СКАЧАТЬ:  teoriya-na-upsv.zip [38,3 Kb] (cкачиваний: 557)

РЕФЕРАТ

         Пояснительная записка 43 стр., 11 источников, приложений 4.

УПСВ, СИСТЕМА  АВТОМАТИЗАЦИИ,  МИКРОПРОЦЕССОР,  ДАТЧИК, АПВ, ОЗУ, АЦП.

         Объектом исследования является установка предварительного сброса воды (УПСВ).

         Цель работы: разработка микропроцессорного контроллера системы автоматизации аппарата подготовки воды на УПСВ-31.

 СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ......................................................................................……………...   5

1. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА       УСТАНОВКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ………………………………………..   6

1.1. Общая характеристика производства……………………………………….     6

1.2. Описание технологического процесса……………………………………….     7

2. АВТОМАТИЗАЦИЯ УСТАНОВКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА

     ВОДЫ…………………………………………………………………………..       14

2.1. Автоматизация системы…………………………………………………….…14

2.2. Приборы и средства автоматизации установки предварительного                                   сброса воды…………………………………………………………………………     17

3. МИКРОПРОЦЕССОРНЫЙ КОНТРОЛЛЕР СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ

    АППАРАТОВ ПОДГОТОВКИ ВОДЫ УПСВ-31…………………………..…   24

3.1. Состав микропроцессорного контроллера…………………………………...  24

3.2. Модуль центрального процессора микроконтроллера……………………… 25

3.3. Модуль постоянного запоминающего устройства…………………………..   27

3.4. Модуль оперативного запоминающего устройства………………………….  29

3.5. Модуль аналого-цифрового   преобразования (АЦП)………………………. 30

3.6. Модуль портов ввода/вывода…………………………………………………31

3.7. Программное обеспечение микропроцессорного контролера ……………... 33

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Схема автоматизации УПСВ-31

ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Блок-схема алгоритма работы микропроцессорного                          контроллера

ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Схема электрическая принципиальная микропроцессорного контроллера

ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Программное обеспечение контроллера.

ВВЕДЕНИЕ

Успехи в развитии отечественной нефтяной  и газовой промышленности в

значительной степени стали возможны вследствие  создания  и развития отечественного нефтяного приборостроения.

      Успешный  процесс переработки  нефти и газа зависит от строгого контроля  и поддержания на заданном уровне давления, температуры, расхода, а также от контроля качества выходного продукта.  Поэтому современное нефтехимическое  и нефтеперерабатывающие  производство  возможно только при оснащении  технических установок соответствующими автоматическими измерительными приборами, информационно-измерительными системами и системами  автоматического управления. Таким образом, современный этап развития добычи и переработки  нефти и газа  немыслим без применения современных контрольно-измерительных средств.

В данной выпускной работе разработан микропроцессорный контроллер системы автоматизации аппарата подготовки воды на УПСВ-31, который может использоваться для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления на объектах в различных отраслях промышленности. 

1.ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА         

   УСТАНОВКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ

1.1. Общая характеристика производства

Установка предварительного  сброса воды (УПСВ) предназначена для предварительного обезвоживания продукции скважин без сепарации и перекачки ее в многофазном состоянии совместно с газом на центральную ДНС-32, а также подготовки пластовой воды для подачи ее в систему поддержки пластового давления (ППД).

     Производительность установки:

          1) по жидкости, тыс. м ³/сут       -9,5

          2) по нефти, тыс. м³/сут              -2,1

          3)  газовый фактор, м³/т              - 76 .

    УПСВ включает в себя следующие объекты:

1) сепарационный комплекс по сбросу и очистке пластовой воды, разработанный 000 МНПП "РАТОН" г. Уфа, в количестве 2-х штук, и состоящий из  успокоительного коллектора, трубного газосборника, аппарата подготовки воды, шестеренчатого насоса для удаления уловленной нефти и выделившегося газа из аппарата подготовки воды;

2) насосные блоки с многофазными насосами фирмы «Зульцер» (2 шт.);

3) блок управления насосами фирмы «Зульцер» (1 шт.);

4) насосный блок НОТ1А.ОО.ОО.ООО для откачки жидкости из подземных емкостей, разработки АО «НАМиК» завода «Нефтемаш» г. Тюмень;

5) насосный блок для дозирования деэмульгатора ,т.п. 5820 СКМ (1 шт.);

6) дренажная емкость;

7) ёмкость для сбора жидкости с предохранительных клапанов;

8) ёмкости для хранения деэмульгатора (2 шт.);

9) блочная кустовая насосная станция (МКНС) малой производительности с насосами ЦНС 63-1400, территориально совмещённая с площадкой УПСВ, изготовитель завод «Ижнефтемаш».

 В её состав входят:

1)    блок насосный с насосами ЦНС-63-1400 (номинальная производительность – 63 м³/час, напор – 1400 м, давление в приёмном патрубке – 0,08-0,3 Мпа, давление на выкиде насосов 14,0 МПа) – 2 рабочих, 1 резервный – блок дренажных насосов –1 шт.;

2)    блок напорной гребёнки – 1 шт.;

3)    блок автоматики – 1 шт.;

4)    куст водозаборных скважин с погружными насосами УЭЦПК16-2000-200 –  3 шт. (2 раб., 1 рез.);

5)    узел сепарации ёмкостью V-50 м³  и давлением 0,8 МПа – 3 шт.;

6)    дренажная ёмкость V-25 м³ – 1 шт.   

1.2. Описание технологического процесса

На УПСВ-31 поступает продукция скважин с близлежащих кустов Северной территории и продукция скважин кустов Самотлорского месторождения.

        Жидкость проходит через электроприводную задвижку ЗД1 с дистанционным управлением (из операторной), блок очистительных фильтров Ф-1/2 и затем поступает в трубные наклонные разделители ТНР1, ТНР2, разработки 000 МНПП «РАТОН» г. Уфа, заводского изготовления с внутренним антикоррозионным покрытием.

         В трубном разделителе происходит расслоение жидкости на нефть и воду, и осуществляется предварительный сброс воды до 10% остаточного содержания.

Согласно динамике поступающей жидкости на УПСВ-31 предусмотрено поочередное строительство сепарационных комплексов по сбросу и очистке пластовой воды, поэтому на технологических трубопроводах предусмотрены задвижки (на трубопроводе входа и выхода нефти из трубного разделителя), заглушки на (на трубопроводе дренажа, на трубопроводах шлама) для подключения второго комплекса.

Трехточечный подвод предварительно расслоенного потока в трубный разделитель обеспечивает раздельный ввод газа, нефти, воды в соответствующие зоны. Выход нефти из трубного разделителя осуществляется из нижней части нефтяной зоны. Для очистки от капельной жидкости, выделившегося газа из трубного разделителя, предусматривается установка трубного газосборника ГС1, ГС2 (газосепаратора), который располагается над трубным разделителем.

Возврат уловленной жидкости в трубный водоотделитель осуществляется по дренажному вертикальному трубопроводу, погруженному в слой нефти.

         Для защиты газопровода от попадания в него нефти при повышении уровня выше предельного на выходе газа из трубного водоотделителя предусмотрен клапан-отсекатель поплавкового типа.

        Очищенный газ возвращается в линию нефти на прием многофазных насосов. Отбор газа из трубного водоотделителя осуществляется при необходимости замера количества выходящей нефти. Возврат газа в нефтепровод (частично или полностью) производится после замерного устройства.

      На трубопроводе очищенного газа предусмотрена задвижка для отбора топливного газа на котельную.

 После трубных разделителей 10%-ная эмульсия направляется на прием многофазных насосов фирмы «Зульцер», (Франция) НБ1, НБ2, с надежной системой торцовых уплотнений. В основу технологии насоса положен принцип винто-осевой гидравлики. Насос малочувствителен к абразивному износу. На входном и выходном трубопроводах каждого насосного блока установлены шаровые краны KAMEPОН   с электроприводом КР1, КР2. которые автоматически закрываются с помощью соответствующих программируемых контроллеров фирмы «Зульцер» по сигналам датчиков загазованности (50/о НПВ) и пожара. Шаровые  краны "КАМЕРОН" являются самосмазывающимися и не требуют дополнительных расходов на смазку. Усилие, необходимое для открытия и закрытия крана, значительно снижено благодаря использованию в подшипниках тефлона. Для равномерного распределения потока газонасыщенной нефтяной эмульсии при загрузке насосов «Зульцер» в период пуска на входных и выходных трубопроводах у насосов возле шаровых кранов "КАМЕРОН" поставлены клиновые задвижки с ручным управлением.

        Многофазные насосы фирмы «Зульцер» способны покрывать широкий рабочий диапазон и справляться с нестабильным потоком, состоящим из серии газовых и жидкостных пробок. В блоке на входе в насос установлен буферный резервуар, который входит в комплект поставки насоса. Он предназначен для выравнивания скоростей больших жидкостных и газовых пробок.

       Каждый насосный агрегат выполнен во взрывозащищенном исполнении и смонтирован в отдельном блоке-контейнере с системой:

1) обнаружения утечек газа и пожар;

2) электрообогрева и вентиляции;

3) освещения.

В комплект поставки также входит пульт управления насосами, который располагается в отдельном блоке управления.

         Многофазный агрегат фирмы «Зульцер» включает в себя следующие элементы:

1) насос и его привод с изменяющейся скоростью (с помощью редуктора и турбо-муфты, смонтированных на общей раме);

2) маслосистему с маслоохладительной установкой;

3) систему автоматического управления для работы без обслуживающего персонала.

         Подшипники насоса смазываются под давлением маслом от специальной маслосистемы, предназначенной только для насоса. Давление масла в контуре поддерживается на 10% выше, чем давление нагнетания насоса. Этот перепад давления регулируется и отслеживается с помощью преобразователя давления (дифференциального поршня), реагирующего на давление нагнетания.

      Редуктор смазывается маслом от системы смазки турбомуфты с помощью

маслонасоса, установленного внутри турбомуфты.

       Датчики  вибрации,  давления,  уровня  и  температуры  выполнены  в

искробезопасном исполнении.

      Обработка   сигналов   осуществляется   программируемым   логическим контроллером, установленным в блоке управления.

      Система автоматического контроля и управления осуществляет две основные функции, которыми являются:

1) технологическая защита агрегата насос-привод;

2) управление процессом, обеспечивающее установку и поддержание определенного значения давления на всасе (0.05-0.15 МПа), влияя на скорость вращения насоса.

Технологические защиты агрегата включают в себя контроль и поддержание следующих параметров:

1) температуры обмоток электродвигателя;

2) уровня вибрации составных частей агрегата;

3) температуры подшипников;

4) температуры масла в маслосистемах насоса и турбомуфты с помощью маслоохладительных установок;

5) давления в системах смазки;

6) уровня масла в маслобаке и турбо-муфте;

7) перепада на фильтрах маслосистем;

8) давление на всасе и нагнетании насоса;

9) уровня жидкости в буферной емкости;

10) пожара и загазованности в насосном блоке.

Газожидкостная смесь сжимается многофазными насосами и через байпасную линию оперативного узла учета подается на ДНС-32.

Ожидаемое (расчетное) содержание нефтепродуктов и мехпримесей в воде на выходе трубного разделителя составляет 100 мг/л (каждого компонента).

Отвод отделившейся воды осуществляется из нижней части разделителя.     

При движении воды в трубном разделителе происходит отделение диспергированной в ней нефти и взвешенных частиц (песка, мехпримесей). Нефть собирается по верхней образующей трубного разделителя и по мере накопления движется в нефтяную зону. Относительно крупные частицы песка, механических примесей оседают в средней части трубного разделителя, частицы среднего размера - в нижней его части, вблизи выхода из  аппарата, а мельчайшие частицы выносятся с потоком в аппараты подготовки воды.

      Выделившаяся из трубных разделителей пластовая вода направляется на очистные сооружения для достижения необходимой степени очистки от нефти и механических примесей для последующего использования в системе ППД. Требуемая степень очистки воды (до 15 мг/л каждого компонента) достигается в аппаратах подготовки воды (АПВ) объемом 30м³ каждый, единичной производительностью равной 2000 м³сут., заводского изготовления, поставки "Уралтехностроя" г. Уфа.

Трубный разделитель, два отстойника пластовой воды входят в единый  сепарационный комплекс по сбросу и очистке пластовой воды, разработанный ООО МНПП "РАТОНГ г. Уфа.

На входе в аппараты пластовая вода подвергается в специальном устройстве вакуумной обработке, используемой для двух целей:

1) дегазации воды;

2) автофлотации, при которой происходит очистка воды от капельной нефти и механических примесей, которые выносятся пузырьками газа в верхнюю часть аппарата и выводятся из него в виде пены. Доочистка воды происходит в секциях тонкослойного отстаивания этого же аппарата.

         Удаление нефти и газа (в виде пены) из верхней части отстойников может осуществляться  периодической откачкой с помощью специальных шестеренчатых насосов H1-Н4 в нефтепровод на прием многофазных насосов НБ1, НБ2. Шестеренчатый насос монтируется на верху аппарата подготовки воды в специальном укрытии.

        Газонасыщенная пластовая вода, содержащая диспергированные нефтяные частицы и мехпримеси поступает в распределительную трубную обвязку перед устройствами для дегазации воды, при прохождении через которые под действием мгновенного вакуумирования происходит зарождение мельчайших пузырьков газа.

        Процесс вакуумирования обеспечивает пузырьковый безразрывный режим. Показателем оптимального режима является наличие эффекта флотационной очистки, которому соответствует определенный перепад давления в дестабилизаторе. Настройка на оптимальный режим и соответствующий ему перепад давления осуществляется подбором количества работающих дестабилизаторов. Расчетная величина перепада давления в дестабилизаторе составляет 0.4 МПа, то есть давление в аппарате водоподготовки должно составлять от 0.3 до 0.4 МПа.

         В секции тонкослойного отстаивания происходит также всплытие капель нефти, унесенных потоком воды из флотационного отсека. Нефтяные частицы накапливаются на нижней поверхности наклонных ярусных пластин и в виде пленки поднимаются к верхней их кромке, откуда через зазор между секциями всплывают в верхнюю часть аппарата. Накопившаяся нефть через отверстия в сегментных перегородках перемещается вдоль верхней части аппарата к вертикальному нефтегазосборнику, расположенному над флотационными камерами. Переток нефти в этом направлении происходит наиболее интенсивно в те моменты, когда циклы откачки нефти и газа из нефтегазосборника шестеренным насосом заканчиваются. Очищенная вода отводится из аппарата через патрубок, расположенный в нижней его части после насадки. После каждых двух аппаратов АПВ заменяется расход воды.

 Промывка трубного разделителя и аппаратов подготовки воды для выноса мехпримесей осуществляется при остановленных аппаратах после их опорожнения.

Накопившийся в нижней части аппаратов осадок (песок, илистые частицы, продукты коррозии) размывается с помощью специальных размещенных по низу аппаратов устройств водой, подаваемой с КНС, и дренируется в шламонакопитель.

          Шлам от зачистки аппаратов сбрасывается в шламонакопитель V=350 м³, который выполнен с гидроизоляцией откосов и днища. В дальнейшем, по мере наполнения шламокопителя, предусматривается вывоз шлама на полигон промышленных отходов, который планируется в районе ДНС-32.

В связи с применением на УПСВ технологических аппаратов в трубном исполнении с расчетным давлением 2.5 МПа для технологии герметизированной системы сбора продукции скважин с максимальным рабочим давлением до 1.6 МПа монтаж на этих аппаратах предохранительных клапанов не предусмотрен.

          Для ведения более эффективного процесса обезвоживания на УПСВ в нефтяную эмульсию перед блоком фильтров подается нефтяной раствор деэмульгатора в соответствии с РД 39-0148070-335-88Р "Технология подготовки нефти с применением отечественных деэмульгаторов для месторождений Западной Сибири". Нефтяной раствор деэмульгатора получается при смешении частично обводненной нефти (взятой из напорного нефтепровода до оперативного узла учета нефти на УПСВ-31) с определенной дозой деэмульгатора (равной 10 л/час.), подаваемой дозировочным насосом.

         В качестве источника водоснабжения для системы ППД приняты минерализованные воды апт-сеноманского горизонта после динамического отстоя в горизонтальных аппаратах, в которых осуществляется отделение мехпримисей и газа, и попутная пластовая вода с очистных сооружений УПСВ после её соответствующей очистки.

         Разгазирование пластовой воды производится в тех же аппаратах, что и сеноманской. Для добычи сеноманской воды на территории МКНС предусмотрено бурение сеноманских скважин, в которых установлены электропогружные центробежные насосы ЭЦПК 16-2000-200. Во избежании выноса большого колличества песка забои сеноманских скважин должны быть оборудованы проволочными сетчатыми фильтрами с гравийной подсыпкой. Кроме того на приёмном трубопроводе каждого насоса в насосных блоках установлены фильтры.

         Вода с очистных сооружений УПСВ самотеком поступает на вход куста водозаборных скважин и откуда, вместе с сеноманской водой подаваемой скважинами, перекачивается на узел сепарации состоящий из трёх ёмкостей (С1…С3). Далее вода поступает  в блок дренажных насосов (БДН1) сделанных во взрывозащищённом исполнении и смонтирован в отдельном блоке-контейнере.

Уловленный газ с ёмкостей сбрасывается в атмосферу.

Вода с блока дренажных насосов (БДН1) поступает на блок гребёнок (БГ1) и далее по трубопроводу к нагнетательным скважинам (давление на устье скважин 12,0 МПа). С блока дренажных насосов (БДН1) дополнительно осуществляется подача воды на промывку сепараторов. Разгрузка сальников и утечки с них от БДН1 осуществляется сбросом жидкости в безнапорную ёмкость Е1 с теплоизоляцией из пенопласта марки ФРП-1 толщиной 80 мм и покровным слоем из листового алюминия марки АД-1Н толщиной 0,3 мм ГОСТ 21631-76. Вода не пригодная для заводнения нефтяных пластов (по ОСТ 39-225-88 для подачи её в систему ППД должна содержать не более 15 мг/л мехпримесей и 20 мг/л нефтепродуктов), промывные стоки от сепараторов и утечки от насосных блоков сбрасываются в земляной амбар (V=150 м³) и далее по трубопроводу после отстаивания поступают в колодец - насосную промывной воды («Гном» 10-10, электородвигателем N=1,1 кВт – 1 шт.), откуда в сеть дождевой канализации УПСВ и на полигон отходов.

2. АВТОМАТИЗАЦИЯ УСТАНОВКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА

                                                           ВОДЫ И МКНС 

2.1. Автоматизация системы

         На входе установки производится местный контроль давления и температуры нефти. Контроль температуры осуществляется термометром техническим показывающим ТТП, контроль давления осуществляется манометром техническим МП4-У. Также на входе установки дистанционно контролируется перепад давления на фильтрах Ф-1/2 (контур PDIA 1,2). При достижении значения перепада давления 0.1 МПа срабатывает сигнализация. Перепад давления измеряется преобразователями перепада давления Метран-43-ДД-Ех.

        В газосепараторах ГС-1,2, установленных над трубными наклонными разделителями ТНР-1,2, предусматривается сигнализация аварийного верхнего уровня нефти (контуры автоматизации LA 3,4). Уровень контролируется первичными  датчиками РОС101.

      На выходе газосепараторов ГС-1,2 контролируется давление газа (контур PI11 и PI12, первичный преобразователь Метран-43-ДИ-Ех).

      После газосепараторов ГС-1,2 газ пройдя узел замера возвращается в линию нефти на прием многофазных насосов. Вычисление расхода газа происходит с коррекцией по температуре (контур TI7, TI10) и давлению (PI6, PI9). Для измерения температуры применяются первичные преобразователи температуры с нормированным выходным сигналов Метран-200Т. Для измерения давления газа применяются первичные преобразователи с нормированным выходным сигналом Метран-43-ДИ-Ех.

В состав узла замера газа входит диафрагма камерная съемная (ДКС) и контур вычисления расхода газа (FQI5 и FQI8). В состав контура вычисления расхода газа входной первичный преобразователь перепада давления Метран-43-ДД-Ех.

         В наклонном трубном разделителе (НТР) производится регулирование уровня раздела фаз «нефть-газ» и сигнализация при снижении или повышении уровня раздела (контур LICA13, LICA15). В состав контура входит первичный преобразователь уровня Сапфир-22-ДУ-Ех. Регулирующее воздействие от контроллера поступает на пускатель бесконтактный реверсивный ПБР-3А (контур NHSA14, NHSA16) который управляет регулирующим клапаном, установленным на выходе нефти (ИМ1, ИМ2).

      Уровень раздела фаз «вода-нефть» поддерживается контуром LICA17, LICA19. В состав контуров входит первичный преобразователь уровня Сапфир-22-Ду-Ех. Регулирующее воздействие от контроллера поступает на регулирующий клапан, установленный на линии выхода воды после аппаратов водоочистки АПВ1, АПВ2 и АПВ3,АПВ4 (контур NHSA18, ИМ3 и NHSA20, ИМ4). Также контуром LICA17, 19 осуществляется предупредительная сигнализация при отклонении уровня от диапазона регулирования.

       Кроме этого предусматривается сигнализация аварийно нижнего уровня границы раздела фаз «вода-нефть» (контур LA21, 22, сигнализатор уровня РОС-101).

      В самой нижней и самой верхней частях трубного разделителя ТНР1, ТНР2 устанавливаются термометры сопротивления ТСП-0193 (TIA23...26) измеряющие температуру среды в нем. При отложении в процессе эксплуатации  в нижней части мехпримесей (песка, ила) они будут покрывать чувствительный элементы термосопротивлений, при этом показания термометров будут снижаться, что указывает на высокий уровень песка, требующий промывки аппарата. Таким образом, по перепаду температур датчиков, установленных  в самой верхней точке и в самой нижней точке аппарата судят об уровне отложения песка. В состав контуров TIA23...26 входят термометр сопротивления ТСП-0193, нормирующий преобразователь Ш9321 и микропроцессорный контролер, обрабатывающий поступающую информацию от датчиков.

      Измерение расхода нефти после ТНР1, ТНР2 осуществляется с помощью

турбинного счетчика МИГ-50-2.5Д (контур FQI27, FQI28).

     В аппаратах подготовки воды АПВ1...АПВ4 необходимо периодически производить удаление нефти и газа (в виде пены) из верхней части с помощью шестеренчатых насосов Н1...4. Управление  шестеренчатыми насосами осуществляется с помощью сигнализаторов уровня. При достижении нижнего уровня, т.е. при вытеснении выделившимся газом из верхней части аппарата колпака-нефтесборника нефти, включается шестеренчатый насос Н-1...4 (контур LSA 27...30). В контур LSA 27...30 входит первичный датчик уровня РОС-101. Сигнал управления на включение насосом Н-1...4 поступает от контроллера на станцию управления электродвигателем насосного агрегата (NHSA 31...34).

      Откачав газ с пеной, шестеренчатый насос отключается по верхнему уровню жидкости в колпаке (контур LSA 35...38). Состав  контуров LSA 35...38 аналогичен контурам LSA 27...30.

        Включение шестеренчатого насоса также происходит при достижении нижнего уровня (1700 мм) границы раздела фаз «нефть-вода». Отключение насоса происходит при достижении верхней границы раздела фаз «нефть-вода» в АПВ (1950 мм). Уровень раздела фаз контролируется первичным преобразователем уровня Сапфир-22-Ду-Вн. Сигнал от первичного датчика уровня поступает в микропроцессорный контроллер (контур LISA 39...42) и в зависимости от значения уровня в АПВ контроллером вырабатывается сигнал управления шестеренчатым насосом, который поступает на станцию управления электродвигателем насоса.

         Кроме этого, предусматривается отключение шестеренчатых насосов при снижении давления на выкиде до 0.5 МПа (контур PISA 43...46). В состав контура PISA 43...46 входит первичный преобразователь избыточного давления Метран-43-ДИ-Ех.

        Измерение перепада давления в дестабилизаторе (от 0.3 МПа до 0.4 МПа) производится контуром DPIA 47...50. В качестве первичного преобразователя

перепада давления используется Метран-43-ДД-Ех. Сигнал от первичного преобразователя поступает в микропроцессорный контроллер.

         Расход очищенной воды (после каждых двух аппаратов) замеряется счетчиками СВУ (контур FQI 51, 52).Автоматический отбор проб на анализ очищенной воды производится прибором Проба-1М (контур MI 53,54).

         Применяемая система автоматизации МикроКНС обеспечивает:

1)    автоматическое управление основными насосными агрегатами (программный пуск и остановку, отключение при срабатывании технологических и электрических защит), автоматический ввод резервного насоса при выходе из строя рабочего, дренажными насосами, погружными насосами сеноманских водозаборных скважин по уровню воды в ёмкостях узла сепарации.

2)    дистанционное управление всеми насосными агрегатами, электроприводными задвижками на выкиде основных насосов.

3)    дистанционный контроль суммарного расхода воды по насосному агрегату и по разводящим водоводам; температуру подшипников основных насосных агрегатов, камеры гидропяты, масла, меди и железа двигателя; давление на приёме МКНС и по разводящим водоводам; уровня песка в ёмкостях узла сепарации; учёт моторесурса основных насосных агрегатов.

4)    аварийную сигнализацию отключения основных насосных агрегатов с расшифровкой причин аварии; отключение погружных насосов водозаборных сеноманских скважин; высокого уровня песка в ёмкостях узла сепарации.

5)    исполнительную сигнализацию состояние («включен-отключен») основных насосных агрегатов, дренажных насосов, погружных насосов; положение («открыто-закрыто») электроприводных задвижек.

6)    Формирование и передачу информации на диспетчерский пункт промысла.

На кусту водозаборных скважин автоматическое управление погружными насосами сеноманских водозаборных скважин, блоком дренажных насосов (БДН1) и «запуск – отключение» скважин по верхнему или нижнему уровню воды в ёмкостях узла сепарации (контур LSA 71…73, первичный датчик – реле уровня РОС 101) производится с помощью пускателя бесконтактного реверсивного ПБР-3А (NHSA 55…57). Дистанционный контроль суммарного расхода воды на выходе скважин по каждому насосному агрегату и по разводящим водоводам осуществляется с помощью счетчиков СВУ (контур FQI 58…60). Далее вода по трубопроводам поступает на узел сепарации.

 На входе сепараторов (С1…С3) производится контроль давления (контур PI 65…67) первичным преобразователем давления Метран 43-ДИ-Ех и контроль избыточного давления в самих ёмкостях (PT 68…70, Метран 43-ДИ-Ех).

На выходе из ёмкости производится контроль  давления (PI 80…82). Для измерения избыточного давления применяется первичный преобразователь Метран 43-ДИ-Ех.

 В самой верхней и самой нижней частях сепараторов (С1…С3) установлены термометры сопротивления ТСП-0193 (TT 74…79) измеряющие температуру среды в нём. При отложении в процессе эксплуатации  в нижней части мехпримесей (песка) они будут покрывать чувствительный элементы термосопротивлений, при этом показания термометров будут снижаться, что указывает на высокий уровень песка, требующий промывки сепараторов. Таким образом, по перепаду температур датчиков, установленных  в самой верхней точке и в самой нижней точке аппарата судят об уровне отложения песка. В состав контуров TТ 74...79 входят термометр сопротивления ТСП-0193, нормирующий преобразователь Ш9321.

В сепараторах предусматривается сигнализация аварийного верхнего уровня (LA 62…64), уровень контролируется сигнализатором уровня РОС 101. Далее вода по трубопроводу поступает в блок дренажных насосов (БДН1), на входе и выходе которых контролируется давление с помощью первичного преобразователя давления Метран 43-ДИ-Ех (РТ 83,84).

 От БДН1 вода поступает к блоку гребёнок (БГ1) и далее к нагнетательным скважинам. Так же с БДН1 производится разгрузка сальников и утечки с них в безнапорную ёмкость (Е1), где предусмотрена аварийная сигнализация верхнего уровня с помощью датчика – реле РОС 101 (LA 61).

2.2. Приборы и средства автоматизации установки предварительного

                                                сброса воды

        Приборы управления, контроля и регистрации технологического процесса, предупредительной и аварийной сигнализации установки предварительного сброса воды установлены на пульте в операторной. В качестве приборов и средств автоматизации выбраны приборы, серийно выпускаемые отечественной промышленностью прошедшие  сертификацию и разрешенные к применению на территории Российской федерации для систем технологического контроля и автоматизации.

      Информация о срабатывании сигнализации и блокировок выведена на пульт управления  в операторной (мнемосхема станции). Все первичные преобразователи и датчики имеют унифицированный токовый сигнал 4...20 мА постоянного тока. Для управления и регулирования технологического процесса  на УПСВ-31 применяются механизмы электрические прямоходные (МЭП).

       Для управления МЭП применяются пускатели бесконтактные реверсивные (ПБР-3А). Сигналы для управления пускателями бесконтактными реверсивными поступают от микропроцессорного контроллера (при работе контроллера в автоматическом режиме). Предусмотрено ручное управление исполнительными механизмами (сигнал о состоянии системы «автомат-ручное» поступает с пульта оператора в микропроцессорный контроллер). Все исполнительные механизмы оборудованы датчиками положения, что позволяет системе автоматизации производить диагностику исполнительных механизмов.    

        Для измерения расхода газа, установлены стандартные сужающие устройства типа ДКС (диафрагма камерная съемная). Для измерения расхода

нефти применяются турбинные счетчики.

      Ниже будут представлены краткие технические характеристики первичных преобразователей и средств  автоматизации, применяемых на УПСВ-31.  

        Датчики измерения перепада давлений моделей Метран-43-ДД-Ех имеют одно-мембранную сухую конструкцию преобразователя давления, в котором отсутствует разделительная жидкость.

        Основные преимущества датчиков Метран-43-Ех-ДД:

1) высокая точность преобразования;

2) повышенная виброустойчивость;

3) стойкость к вибрации и гидроударам.

         Верхний предел измерения датчика 10...250 кПа. Характеристика линейная. Предел допускаемой основной приведенной погрешности  0.25%; 0.5%. Выходной  сигнал 4-20 мА. Температура окружающего воздуха -30...50 °С. Степень защиты датчиков от воздействия пыли и воды IP55 по ГОСТ14254. Датчик имеет взрывобезопасное исполнение 1ЕхidIIСТ5 /5/. 

       Диафрагмы (сужающие устройства) для расходомеров предназначены в комплекте с Метран-43-ДД-Ех для измерения расхода жидкостей, паров, газов методом переменного перепада давлений.

       Диаметр условного прохода трубопровода от 50 до 1400 мм по ГОСТ 26969.

       Условное давление в трубопроводе до 10 МПа.

       Материал:

1) корпуса кольцевой камеры - сталь 20, 25 по ГОСТ 1050;

2) диафрагмы - сталь 12Х18Н10Т по ГОСТ 5632.

        Термопреобразователь  сопротивления платиновый ТСП-0193 предназначен для измерения температуры жидких, газообразных и твердых сред во взрывоопасных зонах или помещениях. Взрывозащищенного исполнения. Маркировка взрывозащиты 1ЕхdIIСТ6Х /4/.

      Принцип работы основан на свойстве чувствительного элемента менять свое электрическое сопротивление в зависимости от температуры. Чувствительный элемент термопреобразователя сопротивления представляет собой намотку из платиновой проволоки и помещенную в защитную арматуру.   Термопреобразователь имеет следующие технические данные. Допустимое отклонение  0.1 С. Диапазон измеряемой температуры  -50...+150 С. Ресурс работы 10000 ч. Степень защиты от воздействия воды и пыли по ГОСТ 14254: IP55. Исполнение по устойчивости к температуре и влажности воздуха по:

С4 по ГОСТ12997 - для обыкновенного и экспортного применения;

Т3 по ГОСТ 15150-69 - для тропического исполнения.

Показатель тепловой инерции - 20 с.

        Преобразователь  измерительный нормирующий Ш9321 являются одноканальным  функциональным устройствам, обеспечивающим преобразование сигналов от датчиков температуры в унифицированный выходной сигнал постоянного тока и используются в системах контроля и управления технологическими  процессами в различных отраслях промышленности /4/.     

    Дополнительно прибор имеет  двухпозиционные устройства с релейным выходом:

1) сигнализации о выходе измеряемых параметров за пределы уставок;

2) сигнализации обрыва линии связи с датчиками.

     Пределы допускаемой основной приведенной погрешности 0.25% от верхнего предела измерения выходного сигнала. Время установления рабочего режима не превышает 30 мин. Виброустойчивое исполнение №1 по ГОСТ 12997. Степень защиты от проникновения твердых тел IP20 по ГОСТ 14254.

    Средняя наработка на отказ составляет 40000 часов. Средний срок службы прибора не менее 10 лет.

       Преобразователь измерительный буйковый взрывозащищенный  "Сапфир-22-ДУ-Вн" предназначен для работы в системах автоматического контроля регулирования и управления технологическими процессами с  взрывоопасными условиями производства и обеспечивает непрерывное преобразование значения измеряемого параметра - уровня жидкости, нейтральных и агрессивных сред в стандартный токовый сигнал дистанционной передачи /3/.

      Прибор состоит из измерительного блока и электронного преобразователя. При изменении измеряемого уровня происходит изменение  гидростатической выталкивающей силы, воздействующей на чувствительный элемент - буек. Это изменение через рычаг передается  на   тензопреобразователь, размещенный в измерительном блоке, где линейно преобразуется  в  изменение электрического сопротивления тензорезисторов. Электронный преобразователь преобразует это изменение сопротивления в стандартный  токовый выходной сигнал (4-20 мА).

     Предел допустимой  основой погрешности 0.5 %. Преобразователь уровня имеет вид взрывозащиты  "взрывонепроницаемая оболочка". По устойчивости к

 климатическим   воздействиям приборы соответствуют исполнению УХЛ при температуре окружающего воздуха -50...50 С /3/.

         Датчик   для измерения избыточного давления Метран-43-ДИ предназначен для преобразования избыточного давления в стандартный токовый выходной сигнал дистанционной передачи в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами /5/.

     Датчик обеспечивает:

1) высокую точность преобразования;

2) стойкость к вибро и гидроударам;

3) долговременную стабильность сигнала.

     Измеряемая среда - газ, жидкость, пар. Верхний предел измерения 0.4...40 МПа. Предел допускаемой основной приведенной погрешности 0.25%; 0.5%. Выходной сигнал 0-5, 4-20 мА. Температура окружающей среды -30...+50 град.С.

Температура окружающего воздуха -30...50 град.С. Степень защиты датчиков от воздействия пыли и воды IP55 по ГОСТ14254. Датчик имеет взрывобезопасное исполнение 1ЕхidIIСТ5.

        Датчик-реле уровня РОС-101И предназначен для контроля уровня жидких,

твердых сред, контроль уровня раздела фаз: нефть-вода, вода-масло.

     Работа датчика основана на высокочастотном  методе  преобразования изменения электрической емкости чувствительного элемента, вызванное изменением уровня контролируемой среды, в выходной  сигнал.

     Состоит датчик-реле из первичного и передающего  преобразователей.

    Первичный преобразователь состоит из чувствительного элемента и электронного блока. Передающий  преобразователь  состоит из  светодиодного блока и клемных колодок для подключения внешних кабелей. Первичный преобразователь датчика-реле имеет маркировку  взрывозащиты OExidIIСТВ и может устанавливаться во взрывоопасных зонах  помещений и наружных установок.

      Передающий преобразователь имеет маркировку взрывозащиты Exia-IIе и устанавливается во взрывоопасной зоне.

     Датчик-реле уровня имеет следующие технические данные. Длина погружаемой части чувствительного элемента - до 0.6 м. Питающее напряжение 50 Гц,220 В /2/.

         Счетчик нефти турбинный НОРД-3М предназначен для измерения  объема  нефти  на  узлах учета нефти.

     В комплект поставки счетчика нефти входит: турбинный преобразователь расхода, электронный преобразователь  или магнитоиндуктивный датчик НОРД-И14.

    Электронный преобразователь предназначен для эксплуатации вне  взрывоопасных зон помещений. "Искробезопасная электрическая  цепь" - вид взрывозащищенности датчика, маркировка по взрывозащите 2Exic II ВI6.

    Технические данные счетчика следующие. Длина  линии  связи датчика электрического преобразователя до 1000 м. Относительная    погрешность 0.15%. Максимальный объемный расход до 600 куб.м/ч . Потребляемая   мощность 25 ВА. Условное давление до 4 МПа.

             Блоки питания двухканальные БПД-40-2к-Ех предназначены для питания датчиков с унифицированным выходным токовым сигналом:

1) датчиков измерения давления Метран-43, Метран-44, Метран-45, Сапфир-22М, МТ-100, ГАЗ-ДИ и д.р.

2) датчиков температуры Метран-200Т, Метран-900 и д.р.

       Блок питания БПД-40-2к-Ех обеспечивает питание вышеуказанных датчиков в искробезопасном исполнении, а также для линейного преобразования    выходного сигнала этих датчиков в выходной сигнал  4-20 мА /2/.

       Блоки имеют исполнение УХЛ категории 3 по ГОСТ 12997 для работы при температуре окружающей среды от -10 до +60 гр.С. Относительная влажность от 30% до 80%.

        Средний срок службы блоков питания 12 лет. Средняя наработка на отказ каждого канала блока питания не менее 120 000 часов.