Вакуумная компрессорная станция Нефть и газ
.pdfСПБГУАП / Санкт-Петербург
Введение
Настоящий дипломный проект, на вакуумную компрессорную станцию, разработан в соответствии с «Положением о технологических регламентах по добыче, переработке газа и конденсата предприятиями Министерства Топлива и Энергетики», утвержденным заместителем Министра Газовой промышленности. Технологический регламент является основным документом, определяющим режим и порядок проведения операций технологического регламента, обеспечивает необходимое качество выпускаемой продукции, а так же рациональное и экономическое ведение технологических процессов, сохранность оборудования и безопасность работ
[1].
Вакуумная компрессорная станция (ВКС) предназначена для очистки,
компримирования и осушки попутного нефтяного газа, с целью подачи его по системе газопроводов высокого давления на кусты скважин, при эксплуатации нефтяных скважин.
Для автоматизации системы управления станцией существует отдел автоматизации производства. В зону обслуживания данным отделом включается оборудование и программное обеспечение, реализующее рабочие места в операторной вакуумной компрессорной станции, с выполнением следующих видов работ:
1)техническое обслуживание системы;
2)сопровождение программного обеспечения системы;
) совместные работы;
Основные задачи отдела автоматизации:
1) организация работ по внедрению на объектах управления
рациональных систем автоматизации и телемеханизации производственных процессов и автоматизированных систем управления производством;
) разработка перспективных |
и текущих планов |
внедрения |
||
комплексной |
автоматизации |
и |
телемеханизации |
процессов, |
СПБГУАП / Санкт-Петербург
автоматизированных систем управления производством и контроль за их выполнением;
3) контроль за производственно-технологической деятельностью БПО АП и цехов автоматизации;
Целью данного дипломного проекта является разработка автоматизированной системы управления технологических процессом очистки, компримирования и осушки нефтяного газа, на базе одного из современных программируемых контроллеров (в частности SLC 5/04 от фирмы Allen Bradley).
автоматизированный логический контроллер осушка
СПБГУАП / Санкт-Петербург
1. Технологический процесс
Общая характеристика объекта
Система предназначена для:
1) Дистанционного наблюдения и управления работой вакуумной компрессорной станции (ВКС) с автоматизированного рабочего места (АРМ)
оператора;
2)Ведения технологического режима ВКС (сбор информации,
регулирование, функционально-групповое управление, блокировки) в
соответствии с технологическим регламентом;
3) Архивирования информации с целью последующего пользования для анализа и формирования отчетной документации.
Целями создания системы являются:
1)Повышение качества ведения технологического режима и его безопасности;
2)Повышение точности измерения и регулирования технологических параметров;
) Повышение оперативности действий персонала;
) Сокращение потерь газа и улучшения экологической обстановки на объекте;
) Повышение надёжности системы управления объектом.
Характеристика объекта управления.
Объектом управления является вакуумная компрессорная станция попутного нефтяного газа [1].
В состав технологического оборудования ВКС входят:
1)три компрессорных агрегата ВКГ -1…3 марки 7ГВ-50/7;
2)два входных газовых сепаратора ГС- 1,2;
) узел учета газа;
) встроенная маслосистема;
СПБГУАП / Санкт-Петербург
) две подземные емкости.
Условия эксплуатации технологического комплекса ВКС соответствуют макроклиматическому району с холодным климатом с диапазоном расчетных температур от -43оС до +40оС. Температура в помещениях должна поддерживаться не ниже 5 оС.
Объекты управления системы относятся к взрывопожароопасным объектам с зоной В-Iа (помещения) и В-Iг (технологические площадки КС)
по ПУЭ.
Функциональные требования.
Система обеспечивает выполнение следующих функций:
1)управления технологическим процессом;
2)информационных;
) обслуживания системы.
Система имеет функционально и территориально распределённую структуру.
В состав системы входит:
1)автоматизированное рабочее место оператора;
2)станция управления технологической установкой (станции управления должны быть размещены отапливаемом помещении).
Управляющая сеть системы обеспечивает обмен информацией между АРМ и станциями управления.
Система обеспечивает возможность расширения путем подключения дополнительных станций управления и организации дополнительных рабочих мест.
Количество контролируемых сигналов и сигналов управления системы определяется схемой автоматизации. Максимальное количество переменных,
обрабатываемых и отображаемых на АРМ системы, не превышает 5000.
Максимальное количество переменных, архивируемых на АРМ системы, не превышает 100.
Время полного опроса контролируемых сигналов и выдачи
СПБГУАП / Санкт-Петербург
управляющих воздействий для каждого контура управления не превышает 1
секунды. Время обновления статической информации на экране монитора АРМ превышает 1 секунды с момента выбора видеокадра. Время обновления динамической информации на экране монитора АРМ превышает 2 секунд с момента ее изменения.
Система обеспечивает непрерывное круглосуточное ведение технологического режима, сохраняя возможность выполнения основных функций при выходе из строя отдельных элементов. Система обеспечивает диагностику ее технических средств в режиме нормальной работы.
В системе предусмотрены программные и аппаратные средства защиты от неквалифицированных действий персонала, способных привести к нарушениям технологического режима.
Система обеспечивает сохранение работоспособности при отключении электроэнергии на время до 20 минут за счёт применения источников бесперебойного питания.
Полный средний срок службы системы - 10 лет. Средний межремонтный ресурс - 20000 часов при коэффициенте готовности не менее
0.99. В течение указанного полного срока службы допускается проведение средних ремонтов путём замены отдельных блоков, узлов и деталей.
Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов
Исходным сырьем для ВКС является попутный нефтяной газ, который имеет следующий состав (табл. 1.1.).
Таблица 1.1 - Состав нефтяного газа
Компонентный состав |
Состав газа |
|
Название |
Формула |
% объемных |
Метан |
CH4 |
97,51 |
Этан |
C2H6 |
0,34 |
Пропан |
C3H8 |
0,36 |
Изобутан |
IC4H10 |
0,35 |
СПБГУАП / Санкт-Петербург
Норм. бутан |
NC4H10 |
0,26 |
Изопентан |
IC5H12 |
0,12 |
Норм. пентан |
NC5H12 |
0,10 |
Углекислый газ |
CO2 |
0,20 |
Плотность при 20 0С |
0,7002 |
|
Содержание меркаптановой серы не более г/м3 |
Менее 0,036 |
|
Содержание сероводорода, не более г/м3 |
Менее 0,02 |
|
Диапазон изменения состава газа |
+ 5% |
Готовая продукция:
Готовой продукцией является попутный нефтяной газ того же состава,
очищенный от механических примесей, компримированный до Р=7,5-10,0
МПа (75-100 кг/см2), осушенный и дросселированный до давления P=3,5-5,5
Мпа (35-55 кг/см2).
Смазочные и уплотняющие масла:
Масла, применяемые для смазки узлов трения компрессоров должны иметь следующую характеристику (Табл. 1.4.).
Таблица 1.2 - Характеристика смазочных и уплотняющих масел
№ |
Наименование показателей |
Требования |
Соответствующее масло отеч. |
|
|
Французского |
производства |
|
|
проекта |
|
|
|
|
КП 8с ТУ38401512-85 и КП 8Сст |
1 |
Плотность при 150С г/см3 |
Не более 0,88 |
При 200С 0,885 |
2 |
Вяз-ть кинемат. С ст. |
|
|
|
При 500С |
25-30 |
30,0 |
|
При 1000С |
6,0-6,93 |
6,7 |
3 |
Число вязкости |
Не менее 90 |
Не менее 95 |
4 |
Темп-ра вспышки, 0С |
не менее 2000С |
В откр. тигле не <2000С |
5 |
Точка застывания, 0С |
Не выше (-120С) |
Не выше (-150С) |
6 |
Точка анилиновая |
Не менее 900С |
|
7 |
Кислотное число (МГ кон.на 1гр) |
|
0,05 |
8 |
Опыт окисления (2000ч при 950С) |
Отсутствие шлама |
|
|
|
Отсутствие коррозии |
|
9 |
Стабильность против окисления осадка |
- |
Не более 0,05 |
|
в % |
|
|
10 |
Кислотное число окисленного масла мг |
- |
0,5 |
|
на 1г. масла |
|
|
11 |
Зольность в % |
- |
Не более 0,005 |
12 |
Коксуемость в % |
- |
Не более 0,05 |
13 |
Массовая доля мехпримесей в % |
- |
|
|
--“-- воды |
|
Отсутств. |
|
--“-- фенола |
|
Отсутств. |
|
--“-- серы |
|
0,05 |
Таблица 1.3 -Характеристика смазочных и уплотняющих масел для
СПБГУАП / Санкт-Петербург
двигателя
Показатель |
МС-8п |
МС-8гп |
Вязкость кинематическая, мм2/с: |
|
|
при 500С, не менее |
8,0 |
8 (10)* |
при - 400С, не более |
4000 |
- |
Температура, 0С: |
|
|
вспышки в закрытом тигле, не ниже |
150 |
150 |
застывания, не выше |
- 55 |
- |
Кислотное число, мг КОН/г, не более |
0,05 |
0,03 (0,4)* |
Содержание водорастворимых кислот, щелочей, воды, механических |
отсутствие |
отсутствие |
примесей |
|
|
Содержание воды, в % не более |
отсутствие |
отсутствие |
Зольность, % не более |
0,008 |
|
Азот газообразный:
Применяется для продувки аппаратов и трубопроводов при подготовке их к ремонту и пуску в работу. Азот газообразный соответствует требованиям ГОСТ 9293-74.
СПБГУАП / Санкт-Петербург
2. Автоматизация технологического процесса ВКС
Структура АСУТП
Нефтяной газ от ДНС поступает на измерительные линии узлов учета газа, где производится замер и нормирование поступившего газа.
Газ после учета газа подается на входные газовые сепараторы ГС-1,2,
где происходит отделение капельной жидкости, нефти и газового конденсата,
которые сбрасываются в емкость ЕП-2.
Освобождённый от капельной жидкости газ из сепараторов ГС-1,2
поступает на приём газокомпрессорных агрегатов ВКГ-1,2,3 типа «7ГВ-
50/7». В газокомпрессорной установке газ поступает на вход маслонаполненного винтового компрессора, где смешивается с маслом и сжимается до заданных параметров. Газомасляная смесь поступает в маслоотделители М-1…3, где происходит разделение смеси на масло и газ.
Нагревшийся при компрессировании газ поступает в напорный трубопровод, где он охлаждается при помощи температуры окружающего воздуха.
Из напорного трубопровода, через узел учета газа, газ подается в сборный газопровод на ГПЗ.
При аварийном отключении одного из компрессоров или аварии на газопроводе производится сброс газа на факел.
Дренаж от компрессорных установок осуществляется в емкость ЕП-1.
При заполнении дренажных емкостей ЕП-1,2 скопившаяся жидкость откачивается в трубопровод нефти на ДНС.
Смазочное масло используется в компрессорах как охлаждающая,
смазывающая и уплотняющая среда. Смазочное масло через фильтры подается в камеру сжатия компрессоров для образования газомасляной смеси, смазки и охлаждения роторов компрессоров, а также к подшипникам для их смазки и охлаждения.
СПБГУАП / Санкт-Петербург
Чистое масло для компрессорной станции из автоцистерн поступает в емкости Е-1,2 для промежуточного хранения. Насосы Н1/1,1/2 используются для перекачки чистого и отработанного масла.
Отработанное масло от компрессорных установок поступает в емкости Е-1,2. Из емкости Е-1,2 при помощи насосов Н- 1/1,1/2 отработанное масло заканчивается в автоцистерны и отправляется на регенерацию.
Функциональная схема автоматизации объекта приведена в приложении А.
Объекты и объёмы автоматизации
В качестве объектов автоматизации рассматриваются:
1)узел учёта газа;
2)два входных газовых сепаратора ГС-1,2;
) три компрессорных агрегата ВКГ-1…3 марки 7ГВ-50/7; ) встроенная маслосистема;
) две подземные емкости.
Структура контроля и управления.
Проектом автоматизации для создания системы управления ВКС предусматривается следующая структура контроля и управления. На технологических объектах, устанавливаются первичные датчики, местные приборы контроля технологических параметров. Для осуществления дистанционного контроля и управления технологическим процессом в операторной устанавливается программный технологический комплекс
(ПТК), а в разделе внутриплощадочные сети будет выполнена кабельная связь между датчиками и исполнительными механизмами с ПТК.
Объемы контроля.
Для перечисленных выше технологических объектов, проектируемых и выполненных заводами-изготовителями блочно-комплектного оборудования объемы автоматизации обеспечивают:
СПБГУАП / Санкт-Петербург
На узел учета газа проектом предусматривается:
1)дистанционное и местное измерение температуры газа на узле;
2)дистанционное и местное измерение давления газа на узле;
) дистанционное и местное измерение расхода газа на узле;
) сигнализация загазованности узла учёта газа.
Входные газовые сепараторы ГС-1,2.
Проект должен обеспечивать:
1)дистанционное измерение и сигнализация уровня газа в сепараторе;
2)дистанционное, местное измерение и сигнализация давления в
сепараторе;
) дистанционное измерение и сигнализация загазованности;
) дистанционное измерение давления на выходе газосепаратора.
Компрессорные агрегаты ВКГ-1…3 марки 7ГВ-50/7.
Проектом осуществляется:
1)дистанционное измерение и сигнализация температуры подшипников двигателя ВКГ;
2)дистанционное измерение и сигнализация температуры масла в масловводе ВКГ;
) дистанционное измерение и сигнализация температуры газомасленной смеси на выходе ВКГ;
) изменение уровня масла в Е ВКГ;
) дистанционное измерение и сигнализация давления на масловводе ВКГ;
) дистанционное измерение и сигнализация давления на выходе
ВКГ;
) дистанционное измерение и сигнализация давления на всасе ВКГ;
) ток двигателя ВКГ;
В подземных емкостях ЕП-1,2 проектом предусматривается:
1)дистанционное измерение и сигнализация уровня в емкости ЕП;
2)дистанционное измерение и сигнализация давления на выходе