Автоматизация процесса сепарации природного газа - диплом

Содержание

Введе-ние

1 Описание структуры предприятия ГПУ

1.1Анализ производственной деятельно-сти

1.2 Структура управления ГПУ

2 Работа существующей схемы технологической линии по подготовки га-за

2.1 Описание технологического процесса существующей схе-мы

2.2 Описание ФСА с использованием локальных систем автоматиза-ции

3 Описание разработанной схемы технологической линии по подготовки га-за

3.1 Описание технологического процесса разработанной схе-мы

3.2 Описание разработанной ФСА на микропроцессорной осно-ве

Заключе-ние

Введение

В области автоматизации за последнее десятилетие произошли революционные изменения. Особенно это касается России. Бывшая советская электронная промышленность не выдержала рыночных преобразований и не смогла в начале 90х годов удовлетворить спрос на высококачественные контроллеры нового поколения. К этому времени в мире уже появились и полностью оформились новые направления автоматизации технологических процессов. И базировались они, прежде всего, на применении микропроцессорной техники, персональных компьютеров, контроллеров, функционирующих под управлением специализированного программного обеспечения. К этому времени образовался достаточно большой разрыв между тем, что уже было наработано в мире в области автоматизации, и тем, с чем осталась Россия на рубеже 80х и 90х годов.

В настоящее время трудно найти сферы производства или технологических процессов (ТП), в которых вычислительная техника не применялась бы или не могла быть применена как средство автоматизированного управления.

За последнее десятилетие существенно повысился и качественно преобразился уровень автоматизации российских промышленных производств. На предприятиях разных отраслей промышленности широко применяются со-временные высоконадежные, функционально развитые открытые распределенные системы управления (РСУ) ТП.

Для нашего времени, с точки зрения автоматизации характерен переход от локальных автоматизированных систем управления (АСУ) к многоуровневой автоматизации предприятий. Создание интегрированной автоматизированной системы управления технологическим процессом АСУТП дает наибольший эффект при автоматизированном управлении всей технологией, а не только основной.

Развитие АСУТП в нашей стране прошло три крупных этапа, характеризующихся как уровнем применявшихся технических средств, так и возлагавшимися на них функциями.

Первый этап создания АСУТП связан с использованием ЭВМ «Урал», «УМ1», «Минск-32». Для таких систем характерно автономное функционирование традиционных средств обработки и представления оперативной информации: щит приборов, мнемосхема, пульты управления (как правило, индивидуального исполнения). На вычислительную технику (ВТ) вследствие ее дороговизны и ограниченных возможностей возлагались задачи по расчету уставок оптимального функционирования процесса и технико-экономических показателей (ТЭП) работы производства; составлению отчетных документов; учету и анализу действий оперативного персонала; централизованному контролю параметров по вызову; расчету параметров, непосредственное измерение которых затруднено. Математическое обеспечение было индивидуальным для каждой системы.

Управление технологическими процессами (ТП) в таких системах централизуется, как правило, на уровне производственных участков и отделений. Изменение технологии практически всегда связано с большими затратами времени и средств на адекватное изменение технического и математического обеспечения.

Второй этап создания АСУТП базировался на основе ЭВМ типов ЕС, М6000, -7000, СМ; для них характерно широкое применение централизованного контроля и управления, технических средств, ранее применявшихся в системах телемеханики, таких как мнемосхемы мозаичного типа, телемеханические устройства сбора аналоговой и дискретной информации, универсальные пульты управления техническими средствами (в том числе и вычислительными). Пульты оснащаются станциями индикации, устройствами печати. Функции вычислительной части расширяются благодаря внедрению непосредственного цифрового управления (НЦУ), выработке советов оперативному персоналу по распределению нагрузок и других управляющих воздействий. Щит приборов ограничивается регистрирующими приборами. Математическое обеспечение в значительной мере стандартизовано по модулям, блокам, задачам, инвариантным к количеству поступающих переменных.

Управление ТП обычно централизовано на уровне цехов, изредка производств. Изменения в технологии приводят к сравнительно небольшим затратам на изменения в АСУТП. Переделки могут быть выполнены в течение нескольких рабочих смен.

Третий этап построения АСУТП формировался на основе использования ПК. Для этих АСУ характерно широкое применение микроконтроллеров, сетевых методов обмена информацией. Функции системы расширяются вследствие управления все большим числом нестационарных ТП. Появляются и находят должное применение графические SCADAсистемы, имеющие большие библиотеки символов и богатые анимационные возможности. Многооконный интерфейс позволяет наиболее наглядно представить необходимую информацию, сообщения систем сигнализации и советы оперативному персоналу; ликвидируются приборные щиты и пульты. Математическое обеспечение практически полностью состоит из готовых модулей, создающих такие интерфейсы оператора, управляющие программы и другие функциональные приложения, какие более всего подходят для решения конкретных задач.

Управление ТП централизовано, как правило, на уровне производств. Изменения в АСУТП, связанные с изменениями технологии, могут проводиться без останова и вводиться по мере готовности технологического оборудования.

Использование АСУТП позволяет сократить до минимума участие человека в технологическом процессе, что особенно важно на производствах повышенного риска, взрывоопасных и химически опасных объектах. В связи с наличием в технологическом цикле рассматриваемого объекта управления высокотоксичных и взрывопожароопасных химических продуктов его можно отнеси к таким производствам.

Основными целями создания АСУТП являются:

- обеспечение дистанционного, автоматического или программного управления операциями, отдельными узлами или элементами технологического оборудования из центрального пункта управления;

- обеспечение управления технологическим процессом в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах;

- обеспечение оперативного персонала достаточной, достоверной и своевременной информацией о режимах работы, протекании технологического процесса, состоянии узлов или элементов управления

- оптимизация технико-экономических показателей;

- повышение надежности работы оборудования;

- улучшение условий труда эксплуатационного персонала.

Анализ производственной деятельности

Назначение ГПУ – добыча, подготовка и транспортировка газа и конденсата для последующей переработки их на газоперерабатывающих заводах с целью получения сырья для химической промышленности и других отраслей, а также топлива для предприятий энергетики.

Основные производственные подразделения – оперативные производственные службы ОПС (1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 12, 14, 15, цех по добыче газа, нефти, конденсата), которые обслуживают установки комплексной подготовки газа (УКПГ -1 - 15) и фонд эксплуатационных скважин; газокомпрессорная служба в составе трех дожимных компрессорных станций (ДКС 1, 2, 3) и дожимная насосная станция (ДНС), линейноэкплуатационная служба (ЛЭС), занимающаяся обслуживанием трубопроводов ВМС и промстоков.

Структура управления ГПУ

Контроль и управление добычей, сепарацией и транспортировкой нефти, газа и конденсата на газопромысловое управление (ГПУ), производится различными службами.

Одной из основных служб на предприятии является производственно-диспетчерская служба (ПДС), в которую стекается вся информация о добыче нефти, сырого газа, конденсата и расход очищенного газа на производственные нужды со всех установок комплексной подготовки газа (УКПГ) и дожимных компрессорных станций (ДКС), о всех чрезвычайных ситуациях и авариях. Диспетчеру ПДС подчиняются все сменные мастера УКПГ, ДКС и диспетчера всех служб ГПУ. Он управляет всем специальным транспортом. Диспетчер ПДС может наблюдает информацию на мониторе компьютера. Он может связаться с любой установкой и проконтролировать сменных диспетчеров.

В ГПУ существует служба автоматизации производства (САП). Она отвечает за все контрольно-измерительные приборы и за работу АСУТП на всех УКПГ и ДКС. На всех УКПГ и ДКС имеются вахтовые бригады слесарей КИП и А, которые на месте контролируют работу приборов, занимаются мелким ремонтом всех контрольно-измерительных приборов (КИП), а в случае обнаружении серьёзных неполадок вызывают аварийные бригады по ремонту того, или иного оборудования. В САП дежурит сменный диспетчер. Он имеет связь со всеми УКПГ и ДКС, к нему также приходит информация о добыче нефти, сырого газа конденсата и расходе очищенного газа. Диспетчер САП может направить аварийные бригады для устранения аварий на любую установку, если это необходимо.

Также имеется служба энергоснабжения (СЭС), которая отвечает за энергоснабжения всех УКПГ и ДКС силовой электроэнергией и энергопитания 220В. Также на всех установках дежурит вахтовый электрик, который при необходимости имеет право на мелкий ремонт оборудования, а при сложных авариях вызывает ремонтную бригаду. В СЭС дежурит сменный диспетчер, который связывается с установками и в случае аварий по его указанию выезжает аварийные бригады на ликвидацию аварий, если это необходимо.

На предприятии имеется механоремонтная служба (МРС), которая занимается ремонтом, ревизией изготовлением новых задвижек, заслонок, диафрагм и так далее. На каждой установке имеется один сменный станочник, который может изготовить простые единичные детали для ремонта на месте. В МРС входит парк различных металлообрабатывающих станков, которые об-суживаются станочниками. Также имеются технологи, которые при необходимости чертят чертежи для изготовления на станках.

В ГПУ также имеется лаборатория охраны окружающей среды (ЛООС), которая контролирует предельно-допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в окружающей среде на объектах ГПУ и вокруг населенных пунктов. ЛООС имеет в своём подчинении несколько выездных контрольных бригад, которые ежедневно выезжают по нескольким направлениям и контролируют окружающую среду, особенно производится контроль в близи населённых пунктах, а при планово-предупредительном ремонте (ППР) контроль окружающей среды ведется чаще. При превышении ПДК выездные бригады сообщают своему сменному мастеру, который в свою очередь ставит в известность руководства ГПУ, диспетчеров ПДС, САП и газоспасателей. В зависимости от аварий выезжают аварийные бригады.

Установка комплексной подготовки газа - 1 предназначена для предварительной сепарации сырого газа, транспортировке его и конденсата на ДКС - 2 и далее на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). На ней имеется централь-но-диспетчерский пульт, в котором имеется щит контрольно-измерительных приборов, средства громкой связи, связи с производственно-диспетчерской службой, службой автоматизации производства и так далее. Сменный диспетчер может наблюдать добычу газа на мониторе компьютера. Он может через щит КИП управлять процессом добычи газа и конденсата. В распоряжении сменного диспетчера имеются бригады операторов по добыче газа и слесарей КИП и А, которые на месте могут произвести текущий, мелкий ремонт оборудования.

УКПГ – 1 состоит из трёх технологических линий для сепарации газа. Для рассмотрения возьмём технологическую линию – 1.

Участок по добыче газа состоит из скважин, трубопроводов, также имеются сепараторы первой ступени С101 и второй ступени С102, также имеется ёмкость с ДЕГа, которая в холодное время года подогревает сепараторы, защищая процесс от гидратообразования. Его обслуживают сменные операторы, а контрольно-измерительные приборы слесаря КИП.

Участок по учёту газа состоит из датчика перепада давления, датчика давления, датчика температуры и вычислителя «Суперфлоу IIЕ». Этот уча-сток обслуживают слесаря КИП и А. С вычислителя информация поступает на диспетчерский пульт УКПГ - 1, одновременно эта информация поступает сменным диспетчерам ПДС, САП и группы учёта.

Узел замера конденсата состоит из турбинного счётчика «Норд – 1», который также обслуживают слесаря КИП и А.

Описание технологического процесса

Сырой газ со скважин по шлейфам подходит на УКПГ - 1 к манифольдам. Манифольд предназначен для сбора продукции скважин и её распределения по технологическим линиям. Манифольд позволяет подключать шлейф к одной из технологических линий, пускать скважину на контрольный сепаратор, при необходимости производить продувку скважины на факел. Предусмотрена возможность подачи газа в подземные ёмкости для вытеснения конденсата, а также возможность эжектирования газа из ёмкостей газом высокого давления со скважин.

В технологическую линию сырой газ направляется с манифольда. Для отключения технологической линии на входе установлен регулирующий клапан, имеющий три положения управления (местное, дистанционное ручное с пульта диспетчера, автоматическое). Отсекатель автоматически срабатывает при повышении рабочего давления в сепараторе первой ступни С101 и в сепараторе второй ступени С102 при срабатывании электроконтактного манометра (ЭКМ) по высокому давления газа.

После регулирующего клапана установлен аппарат контроля коррозии С04 типа «труба в трубе», изготовленный из того же материала, что и оборудование технологической линии, но с толщиной стенки внутренней трубы меньше, чем у остального оборудования. В случае коррозионного разрушения внутренней полости аппарата газ проникает в наружную полость, давление в котором контролируется ЭКМом. Сигнал с него выведен на щит диспетчера.

Пройдя аппарат С04, сырой газ поступает в сепаратор С101, где осуществляется предварительное разделение газа и жидкости (конденсат и водометанольная смесь (ВМС)).

Сепаратор С101 представляет собой аппарат горизонтального типа со встроенной перегородкой, разделяющей его на две части. Сепарация жидкости от газа осуществляется за счёт гравитационных сил.

Газ разгозирования из сепаратора С101 подается на вход сепаратора С102. Сепаратор С102 представляет собой вертикальный аппарат. Отделение капельной жидкости от газа осуществляется за счёт инертных сил, возникающих при резком изменении направления движения газа в сепараторе. Вход газа в сепаратор тангенциальный по встроенной перегородке. Жидкость стекает в нижнюю часть аппарата, а газ, резко меняя направление движения, вихревым потоком устремляется вверх. На выходе газа из сепаратора установлен каплеотбойник. Разделение углеводородного конденсата и ВМС в сепараторе С-102 осуществляется за счёт гравитационных сил.

ВМС из сепаратора С102 и С101 сбрасывается в общий коллектор ВМС и далее закачивается в пласты.

Из сепаратора С102 газ направляется на замерный узел. Этот узел со-стоит из датчиков давления, перепада давления, температуры и вычислителя «Суперфлоу IIЕ» . Далее газ попадает в газопровод УКПГ - 1 – ДКС - 2.

Углеводородный конденсат из сепаратора С102 и С101 поступает на узел замера конденсата и далее в конденсатопровод УКПГ - 1 – ДКС - 2. Все аппараты и трубопроводы, содержимое которых может замерзнуть, покрыты теплоизоляцией и обогреваются змеевиком с горячим ДЭГом. Установка подогрева ДЭГа представлена котлами подогрева Д102,302,402 с системой циркуляции и предназначена для подогрева технологических сред в технологических аппаратах и обогрева приборов, в том числе: - сепараторов первой ступени С101, С-201, С301; - сепараторов второй ступени С102, С-202,С302; - контрольного сепаратора С501; - факельного сепаратора С503; - теплообменника Е208; - дренажных емкостей Е801, Е-803 и емкостей установки подготовки воды; - газоконденсатной смеси КоНГКМ( теплообменник Е208). Для распределения ДЭГа по вышеуказанным потокам имеется специяльная гребенка. В системе подогрева применяется 60 % - раствор ДЭГа, имеющий наиболее низкую температуру замерзания. Свежий ДЭГ заливается в котлы подогрева и подогревается до темпера-туры не более 80 0С и подается центробежным насосом J - 02 в змеевики аппаратов. Остывший гликоль возвращается на подогрев. Уровень гликоля в Д - 02 контролируется прибором, задействованного от датчика уровня. Сигнализация максимального и минимального уровня ДЭГа в котлах LAH - 062, LAL - 062 выведены на щит диспетчера. Визуальное наблюдение за температурой ведется по ЭКТ TIS - 061, сигнализация по максимальной и минимальной температуре в котлах выведена на щит диспетчера TAL - 061, TAH - 061. Для визуального контроля за давлением в системе, на выкиде насоса J - 02 установлен манометр, кроме того на линии подачи ДЭГа от котлов в распределительные гребенки и в аппараты установлены расходомеры. При снижении расхода ДЭГа ниже допустимого, от прибора поступает сигнал на пульт диспетчера. Подогрев гликоля ведется открытым пламенем. Очищенный газ с замеpного узла под давлением 45 - 50 кг/см2 напpавляется на подогpев в котлы подогpева Д - 02 и затем на узел pедуциpования УНТС. После pедуциpования, с давлением 2,53 кг/см2 очищенный газ подается на форсунку котла Д - 02. Для понижения давления газа до 0,5 - 0,8 кг/см2 для котлов Д - 202 - 302, до 0,2 - 0,5 кг/см2 для котла Д - 102, нужного для питания форсунки котла, установлен регулирующий клапан с регулятором. Для поддержания температуры в котле подогрева Д - 02 установлен датчик температуры, который выдает пневмосигнал на регулирующий клапан. Клапан регулируя подачу газа, поддерживает заданную температуру в котле подогрева.

лист.dwg

и схема принципиаль-
Схема внешнего вида
02.16.16.СУ1.003.ППС
ОГУ.220300.4102.1213.CЗ
Автоматизация процесса сепарации газа на микропроцессорной основе Схема функциональная автоматизации