Обустройство морских нефтегазовых месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Общая часть
• 1.1 Общая характеристика объекта автоматизации
• 1.2 Характеристика АСУТП внешней перекачки нефти
• 1.3 Требования технологического процесса к системе автоматизации
• 2. Специальная часть
• 2.1 Разработка системы автоматизации нефтяной насосной внешней перекачки
• 2.2 Описание принципиальной схемы управления насосами Н-1/1,2
• 2.3 Расчёт уровня автоматизации
• 2.4 Схема внешних электрических и трубных проводок
• 2.5 Расчет диаметра защитной трубы
• 3. Организация производства
• 3.1 Структура управления объектами
• 3.2 Требования к организации АРМ оператора
• 3.3 Организация сетей передачи данных
• 3.4 Расчёт времени передачи одного кадра по каналу глобальной сети
• 4. Экономическая часть
• 4.1 Производственная программа
• 4.2 Расчёт показателей по труду
• 4.3 Расчёт эксплуатационных затрат и себестоимости перекачки 1 тонны нефти
• 4.4 Расчёт показателей общей экономической эффективности
• 5. Охрана труда и защита окружающей среды
• 5.1 Охрана труда и промышленная безопасность
• 5.2 Расчёт защитного зануления
• 5.3 Экологический мониторинг окружающей среды
• Заключение
• Введение
• В настоящее время практически все наземные месторождения уже открыты, их запасы уменьшаются, поэтому нефтедобывающие компании обратили свое внимание на морские месторождения с богатыми запасами энергетических ресурсов. В связи с этим особую актуальность приобретает разработка и эксплуатация морских нефтегазовых месторождений.
• Обустройство морских нефтегазовых месторождений - это замкнутый цикл работ по проектированию, изготовлению, строительству и вводу в эксплуатацию объектов в целях создания единого технологического комплекса сооружений для добычи жидких и газообразных углеводородов в море.
• Мировой опыт обустройства морских нефтегазовых месторождений показывает, что традиционные для суши принципы обустройства, технические средства и методы неприемлемы в морских условиях.
• Отличительными особенностями обустройства морских месторождений является необходимость создания сложных специальных технических средств, а также ограниченность площади гидротехнических сооружений для размещения бурового и эксплуатационного комплексов и другого оборудования.
• Цель дипломного проекта заключается в разработке автоматизированной система управления технологическими процессами (АСУТП) технологического процесса внешней перекачки нефти на месторождении им. Филановского.
• В качестве объекта автоматизации рассматривается ледостойкая стационарная платформа (ЛСП), предназначенная для осуществления централизованного контроля, дистанционного и автоматического управления техническими средствами комплексов эксплуатационного, энергетического и жизнеобеспечения, пожаровзрывозащиты, а также систем, обслуживающих буровой и эксплуатационный комплексы.

1. Общая часть

1.1 Общая характеристика объекта автоматизации

Рассмотрим объекты морской части обустройства месторождения им. Филановского. Они характеризуются разноплановостью ведения технологических процессов, высокой насыщенностью оборудованием, механизмами, трубопроводными и кабельными коммуникациями, высокой энергоемкостью производств, повышенной пожаровзрывоопасностью, потенциальной опасностью загрязнения окружающей среды, относительной малочисленностью персонала, ограниченными возможностями привлечения внешних ресурсов для ликвидации аварийных ситуаций, связанных с угрозой для безопасности людей и объектов в целом.

Месторождение им. Филановского (см. рис. 1) находится в Каспийском море и включает следующие сооружения:

-- две ледостойкие стационарные платформы (ЛСП-1 и ЛСП-2) и блок-кондукторов (БК) для бурения и добычи продукции скважин;

-- центральную технологическую платформу (ЦТП) для подготовки продукции скважин;

-- трубопроводы внутрипромыслового и внешнего транспорта продукции скважин на головные береговые сооружения;

-- райзерный блок (РБ), через который также будет транспортироваться продукция месторождений им. Ю. Корчагина и Сарматского;

-- две жилые платформы (ПЖМ-1 и ПЖМ-2).

На ЦТП располагается технологический комплекс, который обеспечивает подготовку нефти до требований ГОСТ Р 51852-2002 "Нефть. Общие технические требования", осушку попутного нефтяного газа от влаги до точки росы минус 5 ⁰С при давлении 15,4 МПа и компримирование его до давления транспорта газа.

Рисунок 1 - Схема обустройства месторождения им. В. Филановского

ЦТП соединена с РБ и ЛСП-1 переходными мостами, по которым осуществляется перемещение обслуживающего персонала и проложены трубопроводы и кабели различного назначения.

Платформа РБ предназначена для размещения стояков внутрипромысловых трубопроводов, трубопроводов внешнего транспорта, электрокабелей, технологического оборудования и размещения устройств запуска и приема средств отчистки и диагностики. На РБ устанавливается факельная установка сжигания газа при аварийных сбросах и плановых продувках технологического оборудования при остановках на ремонт.

Блок-кондуктор (БК) - ледостойкая морская стационарная платформа, предназначена для сбора продукции скважин, замера производительности и подачи ее на ЦТП. Верхнее строение БК адаптировано под разбуривание куста скважин с помощью бурового комплекса самоподъемной плавучей буровой установки (СПБУ) типа "Астра". Технологическое оборудование блок-кондуктора обеспечивает добычу пластовой продукции (ПП) скважин, содержащей нефть, газ и пластовую воду.

Технологической схемой сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды предполагается

- сбор пластовой продукции со всего месторождения на ЦТП. С ЛСП-1 по переходному мосту ЛСП-1 - ЦТП, с ЛСП-2 по подводному трубопроводу через РБ и, далее на ЦТП по переходному мосту ЦТП-РБ и с БК по подводному трубопроводу через РБ и далее на ЦТП совместно с продукцией от ЛСП-2;

- подготовка нефти на ЦТП до товарной кондиции по ГОСТ Р 51852-2002 "Нефть. Общие технические требования" и ее транспортировка по подводному нефтепроводу (Ду 600 мм) на береговые сооружения;

- осушка попутного нефтяного газа от влаги до точки росы минус 5 ⁰С при давлении 15,4 МПа и компримирование до давления транспорта и транспорт по газопроводу (Ду 700) совместно с газом месторождений им. Ю. Корчагина и Сарматское на ГПЗ;

- подготовка пластовой воды до требований ОСТ 39-225-88 "Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству".

1.2 Характеристика АСУТП внешней перекачки нефти

Для централизованного контроля, дистанционного и автоматического управления в реальном масштабе времени основными и вспомогательными технологическими процессами объектов обустройства месторождения имени В. Филановского разработана АСУТП.

АСУТП выполняет следующие функции:

- сбор и обработка в реальном времени информации от датчиков эксплуатационных параметров и локальных систем управления техническими средствами производственных комплексов ЛСП-1,2;

- снижение затрат по обслуживанию технических комплексов;

- представление текущей информации на дисплеях операторов по вызову автоматически;

- аварийно-предупредительная световая и звуковая сигнализация при выходе контролируемых параметров за пределы установок;

- автоматическое регулирование эксплуатационных параметров;

- контроль, дистанционное и автоматическое управление техническими средствами производственных комплексов ЛСП-1,2

- ведение архивов эксплуатационных и электрических параметров, состояния производственных процессов, сообщений и действий операторов;

- реализация защит и блокировок;

- сигнализация обнаружения пожара;

- сигнализация обнаружения взрывоопасных газов;

- диагностика производственного оборудования;

- получение производственной информации с плавучего нефтехранилища;

- диагностика, настройку, конфигурирование контрольно-измерительных приборов;

- передача производственной информации по спутниковой линии связи в центр мониторинга разработки и эксплуатации месторождений.

Иерархически АСУ ТП представляет собой трехуровневую систему управления.

Уровень 1 (уровень КИПиА) предназначен для получения первичной информации, реализации управляющих воздействий и включает в себя КИПиА, исполнительные механизмы и локальные системы управления отдельными техническими средствами и технологическими операциями.

Уровень 2 (уровень ПЛК) предназначен для непосредственного взаимодействия с объектом управления, реализации локальных управляющих алгоритмов, осуществления информационного обмена с локальными системами управления и уровнем 3. В состав аппаратных средств уровня 2 входят программируемые логические контроллеры (ПЛК), устройства ввода-вывода (УСО). аппаратура интерфейсных связей, интерфейсы промышленной сети.

Уровень 3 (уровень АРМ) предназначен для мониторинга текущего состояния производственных и технологических процессов, оборудования и механизмов, приема управляющих воздействий от оператора, диагностирования комплекса технических средств уровня 2, накопления текущей информации, а также для создания твердых копий журналов аварий и действий операторов. В штатном (нормальном) режиме эксплуатации ПТК уровня 3 предполагается использовать для централизованного мониторинга и управления технологическими объектами комплекса №1 (ПЖМ-1, ЛСП-1, ЦТП, РБ, БК) и комплекса №2 (ПЖМ-2, ЛСП-2).

Указанная структура обеспечивает возможность реализации всех независимых функций управления и контроля технических средств ЛСП-1, 2 из центрального пункта управления (ЦПУ) и главного пункта управления (ГПУ).

Аппаратная часть системы (контроллеры, устройства ввода-вывода) размещаются как на ЛСП-1,2. Данное решение обеспечивает возможность автономной наладки и тестирование систем АСУ ТП ЛСП-1, 2 в случае строительства платформ на разных верфях (функционально, центральная часть системы расположенная на ЛСП-1 позволяет контролировать и управлять всем оборудованием на данной платформе, это утверждение применимо и для ЛСП-2). При совместной эксплуатации ЛСП-1, 2 АСУ ТП объединяется посредством резервированной системной шины (Industrial Ethernet) для обеспечения централизованного контроля и управления техническими средствами ЛСП-1, 2 из ЦПУ и ГПУ.

На нижнем уровне управления система строиться на базе интеллектуальных контрольно-измерительных приборов с использованием протоколов Foundation Fieldbus, Profibus, HART.

Модули ввода/вывода АСУ ТП поддерживают протоколы Foundation Fieldbus, Profibus, HART.

Для систем пожарно-газовой сигнализации (СПГС) и аварийного останова (САО) предусмотрено резервирование дискретных выходных модулей и резервирование входных дискретных модулей от кнопок управления, встроенных в панели СПГС и САО.

Модули ввода/вывода и искробезопасные барьеры размещаются непосредственно в шкафах АСУ ТП.

1.3 Требования технологического процесса к системе автоматизации

Рассмотрим подробнее технологические процессы на ЛСП-1, предназначенной для одновременного бурения и эксплуатации скважин, а также для сбора и подготовки пластовой продукции.

Технологической схемой сбора, подготовки и транспортировки нефти предусмотрена сепарация нефти в 4 ступени, обезвоживание, обессоливание и транспортировка подготовленной до товарной кондиции нефти насосами внешнего транспорта по подводному нефтепроводу на морской перегрузочный комплекс (МПК) для дальнейшей отгрузки в танкеры-челноки.

Компримирование отсепарированного на 4-х ступенях сепарации осуществляется на компрессорных установках низкого и высокого давления.

Газ, выделяемый при сепарации нефти, отправляется на осушку и далее на компримирование к компрессорам высокого и низкого давления.

Осушенный газ частично используют на собственные нужды в качестве топлива для энергоагрегатов и газотурбинных приводов компрессорного давления.

Пластовая вода, отводимая от сепараторов 2-ой и 3-ей ступеней, поступает на установку подготовки пластовой воды, где она очищается от остатков нефти, дегазируется, а затем высоконапорными насосами закачивается в водонагнетательные скважины на ЛСП-1. Нефть, уловленная из пластовой воды, возвращается в технологический процесс подготовки нефти.

Разработаем систему автоматизации объекта, которая включает в себя систему автоматизированного управления насосами. При неисправностях насосов или при предельно допустимых отклонениях параметров в ответственных циркуляционных системах автоматически включает резервные насосы и выполняет необходимые переключения в системах. При этом неисправный насос выводится из эксплуатации с подачей сигнала аварии только после запуска резервного насоса. Кроме того, у насосов одинаковой мощности электрическая схема выполнена таким образом, что любой из них может быть использован в качестве основного насоса.

К системе предъявляются следующие требования:

- обеспечение безопасности функционирования технических комплексов;

- оптимизация режимов работы технологического оборудования;

- обеспечение пожаровзрывобезопасности;

- обеспечение контроля состояния окружающей среды;

- обеспечение бесперебойного энергоснабжения технологического оборудования;

- обеспечение жизнедеятельности персонала.

2. Специальная часть

2.1 Разработка системы автоматизации нефтяной насосной внешней перекачки

Разработана система автоматизации описанного технологического процесса.

В состав нефтяной насосной внешней перекачки входят насосы нефтяные Н-1/1, Н-1/2 с фильтром на общем приемном трубопроводе, насос масла Н-3 и циркуляционная емкость для масла Е-3.

Для насосов Н-1/1, Н-1/2 выполнено:

- местное управление;

- дистанционное отключение из операторной;

- местный и дистанционный в операторной, контроль давления на приеме и выкиде;

- дистанционное в операторной, контроль температуры подшипников электродвигателя и насоса;

- дистанционный в операторной контроль расхода на выходе из насосной;

- дистанционная в операторной аварийная сигнализация минимального давления на приеме, минимального и максимального давлений на выкиде;

- дистанционная в операторной сигнализация аварийной максимальной;

- максимальной, температуры подшипников электродвигателя и насоса;

- дистанционная в операторной сигнализация "Насос включен", "Насос отключен";

Предусмотрено автоматическое отключение насосов при:

- аварийной максимальной температуре подшипников электродвигателя или насоса;

- при минимальном давлении на приеме;

- при минимальном или максимальном давлении на выкиде;

- при минимальном и максимальном давлении масла к торцевым уплотнителям;

- при минимальном и максимальном уровне в баках масла;

- при максимальном давлении масла к подшипникам насосов;

- при повышении загазованности до 40 % НКПВ в насосной;

- при возникновении пожара в насосной.

Насос масла Н-3 автоматизируется в объеме, обеспечивающем:

- местное и дистанционное из операторной управление;

- местный контроль температуры масла к насосам Н-1/1, Н-1/2;

- местный и дистанционный в операторной контроль давления на приеме и выкиде;

- дистанционная в операторной сигнализация минимального давления на приеме и выкиде;

- дистанционная в операторной сигнализация "Насос включен", "Насос отключен";

Автоматическое отключение насоса происходит:

- при минимальном давлении на приеме или выкиде;

- по истечении 5 минут после отключения насосов Н-1/1, Н-1/2;

- при минимальном уровне в циркуляционной емкости Е-3;

- при повышении загазованности до 40 % НКПВ в насосной;

- при возникновении пожара в насосной.

Объем автоматизации фильтра на общем приемном трубопроводе насосов Н-1/1, Н-1/2 предусматривает местный контроль давления до и после фильтра и дистанционную сигнализацию в операторной его засорения.

Для циркуляционная емкости Е-3 выполнено:

- местный контроль температуры;

- дистанционный в операторной контроль уровня;

- дистанционную в операторной сигнализацию минимального уровня.

Исходя из вышеуказанных требований, вопросов экономии и надежности, а также необходимости применения на объекте приборов и оборудования морского исполнения для системы автоматизации I уровня АСУТП выбраны приборы фирмы JUMO, KRONE, а так же российского производства, отвечающие этим требованиям.

Давление по месту контролируется местным манометром JUMO manox типа 420, температура - термометром стрелочным биметаллическим JUMO 902005.

В качестве первичных датчиков температуры предусмотрены термопреобразователи сопротивления JUMO 902820, давления - преобразователи давления JUMO dTRANSpo2.

Контроль и сигнализацию засорения фильтров осуществляет датчик реле давления JUMO типа 4ADS-10.

Контроль расхода осуществляется вихревым расходомером UFM500K.

Контроль и сигнализация уровня осуществляется при помощи зонда для измерения уровня JUMO4390-242 и ультразвуковых сигнализаторов уровня СУР.

Контроль и сигнализацию повышения загазованности воздушной среды осуществляют преобразователи газовые оптические ДГО.

Дискретные сигналы об отклонении уровня от нормы в баке торцевого уплотнения на контроллер поступают от передающего преобразователя датчика-индикатора уровня РИС 101М-025И.

На чертеже 220301.11.01к.001.Э 3 приведена диаграмма замыкания контактов датчика - индикатора уровня РИС 101М-025И. При превышении уровня в 0,7м в баке торцевого уплотнения замыкается контакт 3-1 и на контроллер поступает сигнал максимального уровня.

При понижении уровня в баке торцевого уплотнения до 0,3м на контроллер поступает сигнал минимального уровня.

Контроллер обрабатывает полученные сигналы и выдает информацию на АРМ и выходные сигналы в схемы управления насосами на отключение при срабатывании какой-либо из технологических защит, а так же при срабатывании электрических защит, при пожаре, при повышении загазованности.

Для дистанционного контроля за температурой масла в емкости хранения масла Е-1 (поз.6), емкости хранения масла Е-2 (поз.7) и емкости хранения масла Е-3 (поз.8) выбран термопреобразователь сопротивления медный ТМ-9201-(50..+150)єС-100М-В-1чэ-Сх.4-630мм-12Х 18Н 10Т. Термопреобразователь сопротивления предназначен для измерения температуры газообразных, жидких сред и твердых тел в различных отраслях промышленности.

Давление по месту контролируется манометрами коррозионностойкими МП 4-Кс-4кгс/см.

Пределы измерения от 0.1 до 6 МПа. Класс точности 1.5

Для сигнализации в операторную о максимальном и минимальном уровне в емкости хранения масла Е-1,2,3 (поз.1,2,3) выбираем сигнализатор уровня жидкости СУГ-М 1-К-Ф. Сигнализатор предназначен для выдачи электрического дискретного сигнала об уровне жидкости и уровне раздела двух несмешивающихся жидкостей в аппаратах и резервуарах технологических установок.

2.2 Описание принципиальной схемы управления наосами Н-1/1,2

Принципиальные электрические схемы являются основными и важнейшими техническими материалами дипломного проекта.

Представленные в данном проекте схемы управления нефтяными насосами Н-1/1,2 скважинами выполнены с учетом АСУ ТП.

Пусковая аппаратура собрана в блоках управления БМ 5130А-3974. В состав каждого блока управления входят автоматический выключатель QF1, плавкое сопротивление FU1 и магнитный пускатель КМ 1.

Управление насосами Н-1/1,2 по месту осуществляется от кнопок постов управления 1.1-SB1 и 1.2-SB1 соответственно. Посты выбраны типа ПВК-23 -ОМ-И. Кнопка "Стоп" устанавливается в операторной ПНХ.

Управление дистанционное из ЦПУ производится с автоматизированного рабочего места (АРМ).

Автоматически (по технологическим параметрам) насосы управляются от контроллера.

Сигналы на контроллер поступают с первичных датчиков технологических параметров.

Сигналы о превышении температуры подшипников насосов поступают на контроллер от термометров сопротивления JUMO .

Контроль давления на приеме и нагнетании насосов и контроль давления масла осуществляется при помощи измерительных преобразователей давления JUMO. Выходные сигналы преобразователей унифицированные 4-20мА.

Программное обеспечение станции выполняет:

автоматическое включение рабочего насоса чистого масла при максимальном уровне в резервуаре Р-2;

автоматическое отключение насоса чистого масла при минимальном уровне в резервуаре Р-2

автоматический ввод резервного насоса при понижении давления в напорном трубопроводе рабочего насоса;

автоматическое отключение насосов чистого масла Н-1, 2 при пожаре.

В качестве пусковой аппаратуры выбраны пускатели магнитные типа ПМЛ 121002В.

Так как основных контактов пускателя не хватает для выполнения поставленных задач, дополнительно используются контактная приставка ПКЛ 2004.

Для системного управления выбраны посты управления кнопочные ПКУ 2-У 2-1Р 54 с фиксацией кнопки "Стоп".

На схеме приведена диаграмма работы контактов манометров,

подключение выходных унифицированных 4..20 мА сигналов от датчиков уровня и дискретных сигналов от датчиков давления на вход станции.

2.3 Расчёт уровня автоматизации

Уровень автоматизации технологического процесса - показатель, характеризующий меру замещения средствами автоматизации функций человека в процессе контроля и управления всех стадий производства.

Автоматизированной системной управления технологического процесса выполняются, как правило, следующие основные функции:

Исходя из этих функций, выбраны частные показатели (k_i), совокупность которых характеризует обобщенный показатель уровня автоматизации (k_об).

Показатель уровня автоматизации контроля технологических параметров (k₁).

К технологическим параметрам в данном проекте относятся: температура, давление, уровень.

Частный показатель k₁ определяется как отношение числа автоматически измеряемых технологических параметров с дистанционной передачей информации на централизованное рабочее место оператора-технолога (ak₁) к необходимому общему количеству контролируемых технологических параметров производства (вk₁).

(1.1)

В данном проекте ak₁=12, вk₁=13

• Показатель уровня автоматизации контроля состава и свойств веществ (k₂)
• В данном проекте состав и свойств веществ не рассматриваются, поэтому показатель уровня автоматизации контроля состава и свойств веществ k₂= 0
• Показатель уровня автоматического регулирования технологических параметров(k₃)
• В данном проекте регулирования технологических параметров не рассматриваются, поэтому показатель уровня автоматического регулирования технологических параметров k₃= 0
• Показатель уровня автоматизации дискретными операциями управления (k₄).
• К дискретным операциям управления относятся операции пуска/останова технологического оборудования, арматуры, переключения режимов работы и т.п.
• Частный показатель k₄ определяется как отношение числа автоматически выполняемых дискретных операций (ak₄) к общему числу дискретных операций (вk₄).
• (1.2)
• В данном проекте ak₄= 5, вk₄= 5
• Показатель уровня автоматизации погрузочно-разгрузочных работ (k₅)
• Погрузочно-разгрузочные работы в данном проекте не рассматриваются, поэтому показатель уровня автоматизации погрузочно-разгрузочных работ k₅= 0.
• Показатель обеспечения безопасного функционирования технологического оборудования (k₆)
• Данный показатель характеризует выполнение системой управление автоматических блокировок и сигнализации за допустимые пределы.
• Частный показатель k₆ имеет только два значения: 1 или 0.
• Если системой выполняется необходимое количество блокировок и точек сигнализации, установленные нормативными документами для данного процесса, то k₆ принимает значение 1, а если системой не выполнено хотя бы одно требование по сигнализации или блокировки, то k₆=0.
• В данном проекте выполнено все необходимое количество блокировок и точек сигнализации, поэтому k₆=1.
• Обобщенный показатель уровня автоматизации k_об вычисляется по формуле:
• (1.3)
• где k_i- значение частных показателей функций, выполняемых системой, i - функция, выполняемой системой.

2.4 Схема внешних электрических и трубных проводок

Схема внешних электрических проводок является основным техническим документом на котором показан полный объем и характеристики электрических и трубных проводок. На представленной в проекте схеме показаны электрические связи между первичными датчиками температуры, уровня, давления, электроаппаратурой управления и клеммными коробками. Цепи от датчиков температуры относятся к измерительным. Чтобы исключить возможные наводки и искажения передаваемой информации в проекте, применен экранированный кабель КВВГЭ. Для остальных проводок применен кабель КВВГ. Для защиты кабеля от внешних механических воздействий применяются защитные электросварные трубы и металлорукава. Клеммные коробки выбраны типа КЗНА по ТУ 6-2685-95 на 48 и 32 клеммы. Измерительные цепи обозначены на схеме внешних проводок и должны проводиться отдельно от всех других цепей.

На концах защитных стальных труб, входящих в клеммные коробки устанавливаются сальники, устраняющие возможность повреждения оболочки выходящих кабелей.

Электрические проводки от клеммных коробок, установленных на площадке до операторной выполнены так же экранированным кабелем КВВГЭ и КВВГ. Кабель прокладывается по эстакаде в коробах.

Трубные проводки на данной схеме по своему функциональному назначению относятся к импульсным и соединяют отборы давления с электроконтактным манометром.

По расположению проводки относятся к открытым. В местах подключения к приборам и к закладным устройствам предусмотрена запорная арматура.

Импульсные линии к преобразователям давления и разности давления прокладываются с уклоном 1:50 и выполнены из труб электросварных 14х 2.

2.5 Расчет диаметра защитной трубы

Целью данного расчета является определение диаметра защитной трубы, проложенной от маслобака до местного щита приборов. Расчет диаметра защитной трубы выполняется по формулам, выбор которых зависит от диаметра жгута проводов и кабелей и от степени сложности затяжки проводов.

Диаметр жгута проводов определяется как произведение количества проводов на их диаметр. В данном случае жгут состоит из четырех проводов диаметром 1,5мм каждый, поэтому диаметр равен: d₁=4*1,5=6мм;

Для двух других проводов рассчитаем аналогично, и получим:

d₂=1*1=1мм; d₃=1*1=1мм;

С помощью схемы и внешних проводок определяем длину кабеля:

L=9м.

Расчетную формулу для выбора диаметра защитной трубы выбираем из таблицы 1.2:

Таблица 2.1 - Выбор расчетной формулы

Сложность затяжки проводов.	Один провод или кабель	Два провода или кабеля	Три или более провода или кабеля.
		одного диаметра	разного диаметра
А	0.6D>d	0.38D>d	0.38D>(d1+d2)/2	0.32D2>n1d1+n2d2...
Б	0.7D>d	0.38D>d	0.38D>(d1+d2)/2	0.4D2:>n1d1+n2d22...
В	0.8D>d	0.4D>d	0.4D>(d1+d2)/2	0.45D2> n1d1+n2d2...

Диаметр защитной трубы рассчитывается по формуле;

0,45D²>n_1*d+n₂*d+n_3*d;

0,45D²>36+1+1;

Внутренний диаметр трубы D=15mm.

3. Организация производства

3.1 Структура управления объектами

Характер производственных и технологических комплексов объектов обустройства обуславливает ряд предпосылок при выборе структуры управления:

обеспечение бесперебойного снабжения бурового и эксплуатационного комплексов электроэнергией, пресной и забортной водой, топливом и смазочным маслом, сжатым воздухом и т.д.;

обеспечение бесперебойной работы систем жизнеобеспечения персонала;

производственные процессы бурения и эксплуатационного комплексов на ЛСП-1, ЛСП-2, БК, РБ и ЦТП связаны с повышенным риском возникновения утечек и выбросов взрывоопасных газов, очагов пожара, загрязнения окружающей среды.

С учетом изложенных предпосылок, для эффективной организации управления техническими средствами ЛСП-1, ЛСП-2, ПЖМ-1, ПЖМ-2, ЦТП, РБ и БК и создания безопасных и благоприятных условий труда и жизнедеятельности персонала в проекте заложены следующие принципы структуры управления объектами:

ЛСП-1, ЦТП, ПЖМ-1, БК и РБ с точки зрения организации контроля и управления объединены в единый производственно-технологический комплекс и связаны между собой переходными мостами кроме БК.

На платформе ЛСП-1 выделены следующие основные объекты автоматизации:

противопожарные системы;

технологическое оборудование бурового комплекса;

технологическое оборудование добывающих скважин;

технологическое оборудование нагнетательных скважин;

технологическое оборудование энергетического комплекса;

системы отопления, вентилирования и кондиционирования.

На ЦТП выделены следующие основные объекты автоматизации:

противопожарные системы;

установка подготовки нефти;

установка подготовки газа;

установка подготовки пластовой воды;

установка подготовки морской воды;

системы отопления, вентилирования и кондиционирования.

На РБ выделены следующие основные объекты автоматизации:

технологическое оборудование, обеспечивающее прием и запуск средств очистки и диагностики внутрипромысловых трубопроводов и трубопроводов внешнего транспорта;

противопожарные системы;

факельное хозяйство.

На блок-кондукторе выделены следующие объекты автоматизации:

эксплуатационное оборудование куста скважин;

противопожарные системы;

система отопления, вентиляции и кондиционирования;

система АДГ.

В нормальных условиях эксплуатации контроль и управление техническими средствами объектов обеспечивается из ЦПУ. В аварийных ситуациях, связанных с крупными пожарами и неконтролируемыми выбросами взрывоопасных газов, приводящих к расширению взрывоопасных зон, предусмотрено дублирование контроля и управления из Главного поста управления (ГПУ) и совмещенного с ним резервного пожарного поста.

Ледостойкие стационарные платформы (ЛСП) обустройства месторождения характеризуются:

разноплановостью ведения технологических процессов;

высокой насыщенностью оборудованием, механизмами, трубопроводными и кабельными коммуникациями;

высокой энергоемкостью производств;

повышенной пожаровзрывоопасностью;

потенциальной опасностью загрязнения окружающей среды;

относительной малочисленностью персонала;

ограниченными возможностями привлечения внешних ресурсов для ликвидации аварийных ситуаций, связанных с угрозой для безопасности людей и объектов в целом.

Структура управления предусматривает общее руководство с ЛСП-1 ведением технологических процессов по данным мониторинга состояния технических средств комплексов бурового, эксплуатационного, энергетического и жизнеобеспечения, обеспечения пожаровзрывозащиты и экологического мониторинга; выполнение административно-хозяйственных функций.

Характер производственных процессов объектов обустройства также обусловливает ряд предпосылок при выборе структуры управления:

обеспечение бесперебойного снабжения бурового и эксплуатационного комплексов электроэнергией, пресной и забортной водой, топливом и смазочным маслом, сжатым воздухом и т.д.;

обеспечение бесперебойной работы систем жизнеобеспечения персонала;

производственные процессы бурового и эксплуатационного комплексов на ЛСП-1 связаны с повышенным риском возникновения утечек и выбросов взрывоопасных газов, очагов пожара, загрязнения окружающей среды.

С учетом изложенных предпосылок, для эффективной организации управления техническими средствами ЛСП-1 и создания безопасных и благоприятных условий труда и жизнедеятельности персонала предусматриваются следующие посты управления:

центральный пункт управления и совмещенная с ним операторная эксплуатационного комплекса (ЦПУ);

кабина бурильщика. Дополнительно на ЛСП-1 предусмотрены:

офис бурового мастера;

станция геолого-технологического контроля (СГТК);

станции пожаротушения и пенотушения;

местные посты управления.

В нормальных условиях эксплуатации контроль и управление техническими средствами ЛСП-1 обеспечивается из ЦПУ. В аварийных ситуациях, связанных с крупными пожарами и неконтролируемыми выбросами взрывоопасных газов, приводящими к расширению взрывоопасных зон, предусмотрено дублирование контроля и управления из Главного поста управления и совмещенного с ним Резервного поста (ГПУ), размещенного в контуре Временного убежища на ЛСП-2, отстоящей на расстоянии 70 м от ЛСП-1 и соединенной с ней переходным мостом.

Все посты управления оборудованы необходимыми средствами связи, оповещения и сигнализации.

3.2 Требования к организации АРМ оператора

Проектирование операторских (диспетчерских) помещений должно быть подчинено задаче создания наиболее благоприятных условий для успешной деятельности операторов, отвечающих не только техническим нормам, но и психофизиологическим характеристикам человека и эстетическим требованиям.

Элементами, определяющими расположение постоянного места оператора автоматизированной системы управления являются щиты и пульты, на которых размещены средства и органы управления, пульты производственной связи, экраны устройств промышленного телевидения и т.п.

Компоновка звеньев щитов и пультов зависит от их общей длины по фронту, характера и частоты использования средств информации и органов управления. Различают несколько основных видов щитов и способов их компоновки.

Щиты прямолинейной формы применяют при небольшой их протяженности по фронту, когда они обозреваются с рабочего места оператора под допустимым углом обзора в горизонтальной плоскости - 30.

Щит многогранной формы. При угле обзора прямолинейного щита, превышающем 90, боковые панели разворачивают по отношению к оператору. Каждая панель должна быть перпендикулярна к оператору. Оптимальная форма многогранного щита - вписывающаяся в часть дуги окружности.

Щиты с большим количеством установленных средств информации АРМ оператора организуется против панелей с наиболее ответственными и часто считываемыми средствами информации, при этом углы их обзора и дистанция считывания должны находиться в допустимых пределах.

Постоянно обслуживаемые пульты, устанавливаемые на АРМ оператора, могут иметь прямолинейную или секторную форму. Конструкция таких пультов должна быть приспособлена для работы сидя.

В стороне от АРМ оператора необходимо оборудовать зону отдыха, которая не должна находиться в поле зрения оператора в рабочее время.

Количество освещения в операторских пунктах должно удовлетворять следующим требованиям:

равномерное освещение поверхности щитов и пультов и рабочего стола;

отсутствие пульсации светового потока;

постоянство освещенности во времени;

спектральные характеристики источников света близкие к спектру дневного света;

минимальные контрасты в помещении.

Для освещения помещений следует применять люминесцентны источники света (наиболее благоприятны по спектру лампы белового света). Электропроводка освещения должна быть срыта. Необходимо наличие независимых источников питания для светильников пожарного аварийного освещения.

Помещения операторских пунктов следует располагать вдали от источников сильного шума, если это возможно. Иначе следует принять меры по уменьшению шума самих источников и предусмотреть звукоизоляцию помещения.

Для обеспечения нормальной эксплуатации приборов и средств автоматизации температура воздуха в помещениях без постоянного присутствия персонала не должна выходить за пределы: +15 ч +28 С.

Помещения операторских пунктов оборудуются установками вентиляции, при расчете которых учитывается тепловыделение от приборов и средств автоматизации. В помещениях операторских пунктов должна проходить магистраль заземления в целях заземления щитов и пультов, корпусов отдельно установленных приборов и средств автоматизации, металлических оболочек кабелей, защитных труб и других металлических частей, которые могут оказаться под напряжением.

На проектируемом объекте центральный пункт управления (ЦПУ) находится на высоте 27 м от уровня нижней платформы. ЦПУ состоит из двух помещений: аппаратной и операторной. В аппаратной находятся шкафы с котроллерами и вторичными приборами, которые при работе издают специфический шум и вибрацию.

3.3 Организация сетей передачи данных

Система корпоративной связи месторождения имени В. Филановского обеспечивает: автоматическую телефонную связь с выходом абонентов телефонной станции (УПАТС) месторождения в Корпоративную сеть ОАО "ЛУКОЙЛ" "ЛУКНЕТ"; технологическую УКВ радиосвязь; передачу технологической и другой информации с целью управления технологическими процессами и производством месторождения, а также доступа персонала платформ к информационным ресурсам ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть",ООО "ЛУКОЙЛ-ИНФОРМ" и ОАО "ЛУКОЙЛ"; выход пользователей ЛВС предприятия в сеть интернет и пользование электронной почтой; защиту информации от несанкционированного доступа в соответствии с корпоративными стандартами ОАО "ЛУКОЙЛ".

Система корпоративной связи создает на объектах месторождения единое информационное пространство посредством следующих систем и сетей: сеть спутниковой связи, локальная вычислительная сеть, цифровая управленческая автоматическая телефонная связь, система беспроводного широкополосного доступа (БШПД), радиорелейные линии связи (РРЛ), технологическая УКВ радиосвязь, телекоммуникационная сеть предприятия (ТКС).

Сетевое оборудование системы ТКС обеспечивает пропускную способность 600 Мбит/с, при этом оборудование резервирующих частей системы ТКС (системы РРЛ иБШПД) обеспечивает пропускную способность 300 Мбит/с и 150 Мбит/с соответственно.

Управление активным сетевым оборудованием, средствами защиты трафика и межсетевыми экранами осуществляется из Центра Управления Сетью (ЦУС) ООО "ЛУКОЙЛ-ИНФОРМ" г. Москва.

Для организации транспортной сети передачи данных использован оптический кабель емкостью 8 оптических волокон типа ДПС-8А производства ЗАО "ОКС 01" г. Санкт-Петербург. Кабель имеет сердечник модульной конструкции с диэлектрическим ЦЭ, полиэтиленовую оболочку, однослойную броню из стальных проволок, наружная оболочка полиэтиленовая. Кабель предназначен для прокладки в грунтах всех групп в кабельной канализации, по мостам и эстакадам при повышенных требованиях по стойкости к механическим воздействиям:

стойкость к статическим растягивающим усилиям - от 7,0 до 90,0 кН;

стойкость к раздавливающим усилиям - от 0,4 до 1,0 кН/см;

стойкость к ударным воздействиям - 30 Дж;

допустимый радиус изгиба - от 230 до 520 мм;

диаметр кабеля - от 11,5 до 26,2 мм;

масса кабеля - от 180 до 1110 кг/км.

Диаметр, масса и допустимый радиус изгиба - справочные величины, зависящие от емкости кабеля.

Для организации транспортной сети СПД использованы мультиплексоры-маршрутизаторы типа "Cisco WS-3750V-24TS-S" производства компании "CISCO SYSTEM" США.

Стекируемый маршрутизатор - коммутатор предназначен для подключения пользователей в организациях среднего размера, а также в филиалах корпораций. Коммутатор семейства 3750 облегчает развертывание конвергентных приложений, позволяет адаптироваться в условиях меняющегося бизнес окружения благодаря большим возможностям настроек, поддержке конвергентных сетевых паттернов и автоматической конфигурации интеллектуальных сетевых сервисов. Коммутаторы Catalyst 3750 разработаны для использования в сетях, требующих высокой плотности портов Gigabit Ethernet.

Основные функции коммутатора:

работа на уровнях 2/3/4 (Layer 2/3/4);

поддержка стекирования коммутаторов по технологии StackWise с общей пропускной способностью шины в 32 Гбит/сек;

многоадресная маршрутизация, IPv6 маршрутизация и аппаратная поддержка списков доступа;

отдельный Ethernet порт для управления коммутатором помимо консольного порта RS-232;

подключение пользователей на скорости 10/100 Ethernet и 10/100/1000 Ethernet;

наличие до 24 порта 10/100 плюс 2 фиксированных SFP-based порта для организации гигабитных аплинков;

производительность маршрутизации 6,5 млн пакетов/сек;

для сетей с низкой плотностью портов, требованиями наличия стекируемости и одного или более оптического аплинка;

реализованы основные функции, соответствующие уровню 3 (Layer 3) для коммутатора с программным обеспечение IP Base (версия -S) и поддержка расширенного набора функций уровня 3 (Layer 3) для коммутатора с программным обеспечением IP Services (версия -E).

Инсталляция в коммутационный шкаф 19", 1RU, стекируемый многоуровневый коммутатор.

Для организации локальной вычислительной сети использован коммутатор типа "Cisco WS-C2960-48-TT-L" производства компании CISCO Systems Inc США, предназначенный для решения задач подключения пользователей в сетях небольшого размера, а также в удаленных офисах компаний с распределенной инфраструктурой. Обеспечивает высокий уровень безопасности, включая поддержку списков доступа (NAC), улучшенные функции обеспечения качества сервисов (QoS).

Коммутатор выполняет следующие основные функции:

обеспечивает работу на уровне 2 (Layer 2) с возможностью предоставления сервисов уровней 2-4 (Layer 2-4) Layer 2 switching with intelligent Layer 2-4 services;

поддержка интеллектуальных функций на границе сети, например, адаптируемые списки контроля доступа (ACL) и расширенный функционал по обеспечению безопасности сети;

гигабитные порты двойного назначения позволяют использовать как медные соединения, так и оптические, используя единый порт. Каждый фиксированный порт двойного назначения позволяет или организовать медное соединение на скорости 10/100/1000 и оптическое через SFP-based гигабитный порт, одновременно активен только 1 порт;

улучшенный набор функций по обеспечению контроля качества сервисов позволяет оптимально управлять сетью и ее пропускной способностью;

коммутаторы поддерживают функции выборочного ограничения скорости для пользователей, создания списков контроля доступа и группового предоставления сервисов;

высокий уровень безопасности сети обеспечивается поддержкой широкого спектра методов идентификации и авторизации пользователей, технологий шифрования данных и составления списков доступа для пользователей, портов и MAC адресов.

Программное обеспечение Cisco Network Assistant позволяет легко настраивать и модернизировать оборудование.

Для оповещения сигналами ГО и ЧС применяется система оповещения П 166ВАУ серии СГС-22-М в составе:

усилительно-коммутационный блок;

пульт управления;

громкоговорители рупорные.

Оборудование для системы оповещения П 166ВАУ серии СГС-22-М предназначено для звукового оповещения населения, работников предприятий и учреждений при возникновении чрезвычайных ситуаций. Оборудование может использоваться как для организации локальной системы оповещения предприятия, так и в системе городского оповещения, озвучивать как открытые пространства, так и помещения.

Оборудование предназначено для подачи предупредительного сигнала "сирена" и для передачи речевой информации, разъясняющей обстановку и передающей команды для управления действиями населения и сотрудников предприятий.

Одновременно оборудование может быть использовано в системе местного вещания, как односторонняя командно-поисковая связь и для ретрансляции вещательных программ.

Для интеграции проектируемой АСКУЭ в действующая АСКУЭ ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" с распределенной информационной сетью радиально-узловой иерархии применены модемы для связи GDW-11 с фиксированным IP адресом, производства Westermo Data Communication Ltd (Норвегия). Микропроцессорные счетчики учета электроэнергии применены типа СЭТ-4ТМ, в целях унификации программного обеспечения действующей и проектируемой систем, для непрерывности опроса всех точек учета и сохранения измерительных интервалов. Для коммутации и маршрутизации данных с счетчиков учета электроэнергии применяется коммутатор nbgf "Cisco WS-3750V-24TS-S", упомянутый выше. Данные с счетчиков передаются по средством GSM сети, по запросу оператора ООО "ЛУКОИЛ-Нижневолжскнефть".

Рассмотрим локальную вычислительную сеть на месторождении им. В. Филановского. Сеть выполнена с использованием современного коммутационного оборудования.

Локальная вычислительная сеть (ЛВС) предназначена для:

обмена информацией между абонентами ЛВС;

обеспечения доступа абонентов в сеть Internet;

работа абонентов с офисными документами и электронной почтой;

Управление оборудованием и механизмами из ЛВС заблокировано. В состав оборудования локальной вычислительной сети входит коммутационное оборудование обеспечивающее пропускную способность - 100 Мбит/с.

Состав оборудования для организации локальной вычислительной сети следующий:

шкафы 19" напольный 42U;

серверы (стоечного исполнения);

персональные компьютеры (рабочие станции) с сетевыми адаптерами;

сетевые коммутаторы;

фильтры пакетов сетевого уровня;

цветные многофункциональные устройства, формат А 3;

источники бесперебойного питания (стоечного исполнения);

розетки RJ-45;

патч-корды (l=1..1,5м);

кабель категории 5е, S/FTP;

оптоволоконный кабель;

оптические боксы;

оптические модули.

Сетевой коммутатор со встроенным блоком питания обеспечивает подключение по протоколу Ethernet 100BASE-T и имеет не порты для подключения оптических модулей, при этом обмен информацией между абонентами ЛВС осуществляется со скоростью 100Мбит/сек.

Коммутаторы выбраны из расчета обеспечения 20% резервирования портов подключения. ЛВС имеет связь с телекоммуникационной сетью по интерфейсу Ethernet.

Функции ЛВС:

обеспечение руководящего персонала доступом в сеть Internet и электронную почту;

обмен информацией между пользователями персональных компьютеров/рабочих станций (ПК), входящих в состав ЛВС;

передача информации, в том числе отчетов (сводок) о ходе производственных процессов на берег посредством системы корпоративной системы связи.

ИБП с изолированной нейтралью предназначен для обеспечения 2 часов бесперебойной работы ЛВС, в стоечном исполнении, с возможностью полного выключения по сигналу от АСУ ТП ("Аварийное отключение" - "сухой контакт").

Оптические модули предназначены для подключения оптоволоконного кабеля к коммутаторам.

Розетки RJ-45 предназначены для подключения компьютеров к ЛВС. Патч-корды предназначены для соединения коммутаторов с экранированными коммутационными панелями (патч-панель)

Все оборудование рассчитано на работу от электрической сети переменного тока с изолированной нейтралью, частотой 50 Гц, напряжением 220 В (система IT по МЭК/IEC 364-3-93).

Все приборы системы, устанавливаемые внутри помещений, имеют корпус со степенью защиты от пыли и влаги не ниже IP22 и рассчитаны для работы в морских условиях при температуре наружного воздуха от 0°С до +40°С и относительной влажности 85%.

3.4 Расчёт времени передачи одного кадра по каналу глобальной сети

Две ЛВС взаимодействуют друг с другом через глобальную сеть при помощи двух маршрутизаторов.

Суммарный трафик между сетями (Т_л) определяется числом кадров, переданных в течение рабочего дня:

(5.1)

где l_i - интенсивность заказов, кадр/с;

t_p - время работы канала связи, с.

Как видно из формулы (5.1), интенсивность заказов л_i характеризует среднюю скорость поступления кадров на устройство обслуживания - маршрутизатор.

Преобразование кадров к формату глобальной сети N_ГС состоит в добавлении заголовка и хвостовой части N_З-Х к кадрам формата локальной сети N_ЛВС:

N_ГС= N_ЛВС+ N_З-Х, (5.2)

Время обслуживания одного кадра глобальной сетью при заданной скорости обмена информацией глобальной сетью V_ГС определяется формулой

Средняя скорость обслуживания глобальной сети (величина, обратная к ожидаемому времени обслуживания) определяется выражением

Поскольку в полнодуплексной линии связи скорости передачи информации в обоих направлениях равны друг другу, то автоматически определяется значение скорости обслуживания глобальной сети в обоих направлениях передачи. Если средняя скорость обслуживания превосходит среднюю скорость поступления заказов (), то никаких очередей не возникает. Если же наоборот (), то маршрутизатор копирует все необходимые кадры из сети в свой буфер, где они пребывают до тех пор, пока маршрутизатор не преобразует их в кадры глобальной сети и не передаст по глобальной сети. Степень использования маршрутизатора или моста определяется отношением

Вероятность отсутствия заказов или вероятность отсутствия очереди в маршрутизаторе с₀ определяется формулой

с₀=1- с, (5.6)

Среднее число кадров, передаваемых в данный момент времени по каналу глобальной сети, определяется как разность

где - среднее число кадров в маршрутизаторе,

-среднее число кадров в очереди.

Для одноканальной однофазной системы величина определяется отношением

Среднее число кадров в очереди определяется произведением

Теория массового обслуживания позволяет рассчитать среднее время задержки кадра в системе и среднее время ожидания в очереди.

Среднее время задержки кадра в системе определяется величиной

Среднее время ожидания кадра в очереди определяется произведением

Время, затрачиваемое на передачу одного кадра по каналу глобальной сети, определяется формулой:

Определим параметры математической модели вычислительной сети:

интенсивность заказов (),

время обслуживания (),

средняя скорость обслуживания (),

коэффициент использования маршрутизатора (r),

вероятность отсутствия очереди (заказов) в маршрутизаторе (r₀),

среднее число кадров в маршрутизаторе (),

среднее число кадров в очереди (),

среднее число кадров, передаваемых в глобальную сеть (),

среднее время задержки кадра в маршрутизаторе (),

среднее время ожидания кадра в очереди (),

время передачи одного кадра по каналу глобальной сети ().

Из таблицы даны следующие параметры:

Число кадров, передаваемых в течение рабочего дня, шт (T?)	Продолжительность рабочего дня, ч (tp)	Средняя длина кадра, байт (NЛС)	Типовая длина кадра, байт (NЗ-Х)	Скорость передачи информации в глобальной сети, Кбит/с (VГС)
64000	8	1225	25	240,0

Преобразование кадров к формату глобальной сети N_ГС состоит в добавлении заголовка и хвостовой части N_З-Х к кадрам формата локальной сети N_ЛВС:

N_ГС= 1225 байт+25 байт

N_ГС =1250 байт

Время обслуживания одного кадра глобальной сетью при заданной скорости обмена информацией глобальной сетью V_ГС определяется формулой

0,326

Средняя скорость обслуживания глобальной сети (величина, обратная к ожидаемому времени обслуживания) определяется выражением

3,1

Поскольку в полнодуплексной линии связи скорости передачи информации в обоих направлениях равны друг другу, то автоматически определяется значение скорости обслуживания глобальной сети в обоих направлениях передачи. Если средняя скорость обслуживания превосходит среднюю скорость поступления заказов (), то никаких очередей не возникает. Если же наоборот (), то маршрутизатор копирует все необходимые кадры из сети в свой буфер, где они пребывают до тех пор, пока маршрутизатор не преобразует их в кадры глобальной сети и не передаст по глобальной сети. Степень использования маршрутизатора или моста определяется отношением

...