Файл: Автоматизация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом компрессорных станций магистральных газопроводов.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 282
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Установка вакуумной регенерации ДЭГа для восстановления его концентрации. Насыщенный раствор ДЭГа (НДЭГ) из абсорберов автоматически и из фильтров периодически сбрасывается в В1, где он сепарируется от избыточного кол. растворенного газа. НДЭГ из В1 и из Е1 направляется в трубное пространство теплообменника Т3.С встречным потоком регенерированного ДЭГа (РДЭГ). Из Т3 НДЭГ подается в десорбер Д1 на тарелки. Выбор тарелки определяется значением конденсатора и температуры насыщенного раствора ДЭГа. В результате противоточного движения неравновесных паров и жидкости на контактных тарелках жидкость обогащается ДЭГ а пары водой. для создания потока паров низ десорбера подогревается водяным паром. Температура низа Д1 поддерживается 154гр.С. Пары воды углеводоротного конденсатора и ДЭГ из верхней части Д1 отводятся в конденсатор с воздушным охлаждением. После конденсаторов сконденсировавшаяся жидкость стекает в сборник рефлюкса.
Сигнализация в операторной: уровень ДЭГа в испарителе И1; температура рефлюкса после холодильников Х1; давление в выветривателе В1; давления на нагнетании всех насосов
Регистрация: вакуума в И1; температуры рефлюкса после Х1; температуры ДЭГа в емкости Е1; температуры верха и низа десорбера.
Автоматическое регулирование: уровень ДЭГа в В1 посредством клапана на линии подачи ДЭГа в теплообменник Т3; температура верха десорбера клапаном на линии подачи рефлюкса в десорбер Д1; температура ДЭГа в И1 с помощью штуцера на линии подачи пара в испаритель И1; вакуума в И1 посредством клапана на всасывании насоса Н4.
15. Автоматизация компрессорной станции магистрального газопровода.
Схемы автоматизации ГПА с газотурбинным приводом
Эффективная эксплуатация комплекса технических средств компрессорных станций возможна только при надежном функционировании автоматизированной системы управления технологическими процессами КС (АСУ ТП КС).
Структурная схема АСУ ТП КС представлена на рис. 6.1,
В состав АСУ ТП КС входят:
- системы автоматического управления и регулирования (САУ и Р) ГПА, в том числе устройства представления информации (УПИ) и пожарный контроллер (ПК 4510) автоматической системы пожаротушения (АСП);
- система централизованного контроля и управления КС, включающая в себя: автоматизированное рабочее место диспетчера КС (АРМД КС), мнемощит КС и шкаф общестанционной сигнализации и управления (ШОС);
- системы безопасности КС, включающие в себя: систему управления кранами узла подключения, общестанционными и охранными кранами (ЩТУ-11М), систему пожарной сигнализации, в т.ч. устройство представления информации (УПИ) АСП, систему контроля загазованности и ключ аварийной остановки станции (КАОС);
- САУ и Р АВО (аппараты воздушного охлаждения) газа;
- САУ вспомогательных объектов;
- система линейной телемеханики (СЛТМ).
16. Установки подготовки нефти. Объём автоматизации при горячей
вакуумной сепарации. Схемы реализации
Установка подготовки нефти предназначена для приема продукции нефтяных скважин, ее предварительного разделения на нефть, попутный нефтяной газ (ПНГ) и пластовую воду и последующей подготовки нефти до товарного качества. На УПН происходит учет товарной нефти, учет и утилизация ПНГ, откачка товарной нефти в нефтепровод.
1-емкость технологического блока; 2- перегородка; 3-полки; 4-каплеуловитель; 5 вакуумный компрессор.
Установка предназначена для снижения упругости паров товарной нефти (для отбора легких фракций из нефти) методом вакуумной горячей сепарации. Автоматическое регулирование L и Р. Дистанционный контроль L и P. Сигнализация верхнего и нижнего уровня. Местный контроль Р.
Товарная нефть, нагретая в установках ее подготовки до температуры 80град, поступает в емкость 1 технологического блока. В емкости вакуумным компрессором 5 постоянно поддерживается разряжение. В результате этого в процессе продвижения горячей нефти через перегородки 2 и по полкам 3 в емкости 1 интенсивно отделяются легкие углеводородные фракции нефти, которые, пройдя каплеуловитель 4, направляются в газосборную сеть. Нефть, скопившаяся в нижней части емкости, подается на установку учета товарной нефти.
17. Установки стабилизации нефти. Схемы автоматизации газосепаратора.
Процессы подготовки нефти – это обезвоживание, обессоливание, а также стабилизация нефти. Сущность стабилизации нефти заключается в отделении от нее летучих углеводородов (пропан-бутановой фракции), а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсивность процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабатывающего завода.
18. Автоматизированное управление производительностью газового
промысла. Критерии оптимизации. Схемы автоматизации.
Основная задача управления производительностью газового промысла заключается в поддержании ее в соответствии с газопотреблением.
Потребителями газа являются магистральные газопроводы, близлежащие населенные пункты и предприятия. Газопотребление носит нестационарный характер и различно в различные времена года, дни, недели и часы суток. Необходимо оперативно согласовывать материальные потоки во всех звеньях добычи и потребления газа, управляя производительностью промысла.
Газ из скважин №1, №2,…, №N по газовым шлейфам поступает на регулируемые газосборные пункты ГСП-1,…N через регулирующие штуцеры Ш-1, Ш-2,…, Ш-N. После очистки в сепараторах C-1, C-2,…, C-N, пройдя запорные задвижки, он собирается в сборном коллекторе и направляется в промысловый газовый коллектор и далее на головную компрессорную станцию (КС) или УКПГ.
Давление на входе в КС зависит от давления в начале газосборного коллектора и распределения нагрузок между сборными пунктами. При этом чем больше давление Р1, тем больше давление Рк.
Схема газосборной сети промысла изображена на рис. 4.2. Газ из скважины 1 по газовому шлейфу 2 поступает на сборный пун-кт (СП) I, II, ..., N через регулирующие штуцеры 3. После очистки в сепараторах 4, пройдя запорные задвижки 5, он собирается в коллекторе СП 6 и направляется в промысловый газосборный коллектор 7, имеющий длину LN, до первой компрессорной станции (КС).
19. Автоматизация магистральных нефтепроводов. Регулирование
Автоматизация объектов магистральных нефтепроводов
Автоматизация объектов магистральных нефтепроводов (МН) обеспечивает контроль работы оборудования, необходимую последовательность выполнения операций при управлении оборудованием и автоматическую защиту оборудования и трубопроводов. Объекты магистральных нефтепроводов имеют технологические схемы и оборудование, позволяющие проводить комплексную автоматизацию.
Объектами автоматизации на магистральных нефтепроводах являются промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС) с магистральными насосными, головные нефтеперекачивающие станции с магистральными, подпорными насосными и резервуарными парками, вспомогательные инженерные сооружения и линейная часть магистральных нефтепроводов.
Уровень автоматизации обеспечивает контроль и управление технологическим оборудованием НПС из операторной, несколькими НПС при размещении их на одной площадке, резервуарным парком, узлами учета нефти и вспомогательными сооружениями из местного диспетчерского пункта (МДП), телеконтроль и телеуправление технологическим оборудованием с вышестоящего уровня управления (районного или территориального диспетчерского пункта). ления на выходе НПС. Схемы реализации.
Регулировать производительность НПС и давление на нагнетании и приёме можно при помощи следующих методов: изменение диаметров рабочих колёс насосов, изменение числа работающих насосов, установка обводных линий, дросселирование потока нефти, изменение частоты вращения насосов. Первые два метода позволяют регулировать давление и подачу нефти только дискретно, а также данные методы и установка обводной линии не позволяют создать защиту от угрозы кавитации, поэтому их применение ограничено.
Для быстрого и плавного изменения величины давления в настоящее время наибольшее распространение получил метод дросселирования потока. Но, несмотря на простоту и удобство этот метод неэкономичен.
20. Низкотемпературная технологическая система подготовки газа.
Управление производительностью установки. Схема реализации.
Газ из скважины под устьевым давлением по шлейфу поступает на установку комплексной подготовки газа, где предварительно очищается в сепараторе от выносимых из скважины твердых частиц, капельной воды и углеводородного конденсата. Далее газ направляется на теплообменник, где охлаждается до температуры на 2—3 градуса выше температуры гидратообразования газом, поступающим в межтрубное пространство из низкотемпературного сепаратора, или водой для месторождений с высокой пластовой температурой, на которых технически и экономически целесообразно использовать воду.
Вследствие снижения температуры газа, идущего со скважины, в теплообменнике создаются термодинамические условия для выделения из газа жидкой фазы, которая отбирается в сепараторе. Из теплообменника на штуцер поступает газ температурой, необходимой для того, чтобы после дросселирования обеспечивалась заданная его температура в соответствии с требованиями к качеству.
Когда запаса пластовой энергии будет недостаточно для получения необходимой температуры сепарации за счет дросселирования газа, должны быть применены холодильные машины (установка холодильных машин).
Выделившаяся из газа при снижении температуры жидкость (вода, диэтиленгликоль, конденсат) отделяется от газа в сепараторе, откуда поступает в конденсатосборник.
Очищенный и осушенный газ из сепаратора поступает в межтрубное пространство теплообменника и далее в газосборный коллектор.
Это наиболее дешевый способ извлечения тяжелых у\в. В зависимости от глубины охлаждения НТС позволяет извлечь от 80% до 100% тяжелых у\в. НТС основана на эффекте дросселирования (расширение газа при const энтальпии, при его прохождении через дроссель, т.е. через сужающее устройство: сопла диафрагмы