Файл: Технологические измерения и приборы.docx

Институт химических технологий и инжиниринга ФГБОУ ВО УГНТУ в
г. Стерлитамаке

Кафедра АТИС

Курсовой проект

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ И ПРИБОРЫ СТАДИИ ОСУШКИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА В ПРИРАЗЛОМНОМ КОМПРЕССОРНОМ ЦЕХЕ

По дисциплине «Технологические измерения и приборы»

Выполнил: студент гр. БАТ-20-31 Ковтанюк А.И.
Проверил: к.т.н., доцент Шулаева Е.А.

Стерлитамак2022

Министерство науки и высшего образования РФ

Филиал федерального государственного бюджетного образовательного

учреждения высшего образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Институт химических технологий и инжиниринга ФГБОУ ВО УГНТУ в
г. Стерлитамаке

Кафедра «Автоматизированные технологические и информационные системы»

ЗАДАНИЕ

на выполнение курсовой работы (проекта) по дисциплине

«Технологические измерения и приборы»
Студенту гр. БАТ‑20‑31Ковтанюк Ариана Ильинична

1. Тема работы: Технологические измерения и приборы стадии осушки попутного нефтяного газа в приразломном компрессорном цехе

2. Исходные данные по работе: техническая документация на процесс осушки попутного нефтяного газа в приразломном компрессорном цехе

3. Предоставить следующие материалы в указанные сроки:

Пояснительную записку (примерный объем курсовой работы (проекта) в листах формата А4 составляет 15-17 листов):

Титульный лист

Задание

Содержание

Введение

1 Описание технологического процесса

2 Автоматизация и управление технологическими системами

2.1 Обоснование необходимости совершенствования существующей системы контроля, регулирования, сигнализации и блокировки

2.2 Выбор и обоснование параметров контроля и регулирования

2.3 Выбор и обоснование средств контроля и регулирования

2.4 Выбор и обоснование средств защиты и блокировки

2.5 Сводная спецификация на средства КИП и А

Выводы

Список использованных источников

4. Содержание графического материала и объем в листах формата АI (594х841 мм²): Функциональная схема контроля и автоматизации (1-2 л.).

5. Срок сдачи студентом законченной работы «» 20 г.

6. Дата выдачи « » 20 г.

7. Руководитель ___________________ / Шулаева Е.А.

8. Студент _______________________ / Ковтанюк А.И.

Содержани

Пояснительную записку (примерный объем курсовой работы (проекта) в листах формата А4 составляет 15-17 листов): 2

2.1 Обоснование необходимости совершенствования существующей системы контроля, регулирования, сигнализации и блокировки 2

Введение 6

1 Описание технологического процесса 7

Для предотвращения повышения давления в трубопроводе после клапана регулятора, газ на ТПДН и собственные нужды ХКЦ установлены ППК (контрольный и рабочий). 9

2 Автоматизация и управление технологическими системами 11

2.1 Обоснование необходимости совершенствования существующей системы контроля, регулирования, сигнализации и блокировки 11

2.2 Таблица контролируемых и регулируемых параметров 13

2.3 Выбор и обоснование средств контроля и регулирования 15

Конфигурирование: 24

2.4 Выбор и обоснование средств защиты и блокировки 26

2.5 Спецификация на средства КИП и А 28

2.6 Подбор и расчет датчиков 29

Для расчета я подобрала электромагнитный расходомер в процессе осушки попутного нефтяного газа в приразломном компрессорном цехе, для этого необходимо исследовать следующие параметры: 29

1.Диапазон измерений: для точного контроля процесса необходимо выбрать расходомер с достаточным диапазоном измерений. Например, для процесса осушки попутного нефтяного газа расход может составлять от 0,1 до 100 т/ч. 29

2.Точность: для обеспечения точного контроля процесса осушки попутного нефтяного газа необходимо выбрать расходомер высокой точности. Рекомендуется использовать расходомеры с точностью не менее 0,1%. 29

3.Рабочая температура: в процессе осушки попутного нефтяного газа может достигать высоких значений. Для обеспечения надежной работы необходимо выбрать расходомер, который способен работать при высоких температурах. 29

4.Рабочее давление: в процессе осушки попутного нефтяного газа давление может достигать высоких значений. Для обеспечения надежной работы, необходимо выбрать датчик давления, который способен работать при таких условиях. 29

5.Материалы конструкции: для обеспечения надежной работы необходимо выбрать расходомер, который изготовлен из материалов, устойчивых к агрессивным средам . Например, для процесса осушки попутного нефтяного газа может потребоваться расходомер, изготовленный из нержавеющей стали. 29

6. Надежность: для обеспечения непрерывной работы процесса осушки попутного нефтяного газа необходимо выбрать расходомер с высокой надежностью. Рекомендуется выбирать расходомеры от проверенных производителей, имеющие хорошую репутацию на рынке. 29

7.Совместимость с другими системами: для обеспечения эффективного контроля управления процессом осушки необходимо выбрать расходомер, который совместим с другими системами контроля управления, используемыми в процессе. Например, расходомер может быть интегрирован в систему автоматического управления процессом. 29

8.Стоимость: при выборе расходомера необходимо учитывать его стоимость, которая должна соответствовать бюджету проекта. Рекомендуется выбирать расходомеры с оптимальным соотношением цены и качества. 29

Исходя из вышеперечисленных параметров, можно выбирать электромагнитный расходомер, который соответствует требованиям процесса осушки попутного нефтяного газа. Это может быть расходомер ЭМИС-МАГ-270. 29

Для расчета вещества и энергии необходимо знать следующие параметры: 29

1.Массовый расход, полученный с помощью электромагнитного массового расходомера ЭМИС-МАГ-270. 29

2.Теплоту попутного нефтяного газа. 30

3.КПД реактора. 30

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 36

Введение…………………………………………………………………………...4

1 Описание технологического процесса………………………………………...6

2 Автоматизация и управление технологическими системами………………..9

2.1 Обоснование необходимости совершенствования существующей системы контроля, регулирования, сигнализации и блокировки 9

2.2 Выбор и обоснование параметров контроля и регулирования 9

2.3 Выбор и обоснование средств контроля и регулирования 11

2.4 Выбор и обоснование средств защиты и блокировки 22

2.5 Спецификация на средства КИП и А 23

ВЫВОД…………………………………………………………………………...25

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ……………………………26

Введение

В химической промышленности комплексной механизации и автоматизации уделяется большое внимание. Это объясняется сложностью и высокой скоростью протекания технологических процессов, а также чувствительностью их к нарушению режима, вредностью условий работы, взрыво- и пожароопасностью перерабатываемых веществ и т. д.

Автоматизация приводит к улучшению основных показателей эффективности производства: увеличению количества, качества и снижению себестоимости выпускаемой продукции, повышению производительности труда. Внедрение автоматических устройств обеспечивает высокое качество продукции, сокращение брака и отходов, уменьшение затрат сырья и энергии, уменьшение численности основных рабочих.

Комплексная автоматизация процессов (аппаратов) химической технологии предполагает не только автоматическое обеспечение нормального хода этих процессов с использованием различных автоматических устройств (контроля, регулирования, сигнализации и др.), но и автоматическое управление пуском и остановом аппаратов для ремонтных работ и в критических ситуациях.

В данном курсовом проекте предложено усовершенствование технологии стадии осушки попутного нефтяного газа, путем замены абсорбента в системе ДЭГ на ТЭГ, который своими показателями лучше отвечает требованиям осушки газа, что позволит улучшить качество осушенного попутного газа, и уменьшит себестоимость целевого продукта.

Для достижения поставленной цели в работе были поставлены и решены следующие задачи:

1. Выбор и обоснование параметров контроля и регулирования;

2. Выбор и обоснование средств контроля и регулирования;

3. Выбор и обоснование средств защиты и блокировки;

1 Описание технологического процесса

Попутный нефтяной газ с Карамовского, Западно – Ноябрьского, Спорышевского, Средне – Итурского и Пограничного месторождений через входную эл. задвижку №15 поступает в приемный сепаратор поз.С–07/1 с давлением не более 0,15МПа и температурой от 0 до 150С. С такими же параметрами, газ с

Приразломного месторождения, с компрессорной концевых ступеней сепарации ЦППН ТПДН, через входные эл. задвижки №16,17 поступает в сепаратор поз. С–07/2.

В сепараторах поз. С–07/1,2 происходит отделение мехпримесей, жидкой фазы, и сырой нефти – в аварийных случаях.

Жидкая фаза поступает в емкость сбора конденсата поз. Е–08, и далее с насосной перекачки конденсата, насосами поз. Н–04/1,2 откачивается в коллектор обводненной нефти ТПДН.

После поз. С–07/1,2 газ, по двум трубопроводам Ду–400 мм с давлением не более 0,15МПа поступает в сепараторы поз. С–01/1-4. В сепараторах происходит дополнительное отделение от газа жидкой фазы, которая поступает в систему сбора углеводородного конденсата.

Газ с поз. С–01/1-4 по четырем трубопроводам Ду–500 мм поступает в приемный коллектор КС Ду–1120 мм.

Для быстрого сброса газа на факел, с приема станции, после поз. С–01/1-4, установлены две электрозадвижки Ду–200 мм № 33 и № 63. Управление электрозадвижками осуществляется по месту и дистанционно с пульта операторной (ЦПУ). В аварийных случаях предусмотрены две ручных задвижки Ду–200 № 43 и № 53.

Для компримирования нефтяного газа на КС установлен центробежный компрессор К–380–103–1.

Из приемного коллектора газ поступает через шаровый кран №1 Ду–500 мм.иэлектрозадвижки № 1А Ду–500мм., №4 Ду–250 мм. проходя фильтр, на прием цилиндра низкого давления (ЦНД) компрессора К–380–103–1, с давлением от 0,075 до 0,09 МПа. В ЦНД газ компримируется до давления от 0,8 до 1,2 МПа, температура газа не более 1550С.

Горячий газ охлаждается в воздушном холодильнике поз. ВХ–11/1 типа АВЗ до температуры от 25 до 350С.

Охлажденный в поз. ВХ–11/1 газ проходит через промежуточный сепаратор поз. С–05, где из газа отделяется углеводородный конденсат и вода. Углеводородный конденсат и воду необходимо периодически вручную из поз. С–05 дренировать в емкость поз. Е–08.

Из сепаратора поз. С–05 газ подается на установку осушки. Температура газа до и после поз. ВХ–1/11 контролируется пирометрическим манометром (температура газа после поз.ВХ–11/1 регулируется путем открытия и закрытия жалюзей), при этом температура газа не должна превышать 350С летом и опускаться ниже 200С зимой, а давление его должно быть не выше 1,2 МПа.

Газ поступает в кубовую часть абсорберов, расположенных последовательно поз. А–2, А–1, где происходит отделение от газа влаги и углеводородного конденсата. Последнее, периодически по мере накопления, выдавливается в разделитель поз. Р–02, емкость поз. Е–08.