+7 (499) 322-30-47  Москва

+7 (812) 385-59-71  Санкт-Петербург

8 (800) 222-34-18  Остальные регионы

Бесплатная консультация с юристом!

Установка комплексной подготовки газа

Газ от дожимной компрессорной станции поступает в коллектор сырого газа и затем на установку подготовки газа в 9 технологических ниток, состоящих из абсорберов А-1/1-9 и их арматурных блоков Ар-02/1-9. Абсорбер является многофункциональным колонным аппаратом диаметром 1800 мм и высотой 15 м, состоящим из 3-х функциональных секций:

  • · нижняя — предварительная сепарация газа (сепарационная секция);
  • · средняя — абсорбционная осушка газа (массообменная секция);
  • · верхняя — очистка газа от ДЭГа, уносимого из массообменной секции.

Сепарационная секция А-1 состоит из узла безгидрозатворного отвода жидкости (БГЗО) установленного в штуцере входа газа, узла входа с пескосъемником, установленным на штуцере входа газа и расположенных над ними тарелками с патрубком для входа газа и циклонными сепарационными элементами., на которых происходит отделение жидкости. Отвод отсепарированной жидкости осуществляется в бункер, расположенный под тарелками и далее, под воздействием сил разряжения, создаваемых завихрителем, в узел БГЗО.

Массообменная часть состоит из структурированной насадки. Пластины пакетов массообменной насадки выполнены с рифлением листа из стали 12Х18Н10Т толщиной 0,4 м, высота насадки 3,6 м (24 слоя). Над верхним пакетом массообменной насадки размещен распределитель жидкости для подачи РДЭГа. В выходной фильтрующей секции абсорберов А-1 №1, 2, 3, 5, 6, 7, 9 в замен тарелки с фильтр-патронами и центробежными элементами установлены 2 слоя регулярной пластинчатой насадки с сетчатым жгутом (пластины не профилированные высотой по 150 мм с направляющими пластинами для отвода уловленной жидкости). Выделившаяся из газа жидкость (смесь метанол-вода) отводится из кубовой части аппарата и поступает в разделитель Р-1а

Техническая характеристика модернизированного абсорбера:

  • · производительность по газу, м 3 /ч (млн. м 3 /сутки) — 416670
  • · объемный расход РДЭГа, м 3 /ч — до 8,0;
  • · потери ДЭГа, мг/м 3 — не более 10;
  • · точка росы осушенного газа, при Р=4,0 МПа, °С — минус 15 — минус 20;
  • · рабочее давление, МПа — 3,6-5,5;
  • · расчетное давление, МПа — 10.

Природный газ из сепарационной части поступает в массообменную часть, где происходит массообмен между восходящим потоком газа и подаваемым на орошение раствором РДЭГа. При этом газ осушается за счет абсорбции из него влаги, а ДЭГ насыщается влагой и метанолом. Количество РДЭГа, подаваемого на осушку, зависит от расхода газа через установку, температуры контакта, концентрации ДЭГа. Насыщенный раствор ДЭГа собирается на тарелке массообменной секции абсорбера и через клапан-регулятор поступает в Р-1 ЦРД.

Осушенный газ из массообменной секции поступает в фильтрующую часть, где улавливается раствор ДЭГа, уносимый газом. Пылевидные частицы ДЭГа, уносимые газом, коагулируются на регулярной пластинчатой насадке с сетчатым жгутом с направляющими пластинами для отвода отсепарированной жидкости на стенки аппарата.

Из абсорбера газ, осушенный до температуры точки росы минус 20°С в зимнее время и минус 10°С в летнее время, поступает по трубопроводу в коллектор осушенного газа Ду 1000.

С целью исключения растепления многолетних просадочных грунтов и повышения надежности газопровода предусматривается охлаждение газа до минус 2°С, которое в зимний период может быть обеспечено в АВО, в теплый период — АВО в сочетании с турбодетандерными агрегатами БТДА-10/13.

Осушенный газ после охлаждения проходит узел хозрасчетного замера газа, где замеряется точка росы вычислителем Конг-Прима-4″ и температура газа с выводом значений в операторскую, и направляется на установку отключающих кранов (УОК). На УОКе замеряется давление с сигнализацией повышения, или понижения давления, с передачей значений в операторскую.

После отсечных кранов осушенный газ поступает в промысловый коллектор.

Принципиальная технологическая схема комплексной подготовки газа представлена на рисунке 7.

Изготовляемая продукция УКПГ — газ, осушенный и очищенный от мехпримесей, подготавливаемый к транспорту в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93. Характеристика газа представлена в таблице 1.

Автоматизация процесса осушки газа на установке комплексной подготовки газа №9 Уренгойского газоконденсатного месторождения

Назначение и цели создания автоматизируемой системы управления технологическими процессами. Приборы и средства автоматизации абсорбционной установки осушки газа. Оценка экономической эффективности применения кориолисовых расходомеров Micro Motion CMF.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 22.04.2015
Размер файла 1,1 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

Автоматизация процесса осушки газа на установке комплексной подготовки газа № 9 Уренгойского газоконденсатного месторождения

Студент гр. АГ 07-01Д.В. Бережной

канд. техн. наук, доц.Э.А. Шаловников

по технологическому, техническому

и специальному разделам

канд. техн. наук, доц.Э.А. Шаловников

Дипломный проект 104 с., 24 рисунка, 17 таблиц, 11 использованных источников, 1 приложение.

УКПГ, АБСОРБЦИОННАЯ ОСУШКА ГАЗА, АБСОРБЕР, ДЭГ, РАСХОДОМЕР ПЕРЕМЕННОГО ПЕРЕПАДА ДАВЛЕНИЯ, КОРИОЛИСОВЫЙ РАСХОДОМЕР, РАСХОД РДЭГ, ПЕРЕДАТОЧНАЯ ФУНКЦИЯ ОБЪЕКТА, ПАРАМЕТРЫ РЕГУЛЯТОРА

Объектом исследования является кориолисовый расходомер для учета расхода РДЭГ в абсорбер.

В процессе исследования рассмотрена технология осушки природного газа и существующие средства измерения расхода РДЭГ в абсорбер.

Цель работы — усовершенствование существующей системы автоматизации абсорбционной установки осушки газа.

В результате исследования произведен анализ и выбор средства измерения расхода РДЭГ в абсорбер и предложена замена основного расходомера переменного перепада давления (диафрагмы) на кориолисовый расходомер. Так же были рассчитаны коэффициенты передаточной функции регулятора расхода РДЭГ в абсорбер.

Технико-экономические показатели подтверждают повышение экономических выгод от внедрения кориолисового расходомера.

Эффективность работы заключается в повышении точности определения расхода РДЭГ в абсорбер.

Определения, сокращения и обозначения

1. Технологический процесс на абсорбционной установке осушки газа…

1.1 Краткое описание технологических объектов УКПГ

1.2 Назначение цеха осушки газа

1.3 Сепарация газа от капельной жидкости и механических примесей

1.5 Характеристика используемого абсорбента

1.6 Описание технологического процесса осушки газа

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

2.2 Регламент патентного поиска

2.3 Результаты поиска

2.4 Анализ результатов патентного поиска

3. Автоматизация абсорбционной установки осушки газа на УКПГ

3.1 Основные задачи автоматизации

3.2 Назначение и цели создания автоматизируемой системы управления технологическими процессами

3.3 Структура комплекса технических средств АСУТП

3.4 Информационное обеспечение системы управления

3.5 Структура программного обеспечения

3.6 Описание системы ПАЗ

3.7 Описание функциональной схемы автоматизации абсорбционной установки осушки газа

3.8 Приборы и средства автоматизации абсорбционной установки осушки газа

4. Анализ и выбор средства измерения расхода ДЭГ. Расчет коэффициентов передаточной функции регулятора расхода ДЭГ на линии подачи ДЭГ в абсорбер

4.1 Анализ возможных средств измерений расхода ДЭГ на абсорбционной установке осушки газа и рекомендации по их использованию

4.2 Кориолисовый расходомер Micro Motion СMF

4.3 Расчет коэффициентов передаточной функции по переходной кривой

5. Охрана труда и техника безопасности

5.1 Характеристика производственной среды и анализ потенциальных опасностей

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

5.3 Расчёт освещенности операторной

6. Оценка экономической эффективности применения кориолисовых расходомеров Micro Motion CMF

6.1 Методика расчета экономического эффекта

6.2 Технико-экономическая характеристика оборудования

6.3 Расчет экономической эффективности проекта

6.4 Формирование эксплуатационных затрат

6.5 Формирование выгод от проекта

Список использованных источников

автоматизация абсорбционный осушка газ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

УКПГ — установка комплексной подготовки газа

ГКМ — газоконденсатное месторождение

ЗПА — здание переключающей аппаратуры

ГИС- газоизмерительная станция

ГСК — газосборный коллектор

ЦОГ- цех осушки газа

ДКС — дожимная компрессорная станция

АВО — аппаратура воздушного охлаждения

ГПА — газоперекачивающий агрегат

АСУ — автоматизируемая система управления

ТП- технологический процесс

РСУ- распределенная система управления

ПАЗ — противоаварийная защита

ОПС — оперативно — производственная служба

АРМ — автоматизированное рабочее место

ПЛК- программируемый логический контроллер

ФСА — функциональная схема автоматизации

Перспективы газовой промышленности России на ближайшие десятилетия связаны с дальнейшей эксплуатацией Уренгойского газоконденсатного месторождения Крайнего Севера. В этой связи анализ и обобщение опыта автоматизации процесса осушки газа на Уренгойском газоконденсатном месторождении представляется весьма актуальной задачей.

Уренгойское месторождение природного газа — крупное газовое месторождение, третье в мире по величине пластовых запасов, которые превышают 10 триллионов кубических метров (10№і мі). Находится в Ямало-Ненецком АО Тюменской области России, немного южнее северного полярного круга. Состояние эксплуатационного фонда скважин Уренгойского месторождения составляет более 1300 скважин. Добычу на месторождении осуществляет компания ООО «Газпром добыча Уренгой» [1].

Основной технологический процесс подготовки газа осуществляется на установке комплексной подготовки газа (УКПГ). УКПГ представляет собой комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих сбор и обработку природного газа и газового конденсата. Товарной продукцией УКПГ являются: сухой газ газовых месторождений, газовый конденсат.

Процесс осушки газа на УКПГ № 9 Уренгойского газоконденсатного месторождения, осуществляется в цехе осушки газа, обеспечивающего подготовку товарного газа с определенными показателями качества для дальнейшего его транспорта потребителю.

Одним из основных параметров, контролируемых на установке осушки газа, является расход газа и расход регенерированного ДЭГ, определяемых по показаниям расходомеров. Применение точных и современных типов расходомеров обеспечивает более точное вычисление расхода газа, что очень актуально при его учете.

Цель данного дипломного проекта — усовершенствование существующей системы автоматизации процесса осушки газа на УКПГ.

Задачами дипломного проекта являются:

— изучение технологии осушки газа на УКПГ;

— анализ и выбор средств измерения расхода РДЭГ на установке осушки газа;

— выбор типа расходомера, подходящего для измерения расхода РДЭГ на установке осушки газа.

При работе над проектом были использованы материалы компании ООО «Газпром добыча Уренгой» (технологический регламент по эксплуатации УКПГ № 9).

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС НА АБСОРБЦИОННОЙ УСТАНОВКЕ ОСУШКИ ГАЗА

1.1Краткое описание технологических объектов УКПГ

Абсорбционная осушка — широко применяемый технологический процесс подготовки газа к транспорту на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) №9 Уренгойского газоконденсатного месторождения (ГКМ).

В состав основных технологических объектов УКПГ газа абсорбционным методом входят (рисунок 1.1):

— газопровод подключения УКПГ к промысловому газопроводу;

— здание переключающей аппаратуры (ЗПА);

— дожимная компрессорная станция (с цехом очистки газа) второй очереди;

— установка осушки газа;

— установка регенерации абсорбента;

— дожимная компрессорная станция первой очереди (на схеме не показана);

— газоизмерительная станция (ГИС).

Сырой газ по газосборным коллекторам (ГСК) с определенным давлением и температурой поступает по шлейфам во входные линии ЗПА. В ЗПА происходит снижение и выравнивание давлении, переключение коллекторов на факел при продувке и на обводной коллектор при аварийной остановке УКПГ. Газ последовательно проходит кран с дистанционным управлением, регулирующий клапан и по коллектору подаётся в цех осушки газа (ЦОГ).

Снижение давления при редуцировании газа может привести к образованию гидратов, поэтому для предупреждения гидратообразования в шлейфы ЗПА вводится ингибитор (метанол).

Дожимная компрессорная станция первой очереди (ДКС-1) предназначена для поддержания постоянного давления на входе в ЦОГ с

целью обеспечения его стабильной работы. ДКС-2 через крановые узлы подключается к действующему коллектору сырого газа, проложенному от ЗПА к технологическому корпусу.

Рисунок 1.1 — Структурная схема объектов газового промысла

После компримирования газ поступает на установку охлаждения и далее снова подается в коллектор, проложенный от ЗПА к технологическому корпусу. Аппаратура воздушного охлаждения (АВО) необходима для снижения температуры газа, которая увеличивается на выходе компрессоров за счёт работы, совершаемой газоперекачивающими агрегатами при сжатии газа. Снижение температуры необходимо для улучшения процесса осушки газа, а также для снижения энергетических потерь при транспорте газа (при низких температурах газ занимает меньший объём).

Очистка газа перед ДКС от капельной влаги и механических примесей производится на установке очистки газа, состоящей, как правило, из двух ступеней сепарации: грубая, предназначенная для отделения от газа основного количества конденсата, пластовой и конденсационной воды, и тонкая — для отделения от капельной влаги и мехпримесей.

Это интересно:  Холодные батареи в квартире как сделать перерасчет

1.2 Назначение цеха осушки газа

Сырой газ, приходящий с кустов скважин на УКПГ, находится в условиях полного насыщения влагой (относительная влажность — 100%), таким образом, при снижении температуры возможно гидратообразование, и как следствие закупорка трубопровода. Образование гидратных пробок в трубопроводах газоконденсатных месторождений Крайнего Севера считается весьма серьезной аварией, ликвидация которой является чрезвычайно дорогим мероприятием. Технологические нитки осушки газа, расположенные в ЦОГ УКПГ, предназначены для очистки и осушки газа, что позволяет исключить гидратообразование и нарушение режима работы магистрального трубопровода. Качественным показателем товарного продукта — осушенного газа является его влагосодержание, которое измеряется по точке росы в градусах Цельсия. Так или иначе, этот показатель влияет на процесс перекачки газа и доставку его конечному потребителю, особенно это актуально в холодное время года, в связи с довольно низкими температурами окружающей среды.

Таким образом, при понижении влагосодержания газа уменьшаются затраты на его перекачку и транспортировку по магистральному трубопроводу, а так же увеличивается его качественные показатели как товарного продукта, что повышает экономическую эффективность работы установки комплексной подготовки газа.

1.3 Сепарация газа от капельной жидкости и механических примесей

На первом этапе осушки газа необходимо его тщательно очистить от твердых примесей и агрессивных компонентов (например, от минерализованной воды), так как они способствуют быстрому износу дорогостоящего технологического оборудования, вызывают нарушения в условиях нормальной эксплуатации установок. Поэтому сепарация природного газа является одним из важнейших технологических процессов на УКПГ.

Физическая сущность сепарации в системах газ — жидкость, газ — твердая взвесь основана на применении принципа, определяемого действующими на сепарируемую частицу силами инерции, сопротивления, тяжести, диффузии, тепловые, электрические и другие силы, причем при изучении динамики частиц в сепараторах инерционные силы приравнивают к результирующей сил, действующих на сепарируемую частицу [2]:

где F — результирующая сила, действующая на сепарируемую частицу;

M — масса частиц;

dV/dt — ускорение частиц (в поле свободного падения a = g).

Для конкретных случаев сепарации из решения уравнения (1.1) можно определить скорость сепарации, габариты сепарационных устройств и т. д.

В обычных условиях из потока сепарируют частицы диаметром 100 мкм и более. Для повышения эффективности сепарации жидкости из газового потока и предотвращения ее уноса с отсепарированным потоком газа сепараторы обычно оборудуют специальными кольцевыми сетчатыми отбойниками.

Объемную суточную производительность (тыс. куб. м) сепаратора можно определить по формуле:

где d — внутренний диаметр сепаратора, м;

? — скорость газа в сепараторе, м/с;

z — коэффициент сжимаемости газа;

Р и Т — соответственно рабочее давление (МПа) и температура (К) в сепараторе;

Рст и Тст — соответственно стандартное давление и температура (Рст = 0,1 МПа и Тст = 273 К).

Опыт сепарации природного газа на ГКМ Крайнего Севера показал, что одним из серьезных вопросов эксплуатации является выбор оптимальной производительности сепаратора, так как от нее сильно зависит качество сепарируемого газа.

Следующим в технологической цепи подготовки газа основным процессом при подготовке газа к транспорту является процесс его осушки, причем важность его определяется необходимостью осушки практически всего объема газа, добываемого в районах Крайнего Севера.

Глубина осушки на УКПГ газа, подаваемого в магистральный газопровод для холодных климатических районов, определяется ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы» и техническими условиями, разработанными на его основе. Требования к осушенному газу приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 — Требования к осушенному газу

Точка росы газа по влаге, не выше

Точка росы газа по углеводородам, не выше

Масса сероводорода, не более

Масса меркаптановой серы, не более

Объемная доля кислорода, не более

Теплота сгорания низшая, при 20°С и 101,325 кПа, не менее

Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей

В соответствии с соглашением на поставку газа

В ГКМ Крайнего Севера для осушки природных газов широко применяются установки, использующие абсорбционный процесс осушки газа.

Абсорбционный процесс осушки газа представляет собой разделение бинарных или многокомпонентных газовых смесей, осуществляемое путем избирательного поглощения отдельных компонентов смеси жидким поглотителем — абсорбентом в результате контакта неравновесных потоков газа и абсорбента. В процессе абсорбции участвуют две фазы — жидкая и газовая, происходит переход вещества из газовой фазы в жидкую, т.е. этот процесс является одним из процессов массопередачи.

Процесс абсорбции характеризуется статикой и кинетикой. Статика абсорбции, т.е. равновесие между жидкой и газовой фазами, определяет состояние, которое устанавливается при весьма продолжительном соприкосновении фаз. Равновесие между фазами определяется термодинамическими свойствами газа и поглотителя и зависит от состава одной из фаз, температуры и давления. Кинетика абсорбции, т.е. скорость процесса массообмена, определяется движущей силой процесса (т.е. степенью отклонения систем от равновесного состояния), свойствами поглотителя, газа и способом соприкосновения фаз (устройством абсорбера и гидродинамическим режимом его работы) [3].

Физическая сущность процесса абсорбции заключается в том, что упругость паров поглощаемого вещества над абсорбентом меньше, чем парциальное давление этого вещества в газе. Благодаря этому поглощаемое вещество и влага из газа переходят в поглотитель. Компоненты газовой смеси и влаги абсорбируются до тех пор, пока парциальное давление поглощаемого компонента в газе не достигнет величины равновесной упругости поглощаемого компонента над жидкостью. Абсорбция газов и влаги происходит в результате их растворения в поверхностном слое за счет неуравновешенности молекулярных сил на границе жидкость — газ и последующей их диффузии внутрь жидкости.

Эксплуатационные показатели установок осушки газа зависят от многих факторов, таких как рабочие давления и температуры в установке, состав газа при входе на установки, концентрация регенерированного абсорбента и т.д.

1.5 Характеристика используемого абсорбента

В качестве абсорбента на установках осушки газа используется диэтиленгликоль (ДЭГ), который нашел широкое применение при подготовке газа на ГКМ Крайнего Севера благодаря следующим своим свойствам:

— высокая поглощающая способность в достаточно большом диапазоне температур, давлений и концентрций, обеспечивающая эффективность процесса осушки;

— низкое давление насыщенных паров, обеспечивающее минимум потерь при испарении во время эксплуатации;

— большая разница между температурами кипения ДЭГ и воды (более чем в два раза), что позволяет осуществлять его регенерацию в промысловых условиях достаточно простым способом;

— низкая вязкость в условиях эксплуатации, что обеспечивает хороший контакт с газом в тарелках абсорбера;

— нейтральность, позволяющая ему не вступать в химическую реакцию с метанолом, который используется в качестве ингибитора для предупреждения процесса гидратообразования;

— высокая устойчивость против окисления и термического разложения, обеспечивающая низкую скорость старения, и т.д. [5].

Основные характеристики ДЭГ, приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 — Характеристика ДЭГ

Плотность при 20 °С

Температура кипения при 760 мм рт. ст.

Температура вспышки в закрытом тигле

Температура воспламенения на воздухе

Использование растворов ДЭГ с концентрацией 98,0 — 99,0% мас. позволяет осушать сырой газ до необходимой точки росы для дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам в условиях Крайнего Севера.

1.6 Описание технологического процесса осушки газа

В нижней сепарационной части абсорбера А-201, предусмотрено освобождение газа от механических примесей, масла используемого в уплотнении газоперекачивающего агрегата (ГПА) ДКС, пластовой воды и конденсата. Отсепарированная жидкость, пройдя фильтр, сбрасывается в разделитель Е-310. Газ, содержащий конденсационную влагу, пластовую воду из сепарационной части абсорбера поступает в массообменную секцию абсорбера, где многократно контактируя с раствором ДЭГ, осушается. Механизм осушки газа пpедставляет собой пpоцесс абсоpбции влаги, находящейся в паpообpазном состоянии, концентpиpованным pаствоpом диэтиленгликоля. Концентpиpованный ДЭГ, сливаясь вниз по насадкам, поглощает влагу из газа, пpи этом сам насыщается влагой и концентpация его снижается с 99,3 до 97,3 %масс. Насыщенный ДЭГ собиpается на глухой таpелке абсоpбеpа и автоматически отводится на установку pегенеpации ДЭГа.

Рисунок 1.2 — Многофункциональный аппарат

Осушенный газ из поглотительной секции абсорбера поступает в газораспределительную секцию, где установлены фильтр-патроны (типа СФП-3.00.000). Констpукция фильтp-патpонов пpедставляет собой цилиндpический каpкас из пеpфоpиpованного листа, на котоpый намотано в 5-6 слоев лавсановое техполотно. Снизу и свеpху намотка из техполотна аpмиpована 2-3 слоями металлической pукавной сетки. Патрон к тарелке крепится центральным металлическим стержнем, а для герметичности соединения между патроном и тарелкой устанавливается прокладка. Мельчайшие частицы уносимого газом гликоля коагулируются на ткани и стекают с нее на тарелку, а затем по выносному трубопроводу в линию вывода ДЭГ с полуглухой тарелки массообменной части аппарата.

Регулирование подачи и отвода абсорбента, а также отвод отделенной в абсорбере жидкости должно осуществляется с помощью коммуникационных технологических линий абсорбера.

Установка содержит следующие технологические линии (рисунок 1.3):

линию подвода РДЭГ в абсорбер с насосом Н-1;

линию отвода НДЭГ из абсорбера;

линия сброса в разделитель Е-310;

Количество регенерированного диэтиленгликоля, подаваемого на осушку в абсорбер А_201, зависит от расхода газа через установку и его влагосодержания. Подача регенерированного ДЭГ в абсорбер обеспечивается насосом H-1 объемом 10…12 л/тыс.м3. Расход абсорбента контролируется задвижкой с электроприводом (позиция ЗАД.1), установленной на линии подачи гликоля в абсорбер.

Предусмотрен контроль перепада давления на массообменной секции абсорбера с помощью приборов. Максимально допустимый перепад давления по абсорберу 0,06 МПа.

2. ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

В дипломном проекте рассматриваются вопросы автоматизации процесса осушки газа на установке осушки газа Уренгойского газоконденсатного месторождения. Параметры технологического процесса осушки газа должны определяться с заданной точностью.

Одним из важных измеряемых параметров на абсорбционной установке осушки газа является расход РДЭГ. Для измерения расхода РДЭГ предлагается использовать кориолисовый расходомер Micro Motion CMF, поэтому при проведении патентного поиска особое внимание было уделено поиску и анализу кориолисовых расходомеров.

2.2 Регламент патентного поиска

Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации. Поиск по пяти ведущим зарубежным странам не проводился в связи с отсутствием материалов в фондах УГНТУ.

Поиск проводился по индексу МПК G01F 1/84 «Измерение объема или массы жидкостей, газов или сыпучих тел путем пропускания их через измерительные устройства непрерывным потоком (измерение соотношений расхода) c помощью расходомеров гироскопического действия с определением массы».

При этом были использованы следующие источники патентной информации:

— полные описания к патентам Российской Федерации;

— документы справочно-поискового аппарата;

— официальный бюллетень Российского Агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения. Полезные модели».

2.3 Результаты поиска

Результаты просмотра источников патентной документации приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Результаты патентного поиска

Номера просмотренных патентов

2.4 Анализ результатов патентного поиска

Анализ патентных исследований позволяет дать оценку некоторым устройствам, найденным в результате патентного поиска. Рассмотрим более подробно аналоги, приведенные в таблице 2.1.

Патентные исследования показали, что на сегодняшний день существует достаточно большое количество кориолисовых расходомеров, разнообразных по своему устройству. Это подтверждает правомерность использования кориолисовых расходомеров для измерения расхода РДЭГ на линии подачи в абсорбер.

3. АВТОМАТИЗАЦИЯ АБСОРБЦИОННОЙ УСТАНОВКИ ОСУШКИ ГАЗА НА УКПГ

3.1 Основные задачи автоматизации

Процесс осушки газа на УКПГ № 9 Уренгойского ГКМ осуществляется на абсорбционных установках осушки.

В промысловых условиях абсорбционные установки осушки подвержены различным внешним воздействиям, что и вызывает необходимость управления ими. Основная задача управления состоит в обеспечении заданной степени осушки газа при минимальных энергетических и материальных затратах и соблюдении ограничений на технологические параметры процесса. Процесс осушки газа на газовом промысле осуществляют, в шестнадцати параллельно работающих абсорберах, входы и выходы которых подключены к коллекторам. Опыт эксплуатации их показывает, что, несмотря на одинаковые конструктивные характеристики аппарата, их гидравлические сопротивления различны. Это приводит к неравномерной нагрузке аппаратов и уменьшению общей эффективности их работы. Поэтому задача автоматического управления заключается не только в поддержании требуемой точки росы осушенного газа, но и в обеспечении равномерного распределения потоков газа между абсорберами [3].

Для обеспечения надежной осушки газа в переменном (по расходу газа) режиме необходимо поддерживать максимальный расход ДЭГ, постоянную его концентрацию, а также постоянную температуру контакта фаз (под максимальным понимается такой расход абсорбента, который при максимальной нагрузке аппарата по газу и постоянной концентрации гликоля обеспечивает заданную степень осушки газа). Такая система управления обеспечивает инвариантность влажности газа по отношению к его расходу.

Это интересно:  Как сделать счет на оплату от ип

Основными факторами технологического процесса являются:

— температура в абсорбере A-201;

— давления в абсорбере A-201;

— уровень насыщенного ДЭГа в абсорбере А-201;

— расход регенерированного ДЭГ в абсорбер А-201;

— температура регенерированного ДЭГ;

— температуры точки росы (влагосодержание) осушенного газа;

— регулирование уровня пластовой воды в абсорбере А-201.

Выход некоторых параметров за границы установленные технологическим регламентом может привести к возникновению аварийной ситуации (выходу из строя или разрушению технологических аппаратов). Опасные отклонения особенно важных параметров необходимо сигнализировать и предотвращать.

3.2 Назначение и цели создания автоматизируемой системы управления технологическими процессами

АСУТП осушки газа предназначена для:

— сбора и обработки информации о состоянии технологических параметров, исполнительных механизмов и технологического оборудования;

— управления исполнительными механизмами в автоматическом режиме, а также организации человеко-машинного интерфейса для автоматизированного режима управления;

— ведения базы данных реального времени, а также архивации и хранения истории состояния объекта с требуемого момента времени;

— обнаружение, сигнализация и регистрация отклонений параметров от установленных границ;

— анализ срабатывания блокировок и защит;

— формирования предупредительных сигнализаций оперативному персоналу.

Целями создания системы являются:

— обеспечение режимов работы УКПГ на основе применения комплексных и оптимизационных алгоритмов, надежной работы технологического оборудования;

— обеспечение бесперебойной подачи вырабатываемого продукта требуемого качества;

— обеспечение эффективной загрузки технологического оборудования;

— обеспечение локализации и оперативного управления в нештатных ситуациях;

— минимизация потерь при возникновении нештатных ситуаций;

— обеспечение высокой экологической безопасности производства.

Структура АСУТП должна соответствовать магистрально-модульному принципу построения с сетевой организацией обмена информацией между устройствами и иметь распределенное программное обеспечение и базу данных, доступную (с заданными ограничениями) всем абонентам промышленной сети.

Сетевая организация АСУТП должна обеспечить подключение системы к сети УКПГ, организованной на базе сети Ethernet.

АСУТП должна быть двухуровневой. Под двухуровневой системой понимается система, в которой все реализуемые задачи программно и аппаратно разделяются на два уровня. Нижний уровень реализует задачи непосредственного управления объектом. Верхний уровень реализует задачи интерфейса оператора. Связь между нижним и верхним уровнями должна осуществляться преимущественно кодовым способом посредством специализированных промышленных сетей большой производительности, обеспечивающих полный цикл обмена данными между компонентами в пределах одной секунды. Обмен информацией должен осуществляться автоматически.

АСУТП должна иметь возможность организации связи со смежными АСУ.

Распределенная система управления (РСУ) и противоаварийная защита (ПАЗ) должны функционировать как независимые структуры, имеющие раздельные каналы получения информации и выход на исполнительные механизмы. Система ПАЗ должна строиться на автономно функционирующих средствах микропроцессорной техники и обеспечивать гарантированную реализацию аварийной сигнализации и алгоритмов защитных блокировок технологических процессов в критических ситуациях.

АСУТП должна обеспечивать работу объекта автоматизации в круглосуточном режиме с количеством рабочих дней не менее 360. АСУТП должна быть ориентирована на работу в реальном времени, т.е. быть предсказуемой и обеспечивать выполнение всех функций точно в срок.

РСУ и ПАЗ должны иметь программную и аппаратную диагностику исправности сетей, станций, модулей и блоков, входных и выходных электрических цепей. В РСУ и ПАЗ должна быть предусмотрена возможность замены неисправных модулей и блоков в оперативном режиме.

АСУТП должна иметь гибкую структуру, быть наращиваемой, легко адаптироваться к изменениям характеристик технологических процессов во времени, обеспечивать модификацию алгоритмов решения задач и наборов, участвующих в них переменных, конфигурирование схем регулирования и управления, допускать расширение объема информационных задач и задач управления. Кроме аппаратурного резерва РСУ и ПАЗ должны обладать временной и функциональной избыточностью (степень загруженности контроллеров, запас емкости памяти и свободных функциональных блоков и т.д.).

Для обеспечения нормального функционирования АСУТП и предотвращения несанкционированного вмешательства в ход технологического процесса должна быть предусмотрена защита информации от несанкционированного доступа. Защита должна быть обеспечена с помощью ключей и программных паролей. АСУТП должна автоматически вести учет пользователей с регистрацией информации о начале и окончании работы, а также о действиях операторов-технологов в процессе работы. Эти данные должны быть защищены от возможного вмешательства и изменения после их регистрации.

Временный отказ технических средств или потеря электропитания не должны приводить к разрушению накопленной или усредненной во времени информации.

3.3 Структура комплекса технических средств АСУТП

Система автоматизированного управления технологическими процессами осушки газа предназначена для контроля и управления технологическими процессами получения товарного газа.

АСУТП осушки газа имеет двухуровневую структуру с четко выраженной иерархией уровней:

— верхний уровень — уровень оперативно-производственной службы (ОПС);

— нижний уровень — уровень систем автоматического управления (САУ) технологическим процессом УКПГ.

В АСУТП осушки газа реализуются следующие типы информационного взаимодействия между компонентами системы:

— между ОПС и управляющими процессорами I/A Series АСУ ТП УКПГ № 9;

— между управляющими процессорами и выносными УСО I/A Series.

Организация информационного взаимодействия между уровнем ОПС и управляющими процессорами САУ осуществляется посредством резервированной шины NodeBus.

Обмен данными между управляющими процессорами и модулями УСО осуществляется посредством резервированной шины Fieldbus.

Верхний уровень обеспечивает сбор и обработку данных, ведение технологической базы данных, дистанционное управление технологическим оборудованием, визуализацию состояния технологического оборудования, формирование и печать отчетных документов, связь с уровнем системы автоматического управления (САУ) технологическим процессом установки комплексной подготовки газа. Уровень ОПС реализован в операторских станциях на базе автоматизированных рабочих мест (АРМ) оперативно-технологического персонала и программного обеспечения системы I/A Series фирмы Foxboro.

В операторских станциях верхнего уровня сконфигурирован пользовательский интерфейс для взаимодействия оператора с системой. Технологическая информация, сообщения о нарушениях предупредительных и предаварийных границ для аналоговых параметров, изменениях состояний исполнительных механизмов, срабатывании противоаварийной защиты (ПАЗ), срабатывании дискретных сигнализаторов отображается на дисплее операторских станций.

Нижний уровень системы автоматизированного управления (САУ), включает специальные технические средства контроля и управления (ПЛК, модуль ввода/вывода, коммуникационные модули, агрегатную автоматику и т.п.), установленные в аппаратных (щитовых) соответствующих объектов.

Реализует в автоматическом режиме функции сбора, первичной обработки информации, управления исполнительными механизмами, технологическим оборудованием, контурами регулирования согласно алгоритмам управления. САУ технологическими процессами осушки газа строится на базе программно-технических средств системы I/A Series фирмы Foxboro. Топология САУ технологическими процессами осушки газа приведена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 — Топология системы автоматизированного управления

Каждая из подсистем САУ технологическими процессами осушки газа представляет собой распределенную структуру, и все эти подсистемы объединены общей технологической сетью Nodebus. Основные вычислительные мощности размещаются в аппаратных. Они представляют собой программируемые логические контроллеры на базе резервируемых (fault-tolerant) управляющих процессоров СР60FT. В аппаратных соответствующих позиций размещаются модули ввода-вывода, осуществляющие первичное преобразование полевых сигналов. Управляющий процессор СР60FT связан оптоволоконной резервированной шиной Fieldbus, а также резервированной шиной Fieldbus на коаксиальном кабеле с модулями ввода/вывода. Модули ввода /вывода монтируются на базовой плате. На каждой плате размещается до 8 модулей ввода/вывода. Базовые панели связаны друг с другом внутрисистемными кабелями. Каждый из модулей связан с терминальной панелью.

Структура САУ УКПГ № 9 приведена на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 — Структура САУ УКПГ № 9

Управляющий процессор СР60FT представляет собой микропроцессорное устройство, состоящее из двух параллельно работающих модулей, каждый из которых независимо подсоединен к шинам Nodebus и Fieldbus. Каждый модуль управляющего процессора включает в себя:

— процессор AMD DX5 с тактовой частотой 133 МГц, который выполняет всю обработку данных;

— сопроцессор LAN 82596CA, управляющий передачей данных по сети Nodebus;

— процессор AMD 386, управляющий передачей данных по сети Fieldbus.

Два модуля управляющего процессора, составляют резервированную пару и рассчитаны на обеспечение продолжительности работы управляющего процессора при практически любом аппаратном сбое одного из модулей пары. Оба модуля одновременно получают и обрабатывают информацию. При этом если, информация на входах двух модулей различается, то на каждом модуле запускается самодиагностика, по результатам которой определяется неисправный модуль. После этого управление на себя берет исправный модуль, при этом не нарушается нормальная работа системы. Подключение управляющего процессора к полевой сети Fieldbus осуществляется при помощи резервируемого свича FOXBORO.

Управляющие процессора устанавливаются в каркасы для установки системных модулей (рисунок 3.3). Каждый каркас содержит 4 резервируемых источника питания 30 В и поддерживает установку до 8 управляющих процессоров.

Рисунок 3.3 — Каркас для установки системных модулей

Как уже отмечалось, модули ввода/вывода устанавливаются на базовых платах. Базовые панели крепятся вертикально на DIN рейках, размещенных в шкафах, установленных в аппаратных технологических объектов. На каждой плате может устанавливаться до 8 модулей ввода/вывода. Любой модуль можно снять с базовой панели без демонтажа и разборки клеммников проводов от полевых приборов и внутренней проводки. Базовые панели могут образовывать группу, при этом они соединяются друг с другом при помощи специальных кабелей (экранированная витая пара). Для связи с управляющим процессором на 0 (первой) базовой панели устанавливается модуль связи FCM10E, преобразующий сигналы 10Base2 в сигналы HDLC, воспринимаемые модулями ввода/вывода. Модули связи FCM10E подключаются непосредственно к резервированной сети Fieldbus. А Модули связи FCM10Ef подключаются к резервированной сети Fieldbus с помощью свичей Foxboro.

Используются следующие типы модулей ввода/вывода:

— аналоговый модуль ввода FBM201;

— дискретный модуль ввода FBM217;

— аналоговый модуль вывода FBM237;

— дискретный модуль вывода FBM242;

— модуль связи с MODBUS-устройствам FBM224;

— модуль связи по протоколу HART FBM214.

Модуль ввода/вывода FBM201 представляет собой модуль на 8 входных аналоговых сигналов типа 0..20 мА. Каждый канал имеет дифференциальный вход, благодаря которому разница напряжений между каналами не приводит к ошибкам измерения. Каналы гальванически изолированы от земли и электроники модуля, но не между собой. Для обеспечения высокой точности измерения модуль имеет мультиплексируемый преобразователь сигма-дельта, совместно используемый всеми входными каналами и обеспечивающий считывание входного сигнала каждые 100 мкс и конфигурируемый фильтр по среднему уровню сигнала для устранения помех.

Модуль ввода/вывода FBM217 представляет собой модуль на 32 входных дискретных канала. Различные клеммники модуля позволяют подключать входные дискретные сигналы 24VDC, 110VDC, 220VAC. Для подключения сигналов 24 VDC используется клеммник P0916PW.

Модуль аналогового вывода FBM237 имеет 8 изолированных и независимых каналов 0..20мА постоянного тока.

Модуль ввода/вывода FBM242 представляет собой модуль на 16 выходных дискретных канала с внешним источником питания. Различные клеммники модуля позволяют подключать выходные дискретные сигналы 24VDC, 110VDC, 220VAC. Для подключения сигналов 24VDC используется клеммник P0916JY, для сигналов 110VDC и 220VAC — клеммник P0916NG.

Модуль для связи с MODBUS устройствами FBM224 имеет 4 канала и используется для подключения САУ вспомогательных объектов УКПГ. Один модуль допускает подключение 64 устройств. К каждому каналу модуля устройства подключаются одним шлейфом. В обмене данными, модуль является ведущим устройством, подключаемые контроллеры — ведомыми, режим передачи информации — RTU.

3.4 Информационное обеспечение системы управления

Информационное обеспечение АСУТП представляет собой совокупность всех информационных баз данных и наборов данных, используемых для реализации функций оперативного контроля и управления установкой осушки газа.

Информационное обеспечение включает в себя следующие типы данных:

— оперативную информацию, поступающую от технологического процесса и отображающую текущие значения переменных процесса (аналоговых, дискретных), параметры сигнализаций и текущее состояние исполнительных механизмов и оборудования;

— параметры алгоритмов управления и обработки данных, загружаемые в управляющие процессоры;

— информацию о ходе технологического процесса, накопленную за определенный период времени;

— резервные копии данных, архивы технологической информации;

— исходные данные для конфигурирования информационной базы данных: наименование сигнала, тип сигнала, описание сигнала, единица измерения, период опроса, аварийная сигнализация;

— конфигурации операторской и инженерной станций, определяющие состав и формы представления информации (информация, описывающая статику и динамику мнемосхем, наборы трендов, состав и формы отчетных документов, форматы вывода аварийных сигнализаций), содержимое и настройки баз данных и др.;

— отчетные документы (режимные листы, сменные и суточные рапорты и т.п.), генерируемые автоматически с использованием данных, хранящихся в различных базах данных системы управления.

Исходя из всех вышеперечисленных наборов данных и учитывая функциональное назначение каждого из них, выделяются следующие базы данных:

— база данных реального времени;

Это интересно:  Маи приказы о зачислении

— историческая база данных;

— архивная база данных.

База данных реального времени является распределенной и находится в памяти управляющих процессоров, операторской и инженерной станций. Она используется для хранения оперативной информации о текущем состоянии технологического объекта.

Историческая база данных предназначена для накопления и хранения данных о ходе технологических процессов за определенный период времени. База данных содержит информацию по аналоговым и дискретным параметрам, получаемым из базы данных реального времени системы управления и в результате ручного ввода данных.

Архивная база данных включает в себя резервные копии конфигурационной информации (конфигурация контроллеров, АРМ) и исторические данные о ходе технологического процесса, накопленные за определенный период времени и перенесенные на средства долговременного хранения информации.

Резервные копии конфигурационной информации используются для восстановления в критических ситуациях, таких как разрушение жесткого диска рабочей станции или замена контроллеров.

Архивная технологическая информация используется для сравнения и анализа хода технологических процессов за различные периоды времени. Архивная информация восстанавливается со сменных носителей, на которых она хранится, при помощи специальных утилит программного обеспечения операторских станций и средствами операционной системы. Хранение производится на компакт-дисках.

3.5 Структура программного обеспечения

Для конфигурирования и настройки АСУТП осушки газа используются стандартные программные пакеты I/A Series, которые работают в операционной среде Windows XP. Эти пакеты представляют исчерпывающий набор для создания проекта и содержат все необходимые программы и конфигурации для приложений, работающих под управлением системы I/A Series.

Программный пакет Fox CAE представляет собой Windows-совместимую систему, которая полностью автоматизирует процесс разработки баз данных для станций управления системы I/A Series, а также процесс загрузки баз в управляющие процессоры I/A Series.

Программный пакет ICC представляет собой Windows-совместимую систему, которая позволяет в реальном времени корректировать базу данных контроллера I/A Series.

Программное обеспечение AIMAT состоит из прикладных программ типа «клиент-сервер», которые позволяют получать информацию о технологическом процессе, как в реальном времени, так и архивную информацию (предысторию) от систем I/A Series и других распределенных систем управления для отображения и анализа на разнообразных рабочих станциях.

Программное обеспечение AIMAT включает в себя следующие прикладные программы и интерфейсы:

— AIM Data Link — интерактивная связь в реальном времени между приложениями Microsoft Windows и технологическим процессом;

— AIM Data Link позволяет:

1) интерактивно выбирать рабочие станции I/А Series в качестве источников данных;

2) просматривать имеющиеся источники данных;

3) задавать формат отображения данных;

4) отображать действительные данные на ПК;

5) вставлять данные в прикладные программы, функционирующие в среде Windows;

6) конфигурировать прикладную программу для обновления данных.

— AIM Explorer — это прикладная программа для построения трендов и выполнения анализа, которая позволяет отображать в виде диаграмм события периодических процессов из базы данных AIM Track и комплекта приложений Batch Suite системы I/A Series;

— AIM Historian — прикладная программа типа «клиент-сервер», которая позволяет собирать, хранить и архивировать данные от узлов системы I/A Series, и других распределенных систем управления.

Для построения и отображения дисплеев используются следующие прикладные программы:

— Fox View — это интерфейс пользователя системы серии I/A, то есть интерфейс между оператором и технологическим процессом. С помощью Fox View можно вызывать другие прикладные программы, позволяющие:

1) реагировать на аварийные сигналы;

2) проверить систему и состояние станции;

3) выполнить диагностику в оперативном режиме;

4) собирать и анализировать данные;

5) устанавливать точки;

6) переходить из автоматического режима эксплуатации в ручной и изменять значения выходных сигналов;

7) осуществлять доступ в подробные дисплеи блоков Foxboro (и групповые дисплеи);

8) создавать оперативные тренды;

9) выдавать отчеты.

— Fox Draw — это графический редактор и конфигуратор дисплеев, используемый для создания и изменения графических дисплеев. С помощью палитр графических объектов можно легко включать такие сложные элементы, как насосы, резервуары, клапаны и символы ISA;

— Fox Panels — это программное обеспечение для настройки режимов отображения информации на панели функциональной клавиатуры с заранее сконфигурированными или созданными пользователем «горячими клавишами» сигнализаций и действий оператора, предназначенных для использования операторами производственного процесса. Оно включает как конфигуратор панелей оповещения, так и Администратор реального времени.

Подобные документы

Изучение классификации методов осушки природных газов. Состав основного технологического оборудования и механизм работы установок подготовки газа методом абсорбционной и адсорбционной осушки. Анализ инновационного теплофизического метода осушки газа.

доклад [1,1 M], добавлен 09.03.2016

Модернизация системы автоматизации цеха осушки газа путем подбора анализатора температуры точки росы. Описание функциональной схемы автоматизации. Уровень оперативно-производственной службы промысла. Методика расчета экономической эффективности проекта.

дипломная работа [2,5 M], добавлен 22.04.2015

Процесс очистки и осушки сырого газа, поступающего на III очередь Оренбургского ГПЗ. Химизм процесса абсорбционной очистки сырого газа от примесей Н2S, СО2. Краткое техническое описание анализатора АМЕТЕК 4650. Установка и подключение системы Trident.

дипломная работа [3,2 M], добавлен 31.12.2015

Характеристика Уренгойского газоконденсатного месторождения. Описание оборудования для очистки и одоризации газа. Рассмотрение источников и основных производственных опасностей на месторождении. Определение себестоимости газа, расчет заработной платы.

дипломная работа [4,5 M], добавлен 21.10.2014

Структура и основные задачи научной деятельности института общей и неорганической химии АН РУз. Высокоинтенсивный абсорбционный аппарат для осушки природного газа. Расчет процесса осушки, его концепция. Конструкция аппарата, гидродинамические режимы.

отчет по практике [1,9 M], добавлен 30.01.2014

Области применения абсорбционных процессов в химической и смежных отраслях промышленности. Виды установок осушки газа с применением гликолей. Контрольно-измерительные приборы и автоматизация процесса. Расчет освещения и общего сопротивления заземления.

дипломная работа [181,7 K], добавлен 04.05.2013

Централизации технологических объектов подготовки газа. Конфигурации трубопроводных коммуникаций и расчет рабочего давления. Очистка от механических примесей. Общая оценка процесса осушки газа, способы выделения из него сероводорода и двуокиси углерода.

реферат [992,0 K], добавлен 07.06.2015

Анализ газовых горелок: классификация, подача газа и воздуха к фронту горения газа, смесеобразование, стабилизация фронта воспламенения, обеспечение интенсивности горения газа. Применения систем частичной или комплексной автоматизации сжигания газа.

реферат [1,2 M], добавлен 23.12.2011

Разработка автоматической системы электрообогрева трубопровода сбросной линии газа с предохранительного клапана куста газоконденсатных скважин с целью предотвращения в нем процессов гидратообразования и поддержания его температуры в заданном диапазоне.

дипломная работа [2,2 M], добавлен 16.04.2015

Изучение технологического процесса сушки макарон. Структурная схема системы автоматизации управления технологическими процессами. Приборы и средства автоматизации. Преобразования структурных схем (основные правила). Типы соединения динамических звеньев.

курсовая работа [1,6 M], добавлен 22.12.2010

Комплектация

УКПГ модульная установка комплексной подготовки природного и попутного нефтяного газа

Назначение

Модульная установка комплексной подготовки газа предназначена для очистки в промысловых условиях природного или попутного нефтяного газасреднего и высокого давления от воды, сероводорода, меркаптанов и тяжелых углеводородов, с получением обессеренного сухого отбензиненного газа с заданными температурами точки росы по воде и углеводородам, а также серы.

Характеристики

Очистка газа последовательно предусматривает адсорбционную очистку от тяжелых углеводородов и меркаптанов, аминовую очистку от сероводорода и адсорбционную осушку. Кислый газ, получаемый при аминовой очистке, подвергают прямому окислению с получением серы, отходящий газ рециркулируют. Из десорбатов, получаемых при регенерации абсорбентов, выделяют углеводородный конденсат и воду.

В состав установки входят:

— узел очистки газа от капельной жидкости,

— узел адсорбционной очистки от меркаптанов и тяжелых углеводородов,

— узел аминовой очистки,

— узел адсорбционной осушки,

— узел выделения углеводородного конденсата и воды,

— узел каталитического окисления сероводорода с получением серы,

а также система нагрева и охлаждения технологического оборудования, трубная обвязка с комплектом запорной, регулирующей и предохранительной арматуры и средствами КИПиА.

По заданию установка комплектуется оборудованием для гранулирования и затаривания серы, узлом каталитического дожига отходящего газа (при нежелательности разбавления очищенного газа азотом). При размещении установки в составе УПН узел выделения углеводородного конденсата и воды может быть заменен узлом абсорбции газового конденсата нефтью, что снижает ее потери при подготовке на 1-1,5% в расчете на нефть. Кроме того в качестве опции предлагается узел очистки конденсата (и/или нефти) от легких меркаптанов гомогенным каталитическим окислением.

Компоновка

Установка размещается на четырех технологических и двух вспомогательных транспортируемых блок-модулях размером 3х3х9 м и занимает в плане площадь 9х9 м без учета вспомогательного оборудования, противопожарных разрывов и проездов.

Установка поставляется в полной заводской готовности, подключается к коммуникациям гибкими металлорукавами, требует минимальных сроков и объемов монтажных работ для запуска в эксплуатацию.

Технические данные

Сырьевой газ (А)в смеси с рецикловым газом подают для очистки от капельной влаги в газовый сепаратор С-1, далее направляют в адсорбер тяжелых углеводородов и меркаптанов А-1/1, заполненный синтетическим углеродным адсорбентом, отбензиненный газ направляют на аминовую очистку. Адсорберы оснащены встроенными теплообменными элементами спирально-радиального типа для косвенного подогрева/охлаждения адсорбента. После проскока тяжелых углеводородов или меркаптанов поток сырьевого газа переключают на адсорберА-1/3, находившийся на стадии ожидания.

В трехсекционном абсорбере/десорбере АД-1 сероводород содержащий газ очищают водным раствором метилдиэтаноламина (Б), промывают водным конденсатом (В) и направляют в адсорбер паров воды А-2/1, заполненный композитным адсорбентом, подготовленный газ (Г) выводят с установки. Адсорберы А-2/1-3 также оснащены устройствами для косвенного подогрева/охлаждения адсорбента. После проскока влаги поток газа переключают на адсорберА-2/3, находившийся на стадии ожидания.

Принципиальная технологическая схема установки комплексной подготовки природного и попутного нефтяного газа

Кислый газ (Д) смешивают с воздухом (Е), подаваемым в количестве, меньшем, чем стехиометрическое, окисляют сероводород в реакторе Р-1 с неподвижным слоем катализатора до серы, отходящий газ (Ж) направляют на рециркуляцию в ХК-1. Серу конденсируют и выводят (З) с установки для последующего охлаждения с получением комовой серы или на гранулирование.

Установки производятся ЗАО НТК «МодульНефтеГазКомплект» по лицензии НП «Интегрированные технологии»

Установка комплексной подготовки газа

Заказать

—>

Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) представляет собой систему технологического оборудования и различных вспомогательных устройств, которая обеспечивает сбор и соответствующую обработку природного газа и конденсата в соответствии с требованиями российских отраслевых и государственных стандартов. В качестве сырья для УКПГ служит природный газ, полученный из газоконденсатных и газовых месторождений.

Применение

УКПГ применяются для комплексной подготовки газа высокого давления посредством низкотемпературной сепарации с добавлением метанола и при обеспечении точки росы по воде и углеводородам с учетом требований ОСТ 51.40-98. Согласно нормам ОСТ 51.65-80, по завершении процедуры очистки для получения стабильного уровня углеводородного конденсата осуществляется подача в магистральный газопровод.

Состав оборудования по очистке газа

Основное. В данную группу установок комплексной подготовки газа входит теплообменное устройство, станция низкотемпературной сепарации с блоком входного сепаратора. Установка очистки также включает аппарат стабилизации конденсата с технологическим подогревателем, колонным и насосным оборудованием. Кроме того, к основному составу УКПГ относятся узлы замера конденсата и расхода газа, механизмы регенерации метанола.

Вспомогательное. Группа вспомогательного технологического оборудования в составе установок подготовки газа включает факельную систему, станцию подготовки воздуха КИПиА, систему аварийного слива конденсата. Также очистка осуществляется с помощью устройств для хранения инертного газа и аппаратов для теплоснабжения.

Технические характеристики

Производительность по газу. Производительность установки очистки газа определяется как объем сжимаемого вещества за определенный промежуток времени (м ³ /мин, л/мин, л/с, 1 м ³ /час и другой). Данный параметр приводят для условий всасывания или для нормальных условий.

Производительность по конденсату. Данная характеристика измеряется как объем конденсата, который установка очистки газа способна отделить за определенный промежуток времени (л/мин, л/с или другой).

Выходное давление. Установка подготовки газа должна поддерживать стабильный уровень давления на выходе. Данный параметр УКПГ измеряется как механическое напряжение, которое вызывается силой в 1 Н, распределенной по поверхности площадью 1 м².

Статья написана по материалам сайтов: knowledge.allbest.ru, nipi-ongm.ru, gassystems.ru.

»

Помогла статья? Оцените её
1 Star2 Stars3 Stars4 Stars5 Stars
Загрузка...
Добавить комментарий

Adblock detector
Запросить цену