Добавлен: 23.11.2023
Просмотров: 57
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Реферат
Курсовой проект по дисциплине: «Автоматизация технологических процессов и производств», на тему: «Автоматизация СТХУ».
Данная установка относится к управлению НГДУ «Джалильнефть» при ОАО «ТатНефть».
Ключевые слова, использующиеся в данном курсовом проекте:
-
АРМ – автоматизированное рабочее место; -
АСУТП – автоматизированные системы управления технологическими процессами; -
ГО – горизонтальные отстойники; -
Е – емкость буферная; -
Н – насос; -
НГДУ – нефтегазодобывающее управление; -
О – отстойник; -
РВС – резервуар вертикальный стальной; -
СТХУ- Сулеевская термохимическая установка; -
Т – теплообменник; -
ЦДНГ - цех добычи нефти и газа; -
ШО – шаровые отстойники; -
ЭГ- электродегидратор;
Данная работа актуальна, поэтому создание системы управления технологическим процессом подготовки высокосернистой нефти необходима с полной её автоматизацией, так как процессы, протекающие в данной установке, различны, сложны.
Курсовой проект содержит: расчётно-пояснительную записку, состоящую из введения, технологической, технической, расчётной, проектной и графической части; чертёж схемы автоматизации установки приложение 1,2 (А1).
2.ВведениеАвтоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) — это комплекс программных и технических средств, предназначенных для создания систем автоматизации управления технологическим оборудованием и производственными процессами на предприятиях (автоматизация производства). АСУ ТП – комплексное решение, обеспечивающее автоматизацию основных технологических операций на производстве в целом или каком-то его участке, выпускающем относительно завершенный продукт (промышленная автоматизация). АСУ ТП может состоять из отдельных систем автоматического управления (САУ) и комплексных устройств, объединенных единым решением для автоматизации технологических процессов с целью обеспечения максимальной эффективности решения производственных задач.
Обычно структура АСУ ТП представлена единой системой операторского управления технологическим процессом, куда входят один или нескольких пультов управления; средства сбора, передачи, обработки и архивирования информации о ходе производственного процесса; типовое оборудование: датчики, контроллеры и другие средства автоматизации. Для информационной связи всех подсистем используются промышленные сети. Режим и качество технологических процессов, состояние механизмов и машин контролируется средствами автоматизации, осуществляется постоянная диагностика АСУ ТП.
Разработка и внедрение систем АСУ ТП состоят из цепи взаимосвязанных процессов, включающих в себя проектирование АСУ ТП, программное обеспечение, программирование контроллеров, диагностирование АСУ ТП, диспетчеризацию.
Автоматизация производственного процесса – это применение методов и средств автоматики для превращения неавтоматических процессов в автоматические.
Автоматизация дает возможность получить более высокую производительность, повышают социальную эффективность труда.Автоматизация не только освобождает или разгружает человека, но и обеспечивает работу производства с такой скоростью, точностью, надежностью и экономичностью, которые человек своим непосредственным трудом обеспечить не может.
Процесс создания АСУ – это последовательное и постепенное внедрение более современных, научно-обоснованных методов управления и средств вычислительной техники с целью увеличения эффективности производства и производительности труда. АСУ при минимальных затратах ручного труда должна обеспечить: обработку и анализ информации о состоянии объекта управления, выработку управляющих воздействий, обмен информацией как внутри системы, так и между другими системами одинакового и иных уровней.
Залог успешного функционирования любой АСУ – подготовленность персонала к выполнению его обязанностей и в новых условиях, глубокое знание им технического, математического, информационного аспектов АСУ, их практического воплощения в конкретной системе.
3. Технологическая частьТермохимическая установка подготовки высокосернистой нефти (СТХУ) предназначена для подготовки (обезвоживания и глубокого обессоливания) высокосернистой нефти с содержанием сероводорода-300 ррМ (млн.-1), серы -3,5%, добываемой цехами добычи №№1,2,3,4 НГДУ « Джалильнефть» с Сулеевской площади Ромашкинского месторождения.
Производительность установки составляет – 700000 тн/год.
В состав установки входят:
- блок предварительного сброса пластовой воды, состоящий из 3-х горизонтальных отстойников объемом 200 м3 и РВС -5000 .
- блок подготовки сточной воды, который включает в себя ГО-200 – 2 шт., ШО-600 – 1шт.,
- площадка насосных агрегатов для перекачки сырой нефти, готовой нефти, сточной воды;
- блок с горизонтальными отстойниками ГО-200 в количестве 4 шт. и электродегидраторами ЭГ-160 и ЭГ-200, ЭГ-1 и ЭГ-2 в количестве 4 шт., предназначенных для обезвоживания и обессоливания нефти.;
- блок теплообменников типа «труба в трубе» - 10шт.;три блока пластинчатых ТО Т1/1-3; Т3/1,2, Т2/1-3.
- блок сбора и хранения товарной нефти, включающей шаровой отстойник ШО-600 –2 шт.;
- резервуары вертикальные стальные РВС-2000 предназначенные для смешения готовой высокосернистой нефти УПВСН и СТХУ – 2 шт.;
- резервуары вертикальные стальные РВС-2000, предназначенные для подготовки сточной воды СТХУ – 2шт;
- блок сепараторов С-1,С-2 для улучшения степени сепарации сырья поступающей с ДНС-10с и снижения содержания сероводорода в готовой нефти СТХУ;
- факельное хозяйство для сжигания избыточного газа СТХУ на момент отсутствия приема в систему газосбора КС-11;
- блок осушителей О-7с,8с для приема уловленной нефти и с ППК СТХУ;- внутриплощадочные технологические трубопроводы;
- канализационная сеть;
- электроснабжение и телефонная сеть;
- производственный и административно-бытовые здания;
3.1. Схема движения нефти
Отсепарированная нефть с ДНС-10с (обводненность 70%вес.) с давлением 0,4 МПа (за счет перепада высот между площадками ДНС-10с и СТХУ) и температурой t =0-12º С поступает в отстойники предварительного сброса ОПС-1,2, где происходит обезвоживание нефти до остаточной обводненности 2-3% вес. Также сырье с ДНС-10с поступает в РВС-5000 № 9 для сброса основной массы попутной воды. Сырье с содержанием до 1% воды поступает на прием сырьевых насосов Н-4,5.
Пластовая вода из отстойников предварительного сброса ОПС-1,2 через регуляторы межфазного уровня сбрасывается на очистные сооружения. Частично обезвоженная нефть из отстойников ОПС-1,2 насосами Н-4,5 подается в пластинчатые теплообменники Т-1/1-3 «нефть-нефть», Т-2/1-3 «нефть-пар».В теплообменниках Т-1/1-3 частично обезвоженная нефть нагревается за счет тепла обессоленной нефти, поступающей из электродегидраторов ЭГ- 1,2 до температуры t = 25º С.Далее частично обезвоженная нефть поступает в теплообменники Т-2/1-3, где нагревается до температуры до t= 60ºС за счет тепла насыщенного водяного пара из котельной. Температура нефти на выходе из теплообменников Т-2/1-3 регулируется подачей пара.
Расход пара на технологические нужды в теплообменники Т2/1-3,Т3/1,2 замеряется счетчиком.
Из теплообменников Т-2/1-3 нагретая нефть под давлением 0,5 МПа подается в отстойники О-1,О-2 на ступень глубокого обезвоживания, где содержание воды в нефти снижается до 0,5% вес. Из отстойников О-1,О-2 обезвоженная нефть поступает на ступень обессоливания в электродегидраторы ЭГ-1,ЭГ-2.
В поток нефти перед электродегидраторами через смеситель СМ-1,подается нагретая пресная вода (5% вес. от нефти) с целью растворения и вывода солей. Нагрев пресной воды осуществляется в пластинчатых теплообменниках Т-3/1,2 насыщенным паром до t = 50º С.
Вода пластовая и соленая, через регуляторы межфазного уровня из отстойников О-1, О-2 и электродегидраторов ЭГ-1,ЭГ-2, направляются на ступень предварительного сброса воды (перед отстойниками ОПС-1,2 и РВС-9) с целью использования содержащихся в них тепла и реагента.
Обессоленная нефть с остаточным содержанием воды 0,3% вес. и температурой t = 55º С из электродегидраторов поступает в рекуперативные теплообменники Т-1/1-3,где отдает свое тепло частично обезвоженной нефти и охлаждается до температуры t = 40º С.
Давление на ступенях глубокого обезвоживания и обессоливания поддерживается клапаном, установленным на линии обессоленной нефти до теплообменников Т-1/1-3.
При появлении некондиционной нефти после ступени обессоливания поток некондиционной нефти направляется на повторную подготовку – на прием насоса Н-3.
Для контроля содержания пластовой воды и солей на всех стадиях обезвоживания и обессоливания устанавливаются пробоотборники на выходе отстойников О-1,О-2, на выходе электродегидраторов ЭГ-1, ЭГ-2.
Из теплообменников Т-1/1-3 обессоленная нефть направляется на горячую ступень сепарации в сепаратор С-2 для окончательного разгазирования нефти.
Товарная нефть из сепаратора С-2 самотеком поступает в резервуары РВС-1, РВС -2.В резервуар РВС -1 поступает товарная нефть с Дюсюмовской УПВСН, где происходит ее смешение с товарной нефтью СТХУ. Отстоявшаяся, в технологическом РВС-1, вода сбрасывается в дренажную систему СТХУ.
Из резервуара РВС -1 нефть поступает в буферный резервуар РВС -2, откуда откачивается товарными насосами Н-6,7 на СИКН -224 через СИКН -219. Расход товарной нефти через СИКН -219 регулируется клапаном, установленным на нагнетательном коллекторе насосов Н-6,7.
Ловушечная нефть (подрезка) из резервуаров РВС-1, РВС -2 направляется на прием насоса Н-3 для дальнейшей подготовки на СТХУ.
Отбор газа из сепаратора горячей ступени С-2, а также из сепаратора С-1, производится в газоосушитель.
Газоуравнительные линии товарных резервуаров РВС -1,РВС -2, водяных резервуаров РВС-3, РВС-4 и сырьевого РВС -9 связаны в единую газоуравнительную систему с выходом на установку улавливания легких фракций через конденсатосборник К-1. Газ с УУЛФ откачивается на компрессорную станцию КС-11/20, через газоосушитель и конденсатосборники. При прекращении приема нефти в напорный нефтепровод предусмотрено аварийное хранение товарной нефти в резервуаре РВС -2, в соответствии с требованиями ВНТП 3-85 [1]. Сбор сырой нефти производится на РВС .Сброс жидкости с предохранительных клапанов аппаратов ступеней предварительного сброса и глубокого обезвоживания нефти и сепараторов С-1, С-2 направляется в емкость О-8с. Уловленная нефть с очистных сооружений поступает в емкость О-7с. Газовая фаза из емкости О-8с направляется через факельный сепаратор СФ-1 на сжигание на факел Ф-1.Жидкость из емкости отводится по верхнему уровню в дренажную емкость, откуда откачивается погружными насосами в начало процесса (на прием сырьевых насосов Н-4,5).Опорожнение аппаратов
и трубопроводов перед ремонтом осуществляется в дренажную емкость (объемом 100м3) с периодической откачкой погружными насосами в трубопровод сырой нефти на прием ОПС-1а,2а,3а и РВС . С целью бесперебойной работы насосных агрегатов на приемных трубопроводах насосов Н-3 – Н-7 устанавливаются фильтры сетчатые для защиты насосов от попадания твердых частиц.3.2. Схема движения пластовой воды.
Дренажная вода из отстойников холодного и горячего отстоя, а также из электродегидраторов через регулирующие клапаны сбрасывается в отстойник ШО-3 (У=600м3), далее проходит ГО 1,4 , ( У=200м3 –4шт.), откуда направляется в РВС- 4,3 , где проходит через гидрофобный слой РВС-4 и окончательно очищенная сточная вода с содержанием нефтепродуктов до 50 мг/л поступает в буферный резервуар РВС № 3, откуда сточная вода с содержанием нефтепродуктов до 50 мг/л и ТВЧ до
50 мг/ л насосами ЦНС 180х170 ( 2шт) откачивается на КНС-2с ЦППД-1.
Для защиты трубопроводов от коррозии металла на выходе с РВС-3 на КНС-2с предусмотрена подача ингибитора коррозии.
В данный момент используется ингибитор марки «Гекор -3090» Система автоматики обеспечивает поддержание заданных параметров (уровень, давление, температура, расход и т.п.) в технологии подготовки нефти, сигнализацию с достижением предельных значений контролируемых параметров, а также аварийную, пожарную сигнализацию и блокировки.