Составление схемы контроля, регулирования и противоаварийной защиты объектов «ЮНГ-Роснефть»

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Технологический институт Кафедра переработки нефти и газа Курсовая работа Выполнили: ст. Сейнова Алина, Шаймуратов Марат, Устюгова Татьяна Проверил: Землянский Евгений Олегович Тюмень 2012

Введение

История компании «Роснефть»

Общая характеристика производственного объекта Описание технологической схемы Приборы КИП Описание схемы КИП Модернизация приборов КИП и их характеристика Заключение

Основными целями создания Автоматизированной системы управления технологическим процессом являются:

* комплексная автоматизация объектов КС;

* создание автоматизированной системы контроля, регулирования, противоаварийной защиты, сбора, передачи и обработки информации, построенной по многоуровневому распределительному принципу с использованием средств и систем локальной автоматики, программируемых контроллеров и созданных на их базе станций управления, персональных компьютеров и созданных на их базе операторских станций, АРМов служб и аппарата управления КС;

* повышение надёжности и безопасности (в том числе экологической) работы всех технологических комплексов, прогнозирование и предотвращение аварийных ситуаций;

* осуществление контроля и учёта материальных и энергетических ресурсов;

* автоматизация расчёта технико-экономических показателей, планирование производственной деятельности, формирование оперативных сводок и отчётных документов предприятия. В качестве основных принципов при определении архитектуры построения АСУ ТП КС приняты следующие:

* децентрализация функций сбора, обработки информации и выработки управляющих воздействий, максимальное их приближение к месту возникновения информации и её использования;

* модульность построения технических и программных средств;

* стандартизация взаимосвязей между уровнями управления;

* функционирование без постоянного присутствия обслуживающего персонала для систем управления большинства технологических объектов.

История компании «Роснефть»

«Роснефть» — лидер российской нефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира. Основными видами деятельности «Роснефти» являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и продукции нефтехимии, а также сбыт произведенной продукции. Компания включена в перечень стратегических предприятий России. Ее основным акционером (75,16% акций) является ОАО «РОСНЕФТЕГАЗ», на 100% принадлежащее государству. В свободном обращении находится около 15% акций Компании.

География деятельности «Роснефти» в секторе разведки и добычи охватывает все основные нефтегазоносные провинции России: Западную Сибирь, Южную и Центральную Россию, Тимано-Печору, Восточную Сибирь, Дальний Восток, шельф Арктических морей. Компания также реализует проекты в Казахстане, Алжире, Венесуэле и ОАЭ. Семь крупных НПЗ «Роснефти» распределены по территории России от побережья Черного моря до Дальнего Востока, а сбытовая сеть охватывает 41 регион страны. «Роснефти» принадлежит также 50% компании Ruhr Oel GmbH, владеющей долями в 4 НПЗ на территории Германии.

Основное конкурентное преимущество «Роснефти» — размер и качество ее ресурсной базы. Компания располагает 22,8 млрд барр. н. э. доказанных запасов, что является одним из лучших показателей среди публичных нефтегазовых компаний мира. При этом по запасам жидких углеводородов «Роснефть» является безусловным лидером. Обеспеченность Компании доказанными запасами углеводородов составляет 25 лет, а большая часть запасов относится к категории традиционных, что дает возможность эффективно наращивать добычу. Компания располагает также 12,5 млрд барр. н. э. вероятных запасов и 10,5 млрд барр. н. э. возможных запасов, которые являются источником восполнения доказанных запасов в будущем.

Для обеспечения устойчивого роста добычи в долгосрочной перспективе «Роснефть» активно расширяет свою ресурсную базу за счет геологоразведочных работ и новых приобретений. Коэффициент восполнения доказанных запасов углеводородов за последние 5 лет в среднем составил около 150% без учета приобретений, что является одним из самых высоких показателей в отрасли. Основную часть геологоразведочных работ «Роснефть» осуществляет в наиболее перспективных нефтегазоносных регионах России (Восточная Сибирь, шельф южных морей России, Дальний Восток), что обеспечивает Компании доступ примерно к 50,5 млрд барр. н. э. прогнозных извлекаемых ресурсов. В 2010 г. Компания приобрела несколько участков на Арктическом шельфе России — одном из наиболее перспективных регионов в мире.

«Роснефть» успешно реализует стратегию устойчивого роста добычи, в том числе благодаря внедрению самых современных технологий. В 2010 г. Компания добыла 119,6 млн т нефти (875 млн барр.). Таким образом, с 2004 г. добыча выросла почти в 6 раз. Одновременно «Роснефть» демонстрирует высокую эффективность деятельности в целом и имеет самый низкий уровень удельных операционных затрат на добычу нефти не только среди российских, но и среди основных международных конкурентов.

«Роснефть» является одним из крупнейших независимых производителей газа в Российской Федерации. Компания добывает более 12 млрд куб. м газа в год и обладает огромным потенциалом для дальнейшего наращивания добычи благодаря наличию значительного объема запасов. В настоящее время «Роснефть» реализует программу по увеличению уровня использования попутного нефтяного газа до 95%.

Суммарный объем переработки нефти на НПЗ Компании составил по итогам 2010 г. рекордные для российского перерабатывающего сектора 50,5 млн тонн (369 млн барр.) Заводы «Роснефти» имеют выгодное географическое положение, что позволяет значительно увеличить эффективность поставок производимых нефтепродуктов. В настоящее время «Роснефть» реализует проекты расширения и модернизации своих НПЗ с целью улучшения баланса между добычей и переработкой, а также для увеличения выпуска качественной продукции с высокой добавленной стоимостью, соответствующей самым современным экологическим стандартам.

Отличительная черта «Роснефти» — наличие собственных экспортных терминалов в Туапсе, Де-Кастри, Находке, Архангельске, которые позволяют существенно повысить эффективность экспорта продукции Компании. «Роснефть» в настоящее время осуществляет комплексные программы их расширения и модернизации с целью обеспечения соответствия этих мощностей планируемым объемам экспорта.

Одной из стратегических задач «Роснефти» является увеличение объемов реализации собственной продукции напрямую конечному потребителю. С этой целью Компания развивает розничную сбытовую сеть, насчитывающую в настоящее время 1 800 АЗС, и занимает второе место среди российских компаний по количеству автозаправочных станций.

«Роснефть» строго придерживается международных стандартов корпоративного управления, раскрытия информации, а также финансовой отчетности. С 2006 г. треть мест в Совете директоров занимают независимые директора. Компания следует политике высокой социальной ответственности не только перед своими сотрудниками, членами их семей и жителями регионов, в которых она осуществляет свою деятельность, но и перед обществом в целом.

«Роснефть» заключила Соглашение о стратегическом сотрудничестве с компанией ExxonMobil, которое на начальном этапе предусматривает совместную разведку лицензионных участков в Карском и Черном морях. В планах альянса — ряд проектов в области геологоразведки и освоения углеводородных месторождений в России, США и других странах мира. В рамках партнерства «Роснефть» и ExxonMobil планируют создать Арктический научно-проектный центр шельфовых разработок (ARC) для совместных исследований российских и американских специалистов.

В области защиты окружающей среды «Роснефть» руководствуется требованиями законодательства РФ и нормами международного права. Одним из приоритетных направлений работы Компании является сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу. Особое внимание уделяется мерам предупреждающего характера, направленным на минимизацию негативного воздействия на окружающую среду. В частности, «Роснефть» реализует Целевую экологическую программу на 2009;2014 г. г., направленную на модернизацию природоохранных сооружений и оборудования.

Общая характеристика производственного объекта

автоматизированный технологический адсорбер уровнемер Схема компрессорной станции состоит из трех идентичных технологических линий с размещением блоков осушки на каждой технологической линии. Установка осушки расположена на промежуточном давлении — перед входом на вторую ступень компрессора.

На схеме регламента представлено все общестанционное оборудование, арматура и три линии компримирования компрессорной станции.

Оборудование по линии компримирования выбрано на производительность одного компрессорного агрегата.

Технологические параметры компрессорной станции:

Температура поступающего газа, ⁰С +0…+45

Объемная производительность

1-ой ступени компримирования одной линии, нм³/ч 56 700…89 100

2-ой ступени компримирования одной линии, нм³/ч 59 500…93 500

Колебания производительности, %

от + 10 до — 30

Давление 1-ой ступени компримирования, МПа 0,6…1,9

Давление 2-ой ступени, МПа 3,0…6,4.

Комплекс КС-1 включает в себя следующие сооружения (объекты):

1. Аппаратная площадка (объект 6586К4 — Ф — 1)

2. Площадки компрессорных агрегатов — 3 шт. (объект 6586К4 — Ф — 2)

3. Площадки воздушных холодильников и сепараторов — 3 шт. (объект 6586К4- Ф — 5)

4. Цех учета газа и конденсата (объект 6586К4 — Ф — 3)

5. Площадка скрубберов (объект 6586К4 — Ф — 8)

6. Блоки осушки газа с нагревателями газа (объекты 6586К4 — Ф — 4.1 — 4.2)

7. Блок подготовки газа на собственные нужды (объект 6586К4 — Ф — 6)

8. Площадка сепараторов топливного газа и буферной емкости (объект 6586К4 — Ф — 20.2)

9. Блок гидрозапуска (объект 6586К4 — Ф — 19)

10. Площадка ресиверов азота и воздуха КИП (объект 6586К4 — Ф — 7)

11. Склад масел (объект 6586К4 — Ф — 11)

12. Факельное хозяйство (объект 6586К4 — Ф — 9)

13. Метанольное хозяйство (объект 6586К4 — Ф — 10)

14. Площадка подготовки топливного газа (БПТГ) (объект 6586К4 — Ф — 20.1)

15. Свечи рассеивания (объекты 6586К4 — Ф — 32, -33, -34)

16. Подземные емкости (объекты 6586К4- Ф-26.1, -26.2, -30, -31, -23.3, -51, -56)

Основные объекты вспомогательного назначения находятся на ЦПС-1.

Аппаратная площадка (сепараторы приемные С1/1, С½, емкость сбора конденсата Е1, насосная откачки конденсата НБК1) (объект 6586К4 — 1) — Сепараторы предназначены для отделения от газа капельной жидкости, её своевременный отвод в буферную емкость, где происходит накопление конденсата — Е1. Насосная конденсата предназначена для своевременной откачки конденсата из буферной емкости Е1 на УПСВ ЦПС1 для безостановочной работы сепарационного оборудования.

Площадки компрессорных агрегатов (ГПА) — 3шт (объект 6586К4 — Ф — 2) — компримирование газа в две ступени, первая ступень с давления (0,3…0,6) МПа до (0,6…1,9) МПа, вторая — до (3,0…6,3) МПа, трубопроводная обвязка компрессоров с антипомпажными контурами на каждую ступень. Газоперекачивающий агрегат (ГПА) — разработка ОАО НПО «Искра» представлено в отдельных томах.

Цех учета газа и конденсата (объект 6586К4 — Ф — 3)

Цех учета газа и конденсата состоит их следующих узлов:

УУГ1 — происходит замер газа низкого давления, поступающего на КС-1

УУГ2 — выполняется замер товарного газа, уходящего на ГПЗ УУК1 — выполняется замер конденсата, подаваемого в газопровод товарного газа УУК2 — замер конденсата, подаваемого на ЦПС1

УУГ3 — линии замера газа, сжигаемого на факеле Блок адсорберов (объект 6585К1 — Ф — 4.1) предназначен для глубокой (до точки росы не выше минус 70С при давлении 6,3 МПа) осушки газа, поступающего после сепаратора первой ступени компримирования С2.

Компрессорная станция оснащается тремя аналогичными блоками адсорберов устанавливается на каждой технологической линии КС-1. Описание дается применительно к блоку А101/1−3.

Блок печей (объект 6586К — Ф — 4.2) предназначен для нагрева регенерационного газа, направляемого в блоки адсорберов.

Площадки воздушных холодильников и сепараторов (сепараторы и аппараты воздушного охлаждения 1 и 2 ступеней компримирования) — 3 шт. (объект 6586К4-Ф-5).

Воздушные холодильники ВХ1/1, ВХ½, ВХ1/3 предназначены для охлаждения газа после 1 ступени компримирования.

Сепараторы С2/1, С2/2, С2/3 предназначены для отделения от потока газа капельной жидкости и ее сброса на 1 ступень сепарации ЦПС1.

Воздушные холодильники ВХ2/1, ВХ2/2, ВХ2/3 предназначены для охлаждения газа после 2 ступени компримирования.

Сепараторы С3/1, С3/2, С3/3 предназначены для разделения газового конденсата и сухого газа для раздельного замера.

Блок подготовки газа на собственные нужды (объект 6586К4-Ф-6) — служит для подготовки топливного газа до необходимых параметров, кроме того в блоке установлены узлы замера газа на собственные нужды (факельное хозяйство, печи).

Площадка ресиверов азота и воздуха КИП (объект 6586К4-Ф-7) — Р1/1,Р½ предназначены для хранения азота, подаваемого к системе пожаротушения площадки печей (азотная завеса), азотной подушки в емкости метанола, и азота для продувки технологического оборудования и трубопроводов.

Площадка скрубберов (объект 6586К4 — Ф — 8) — Скрубберы СК1/1, СК½, СК1/3 предназначены для промывки сырого нефтяного газа от минеральных солей, капельной жидкости, механических примесей. В верхней части каждого скруббера установлена секция тонкой очистки газа от капельной жидкости.

Факельное хозяйство (объект 6586К4 — Ф — 9)

Для сжигания газа в аварийной ситуации запроектирован факел высокого давления. Для сброса газа на факел высокого давления при аварийных ситуациях предусмотрены три факельные линии.

Одна нитка — сбрасывается газ при остановке одной компрессорной линии. Во вторую нитку сбрасывается газ, поступающий с правого берега Приобского месторождения в случае остановки компрессорной станции.

Третья нитка — газ от предохранительных клапанов из оборудования в котором высокое давление (Р 1,8…6,3 МПа).

На факельной линии установлены сепараторы факельные (СФ1…СФ3) — 3 шт. для сбора возможных выбросов углеводородного конденсата и емкости сбора конденсата Е3, Е5… Е7

Проложена линия на факел низкого давления (задействована факельная система ЦПС-1) — для газа от предохранительных клапанов из оборудования с низким давлением (Р 0,6…0,4МПа).

Метанольное хозяйство (объект 6586К4-Ф-10)

Емкость метанола предназначена для хранения готового к использованию метанола. Насосная предназначена для закачки метанола в газопровод для обеспечения безгидратного транспорта (в случае невозможности работы установки осушки).

Склад масел (объект 6586К4-Ф-11) Емкости предназначены для хранения масел, применяемых на компрессорных установках станции (моторного и трансмиссионного).

Блок гидрозапуска (объект 6586К4-Ф-19) — служит для запуска турбины ГПА. Используется моторное масло.

Блок подготовки топливного газа (объект 6585К-Ф-20.1) предназначен для получения газа, удовлетворяющего требованиям, предъявляемым к параметрам топливного газа и газа уплотнения ГПА в части содержания механических примесей и паров любых жидкостей.

Площадка сепараторов топливного газа и буферной емкости (объект 6586К4 — Ф — 20.2)

Буферная емкость предназначена для сбора конденсата и периодического сброса его через узел учета конденсата в газопровод товарного газа.

Сепаратор топливного газа предназначен для очистки газа от капельной жидкости после дросселирования для подачи в БПТГ (поз.20.1).

Свечи рассеивания (объекты 6586К4 — Ф -32, -33, -34) установлены для сброса углеводородного или инертного газа в атмосферу от источников с разным давлением.

Подземные емкости :

для сбора дренажей (объекты 6586К4 — Ф — 26.1, -26.2),

для сбора протечек масла (объект 6586К4 — Ф — 30),

для сбора утечек (объект 6586К4 — Ф — 31),

для конденсата (объект 6586К4 — Ф — 23.3),

для сбора продуктов пропарки (объект 6586К4 — Ф — 51),

для сбора конденсата факельной системы (объект 6586К4 — Ф — 56).

Служат для накопления жидкости и откачки погружными насосами или передвижными средствами.

Описание технологической схемы

Газ, пришедший с ЦПС-1 (левый берег) по трубопроводу Д_у = 700 мм, через задвижку ЗД-2, газ правого берега с ЦПС2 по трубопроводу Д_у = 500 мм (ЗД-1а), объединившись с газом о. Монастырский по трубопроводу Ду = 700 мм (ЗД3а) поступают в сепараторы приемные (С-1/1, С-½). Сепараторы приемные (С-1/1, С-½) — предназначены для сепарирования газа от жидкости, выделившейся в газопроводе. Жидкость накапливается в емкости сбора конденсата (Е-1).

Замер газа, поступающего на компрессорную КС-1 осуществляется после приемных сепараторов на узле учета газа (УУГ-1) счетчиками газа СчГ-1…СчГ-5, установленными в цехе учета газа и конденсата с коррекцией.

Далее газ поступает в сепараторы с секцией промывки газа (скрубберы), (СК-1/1…СК-1/3). На входе каждого скруббера установлена электроприводная задвижка ЗД-9…ЗД-11. Верхняя часть сепараторов (СК-1/1…СК-1/3) оборудуется секцией промывки газа водой.

Промывка водой предназначена для удаления солей щелочных и щелочноземельных металлов, метанола, ПАВ, продуктов коррозии и для повышения эффективности процесса осушки. Промывка ведется водой, прошедшей специальную подготовку.

Нижняя часть сепараторов-скрубберов (СК-/1…СК-1/3) предназначена для более полной очистки газа от капельной жидкости и от примесей. Сброс накопившейся жидкости производится в дренажную емкость ЕД-2 (ЕД-3)

Далее газ направляется в общий входной коллектор для трех ГПА из общего коллектора. Затем газ разделяется на 3 линии компримирования (ГПА-1…ГПА-3). На входной линии каждого компрессора установлены запорные краны (КШ-1…КШ-3) с обводными линиями, фильтры, сужающие устройства СчГ-8… СчГ-10.

На первой ступени сжатия в компрессоре, газ дожимается до абсолютного давления 0,6…1,9 МПа. После сжатия нагретый до температуры 100…160 ⁰С газ охлаждается в аппарате воздушного охлаждения ВХ1/1 (ВХ-½, ВХ-1/3) до температуры 25⁰С…60⁰С и поступает в сепаратор 1 ступени компримирования С-2/1 (С-2/2, С-2/3). В газопровод, идущий на аппараты воздушного охлаждения с 1 ступени компримирования, дополнительно подается горячий газ регенерации (температура до 350⁰С) с установки осушки газа.

Газ, после охлаждения и сброса жидкой фазы поступает на блок установки осушки газа. Газ на осушку поступает из сепараторов 1 ступени компримирования (С-2/1…С-2/3) каждый своей линией с давлением 0,6…1,9МПа. После установки осушки газа (БУОГ-1…БУОГ-3), газ возвращается на свою линию второй ступени сжатия компрессоров. Блоки осушки газа разрабатываются ОАО «ЛенНИИхиммаш».

Описание процесса осушки Газ поступает в блок адсорберов под давлением 0,6…1,9 МПа при температуре 20…50С в состоянии насыщения влагой при указанных параметрах через шаровой запорный кран В115 по трубопроводу Д_у = 400 мм. Параметры замеряются в коллекторе. Поступивший в блок газ направляется в адсорбер, находящийся в режиме сушки.

При рабочих условиях происходит процесс поглощения цеолитами влаги. Процесс осушки ведется при движении газа в адсорбере сверху вниз.

Подача газа в адсорбер производится через заслонку В-101, вывод осушенного газа из адсорбера в общий коллектор — через заслонку В-102. Для очистки от сорбентной пыли газ направляется в один из двух фильтров Ф-101 (один в работе, другой на очистке или в резерве). Вход в фильтр через дисковую заслонку В — 104, выход — через заслонку В-105. По коллектору Д_у = 400 мм газ через шаровой запорный кран В-117 поступает в линию всасывания 2-й секции компрессора.

Цикл работы одного адсорбера состоит из следующих этапов:

Адсорбция — продолжительность 8…14 часов;

Регенерация (разогрев) — продолжительность 8…14 часов;

Охлаждение — продолжительность 8…14 часов.

Адсорбер представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат внутренним диаметром 2800 мм и высотой слоя сорбента 6300 мм. Количество загружаемого цеолита NaA не менее 26,6 т (~39 м³). На опорной решетке в нижней части адсорбера уложены два слоя сетки и фарфоровые шары диаметром 20 мм. Сверху, на слой сорбента, уложены также две слоя сетки и слой фарфоровых шаров высотой 150 мм. Адсорбер снабжен люками для загрузки и выгрузки сорбента.

Фильтр представляет собой вертикальную емкость с фланцевым разъемом на корпусе. Внутри корпуса размещено съемное устройство с фильтрующими патронами. Внутренний диаметр корпуса 1200 мм. В нем размещены 37 патронов ФЭГ-ПН2 122/1800.

Газ после осушки поступает на вторую ступень компримирования (ГПА-1…ГПА-3). Первая и вторая ступени сжатия расположены в одном корпусе компрессорного агрегата. Для защиты компрессоров от попадания посторонних предметов на входных коллекторах установлены защитные решетки.

После второй ступени сжатия абсолютное давление газа 3,0…6,4 МПа, газ охлаждается в аппарате воздушного охлаждения (ВХ-2/1) до температуры 25…60С и поступает в сепаратор 2 ступени компримирования (С-3/1).

Для обеспечения нормальной работы компрессоров, которые могут работать только при загрузке, равной их номинальной производительности, выполнены две перепускные линии антипомпажного контура, оборудованные счетчиками и регулирующими клапанами.

Для обеспечения однофазного потока на входе во вторую ступень компримирования выполнен перепускной контур «горячего газа» с выхода второй ступени (температура до 160? С) на вход.

Газ — топливо для турбин, уплотняющего газа и газ регенерации для блоков осушки (БУОГ-1…БУОГ-3) готовится в блоке подготовки топливного газа (БПТГ), разрабатываемого ОАО «ЛенНИИхиммаш». Газ отбирается из коллектора товарного газа перед узлом учета газа (УУГ-2).

Сухой газ из сепараторов (С-4/1, С-4/2) подается в блок подготовки топливного газа (БПТГ). Газ из сепараторов С-4/1,2 по трубопроводу Д_у 150 мм через шаровой запорный кран системы ПАЗ В — 24 поступает в ресивер Р — 4 блока подготовки топливного газа, пройдя через который по трубопроводу через ручную задвижку поступает в межтрубное пространство теплообменника Т — 1, где производится его подогрев на 5…20 градусов до 10…50С. Температура топливного газа на входе в турбину (при давлении 2,8…3,2 МПа) составит 20…50С, а точка росы газа (по углеводородам) при этом давлении +17,3С.

Теплоносителем в теплообменнике Т — 1 является горячая вода, циркулирующая по объектам КС-1. Подвод и отвод воды к теплообменнику производится по трубопроводу Д_у150 мм. Запорная арматура на трубопроводах воды ручные задвижки В-50 и В-51.

Теплообменник Т — 1 горизонтальный кожухотрубчатый аппарат с прямыми трубами и плавающей головкой, двухходовой по трубному пространству с 9 поперечными перегородками в межтрубном пространстве. Теплообменные трубы размером 25×2,5 мм длиной 3 м. Площадь поверхности теплообмена 29 м². На входе в межтрубное пространство установлен отбойник для защиты труб от скоростного напора потока газа.

По выходе из теплообменника Т-1 газ разделяется на два потока: один направляется в коллектор регенерационного газа, другой поток направляется к ГТУ через фильтры Ф-1/1(2) БПТГ, где проходит дополнительную очистку.

Фильтр представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с эллиптическими днищами и фланцевым разъемом на корпусе. Со встроенным съемным устройством, в котором установлены 7 фильтрующих патронов ФЭГ-ПН2−122/1100. Поверхность фильтрации 2,8 м². Диаметр корпуса внутренний 600 мм.

Газ, используемый для целей регенерации сорбента на блоках осушки, отводится из блока подготовки по коллектору 19х/1 через шаровой кран системы ПАЗ В-39. Регенерационный газ поступает в блок адсорберов через шаровой кран с пневмоприводом.

В период переключения адсорберов поступающий в блок регенерации газ направляется мимо адсорберов по байпасной линии с краном В-150 непосредственно в трубное пространство теплообменника Т-101. После окончания переключения клапанов на адсорберах, включаемых в режим осушки и в режим разогрева производится подача газа в охлаждаемый адсорбер — через заслонку В109, выход через заслонку В-110 (поворотные дисковые межфланцевые заслонки с пневмоприводом двойного действия с уплотнением метал по металлу) с закрытием крана В-150. Дистанционное управление арматурой по заданному алгоритму в АСУТП.

По выходе из охлаждаемого адсорбера газ, забравший часть тепла и нагревшийся до температуры порядка 270−280С (в начале процесса охлаждения) поступает в коллектор 19с/5. В коллекторе замеряется температура отходящего газа (TIA Т41.115). Сигнал при достижении температуры менее 50С свидетельствует об окончании процесса охлаждения.

Затем газ поступает на очистку от сорбентной пыли в фильтр Ф-102 (конструкция фильтра аналогична Ф-101 с применением патронных фильтрующих элементов типа ФЭГ-ПН2 105/1800вт, рассчитанных на температуру до 300С). Фильтр отсекается ручными задвижками. Контроль за работой фильтра осуществляется по показаниям перепада давления на датчике PDIA РD41.313. При достижении предельно допустимого перепада временно газ пропускается по байпасной линии с задвижкой, а фильтр отключается для замены патронов. Поверхность фильтрации рассчитана на пробег без замены патронов в течение не менее 1 года. По выходе из фильтра газ поступает в трубное пространство рекуперативного теплообменника Т-101, предназначенного для выравнивания температур потоков регенерационного газа: по трубному пространству движется поток, направляемый в печь, по межтрубному — газ, выходящий из разогреваемого адсорбера, который затем возвращается в коллектор компримированного газа после первой ступени сжатия.

Теплообменник Т-101 — горизонтальный кожухотрубчатый аппарат с U-образными трубами, двухходовой по трубному пространству. Теплообменные трубы 20×2мм длиной одного хода 2,1 м. Площадь поверхности теплообмена 19 м².

Из трубного пространства теплообменника Т-101 газ по трубопроводу Ду 100 мм выводится на эстакаду и направляется в блок печей.

К коллектору змеевиков печи П-101 газ подается через шаровой запорный кран, входящий в систему ПАЗ, В-111 с пневмоприводом двустороннего действия и обратный клапан ОК101. В печи осуществляется нагрев регенерационного газа путем передачи тепла от пламени горелки через стенки труб змеевика нагреваемому продукту. Горение происходит за счет сжигания топлива. Топливо к блоку печей подается по трубопроводу через входящий в систему ПАЗ шаровой запорный кран В-10 с пневмоприводом двустороннего действия.

Приборы КИП

Применяемые датчики, преобразователи, исполнительные механизмы, расходомеры приняты по предложению фирмы «Metso Automation» в соответствии с указанием ОАО «Юганскнефтегаз» (письма № 13−09−473 от 7.05.2003г. и № 61−01/06−143 от 23.04.2003 г.).

Все применяемые датчики, преобразователи и исполнительные механизмы запорных и отсечных клапанов предусматриваются электрическими. В контурах регулирования применены регулирующие клапаны с пневмоприводом фирмы «Metso Automation». Запорная и отсечная арматура с отечественными ИМ с электроприводом Томской электронной компании.

Датчики и измерительные преобразователи, вторичные приборы имеют унифицированные выходные сигналы с одним из следующих параметров:

* аналоговые (токовые 4…20 мА) для контроля и регулирования режимных технологических параметров;

* частотно-импульсные сигналы для контроля учетных технологических параметров;

* дискретные типа «сухой контакт» для сигнализации предельных значений технологических параметров;

* интерфейсные RS 485.

Все датчики преобразователи и исполнительные механизмы соответствуют требованиям по степени защиты от воздействия окружающей среды:

* по взрывопожаробезопасности;

* по климатическому воздействию;

* по устойчивости к воздействию агрессивных сред;

* по степени защиты оболочки от проникновения внутрь пыли и влаги.

Описание работы схемы КИП

В С — 1/1, С — ½ выполнен замер давления и температуры (ТIR 0116…0118, и PIR 0119…0121) поступающего газа.

По максимальному уровню в сепараторах происходит сигнализация аварийно-высокого уровня и автоматическое закрытие входных задвижек ЗД — 1, ЗД — 2, ЗД — 3 (LSA^HH 0112, 0113). Осуществляется контроль давления, температуры и текущего уровня жидкости в сепараторах (TIR 0103, 0104; TI 0101; PIR 0106, 0107; PI 0102, LISA^H_L 0109, 0110.

Жидкость накапливается в емкости сбора конденсата (Е — 1). В емкости замеряется и регистрируется давление и температура газа (PIR 0108, PI 0102, TIR 0105, TI 0101). Из емкости Е — 1 конденсат откачивается насосами (Н — 1, Н — 2), установленными в блочной насосной станции (НБК — 1) и через замер (счетчик СчК — 1 FQI 0341) подается на ЦПС1 (на I ступень сепарации).

Предусмотрен автоматический ввод резервного насоса (АВР) по аварийно-высокому уровню (LSA^HH0114). Также предусмотрен дистанционный контроль других параметров в насосной конденсата: контроль давления напорного PISA^H_L 0147 и приемного PISA_L 0145 (0146) трубопроводов; перепада давления на фильтре PDIA^H 0153 (0154); температуры подшипников двигателя и насоса TISA^H 0135-…0138 (0139-…0142); температуры гидропяты TISA^H 0143 (0144); утечек сальников LISA^H 0149 (0150); утечек c гидропяты FISA^H 0151 (0152); загазованности насосного блока QISA^HH 0155 (QISA^HH 0156); температуры в помещении TIA-0134. Местную сигнализацию загазованности и двухштифтовый кнопочный пост для опробования ламп и съема звукового сигнала у входа в насосный блок: — IA-0157. Сигнализация открытия кожуха муфты GSA-0158 (GSA-0159).

Замер газа, поступающего на компрессорную КС-1 осуществляется после приемных сепараторов на узле учета газа (УУГ — 1) счетчиками газа СчГ — 1… СчГ — 5 (FQI 0331…0335), установленными в цехе учета газа и конденсата с коррекцией по температуре (TIR 0304…0308)и давлению (PIR 0317…0321).

В здании установлены газоанализаторы со звуковой и световой сигнализацией (QISA^HH 0345…0349, IA0350,0351) на 10% НКПРП (автоматическое включение вытяжной вентиляции), контроль температуры TIA_L 0303.

Нижняя часть сепараторов-скрубберов (СК — 1/1…СК — 1/3) предназначена для более полной очистки газа от капельной жидкости и от примесей. Сброс накопившейся жидкости производится в дренажную емкость ЕД — 2 (ЕД — 3) по уровню LICA^H_L 0809…0811 клапанами (КР — 6… КР — 8 HSV- 8 091…8 111). На скрубберах осуществляется контроль, регистрация давления и температуры (TIR 0803…0805; TI 0801; PI 0802; PIR 0806…0808). На выходе газа с каждого сепаратора — скруббера (СК — 1/1…СК — 1/3) установлены электроприводные задвижки (ЗД — 12… ЗД — 14) и обратные клапана, предотвращающие попадание газа в скруббера при срабатывании антипомпажного контура.

Далее газ направляется в общий входной коллектор для трех ГПА. Из общего коллектора выполнена защита по давлению и расходу газа на входе в компрессора, при превышении давления более 0,35…0,5 МПа (в зависимости от установленного давления на входе в компрессор) срабатывает КР — 28 (HSA-3 601) и происходит сброс газа на факел с регистрацией расхода СчГ6, СчГ7 (FQI0336, 0337), давления (PIR0322, 0323) и температуры (TIR0309, 3 010). Клапан КР28 установлен в цехе замера.

На ВХ — 1/1 регистрируются давление (PIR 5 119, 5 120) и температура (TIR 5 107, TIСА 5 108, 5 111, 5 112) как входящих, так и выходящих потоков, по которым осуществляется работа вентиляторов и регулирование степени открытия жалюзи (GA05111A1…А3, GA05112A1… А3, GA05111B1, GA05112B1, EY05111A4… А6, EY05112A4… А6, EY05111B2, EY05112В2). Также осуществляется местный контроль давления и температуры (PI 5 115, TI 5 101, 5 103).

Для ВХ — ½ — PIR 5 219, 5 220, TIR 5 207, TIСА 5 208, TIСА 5 211, TIСА 5 212, GA 05211A1… А3, GA 05212A1… А3, GA 05211B1, GA 05212B1, EY 05211A4… А6, EY05212A4… А6, EY 05211B2, EY 5 212В2, PI 5 215, TI 5 201, TI 5 203

Для ВХ — 1/3 — PIR 5 319, 5 320, TIR 5 307, TIСА 5 308, TIСА 5 311, TIСА 5 312, GA 05311A1… А3, GA 05312A1… А3, GA 05311B1, GA 05312B1, EY 05311A4… А6, EY 05312A4… А6, EY 05311B2, EY 5 312В2, PI 5 315, TI 5 301, TI 5 303

В сепараторе С — 2/1 контролируются следующие параметры: регистрация давления (PIR 5 117), регистрация температуры (TIR 5 105), сброс конденсата по уровню (LICA ^H_L 5 125, HSA 51 251), сигнализация максимально высокого уровня жидкости (LSA^HH 5 123), местный контроль давления (PI 5 115).

Для С — 2/2 — PIR 5 217, TIR 5 205, LICA ^H_L 5 225, I 52 251, LSA^HH 5 223, PI 5 215.

Для С — 2/3 — PIR 5 317, TIR 5 305, LICA ^H_L 5 325, I 53 251, LSA^HH 5 323, PI 5 315.

Газ поступает в блок адсорберов под давлением (PIR Р41.211) 0,6…1,9 МПа при температуре (TIR Т41.111) 20…50С в состоянии насыщения влагой при указанных параметрах через шаровой запорный кран В — 115 по трубопроводу Ду 400 мм. Параметры замеряются в коллекторе. Поступивший в блок газ направляется в адсорбер, находящийся в режиме сушки.

На входных газопроводах 2 ступени у ГПА осуществляется контроль давления и температуры (PI 1−230, 1−226; PI 0205 TI 0201, TI 1−231, 1−226), перепад давления на фильтре (PDI 1−232).

На аппаратах воздушного охлаждения 2 ступени также контролируется и регистрируется давление и температура как входящих, так и выходящих потоков (PI 5 116, PIR 5 121, 5 122, TI 5 102, 5 104, TIR 5 109, TICA 5 110), температура в переточной камере (TIСА 5 113, 5 114), по которым осуществляется работа вентиляторов и регулирование степени открытия переточных и верхних жалюзи (GA 05113A1… А3, GA 05114A1… А3, GA 05113B1, GA 05114B1, EY 05113A4… А6, EY 05114A4… А6, EY 05113B2, EY 5 114В2).

В сепараторах С — 3/1 контролируется и регистрируется давление (PI 5 116, 5 216, 5 316; PIR 5 118, 5 218, 5 318), температура (TI 5 101, 5 201, 5 301; TIR 5 106, 5 206, 5 306), уровень (LICA^H_L 5 126, 5 226, 5 326) и аварийно-высокий уровень (LSA^HH 5 124, 5 224, 5 324).

Газ после (С — 3/1) поступает на узел учета (УУГ — 2) со счетчиками (СЧГ — 14, СчГ15 FQI 0338, 0339), и замером, регистрацией давления и температуры (PIR 0324, 0325 TIR 0311, 0312).

В БЕ происходит накопление конденсата и по рабочему уровню происходит опорожнение его в газопровод, выполняется контроль и регистрация давления (PIR 2007, PI 2003) и температуры (TI 2001, TIR 2021), сигнализация аварийно-высокого уровня (LA^HH 2013).

Для обеспечения бесперебойной работы топливной системы ГПА предусмотрено два сепаратора С — 4/1 и С — 4/2, один из которых является резервным. В сепараторах регистрируется температура (TIR 2019, 2020), местный контроль температуры и давления (PI 2002, TI 2001), выполнена сигнализация аварийно-высокого уровня (LSA^HH 2011, 2012).

Далее пройдя узел замера конденсата (УУК — 1) с регистрацией давления и температуры (PIR 0328, 0329; TIR0315, 0316) конденсат сбрасывается в газопровод на ГПЗ. Для осуществления сброса конденсата в газопровод поддерживает давление (PICA 0330) в напорном газопроводе, не ниже 0,05…0,1 МПа.

Отбираемый газ дросселируется клапанами (КР — 16 (PICA 2005, HSV 2005) или КР22 (PICA 2006, HSV 2006) до давления 2,8…3,2 МПа и поступает в сепаратор (С — 4/1) или (С — 4/2). Для обеспечения бесперебойной работы топливной системы ГПА предусмотрено два сепаратора С — 4/1 и С — 4/2, один из которых является резервным. В сепараторах регистрируется температура (TIR 2019, 2020), местный контроль температуры и давления (PI 2002, TI 2001), выполнена сигнализация аварийно-высокого уровня (LSA^HH 2011, 2012).

Конденсат из С — 4/1, С — 4/2 сбрасывается при достижении рабочего уровня клапанами (КР17 LICA^H_L 2008, HS 2008 или КР23 LICA^H_L 2009, HS 2009) и поступает в трубопровод конденсата. Врезка осуществляется после насосов (Н — 1, Н — 2) до узла замера (СчК1 — FQI 0341). Сухой газ из сепараторов (С — 4/1, С — 4/2) подается в блок подготовки топливного газа (БПТГ). Контроль давления газа на выходе из теплообменника Т1 производится местным манометром PI Р201.25, контроль температуры TIR Т201.15 по месту и в АСУТП.

Модернизация приборов КИП

Все имеющиеся манометры можно заменить на более современные аналоговые приборы для измерения давления:

· МПТИ, ВПТИ, МВПТИ манометры точных измерений кл.т.0,4

— ТУ 4212−044−225 590−2003

Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ, МВПТИ предназначены для измерения избыточного и вакуумметрического давления неагрессивных, некристаллизующихся жидкостей, газа и пара, в том числе кислорода и применения в сферах государственного метрологического контроля и надзора (ГМКиН) и государственной системы промышленных приборов и средств автоматизации (ГСП).

Основные технические характеристики

· Пределы показаний прибора:

— МПТИ от 0 до 1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60; 100; 160; 250; 400; 600 кгс/см²

— ВПТИ от -1 до 0 кгс/см²

— МВПТИ от -1 до 0,6; 1,5; 3; 5; 9; 15; 24 кгс/см² По заказу измерительное оборудование поставляется в единицах измерения кПа, МПа

· Диаметр корпуса 160 мм

· Класс точности приборов 0,4

· Степень защиты IP53

· Масса приборов не более 1,5 кг

· Средний срок службы 10 лет

· Материалы деталей:

— корпус: алюминиевый сплавы

— стекло: оконное

— трубчатая пружина: медный сплав, железоникилиевый сплав

— держатель: медный сплав

— механизм: бронза, нержавеющая сталь

· Приборы выдерживают воздействие вибрации в диапазоне частот от 5 до 25 Гц с амплитудой 0,1 мм (группа L3 по ГОСТ 12 997–84)

· Климатическое исполнение

— У3 — по умолчанию приборы имеют исполнение У2 (диапазон рабочих температур -50 до +60 °С) по ГОСТ 15 150–69

— Т3- по заказу приборы имеют исполнение Т2 (диапазон рабочих температур -50 до +60 °С) по ГОСТ 15 150–69

Модернизированные термометры ТГП-16СгВ3Т4, ТКП-16СгВ3Т4 — термометры показывающие сигнализирующие взрывозащищенные. Предназначены для измерения температуры жидких и газообразных сред и коммутации внешних электрических цепей.

ТГП-16СгВ3Т4 — термометр газовый ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

LMK-309 погружной датчик с керамическим сенсором для непрерывного измерения уровня жидкостей

LMK-309 — погружной датчик уровня с керамическим сенсором, предназначенный для непрерывного измерения уровня жидкостей, неагрессивных к нержавеющей стали.

Датчик LMK-309 может использоваться в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами в различных отраслях промышленности.

Корпус датчика LMK-309 выполнен из нержавеющей стали марки 1.4571. Мембрана датчика изготовлена из керамики 96% Al₂O_3. Датчик предназначен для общепромышленного применения для измерения уровня (давления) сред, неагрессивных к указанным материалам.

Функциональные особенности погружного уровнемера LMK-309 :

? Применим для воды и других жидкостей не агрессивных к нержавеющей стали

? Кабель с воздушной трубкой для компенсации изменения атмосферного давления

? Индивидуальная настройка диапазона по требованию заказчика.

Например, 0…77 м.вод.ст.

? Долговременная стабильность калибровочных характеристик

? Высокая линейность характеристик

? Компенсация температурной погрешности

? Средний срок службы 12 лет

? Высокая степень защиты от неправильного подключения, короткого замыкания и перепадов напряжения Технические характеристики погружного уровнемера LMK-309 :

Заключение

В ходе работы была изучена и составлена схема КИПиА ЦСПиТГ — 4 «ЮНГ-Роснефть», а так же произведена модернизация датчиков на более современные и экономически выгодные, что обеспечивает создание оптимальной автоматизированной системы контроля, регулирования, противоаварийной защиты, сбор, передачи и обработки информации, построенной по многоуровневому распределительному принципу с использованием средств и систем локальной автоматики.