2.1 Обеспечение технической и экологической безопасности в процессе транспортировки нефти. Технологический процесс транспортировки нефти


Автоматизация процесса транспортировки нефтепродуктов

Автоматизация процесса транспортировки нефтепродуктов. Процесс транспортировки нефти с добывающих станций, представляет собой перекачку продукта из одного резервуара в другой на протяжении всего трубопровода вплоть до подачи потребителю. При работе насосной станции происходит постоянное отслеживание давления жидкости на участках трубопровода.

Процесс транспортировки нефти с добывающих станций, представляет собой перекачку продукта из одного резервуара в другой на протяжении всего трубопровода вплоть до подачи потребителю. Жидкость движется со скоростью до 3 м/с за счет перепадов давления, которое создается в нефтеперекачивающих станциях, расположенных через 70 – 150 км, в зависимости от рельефа. В трубопроводах размещают задвижки, позволяющие перекрыть отдельные участки при аварии. Помимо насосов, увеличивающих давление нефти, для контролирования пропускной способности трубопровода, в нем располагаются задвижки, регулирующие напор потока жидкости и предотвращающие аварии. На данном этапе процесс регулирования задвижек на участке трубопровода производится вручную.

При работе насосной станции происходит постоянное отслеживание давления жидкости на участках трубопровода. На входе и выходе установлены датчики, показания с которых получает оператор насосной станции. Движение нефти подчиняется известным физическим законам, по которым можно определить допустимое и оптимальное давление. Оператор по полученным данным рассчитывает допустимое значение давления нефти в трубопроводе, сравнивает текущее давление с допустимыми нормами. В случае несоответствия оператор подает заявку механику на регулирование положения задвижки. Механик вручную изменяет положение задвижки на указанную величину. Все данные о состоянии давления в трубопроводе и изменении положения задвижки вносятся в соответствующие журналы учета оператором. При обнаружении неполадок в работе насосной станции оператор определяет характер неисправности. В случае штатной ситуации, такой, как отказ задвижки, подается заявка механику на ремонт рабочего механизма. Если неисправность входит в компетенцию механика, то он устраняет неполадки, после чего вносятся данные в журнал учета сбоев. При возникновении любой нештатной ситуации управление передается диспетчеру, который координирует действия работников НПС, в случае необходимости объявляет аварийную ситуацию, сообщает в отдел по ГО и ЧС и вызывает соответствующие аварийные службы.

 Мнемосхема существующего процесса регулирования пропускной способности трубопроводаРисунок 1. – Мнемосхема существующего процесса регулирования пропускной способности трубопровода

Исходя из имеющихся данных, был выявлен ряд недостатков существующего процесса управления движением нефти в нефтепроводе:

  • высокие временные затраты оператора насосной станции при расчетах допустимого и оптимального давления в трубопроводе, что приводит к задержке регулирования давления;
  • высокая степень ошибок оператора при расчетах допустимого и оптимального давления по сложной системе уравнений неустановившегося движения жидкости в трубопроводе;
  • несвоевременной получение механиком заявки на регулирование положения задвижки от оператора, ведущее к запоздалому изменению давления в трубопроводе;
  • высокий риск экологических и техногенных аварий вследствие разгерметизации трубопровода из-за высокого давления нефти и отсутствия своевременных мер по его снижению.

Для устранения существующих проблем предлагается внедрение автоматизированной системы управления транспортом нефти в насосной станции и установка электропривода, изменяющего положение задвижки. Тогда отслеживание состояние давления нефти в трубопроводе возлагается на АСУ, работу которой контролирует оператор насосной станции. Показания с датчиков поступают в автоматизированную систему, которая по заданным уравнениям неустановившегося движения жидкости в трубопроводе рассчитывает допустимую величину давления. Затем АСУ анализирует текущее давление с допустимыми нормами и выдает оператору рекомендации по регулированию пропускной способности трубопровода. Данные о состоянии давления и положении задвижки автоматически вносятся в журнал учета. При обнаружении неполадок АСУ определяет характер поломки и сообщает оператору. Если проблемы с электроприводом, то отправляется заявка на ремонт электрику, который имеет доступ к автоматизированной системе. При нарушениях в работе задвижки отправляется запрос на ремонт механику. Все действия автоматически фиксируются в журнале учета сбоев. Оператор при этом приводит в действие автоматизированную систему, контролирует процесс управления и может корректировать его в зависимости от ситуации. При возникновении нештатной ситуации АСУ передает управление диспетчеру, сделав запись в журнале сбоев. Диспетчер оценивает происшествие и, в случае необходимости, объявляет аварийный режим и вызывает аварийные службы.

Основными преимуществами внедрения автоматизированной системы управления задвижкой магистрального нефтепровода являются:

  • обеспечение специалистов оперативной информацией о состоянии давления в трубопроводе;
  • снижение временных затрат на расчеты допустимого и оптимального давления в трубопроводе, благодаря чему не происходит задержек регулирования давления;
  • ликвидация ошибок в расчетах допустимого и оптимального давления по сложной системе уравнений неустановившегося движения жидкости в трубопроводе, т.е. устранение риска человеческого фактора;
  • своевременное оповещение механика или электрика о возникших неполадках и устранение неисправностей задвижки или электропривода;
  • автоматизированное копирование и хранение базы данных о состоянии работы станции, что обеспечивает сохранность поступившей информации при авариях на объекте;
  • снижение риска экологических и техногенных аварий.
 Мнемосхема предлагаемого процесса автоматизированной системы управления пропускной способностью в нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепроводаРисунок 2. – Мнемосхема предлагаемого процесса автоматизированной системы управления пропускной способностью в нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода

Для оценки эффективности предлагаемой системы необходимо иметь представление о существующих проектных решениях на рынке программного обеспечения. Одной из существующих продукций является автоматизированная система управления задвижкой магистрального нефтепровода фирмы «Интек». Система предназначена для непрерывного автоматизированного контроля технологического процесса управления задвижкой магистрального нефтепровода, обеспечения специалистов диспетчерского уровня оперативной информацией. При необходимости полученные данные используются для определения состояния нефтепровода. Применение системы решает вопросы по оперативному управлению перекачкой нефти по магистральному нефтепроводу, повышению надежности и минимизации ущерба в аварийных ситуациях.

Система состоит из центрального сервера сбора данных, автоматизированного рабочего места (АРМ) диспетчера и унифицированных контролируемых пунктов. АРМ диспетчера представляет собой программу визуализации технологических процессов и позволяет диспетчеру контролировать состояние и происходящие изменения на всех подключенных к системе объектах, а также управлять ими.

Еще одним известным продуктом является система диспетчерского контроля и управления (СДКУ) компании ЭлеСи. Она предназначена для централизованной диспетчеризации и сбора данных о функционировании магистральных нефтепроводов России. Компания ЭлеСи разработала свой программный комплекс - SCADA Infinity. СДКУ «АК «Транснефть», совместно с системами контроля и управления объектного уровня, представляет собой четырехуровневую иерархическую распределенную систему управления. Объектный уровень включает территориальные, региональные и местные системы управления. Предыдущие системы создавались в разное время и оснащались разными техническими средствами, устанавливались разные операционные системы и программное обеспечение. СДКУ «АК «Транснефть» унифицировало процесс управления транспортировки нефти. Основными функциями СДКУ являются оперативный контроль и управление технологическим процессом, передача команд управления, регистрация и оповещение персонала об авариях, сбор, обработка хранение и визуализация данных.

Зарубежная компания Gevalco специализируется на автоматизации клапана трубопровода. Модуль "Автоматический двунаправленный контроль станции" конфигурируется, чтобы обеспечить защиту независимо от направления потока жидкости. Для достижения этой цели Gevalco создает автономный модуль управления, который отслеживает уровень давления и, когда перепад достигает регулируемой отметки, инициирует управляющее воздействие на клапан.

В таблице приведена сравнительная характеристика известных проектных решений.

Название системы

Достоинства

Недостатки

Автоматизированная система управления задвижкой магистрального нефтепровода компании «Интек»

Оперативное обеспечение диспетчера информацией.

Автоматизированное управление задвижкой.

Дорогостоящая.

Отсутствует сохранение всех параметров системы в базе на длительное время.

СДКУ компании «ЭлеСи»

Оперативный контроль и управление технологическим процессом.

Регистрация и оповещение персонала о событиях и авариях.

Требуется постоянное вмешательство диспетчера в процесс управления.

Автоматизированная системы управления клапаном компании Gevalco

Оперативный контроль за давлением в трубопроводе.

Отслеживание перепадов давления.

Автоматизированное управление клапаном.

Отсутствует русскоязычный интерфейс.

Отсутствует сохранение всех параметров системы в базе на длительное время.

По итогам обзора рынка программного обеспечения, выявлено, что существующие продукты имеют как свои достоинства, так и недостатки, и не могут в полной мере обеспечить безопасность технологического процесса. Помимо этого в каждой из существующих систем для корректного функционирования требуемого модуля необходимо покупать весь программный комплекс, что ведет к существенным дополнительным затратам как на приобретение, так и на обучение персонала.

Таким образом, создание собственного модуля для расчета пропускной способности трубопровода на базе существующего программного комплекса является целесообразным и экономически выгодным.

novainfo.ru

Обеспечение безопасности технологических процессов добычи, переработки, транспортировки нефти и газа

Цветков С.Ю. менеджер отдела маркетинга ЗАО "Электростандарт-Прибор"

Потенциальная опасность технологических процессов добычи и транспортировки нефти, обусловленная свойствами веществ, обращающихся в производственном цикле, требует реализации комплекса мер по обеспечению безаварийного функционирования, среди которых одной из основных является применение автоматических систем пожарообнаружения, контроля загазованности и пожаротушения. Программно-технические средства систем пожаробезопасности должны обладать высокой надежностью и эффективностью, обеспечивать интеграцию этих систем в автоматизированные системы управления технологическими процессами и взаимосвязь с другими системами безопасности.

Оптический извещатель пламени ИПЭС-ИК/УФ

Работа технологических объектов нефтяной и газовой промышленности предъявляет следующие требования к средствам обнаружения пожара которые связанны со спецификой работы указанных объектов: минимальное время (несколько секунд) обнаружение возгорания углеводородов, большая контролируемая область, высокая надежность работы при наличии нагретых и светящихся объектов в поле зрения, несколько вариантов выходных сигналов (аналоговые, цифровые, дискретные) для возможности включения обнаружителей в различные системы АС пожаротушения и ВП, наличие самотестирования для снижения затрат на эксплуатацию. Например, в значительном по объему машинном зале современной автоматизированной нефтеперекачивающей станции нет постоянного присутствия персонала, имеются сильно нагретые элементы технологического оборудования, в случае загорания может иметь место как пламя с задымлением, так и без него, возможно очень быстрое распространение горения. В таких условиях датчики задымления и температурные датчики не обеспечивают с высокой надежностью срабатывание АС пожаротушения, так как повышение температуры или задымленность в условиях больших объемов меняется медленно и слабо, а в ряде ситуаций, например, при сильных сквозняках, могут отсутствовать вовсе. Здесь для быстрого и надежного определения загорания требуются иные принципы, чем анализ прозрачности атмосферы и изменение или достижение температурой определенного значения. Пожарные извещатели пламени (ИП) являются оптимальным видом сенсоров, которые детектируют появление огня практически сразу после его возникновения. Это возможно потому, что действие ИП основано на регистрации электромагнитного излучения. Известно, что пламя горючих газов, паров и жидкостей сопровождается электромагнитным излучением, имеющим особенности в различных областях спектра и существенно отличающимся от спектров нагретых тел и солнечного света. Так как электромагнитное излучение распространяется с огромной скоростью, то время срабатывания извещателей пламени определяется только временем, необходимым на прием излучения, выделение информативного сигнала и его обработку, что занимает всего несколько секунд. Высокая чувствительность и низкий уровень шума современных фотоприемников в различных частях спектра: ультрафиолетовом (УФ), видимом, ближнем и среднем инфракрасном (ИК), позволяет регистрировать и выделять излучение от пламени на большом расстоянии – 25 и более метров с большим углом обзора. Таким образом, можно сделать заключение, что для раннего обнаружения загораний на предприятиях нефтегазового комплекса, целесообразно использовать в первую очередь извещатели пламени..

С учетом указанных выше требований в ЗАО «Электронстандарт - прибор» были разработаны, сертифицированы и серийно выпускаются адресные извещатели пламени ИПЭС ИК/УФ (далее – извещатели или ИПЭС), предназначенные для обнаружения и выдачи аварийной сигнализации на приборы приемно-контрольные пожарные и охранно-пожарные (ППКП) при возникновении пожара в поле их зрения. Извещатели предназначены для размещения в местах установки технологического оборудования насосных станций магистральных нефтепроводов, резервуарных парков, наливных эстакад и т.д. ИПЭС представляет собой унифицированное устройство пожарной сигнализации. Оно состоит из взрывонепроницаемого корпуса, в котором размещены чувствительные элементы, преобразующие электромагнитное излучение пламени в электрический сигнал, усилителей, электронных фильтров, цифро-аналоговых преобразователей, микропроцессора. ИПЭС имеет инфракрасный (ИК) и ультрафиолетовый (УФ) оптические каналы. Оптические фильтры и конструкция приемников определяют область максимальной спектральной чувствительности чувствительных элементов для ИК диапазона 4,2…4,6 мкм, для УФ - 150…300 нм, что обеспечивает максимальная чувствительность ИПЭС к излучению, сопровождающему горение при максимальном подавлении паразитных засветок от ламп накаливания, солнца, нагретых до высокой температуры (> 100оC) предметов, находящихся в поле зрения. Сигнал тревоги вырабатывается при одновременном превышении сигналов ИК и УФ каналов пороговой величины. Основные характеристики приборов следующие:

ИПЭС изготавливаются следующих модификаций:

- ИПЭС-ИК/УФ Состоит из оптических сенсоров УФ и ИК

- ИПЭС-ИК Состоит из двух оптических сенсоров ИК

- ИПЭС-УФ Состоит из оптического сенсора УФ излучения

Конструкция и характеристики делают ИПЭС уникальным и выгодно отличают его от приборов аналогичного назначения, выпускаемых в нашей стране. Во-первых, это достигается двухканальной оптической схемой, построенной с учетом специфических свойств излучения пламени углеводородов. Во-вторых, наличие различных вариантов выходных сигналов включая цифровой, делают прибор встраиваемым практически в любую схему, что особенно актуально в настоящее время при массовом использовании цифровой связи датчиков с системами различного уровня. В третьих, жесткой надежной конструкцией корпуса извещателей, имеющей взрывонепроницаемую оболочку 1ExdIICT4 по ГОСТ Р 51330.0. со степенью защиты IP66 по ГОСТ 14254-80, что обеспечивает надежную работу прибора в различных условиях. Конструкция ИПЭС обеспечивает также простоту эксплуатации прибора. Все датчики снабжены функцией автоматического контроля оптических цепей (оптической непрерывности). Нормальное функционирование детектора с помощью постоянного контроля чистоты оптики детектора, чувствительности его датчиков, состояния электронной схемы системы. Контроль оптической непрерывности осуществляется без использования внешнего источника УФ и ИК – излучения. При включении контрольных ламп проверки функции оптической непрерывности формируется откалиброванный контрольный луч, который проходит сначала через смотровое окошко, преломляется отражателем и направляется обратно. После этого электронная схема детектора анализирует возвращенный сигнал датчика и генерирует соответствующий выходной сигнал. Поскольку контрольный луч должен проходить через туже часть смотрового окошка, что и излучение огня, такая проверка способности детектора «видеть» пламя обеспечивает высокую степень надежности. Так, наличие в ИПЭС встроенных источников излучения, обеспечивающих сквозную проверку от приемников излучения до выходного сигнала и контроль степени запыленности окон, исключают необходимость частой проверки функционирования извещателей при их эксплуатации при помощи открытого пламени или тестового источника излучения.

Для расширения областей применения пожарных извещателей, производимых в ЗАО «Электронстандарт - прибор», в настоящее время производится ИПЭС – ИК(М), в котором реализована оптическая схема с двумя/ тремя инфракрасными каналами. Прибор имеет близкие с ИПЭС технические и эксплуатационные характеристики, но его применение предпочтительнее там, например, где может иметь место излучение мощных галогеновых ламп.

На рынке России предлагаются также различные извещатели пламени известных зарубежных фирм с одним или двумя УФ или ИК-каналами, с УФ и ИК - каналами. Наиболее распространенные импортные приборы и ИПЭС имеют близкие основные технические характеристиками. Однако существенная разница в цене при одинаковых технических и ряде более гибких эксплуатационных характеристиках делают применение ИПЭС предпочтительным на отечественных предприятиях нефтяной и нефтехимической промышленности.

mirznanii.com

Обеспечение безопасности технологических процессов добычи, переработки, транспортировки нефти и газа

Обеспечение безопасности технологических процессов добычи, переработки, транспортировки нефти и газа

Цветков С.Ю.  менеджер отдела маркетинга  ЗАО "Электростандарт-Прибор"

Потенциальная опасность технологических процессов добычи и транспортировки нефти, обусловленная свойствами веществ, обращающихся в производственном цикле, требует реализации комплекса мер по обеспечению безаварийного функционирования, среди которых одной из основных является применение автоматических систем пожарообнаружения, контроля загазованности и пожаротушения. Программно-технические средства систем пожаробезопасности должны обладать высокой надежностью и эффективностью, обеспечивать интеграцию этих систем в автоматизированные системы управления технологическими процессами и взаимосвязь с другими системами безопасности.

Оптический извещатель пламени ИПЭС-ИК/УФ

Работа технологических объектов нефтяной и газовой промышленности предъявляет следующие требования к средствам обнаружения пожара которые связанны со спецификой работы указанных объектов: минимальное время (несколько секунд) обнаружение возгорания углеводородов, большая контролируемая область, высокая надежность работы при наличии нагретых и светящихся объектов в поле зрения, несколько вариантов выходных сигналов (аналоговые, цифровые, дискретные) для возможности включения обнаружителей в различные системы АС пожаротушения и ВП, наличие самотестирования для снижения затрат на эксплуатацию. Например, в значительном по объему машинном зале современной автоматизированной нефтеперекачивающей станции нет постоянного присутствия персонала, имеются сильно нагретые элементы технологического оборудования, в случае загорания может иметь место как пламя с задымлением, так и без него, возможно очень быстрое распространение горения. В таких условиях датчики задымления и температурные датчики не обеспечивают с высокой надежностью срабатывание АС пожаротушения, так как повышение температуры или задымленность в условиях больших объемов меняется медленно и слабо, а в ряде ситуаций, например, при сильных сквозняках, могут отсутствовать вовсе. Здесь для быстрого и надежного определения загорания требуются иные принципы, чем анализ прозрачности атмосферы и изменение или достижение температурой определенного значения. Пожарные извещатели пламени (ИП) являются оптимальным видом сенсоров, которые детектируют появление огня практически сразу после его возникновения. Это возможно потому, что действие ИП основано на регистрации электромагнитного излучения. Известно, что пламя горючих газов, паров и жидкостей сопровождается электромагнитным излучением, имеющим особенности в различных областях спектра и существенно отличающимся от спектров нагретых тел и солнечного света. Так как электромагнитное излучение распространяется с огромной скоростью, то время срабатывания извещателей пламени определяется только временем, необходимым на прием излучения, выделение информативного сигнала и его обработку, что занимает всего несколько секунд. Высокая чувствительность и низкий уровень шума современных фотоприемников в различных частях спектра: ультрафиолетовом (УФ), видимом, ближнем и среднем инфракрасном (ИК), позволяет регистрировать и выделять излучение от пламени на большом расстоянии – 25 и более метров с большим углом обзора. Таким образом, можно сделать заключение, что для раннего обнаружения загораний на предприятиях нефтегазового комплекса, целесообразно использовать в первую очередь извещатели пламени..

С учетом указанных выше требований в ЗАО «Электронстандарт - прибор» были разработаны, сертифицированы и серийно выпускаются адресные извещатели пламени ИПЭС ИК/УФ (далее – извещатели или ИПЭС), предназначенные для обнаружения и выдачи аварийной сигнализации на приборы приемно-контрольные пожарные и охранно-пожарные (ППКП) при возникновении пожара в поле их зрения. Извещатели предназначены для размещения в местах установки технологического оборудования насосных станций магистральных нефтепроводов, резервуарных парков, наливных эстакад и т.д. ИПЭС представляет собой унифицированное устройство пожарной сигнализации. Оно состоит из взрывонепроницаемого корпуса, в котором размещены чувствительные элементы, преобразующие электромагнитное излучение пламени в электрический сигнал, усилителей, электронных фильтров, цифро-аналоговых преобразователей, микропроцессора. ИПЭС имеет инфракрасный (ИК) и ультрафиолетовый (УФ) оптические каналы. Оптические фильтры и конструкция приемников определяют область максимальной спектральной чувствительности чувствительных элементов для ИК диапазона 4,2…4,6 мкм, для УФ - 150…300 нм, что обеспечивает максимальная чувствительность ИПЭС к излучению, сопровождающему горение при максимальном подавлении паразитных засветок от ламп накаливания, солнца, нагретых до высокой температуры (> 100оC) предметов, находящихся в поле зрения. Сигнал тревоги вырабатывается при одновременном превышении сигналов ИК и УФ каналов пороговой величины. Основные характеристики приборов следующие:

Принцип действия

оптический, многоспектральный

Электропитание

24+6

Канал связи

RS-485,4-20мА, «сухой контакт»

Режим работы

Непрерывный круглосуточный

Угол обзора

900

Расстояние

Не менее 25м по ТП-5

Время срабатывания, не более

До 5с ( с возможностью установки времени задержки от 0 до 5 с с шагом 1с)

Рабочий диапазон температур

От -600до+900 кратковременно до 1350с

ИПЭС изготавливаются следующих модификаций:

- ИПЭС-ИК/УФ Состоит из оптических сенсоров УФ и ИК

- ИПЭС-ИК Состоит из двух оптических сенсоров ИК

- ИПЭС-УФ Состоит из оптического сенсора УФ излучения

Конструкция и характеристики делают ИПЭС уникальным и выгодно отличают его от приборов аналогичного назначения, выпускаемых в нашей стране. Во-первых, это достигается двухканальной оптической схемой, построенной с учетом специфических свойств излучения пламени углеводородов. Во-вторых, наличие различных вариантов выходных сигналов включая цифровой, делают прибор встраиваемым практически в любую схему, что особенно актуально в настоящее время при массовом использовании цифровой связи датчиков с системами различного уровня. В третьих, жесткой надежной конструкцией корпуса извещателей, имеющей взрывонепроницаемую оболочку 1ExdIICT4 по ГОСТ Р 51330.0. со степенью защиты IP66 по ГОСТ 14254-80, что обеспечивает надежную работу прибора в различных условиях. Конструкция ИПЭС обеспечивает также простоту эксплуатации прибора. Все датчики снабжены функцией автоматического контроля оптических цепей (оптической непрерывности). Нормальное функционирование детектора с помощью постоянного контроля чистоты оптики детектора, чувствительности его датчиков, состояния электронной схемы системы. Контроль оптической непрерывности осуществляется без использования внешнего источника УФ и ИК – излучения. При включении контрольных ламп проверки функции оптической непрерывности формируется откалиброванный контрольный луч, который проходит сначала через смотровое окошко, преломляется отражателем и направляется обратно. После этого электронная схема детектора анализирует возвращенный сигнал датчика и генерирует соответствующий выходной сигнал. Поскольку контрольный луч должен проходить через туже часть смотрового окошка, что и излучение огня, такая проверка способности детектора «видеть» пламя обеспечивает высокую степень надежности. Так, наличие в ИПЭС встроенных источников излучения, обеспечивающих сквозную проверку от приемников излучения до выходного сигнала и контроль степени запыленности окон, исключают необходимость частой проверки функционирования извещателей при их эксплуатации при помощи открытого пламени или тестового источника излучения.

Для расширения областей применения пожарных извещателей, производимых в ЗАО «Электронстандарт - прибор», в настоящее время производится ИПЭС – ИК(М), в котором реализована оптическая схема с двумя/ тремя инфракрасными каналами. Прибор имеет близкие с ИПЭС технические и эксплуатационные характеристики, но его применение предпочтительнее там, например, где может иметь место излучение мощных галогеновых ламп.

На рынке России предлагаются также различные извещатели пламени известных зарубежных фирм с одним или двумя УФ или ИК-каналами, с УФ и ИК - каналами. Наиболее распространенные импортные приборы и ИПЭС имеют близкие основные технические характеристиками. Однако существенная разница в цене при одинаковых технических и ряде более гибких эксплуатационных характеристиках делают применение ИПЭС предпочтительным на отечественных предприятиях нефтяной и нефтехимической промышленности.

 

www.referatmix.ru

1.1. Краткая характеристика района строительства.

СОДЕРЖАНИЕ.

Стр.

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………..6

ГЛАВА.I.

ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ДОБЫЧИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ «БЕЛОПАШИНСКОЙ» ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ………………………………………………………………..8

    1. Краткая характеристика района строительства …………………………….9

    2. Краткая характеристика технологического процесса добычи транспортировки нефти в условиях Белопашинской группы месторождений……………………………………………………………….10

    3. Система электроснабжения процесса добычи и транспортировки нефти и газа …………………………………………………………………………….14

ГЛАВА.II.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОДСТАНЦИИ 35/6кВ «ШЕРШНЕВСКАЯ» …………..18

2.1.Характеристика электропотребителей………………………………………….19

2.2.Определение электрических нагрузок………………………………………….21

2.3.Обоснование системы электроснабжения и выбор места расположения подстанции……………………………………………………………………………24

2.4.Обоснование построения воздушной линии электропередач номинальным напряжением 35кВ……………………………………………………………………26

2.5.Выбор мощности количества и типа силовых трансформаторов…………..….27

2.6.Выбор марок и сечения ЛЭП…………………………………………………….32

2.7.Потери напряжения в силовых трансформаторах и ЛЭП………………………33

2.8.Определение токов короткого замыкания и выбор коммутационной аппаратуры ГПП………………………………………………………………………35

2.9.Выбор распределительных устройств высокого напряжения ГПП и конструкций трансформаторной подстанции………………………………………41

2.10.Компенсация реактивной мощности…………………………………………...47

2.11.Обоснование основных видов релейных защит………………………………49

2.12.Защита отходящих линий 6,3кВ………………………………………………..62

2.13.Автоматизация основных электропотребителей………………………………64

2.14.Защита от перенапряжения …………………………………………………….65

2.15.Защита от молний……………………………………………………………….67

2.16.Заземление оборудования подстанции…………………………………………69

2.17.Контроль состояния изоляции………………………………………………….73

ГЛАВАШ.

БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ……………………………………..74

3.1.Общий анализ вредных и опасных факторов…………………………………...75

3.2.Мероприятия по предотвращению поражением электрическим током…………………………………………………………………………………..76

3.3.Безопасное ведение монтажных работ на подстанции…………………………82

ГЛАВА.IV.

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………………………...85

4.1.Технико-экономическое обоснование выбора силовых трансформаторов……………………………………………………………………...86

ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………………….94

ЛИТЕРАТУРА………………………………………………………………………...95

ВВЕДЕНИЕ

В результате сейсморазведочных работ, проведенных ООО «Пермнефтегеофизика» в 1982 году в районе Белопашинской площади, было открыто два участка пригодных для промышленной добычи нефти, позднее названные как «Шершневское» месторождение и месторождение «имени Архангельского».

В настоящее время в связи с завершением доразведочных работ и увеличения производственной добычи нефти введено в промышленную эксплуатацию 11 скважин. Извлечение нефти предусматривается осуществлять с помощью глубинонасосных установок. На территории Белопашенской площади пробурено также 6 поисково-разведочных скважин и ведутся дальнейшие поисково-разведочные работы.

Существующая понизительная подстанция 6/0,4кВ мощностью 630кВА обладает недостаточной мощностью, необходимой на этапе разработки и эксплуатации месторождений.

В связи с этим в специальной части проекта рассмотрены вопросы обоснования и создания новой подстанции требуемой мощности, а также строительство двухцепной ВЛ-35кВ, необходимых для полного освоения месторождения.

В частности предусматривается:

  • обоснование и выбор местоположения подстанции;

  • учет мощности приемников месторождения;

  • выбор и проверка силовых трансформаторов;

  • выбор и проверка основного оборудования подстанции и распределительных устройств;

  • расчёт параметров электрической сети;

  • проектирование защиты силовых трансформаторов;

  • расчёт релейной защиты подстанции;

  • расчёт компенсирующих устройств, заземления и молниезащиты подстанции.

Трансформаторная подстанция расчитывается с учетом дальнейшего увеличения площадей освоения данного месторождения и связанного с этим увеличения потребления электроэнергии.

ГАВА I.

ОСОБЕНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ДОБЫЧИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ И ГАЗА БЕЛОПАШЕНСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

Белопашинская группа месторождений расположена в Усольском районе Пермской области на землях Березниковского лесхоза Романовского лесничества.

В непосредственной близости от района строительства расположена населенные пункты: Романово, Белая пашня, Малое Романово, д. Володин камень.

В районе работ проходит старая автодорога Пермь-Березники. Населенные пункты соединяются существующими грунтовыми дорогами.

Климат района континентальный с холодной продолжительной зимой, но сравнительно теплым летом, ранними осенними и поздними весенними заморозками. Средняя температура воздуха = +0,80С. Самым холодным месяцем в году является январь, со средней температурой воздуха = –15,00С, самым теплым – июль, со средней температурой +23,60С. Абсолютный минимум температуры воздуха –500С, максимум +360С. Годовая сумма осадков составляет 771мм. Максимум осадков за месяц наблюдается в ноябре – 84мм, минимум в феврале – 41мм. Преобладающее направление ветра в течении года – южное и юго-западное. Среднегодовая скорость ветра – 4,5м/с.

Максимальная высота снежного покрова за зиму на открытом участке соответствует 81см.

Месторождение расположено на правом пологом склоне долины р. Яйва, в междуречье правых притоков Яйва – р. Сюзьва и Волим. Рельеф эрозийно – аккумулятивный, полого – холмистый, с сетью неглубоких логов. Общий уклон поверхности на запад и северо-запад.

В геоморфологическом отношении район представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную долинами рек, ручьев, логов. Дно логов часто заболочено. Возможны временные водотоки.

Скважины месторождения им. Архнгельского находятся в зоне калийных солей категории С Палашерского участка ВКМКС.

Ближайшее месторождение, находится в промышленной эксплуатации – «Уньвинское», ближайшая сепарационно-насосная установка находится на площадке ДНС-1 «Уньва».

1.2.Краткая характеристика технологического процесса добычи и транспортировки нефти в условиях белопашенской группы месторождений.

Исходя из геологических строений залежей, физико-геологических характеристик нефтеносных пластов, установленного режима нефтяного месторождения и продуктивности скважин, на начальном этапе предусматривается разработка освоением 11-ти добывающих скважин, 3-х нагнетательных скважин, а также 6- исследовательских и разведочных скважин. Система воздействия на залежь - законтурное и внутриконтурное заводнение с расстоянием между скважинами 400-500м.

Построение технологической схемы добычи нефти (рис. 1.1.), осуществляется на принципе подпора водой крыльев антиклинальной структуры содержащих нефть, а в сводной части - газ. Пласт эксплуатируют нефтяными скважинами, служащими для извлечения пластовой жидкости, а другие скважины служат для нагнетания воды в пласт. Для подъема по скважине добываемой пластовой жидкости используется специальный комплекс - оборудование для эксплуатации скважин 1. Пластовую жидкость, содержащую кроме нефти воду, газ, механические примеси, с помощью системы сбора собирают и разделяют на нефть, воду и газ, после чего нефть обессоливают, обезвоживают и, как товарную, направляют потребителям. После первичной обработки из газа получают дополнительный продукт - сухой газ. Все технологические процессы выполняются комплексом обо­рудования 2. Для более полного и интенсивного извлечения запасов нефти из пласта используют комплекс оборудования 9, обеспечивающего кислотную обработку пласта, его гидроразрыв и термовоздействие.

Для поддержания и восстановления пластовой энергии в пласт с помощью напорного и коммуникационного оборудования 4 закачивают воду, в том числе воду, добытую из эксплуатационных скважин. Кроме того, для восполнения разницы в объемах, извлеченных пластовой жидкости и воды к возвращаемой воде, добавляется вода из других источников, которая подвергается специальной подготовке в оборудовании 4.

Исходя из принятой технологической схемы добычи нефти в условиях Белопашинской группы месторождений, на 1 этапе осуществляется отработкой 11-ти скважин, оборудованных погружными электрическими центробежными насосами типа ЭЦН (лист 3.).

Сбор и транспортирование нефти на месторождении предусматривает и осуществляется по групповой автоматизированной системе, с подачей продукции скважин на групповые замерные установки АГЗУ-«Спутник Б-40». От замерных установок пластовая жидкость по трубопроводам поступает на насосную станцию перекачки нефти (ДНС), оборудованную центробежными насосами с электродвигателями типа ВAO-250. С ДНС скважинная жидкость по трубопроводу поступает на пункт предварительного сбора и обработки нефти, находящегося на Уньвинском месторождении ЗАО « Лукойл-Пермь».

Рис.1.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ДОБЫЧИ НЕФТИ

Условные обозначения: 1- оборудование добычных и нагнетательных скважин; 2- комплекс оборудования разделения пластовой жидкости; 3- комплексы по перекачке нефти и воды; 4- оборудование насосных станций; 5- устьевое оборудование скважин; 6-шапка газа; 7- нефтяной пласт; 8- пластовые воды; 9- комплекс оборудования воздействия на пласт; 10- подъемное и нагнетательное оборудование скважин; 11- обсадные колонны скважин.

С целью поддержания необходимого пластового давления, увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения ее нефтеотдачи в пласт нагнетается вода. С этой целью на месторождении используются 3 скважины, с применением законтурного и внутриконтурного заводнения .Исходя из значений требуемого устьевого давления и максимальных годовых объемов, закачиваемой воды, для создания давления используется, блочная кустовая насосная станция типа БКНСЗ-200-РЦВ-СТД с подачей до 540 мЗ/ч. и давлением нагнетания 19МПа. Источником производственного водоснабжения является водопровод, питание которого осуществляется водой ближайших рек Яйва, Ситовка и Ивановка .

Организация работы оборудования основана на технологии эксплуатации месторождения. Извлечение пластовой жидкости осуществляется круглосуточно, оптимальные режимамы работы оборудования и параметрамы добычи обеспечиваются диспетчерской службой.

Комплексы скважин, подъемное и нагнетательное оборудование обеспечивают работоспособность ограниченное время, продолжительность которого значительно меньше периода разработки пласта и соответствует межремонтному периоду. Поэтому эксплуатация каждой скважины циклична и прерывиста. Время перерывов, то есть время текущих и капитальных ремонтов, а так же и количество труда затрачиваемого на ремонт по каждой скважине определяется геологическими условиями, надежностью оборудования скважины и спущенного в неё оборудования. Суммарные затраты времени и труда на ремонты обоих видов весьма значительны, что вызывает необходимость иметь службу ремонта, оснащенную большим количеством сложного оборудования для ремонта скважин, также при вводе новых скважин необходимо использование специального оборудования.

Обслуживание и ремонт оборудования осуществляется в первую смену, тремя бригадами, каждая из которых обслуживает свой технологический комплекс оборудования. Управление и контроль за работой осуществляется инженерно-техническим персоналом управления Пермского дивизиона добычи ЗАО «ЛУКойл-Пермь».

studfiles.net

2.1 Обеспечение технической и экологической безопасности в процессе транспортировки нефти. Сбор, подготовка, транспортировка и хранение нефти и газа

Похожие главы из других работ:

Бурение скважин на нефть и газ

1.2 Расчет эксплуатационной и технической колонн на прочность

1. Растяжение от сил собственного веса колонны - Pстр. 2. Под действием сил внешнего давления Pсм. - сминающие усилия, со стороны горной породы и плотности бурового раствора или цементного раствора. 3...

Выбор механизированного комплекса применительно к условиям Печорского угольного бассейна

5.2 Расчет технической производительности

Время работы комбайна по выемке заходки, мин: L - Умножаем на два потому, что комбайн работает по челноковой схеме. Время устранения отказов за цикл, мин: где Кг - коэффициент готовности выемочного комплекса -0,90 Время замены инструмента за цикл...

Газонефтяное месторождение Узень

1.8 Технологический процесс сбора и транспортировки нефти, газа и газоконденсата

Очень часто нефть и вода при интенсивном перемешивании образуют эмульсию - смесь, в которой мелко раздробленные капли воды находятся в нефтяной среде во взвешенном состоянии и поэтому не отстаиваются и не сливаются друг с другом...

Депарафинизация нефтепромыслового оборудования

2.4 Правила технической эксплуатации АДПМ

Продолжительная ин надежная работа установки зависит от соблюдения правил технической эксплуатации и техники безопасности. Машинист, обслуживающий установку...

Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода

2.4.2.1 Методы технической диагностики, основанные на контроле параметров

Контроль параметров процессов перекачки нефти можно использовать для обнаружения дефектов и для прогнозирования изменения их состояния. Метод базируется на данных контроля...

Методологические основы экологической геологии

Глава 3. Методы экологической геологии

Экологическая геология использует методы ландшафтного планирования, аэрокосмические методы, методы инженерно-геологического и геоморфологического картографирования и районирования, экологического зонирования...

Методологические основы экологической геологии

Глава 3.1 Специальные методы экологической геологии

К специальным методам собственно экологической геологии отнесены эколого-геологическое картирование, функциональный анализ эколого-геологической обстановки, эколого-геологическое моделирование и эколого-геологический мониторинг...

Обоснование, выбор и расчёт средств механизации очистных работ в условиях рудника

4.4 Правила технической эксплуатации бурильных машин

Во время эксплуатации бурильных машин обязательно выполнение ежесменного обслуживания, регулярного технического обслуживания, текущих и капитальных ремонтов...

Обоснование, выбор и расчёт средств механизации очистных работ в условиях рудника

5.2 Правила технической эксплуатации погрузочно-транспортных машин

Надежная и безаварийная эксплуатация самоходных транспортных машин в подземных условиях зависит от правильного выбора сечения откаточных выработок, гарантированных зазоров соответствующего дорожного покрытия, четкой организации движения...

Проект инженерно-экологических исследований

3. Оценка экологической ситуации территории ПТС

На исследуемой территории основным загрязнителем окружающей среды является нефтебаза. Также с востока от нефтебазы проходит асфальтированная автодорога к г. Раменское, которая является источником атмосферного загрязнения...

Разведочная скважина глубиной 1400 метров на площади Кульсары

5. Обеспечение пожарной безопасности

Пожарная безопасность веществ, применяемых при ликвидации осложнений зависит от: 1. химического состава вещества; 2. плотности веществ по отношению к воде; 3. скорости испарения твердых веществ при нагревании; 4...

Сбор, подготовка, транспортировка и хранение нефти и газа

2. Способы транспортировки газа и нефти

В настоящее время основным видом транспорта является трубопроводный. Газ под давлением 75 атмосфер движется по трубам диаметром до 1,4 метра. По мере продвижения газа по трубопроводу он теряет энергию...

Структурная модель Менеузовского месторождения

3. Технологические режимы работы (эксплуатации) скважин и установок при добыче и транспортировки нефти и газа, закачке воды (газа) на месторождении

Режимы залежей нефти определяются геологическими и гидро-геологическими характеристиками пластов, а также физическими свойствами нефти и пласта. Турнейский ярус Залежь нефти турнейского яруса относится к типу массивных...

Экологическое картографирование и картографический метод оценки экологических ситуаций

1.1 Классификации экологической ситуации

В зависимости от цели определяются способ классификации и классификационные признаки. Целью классификации в нашем случае является создание предпосылок для выбора адекватных методов пространственного анализа экологических ситуаций...

Экологическое картографирование и картографический метод оценки экологических ситуаций

1.3 Ранжирование экологической ситуации

Оценка остроты экологических ситуаций основана на анализе территориальных сочетаний экологических проблем, характере и интенсивности проявления последствий этих проблем...

geol.bobrodobro.ru


Смотрите также