КазТрансОйл (тыс. км):
Магистральные нефтепроводы ... ... ... 630
Нефтепродуктопроводы ... ... ... ... ... ..1100
Магистральные водоводы ... ... ... ... ... 3400
Компания КазТрансОйл уполномочена представлять интересы Республики Казахстан во всех трубопроводных проектах, в том числе и международных.
2.2.Общее положение о ГНПС Узень Мангистауского нефтепроводного управления
16 июня 1965 г. - для транспортировки Мангышлакской нефти было создано Управление магистральными нефтегазопродуктопроводами (УМНГПП) при объединении Мангышлакнефть. Головная нефтеперекачивающая станция Узень является структурным подразделением Мангистауского нефтепроводного управления Западного филиала Закрытого акционерного общества КазТрансОйл.
Главной целью ГНПС является обеспечение выполнения установленных заданий управления, филиала, общества по приему, хранению, перекачке нефти и поставка воды для потребителей в заданные сроки, запланированного качества с соблюдением заданной технологии и режимов ТП в пределах границ определяемых приказом по управлению. В ее составе головная НПС Узень с железнодорожной эстакадой (наливной) на 9 стояков одновременным наливом 450 тн, с насосом У8 - 3,9 ГВ, У8 - 4с производительностью 120 - 140 м [3]\час.
10 июля 1965 г. - из НПС Узень отправлен первый эшелон с Мангышлакской нефтью Гурьевскому НПЗ. 10 октября 1966 г. с вводом нефтепровода Узень - Жетыбай - Шевченко Ду - 530 мм протяженностью 141,6 км, началась перевозка морским транспортом из НПС Шевченко. Август 1969 г. - сдана в эксплуатацию 1 очередь нефтепровода Узень - Гурьев с 8 пунктами подогрева с печами Г9ПО2В. В 1976 году в полном объеме внедрена автоматизированная информационная система на базе телетайпной связи, что позволило более качественно решать вопросы транспорта нефти. Внедрен вычислительный комплекс Наири, запущена полностью вторая нитка нефтепровода. В 1977 году внедряется комплексная система автоматизации Хоневелл, вводится в эксплуатацию водовод Бейнеу - Узень протяженностью 318, 77 км. В 1979 году завершены работы по полному комплексу автоматизации ЛПДС Узень. В 1981 г. завершены работы по телемеханизации линейной части нефтепровода Узень - Гурьев (2 - нитка). В августе 1981 года состоялась отгрузка 200 мл. т. нефти. В 1996 году на ЛПДС Узень ввели в эксплуатацию печи подогрева ПТБ - 10.
2.3.Основные задачи и функции ГНПС
В соответствии с главной целью на ГНПС возложены следующие основные функции:
1.Обеспечение бесперебойного эксплуатации МНП, водоводов и их объектов: технологического, энергетического, теплотехнического оборудования, средств КИП и А, ЭХЗ и ВЛ, здании и сооружении и линейной части, резервуарного парка, печей подогрева нефти пределах границ, определенных приказом по управлению, закрепленных спецтехники и автотранспорта, другого оборудования, путем своевременного и технического обслуживания, проведение своевременных текущих ремонтов.
2.Обеспечение достоверного учета нефти и воды, своевременного представление данных о нефти и воды для проведения соответствующих анализов.
3.В соответствии с РД и другими нормативным документами четкое соблюдение графиков плано - предупредительных ремонтов (ППР) и проведение других необходимы организационно - технических мероприятии, направленных на предотвращение аварийных ситуации, повышение надежности эксплуатируемых объектов и сооружении, увеличение межремонтного периода их работы, сокращение времени простоя на ремонты, сокращение потерь нефти и воды.
4.Своевременное составление и преставление заявок на ТМН, дефектных ведомостей для проведения различного рода ремонтов.
5.Выполнение комплексных программ по охране труда, техники безопасности, пожарной и экологической безопасности, защите окружающей среды.
6.Внедрение в производства новых, более безопасных и эффективных производственных процессов в области экологии, охраны труда и пожарной безопасности с использованием передовых достижений науки технологии.
7.Осуществление функции заказчика по капитальному строительству и капитальному ремонту объектов управления.
2.4.Режимы работы ГНПС и оборудования
Режим работы ГНПС определяется совокупностью заданных режимов управления для оборудования входящего в состав ГНПС.
Оборудование входящее в состав ГНПС классифицируется по группам определяющим уровень технологического процесса:
1 группа:
# Мотор;
# Задвижка;
# Высоковольтный выключатель.
2 группа:
# Печь подогрева;
# Подпорный агрегат;
# Магистральный агрегат;
# Резервуар;
# Резервированный электропривод.
3 группа:
# Маслосистема;
# Система сбора утечек;
# Система энергоснабжения;
# Водоснабжения;
# Вентиляция;
# КНС.
4 группа:
# Подпорная насосная станция;
# Магистральная насосная станция;
# Резервная насосная станция;
# Пункт подогрева нефти;
# Резервуарный парк.
5 группа:
# Транспорт нефти.
Режим работы оборудования 1 группы.
Мотор.
Объект полностью унифицирован под все типы электроприводного не реверсивного оборудования (насосы). Объект имеет состояния: включен; отключен; в местном дистанционном режиме управления; неисправен. Управление (включить \ отключить) может производится, в зависимости от режима управления, с кнопочных постов управления (по месту) или из системы управления.
Задвижка.
Объект полностью унифицирован под все типы электроприводных задвижек с реверсивным управлением. Объект имеет состояния: открыта; закрыта; открывается; закрывается; в промежуточном положении; в местном \ дистанционном режиме управления; неисправна. Управление ( открыть \ закрыть \ стоп) может производится, в зависимости от режима управления, с кнопочных постов управления (по месту) или из системы управления.
Высоковольтный выключатель.
Объект полностью унифицирован под все типы высоковольтных выключателей. Объект имеет состояния: включен; отключен; в местном дистанционном режиме управления; неисправен; в ремонте. Управления может производится, в зависимости от режима управления, с кнопочных постов управления или из системы управления. Управление по месту предусмотрено только для режима опробования работоспособности высоковольтных выключателей.
Режимы работы оборудования 2 группы.
Печь подогрева.
Для печи подогрева нефти (ППН) должны быть предусмотрены следующие режим управления:
Основной - выбирается оператором при отсутствии аварийных защит. Применяется для запуска выбранной печи оператором по месту, в ручном режиме (автоматический пуск печей не предусматривается). Печные задвижки могут управляться кнопками по месту или по команде оператора до пуска печи. После пуска печи управление задвижками кнопками по месту или с клавиатуры запрещено. Останов печи кнопками по месту разрешен.
Дистанционный - выбирается оператором при отсутствии в аварийных защит и режиме управления станции дистанционный. Применяется для контроля и управления выбранной печью диспетчером РДП. В этом режиме управление задвижками кнопками по месту или из операторной запрещено.
Резервный - выбирается оператором при отсутствии аварийных защит. Применяется для ручного ввода резерва при остановке работавшей печи собственной защитой. Управление печными задвижками кнопками по месту или по команде оператора запрещено.
Готовность к пуску - дополнительный режим к режимам основной, дистанционный и резервный. Выставляется автоматически при отсутствии печных и общестанционных защит и наличии соответствующих технологических параметров, определяющих готовность печи к запуску. Пуск печи выполняется при наличии предпусковых условий. Пуск печи может выполняться только оператором в ручном режиме по месту.
Останов печи - выполняется в трех вариантах: нормальный останов - выполняется при плановых остановках по команде оператора; останов по защитам - выполняется автоматически по отклонению технологических параметров от нормы; аварийный останов - выполняется автоматически при возникновении аварийных ситуаций ( пожар, разрыв трубопровода.)
Магистральный агрегат.
Для магистральных насосных агрегатов должны быть предусмотрены следующие режимы управления:
Основной - выбирается оператором при отсутствии агрегатных защит. Применяется для запуска выбранного агрегата оператором из МДП. Агрегатные задвижки могут управляться кнопками по месту или по команде оператора до пуска агрегата. После пуска агрегата управление задвижками кнопками по месту или с клавиатуры запрещено. Останов агрегата кнопками по месту разрешен.
Дистанционный - выбирается оператором при отсутствии агрегатных защит и режиме управления станции дистанционный. Применяется для запуска выбранного агрегата диспетчером РДП. В этом режиме управление задвижками кнопками по месту или из операторной запрещено после получения готовности агрегата к запуску.
Резервный - выбирается оператором при отсутствии агрегатных защит и открытых агрегатных задвижках. Применяется для автоматического ввода резерва (АВР) при остановке работавшего агрегата собственной защитой. Управление агрегатными задвижками кнопками по месту или по команде оператора запрещено.
Готовность к пуску - дополнительный режим к режимам основной, дистанционный, резервный. Выставляется автоматически при отсутствии агрегатных и общестанционных защит и наличии соответствующих технологических параметров, определяющих готовность агрегата к запуску.
Ремонтный - выбирается оператором или выставляется автоматически при наличии агрегатных защит. При установке режима происходит автоматический стоп агрегата с закрытием агрегатных задвижек. Открытие агрегатных задвижек и пуск агрегата запрещены.
Программа управления агрегатом предусматривает:
# прекращение программы пуска агрегата и останов задвижек при получении команд на его отключение до завершения исполнения выбранной программы;
# отключение агрегата и выдачу аварийного сигнала при несанкционированном изменении положения задвижек работающего агрегата;
# постоянный контроль состояния исправности высоковольтного включателя;
# перевод его другой режим управления без изменения его рабочего состояния, если это изменение не предусматривается при переводе в другой режим.
Подпорный агрегат.
Для подпорных насосных агрегатов должны быть предусмотрены следующие режимы управления:
Основной - выбирается оператором при отсутствии агрегатных защит. Применяется для запуска выбранного агрегата оператором из МДП. Агрегатные задвижки могут управляться кнопками по месту или по команде оператора до пуска агрегата. После пуска агрегата управление задвижками кнопками по месту или с клавиатуры запрещено. Останов агрегата кнопками по месту разрешен.
Дистанционный - выбирается оператором при отсутствии агрегатных защит и режиме управления станции дистанционный.
Резервный - выбирается оператором при отсутствии агрегатных защит и открытых агрегатных задвижках. Применяется для автоматического ввода резерва (АВР) при остановке работавшего агрегата собственной защитой.
Готовность к пуску - дополнительный режим к режимам основной, дистанционный и резервный.
Ремонтный - выбирается оператором или выставляется автоматически при наличии агрегатных защит. При установке режима происходит автоматический стоп агрегата с закрытием агрегатных задвижек. Открытие агрегатных задвижек и пуск агрегата запрещены.
Резервированный электропривод.
Задача обеспечивает автоматический ввод резерва при неисправности основного оборудования. Назначение основного и резервного оборудования выполняет оператор. В задаче обеспечивается подсказка оператору о наработке оборудования, для обеспечения равномерного износа оборудования.
Режим работы оборудования 3 группы.
Маслосистема.
Задача реализуется исходя из типовой технологической схемы маслосистемы в которую входят:
# Маслонасосы (рабочий \ резервный);
# Маслофильтры;
# Маслобаки;
# Аккумулятор масла (емкость статического давления);
# Маслоохладители;
# Приборы контроля технологического процесса.
Задача управления обеспечивает автоматический или ручной пуск маслосистемы и поддержание заданного режима работы. При возникновении аварии формирует команду на останов насосной станции. Включение маслонасосов происходит по сигналу пуск насосной станции и во время работы контролируется:
# уровень масло в баках 1,2
# уровень масла в авар. баке
# аварийный уровень масла в баках 1,2
# аварийный уровень масла в авар. баке
# давление масла перед фильтрами
# давление масла после фильтров
# давление масла к МН1 ... .МН N
# давление маслонасоса 1,2
# температура масла на входе охладителя 1,2
# температура масла на выходе охладителя 1,2
# загазованность СН4.
ПО уровню масла в баках 1,2 и уровню масла в авар. баке выдается предупредительная сигнализация. По аварийному уровню масла в баках 1,2 и в авар. баке выдается аварийная сигнализация и запускается команда на запуск алгоритма защит насосной станции. По отклонению давления масла перед фильтрами, после фильтров, давлению масла к магистральному агрегату 1 магистральному агрегату N и давлению маслонасосов 1,2 выдается аварийная сигнализация и запускается команда на запуск алгоритма защит насосной станции. По сигналу загазованность СН4 в приямке маслобаков выдается предупредительная сигнализация и запускается команда на запуск вытяжной вентиляции.
Система сбора утечек.
Задача обеспечивает автоматический или ручной пуск системы сбора утечек и поддержание заданного режима работы. При возникновении аварии формирует команду на останов насосной станции. Включение погружных насосов производится по максимальному уровню е емкостях сбора утечек нефти при условии, что насос находится в автоматическом режиме; задвижки по ходу нефти ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
