История компании "Роснефть", ее основные виды деятельности, конкурентные преимущества. Общая характеристика компрессорной станции. Контрольно-измерительные приборы и аппаратура, схема их работы и основные технические характеристики, модернизация датчика.
• создание автоматизированной системы контроля, регулирования, противооаварийной защиты, сбора, передачи и обработки информации, построенной по многоуровневому распределительному принципу с использованием средств и систем локальной автоматики, программируемых контроллеров и созданных на их базе станций управления, персональных компьютеров и созданных на их базе операторских станций, АРМОВ служб и аппарата управления КС; География деятельности «Роснефти» в секторе разведки и добычи охватывает все основные нефтегазоносные провинции России: Западную Сибирь, Южную и Центральную Россию, Тимано-Печору, Восточную Сибирь, Дальний Восток, шельф Арктических морей. Основную часть геологоразведочных работ «Роснефть» осуществляет в наиболее перспективных нефтегазоносных регионах России (Восточная Сибирь, шельф южных морей России, Дальний Восток), что обеспечивает Компании доступ примерно к 50,5 млрд барр. н. э. прогнозных извлекаемых ресурсов. Компания добывает более 12 млрд куб. м газа в год и обладает огромным потенциалом для дальнейшего наращивания добычи благодаря наличию значительного объема запасов. Суммарный объем переработки нефти на НПЗ Компании составил по итогам 2010г. рекордные для российского перерабатывающего сектора 50,5 млн тонн (369 млн барр.) Заводы «Роснефти» имеют выгодное географическое положение, что позволяет значительно увеличить эффективность поставок производимых нефтепродуктов.Газ, пришедший с ЦПС-1 (левый берег) по трубопроводу Ду = 700мм, через задвижку ЗД-2, газ правого берега с ЦПС2 по трубопроводу Ду = 500мм (ЗД-1а), объединившись с газом о.Монастырский по трубопроводу Ду = 700мм (ЗД3а) поступают в сепараторы приемные (С-1/1, С-1/2). Замер газа, поступающего на компрессорную КС-1 осуществляется после приемных сепараторов на узле учета газа (УУГ-1) счетчиками газа СЧГ-1…СЧГ-5, установленными в цехе учета газа и конденсата с коррекцией. Далее газ поступает в сепараторы с секцией промывки газа (скрубберы), (СК-1/1…СК-1/3). После сжатия нагретый до температуры 100…160 0С газ охлаждается в аппарате воздушного охлаждения ВХ1/1 (ВХ-1/2,ВХ-1/3) до температуры 250С…600С и поступает в сепаратор 1 ступени компримирования С-2/1 (С-2/2, С-2/3). После установки осушки газа (БУОГ-1…БУОГ-3), газ возвращается на свою линию второй ступени сжатия компрессоров.По максимальному уровню в сепараторах происходит сигнализация аварийно высокого уровня и автоматическое закрытие входных задвижек ЗД - 1, ЗД - 2, ЗД - 3 (LSAHH 0112, 0113). Осуществляется контроль давления, температуры и текущего уровня жидкости в сепараторах (TIR 0103, 0104; TI 0101; PIR 0106, 0107; PI 0102, LISAHL 0109, 0110. Также предусмотрен дистанционный контроль других параметров в насосной конденсата: контроль давления напорного PISAHL 0147 и приемного PISAL 0145 (0146) трубопроводов; перепада давления на фильтре PDIAH 0153 (0154); температуры подшипников двигателя и насоса TISAH 0135-…0138 (0139-…0142); температуры гидропяты TISAH 0143 (0144); утечек сальников LISAH 0149 (0150); утечек c гидропяты FISAH 0151 (0152); загазованности насосного блока QISAHH 0155 (QISAHH 0156); температуры в помещении TIA-0134. Замер газа, поступающего на компрессорную КС-1 осуществляется после приемных сепараторов на узле учета газа (УУГ - 1) счетчиками газа СЧГ - 1…СЧГ - 5 (FQI 0331…0335), установленными в цехе учета газа и конденсата с коррекцией по температуре (TIR 0304…0308)и давлению (PIR 0317…0321). Из общего коллектора выполнена защита по давлению и расходу газа на входе в компрессора, при превышении давления более 0,35…0,5 МПА (в зависимости от установленного давления на входе в компрессор) срабатывает КР - 28 (HSA-03601) и происходит сброс газа на факел с регистрацией расхода СЧГ6, СЧГ7 (FQI0336, 0337), давления (PIR0322, 0323) и температуры (TIR0309, 03010).· Приборы выдерживают воздействие вибрации в диапазоне частот от 5 до 25 Гц с амплитудой 0,1 мм (группа L3 по ГОСТ 12997-84) У3 - по умолчанию приборы имеют исполнение У2 (диапазон рабочих температур-50 до 60 °С) по ГОСТ 15150-69 Т3-по заказу приборы имеют исполнение Т2 (диапазон рабочих температур-50 до 60 °С) по ГОСТ 15150-69 Предназначены для измерения температуры жидких и газообразных сред и коммутации внешних электрических цепей. Сигнализирующее устройство непрямого действия, исполнение по ГОСТ 16920: левый контакт замыкающий (min) - зеленый, правый размыкающий (max) - красныйВ ходе работы была изучена и составлена схема КИПИА ЦСПИТГ - 4 «ЮНГ-Роснефть», а так же произведена модернизация датчиков на более современные и экономически выгодные, что обеспечивает создание оптимальной автоматизированной системы контроля, регулирования, противоаварийной защиты, сбор, передачи и обработки информации, построенной по многоуровневому распределительному принципу с использованием средств и систем локальной автоматики.
План
Содержание
1. Введение
2. История компании «Роснефть
3. Общая характеристика производственного объекта
4. Описание технологической схемы
5. Приборы КИП
6. Описание схемы КИП
Модернизация приборов КИП и их характеристика
Заключение
Введение
Основными целями создания Автоматизированной системы управления технологичеким процессом являются: • комплексная автоматизация объектов КС;
• создание автоматизированной системы контроля, регулирования, противооаварийной защиты, сбора, передачи и обработки информации, построенной по многоуровневому распределительному принципу с использованием средств и систем локальной автоматики, программируемых контроллеров и созданных на их базе станций управления, персональных компьютеров и созданных на их базе операторских станций, АРМОВ служб и аппарата управления КС;
• повышение надежности и безопасности (в том числе экологической) работы всех технологических комплексов, прогнозирование и предотвращение аварийных ситуаций;
• осуществление контроля и учета материальных и энергетических ресурсов;
• автоматизация расчета технико-экономических показателей, планирование производственной деятельности, формирование оперативных сводок и отчетных документов предприятия. В качестве основных принципов при определении архитектуры построения
АСУ ТП КС приняты следующие: • децентрализация функций сбора, обработки информации и выработки управляющих воздействий, максимальное их приближение к месту возникновения информации и ее использования;
• модульность построения технических и программных средств;
• стандартизация взаимосвязей (функциональная, программная, конструктивная) между уровнями управления;
• функционирование без постоянного присутствия обслуживающего персонала для систем управления большинства технологических объектов.
История копании «Роснефть»
«Роснефть» - лидер российской нефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира. Основными видами деятельности «Роснефти» являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и продукции нефтехимии, а также сбыт произведенной продукции. Компания включена в перечень стратегических предприятий России. Ее основным акционером (75,16% акций) является ОАО «РОСНЕФТЕГАЗ», на 100% принадлежащее государству. В свободном обращении находится около 15% акций Компании.
География деятельности «Роснефти» в секторе разведки и добычи охватывает все основные нефтегазоносные провинции России: Западную Сибирь, Южную и Центральную Россию, Тимано-Печору, Восточную Сибирь, Дальний Восток, шельф Арктических морей. Компания также реализует проекты в Казахстане, Алжире, Венесуэле и ОАЭ. Семь крупных НПЗ «Роснефти» распределены по территории России от побережья Черного моря до Дальнего Востока, а сбытовая сеть охватывает 41 регион страны. «Роснефти» принадлежит также 50% компании Ruhr Oel GMBH, владеющей долями в 4 НПЗ на территории Германии.
Основное конкурентное преимущество «Роснефти» - размер и качество ее ресурсной базы . Компания располагает 22,8 млрд барр. н. э. доказанных запасов, что является одним из лучших показателей среди публичных нефтегазовых компаний мира. При этом по запасам жидких углеводородов «Роснефть» является безусловным лидером. Обеспеченность Компании доказанными запасами углеводородов составляет 25 лет, а бoльшая часть запасов относится к категории традиционных, что дает возможность эффективно наращивать добычу. Компания располагает также 12,5 млрд барр. н. э. вероятных запасов и 10,5 млрд барр. н. э. возможных запасов, которые являются источником восполнения доказанных запасов в будущем.
Для обеспечения устойчивого роста добычи в долгосрочной перспективе «Роснефть» активно расширяет свою ресурсную базу за счет геологоразведочных работ и новых приобретений. Коэффициент восполнения доказанных запасов углеводородов за последние 5 лет в среднем составил около 150% без учета приобретений, что является одним из самых высоких показателей в отрасли. Основную часть геологоразведочных работ «Роснефть» осуществляет в наиболее перспективных нефтегазоносных регионах России (Восточная Сибирь, шельф южных морей России, Дальний Восток), что обеспечивает Компании доступ примерно к 50,5 млрд барр. н. э. прогнозных извлекаемых ресурсов. В 2010 г. Компания приобрела несколько участков на Арктическом шельфе России - одном из наиболее перспективных регионов в мире.
«Роснефть» успешно реализует стратегию устойчивого роста добычи , в том числе благодаря внедрению самых современных технологий. В 2010г. Компания добыла 119,6 млн т нефти (875 млн барр.). Таким образом, с 2004г. добыча выросла почти в 6 раз. Одновременно «Роснефть» демонстрирует высокую эффективность деятельности в целом и имеет самый низкий уровень удельных операционных затрат на добычу нефти не только среди российских, но и среди основных международных конкурентов.
«Роснефть» является одним из крупнейших независимых производителей газа в Российской Федерации. Компания добывает более 12 млрд куб. м газа в год и обладает огромным потенциалом для дальнейшего наращивания добычи благодаря наличию значительного объема запасов. В настоящее время «Роснефть» реализует программу по увеличению уровня использования попутного нефтяного газа до 95%.
Суммарный объем переработки нефти на НПЗ Компании составил по итогам 2010г. рекордные для российского перерабатывающего сектора 50,5 млн тонн (369 млн барр.) Заводы «Роснефти» имеют выгодное географическое положение, что позволяет значительно увеличить эффективность поставок производимых нефтепродуктов. В настоящее время «Роснефть» реализует проекты расширения и модернизации своих НПЗ с целью улучшения баланса между добычей и переработкой, а также для увеличения выпуска качественной продукции с высокой добавленной стоимостью, соответствующей самым современным экологическим стандартам.
Отличительная черта «Роснефти» - наличие собственных экспортных терминалов в Туапсе , Де-Кастри , Находке , Архангельске , которые позволяют существенно повысить эффективность экспорта продукции Компании. «Роснефть» в настоящее время осуществляет комплексные программы их расширения и модернизации с целью обеспечения соответствия этих мощностей планируемым объемам экспорта.
Одной из стратегических задач «Роснефти» является увеличение объемов реализации собственной продукции напрямую конечному потребителю. С этой целью Компания развивает розничную сбытовую сеть , насчитывающую в настоящее время 1 800 АЗС, и занимает второе место среди российских компаний по количеству автозаправочных станций.
«Роснефть» строго придерживается международных стандартов корпоративного управления , раскрытия информации, а также финансовой отчетности. С 2006 г. треть мест в Совете директоров занимают независимые директора. Компания следует политике высокой социальной ответственности не только перед своими сотрудниками, членами их семей и жителями регионов, в которых она осуществляет свою деятельность, но и перед обществом в целом.
«Роснефть» заключила Соглашение о стратегическом сотрудничестве с компанией EXXONMOBIL, которое на начальном этапе предусматривает совместную разведку лицензионных участков в Карском и Черном морях. В планах альянса - ряд проектов в области геологоразведки и освоения углеводородных месторождений в России, США и других странах мира. В рамках партнерства «Роснефть» и EXXONMOBIL планируют создать Арктический научно-проектный центр шельфовых разработок (ARC) для совместных исследований российских и американских специалистов.
В области защиты окружающей среды «Роснефть» руководствуется требованиями законодательства РФ и нормами международного права. Одним из приоритетных направлений работы Компании является сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу. Особое внимание уделяется мерам предупреждающего характера, направленным на минимизацию негативного воздействия на окружающую среду. В частности, «Роснефть» реализует Целевую экологическую программу на 2009-2014 г.г., направленную на модернизацию природоохранных сооружений и оборудования.
Схема компрессорной станции состоит из трех идентичных технологических линий с размещением блоков осушки на каждой технологической линии. Установка осушки расположена на промежуточном давлении - перед входом на вторую ступень компрессора.
На схеме регламента представлено все общестанционное оборудование, арматура и три линии компримирования компрессорной станции.
Оборудование по линии компримирования выбрано на производительность одного компрессорного агрегата.
Технологические параметры компрессорной станции: Температура поступающего газа, 0С 0… 45
Объемная производительность
1-ой ступени компримирования одной линии, нм3/ч 56700…89100
2-ой ступени компримирования одной линии, нм3/ч 59500…93500
Колебания производительности, % от 10 до - 30
Давление 1-ой ступени компримирования, МПА 0,6…1,9
Давление 2-ой ступени, МПА 3,0…6,4.
Комплекс КС-1 включает в себя следующие сооружения (объекты): Аппаратная площадка (объект 6586К4 - Ф - 1)
Основные объекты вспомогательного назначения находятся на ЦПС-1.
Аппаратная площадка (сепараторы приемные С1/1, С1/2, емкость сбора конденсата Е1, насосная откачки конденсата НБК1) (объект 6586К4 - 1) - Сепараторы предназначены для отделения от газа капельной жидкости, ее своевременный отвод в буферную емкость, где происходит накопление конденсата - Е1. Насосная конденсата предназначена для своевременной откачки конденсата из буферной емкости Е1 на УПСВ ЦПС1 для безостановочной работы сепарационного оборудования.
Площадки компрессорных агрегатов (ГПА) - 3шт (объект 6586К4 - Ф - 2) - компримирование газа в две ступени, первая ступень с давления (0,3…0,6) МПА до (0,6…1,9) МПА, вторая - до (3,0…6,3) МПА, трубопроводная обвязка компрессоров с антипомпажными контурами на каждую ступень. Газоперекачивающий агрегат (ГПА) - разработка ОАО НПО «Искра» представлено в отдельных томах.
Цех учета газа и конденсата (объект 6586К4 - Ф - 3)
Цех учета газа и конденсата состоит их следующих узлов: УУГ1 - происходит замер газа низкого давления, поступающего на КС-1
УУГ2 - выполняется замер товарного газа, уходящего на ГПЗ
УУК1 - выполняется замер конденсата, подаваемого в газопровод товарного газа
УУК2 - замер конденсата, подаваемого на ЦПС1
УУГ3 - линии замера газа, сжигаемого на факеле
Блок адсорберов (объект 6585К1 - Ф - 4.1) предназначен для глубокой (до точки росы не выше минус 70°С при давлении 6,3 МПА) осушки газа, поступающего после сепаратора первой ступени компримирования С2.
Компрессорная станция оснащается тремя аналогичными блоками адсорберов устанавливается на каждой технологической линии КС-1. Описание дается применительно к блоку А101/1-3.
Блок печей (объект 6586К - Ф - 4.2) предназначен для нагрева регенерационного газа, направляемого в блоки адсорберов.
Площадки воздушных холодильников и сепараторов (сепараторы и аппараты воздушного охлаждения 1 и 2 ступеней компримирования) - 3 шт. (объект 6586К4-Ф-5).
Воздушные холодильники ВХ1/1, ВХ1/2, ВХ1/3 предназначены для охлаждения газа после 1 ступени компримирования.
Сепараторы С2/1, С2/2, С2/3 предназначены для отделения от потока газа капельной жидкости и ее сброса на 1 ступень сепарации ЦПС1.
Воздушные холодильники ВХ2/1, ВХ2/2, ВХ2/3 предназначены для охлаждения газа после 2 ступени компримирования.
Сепараторы С3/1, С3/2, С3/3 предназначены для разделения газового конденсата и сухого газа для раздельного замера.
Блок подготовки газа на собственные нужды (объект 6586К4-Ф-6) - служит для подготовки топливного газа до необходимых параметров, кроме того в блоке установлены узлы замера газа на собственные нужды (факельное хозяйство, печи).
Площадка ресиверов азота и воздуха КИП (объект 6586К4-Ф-7) - Р1/1,Р1/2 предназначены для хранения азота, подаваемого к системе пожаротушения площадки печей (азотная завеса), азотной подушки в емкости метанола, и азота для продувки технологического оборудования и трубопроводов.
Площадка скрубберов (объект 6586К4 - Ф - 8) - Скрубберы СК1/1, СК1/2, СК1/3 предназначены для промывки сырого нефтяного газа от минеральных солей, капельной жидкости, механических примесей. В верхней части каждого скруббера установлена секция тонкой очистки газа от капельной жидкости.
Факельное хозяйство (объект 6586К4 - Ф - 9)
Для сжигания газа в аварийной ситуации запроектирован факел высокого давления. Для сброса газа на факел высокого давления при аварийных ситуациях предусмотрены три факельные линии.
Одна нитка - сбрасывается газ при остановке одной компрессорной линии. Во вторую нитку сбрасывается газ, поступающий с правого берега Приобского месторождения в случае остановки компрессорной станции.
Третья нитка - газ от предохранительных клапанов из оборудования в котором высокое давление (Р 1,8…6,3 МПА).
На факельной линии установлены сепараторы факельные (СФ1…СФ3) - 3 шт. для сбора возможных выбросов углеводородного конденсата и емкости сбора конденсата Е3, Е5…Е7
Проложена линия на факел низкого давления (задействована факельная система ЦПС-1) - для газа от предохранительных клапанов из оборудования с низким давлением (Р 0,6…0,4МПА).
Метанольное хозяйство (объект 6586К4-Ф-10)
Емкость метанола предназначена для хранения готового к использованию метанола. Насосная предназначена для закачки метанола в газопровод для обеспечения безгидратного транспорта (в случае невозможности работы установки осушки).
Склад масел (объект 6586К4-Ф-11) Емкости предназначены для хранения масел, применяемых на компрессорных установках станции (моторного и трансмиссионного).
Блок гидрозапуска (объект 6586К4-Ф-19) - служит для запуска турбины ГПА. Используется моторное масло.
Блок подготовки топливного газа (объект 6585К-Ф-20.1) предназначен для получения газа, удовлетворяющего требованиям, предъявляемым к параметрам топливного газа и газа уплотнения ГПА в части содержания механических примесей и паров любых жидкостей.
Площадка сепараторов топливного газа и буферной емкости (объект 6586К4 - Ф - 20.2)
Буферная емкость предназначена для сбора конденсата и периодического сброса его через узел учета конденсата в газопровод товарного газа.
Сепаратор топливного газа предназначен для очистки газа от капельной жидкости после дросселирования для подачи в БПТГ (поз.20.1).
Свечи рассеивания (объекты 6586К4 - Ф -32, -33, -34) установлены для сброса углеводородного или инертного газа в атмосферу от источников с разным давлением.
Подземные емкости : для сбора дренажей (объекты 6586К4 - Ф - 26.1, -26.2), для сбора протечек масла (объект 6586К4 - Ф - 30), для сбора утечек (объект 6586К4 - Ф - 31), для конденсата (объект 6586К4 - Ф - 23.3), для сбора продуктов пропарки (объект 6586К4 - Ф - 51), для сбора конденсата факельной системы (объект 6586К4 - Ф - 56).
Служат для накопления жидкости и откачки погружными насосами или передвижными средствами.
Вывод
контрольный измерительный прибор датчик
В ходе работы была изучена и составлена схема КИПИА ЦСПИТГ - 4 «ЮНГ-Роснефть», а так же произведена модернизация датчиков на более современные и экономически выгодные, что обеспечивает создание оптимальной автоматизированной системы контроля, регулирования, противоаварийной защиты, сбор, передачи и обработки информации, построенной по многоуровневому распределительному принципу с использованием средств и систем локальной автоматики.
1. Размещено на
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
