Автоматизация технологических процессов книга. Компетенций в новой среде обучения виртуальной среде профессиональной деятельности
 Скачать 24.89 Mb.
|
|
353 7. Измерение и регистрация температуры РДЭГа. Рабочее значение параметра минус 25 С. 8. ПИД-регулирование расхода газа после абсорбера. Выбор режима управления (ручной, автоматический. Измерение и регистрация расхода газа, предупредительная сигнализация верхнего и нижнего уровня. Дистанционное управление клапаном. 9. Измерение и регистрация температуры точки росы (влаго содержание). 10. Позиционное регулирование уровня пластовой воды в абсорбере. При максимальном уровне кран открывается. Прими нимальном уровне кран закрывается. Измерение и регистрация значения уровня пластовой воды, предупредительная сигнализация верхнего и нижнего уровня. Дистанционное управление краном и сигнализация его состояния. 21.4. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ СХЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ РАЗДЕЛИТЕЛЯ И БЛОКА РЕГЕНЕРАЦИИ Установка предназначена для регенерации насыщенного влагой абсорбента - ДЭГа (ТЭГа), поступающего с установки осушки газа. Раствор НДЭГа распределяется задвижками по линиям цеха регенерации и подаётся в блок дегазации Д, где придав лении 0,6 МПа и температуре 10...20 Сиз насыщенного ДЭГа выделяется растворённый газ (рис. 21.10). Выделившийся в ём кости дегазации газ отводится на собственные нужды (или на свечу. Из блока Д поток дегазированного НДЭГа по трубопроводу поступает в блок фильтров Ф. Здесь НДЭГ очищается от механических примесей и солей и разделяется на два потока. Часть насыщенного ДЭГа подаётся в верхнюю часть колонны регенерации Ка основной поток через теплообменник Т направляется в разделитель Р. НДЭГ, нагретый в теплообменнике Т до температуры 40...50 С, поступает в разделитель, где за счёт разности плотностей отстаивается от газового конденсата. Конденсат через верхнюю кромку переливается в отдельную секцию разделителя и через обратный клапан отводится в дренажную ёмкость для конденсата. Газ с верха разделителя отводится на свечу или собственные нужды. После разделителя поток НДЭГа с давлением 0,35...0,5 МПа и температурой 40...50 С подаётся в теплообменники Т, где нагревается встречным потоком РДЭГа до температуры 85...105 Си направляется в огневой регенератор РД. Блок РД представляет собой многофункциональный агрегат, состоящий из следующих аппаратов колонны К вертикального типа, установленной на верхний соединительный фланец испарителя И (колонна заполнена регулярной насадкой решетчатого типа огневого испарителя И - аппарата горизонтального типа, установленного на металлической раме над буферной ёмкостью Е (внутри испарителя размещен жаротрубный блок с инжекционной горелкой буферной ёмкости Е горизонтального типа со встроенными образными трубами «гликоль-гликоль»; дымовой трубы с горизонтальным газоходом, присоединён ным к выходу жаровых труб испарителя (на рис. 21.10 не показана. НДЭГ, нагретый в теплообменнике Т до температуры 85...105 С, через отключающую задвижку поступает в трубное пространство буферной ёмкости Е, где нагревается за счёт тепла, выводимого из регенератора РДЭГа до температуры 140 "С. Из ёмкости НДЭГ поступает на распределительную гарс/жу нижней насадочной секции колонны К. Часть НДЭГа от блока Ф подаётся на распределительную тарелку верхней насадочной секции колонны КВ колонне регенерации НДЭГ, стекающий по насадочпым .133 Рис. 21.10. Технологическая схема блока регенерации ДЭГа секциям, вступает в контакт с поднимающимися парами воды, метанола и углеводородов. При этом происходит тепло массообмен между жидкостью и парома также обеспечивается улавливание аэрозольных частиц ДЭГа из поднимающихся паров воды и метанола. Пары воды, метанола и остатков углеводородных компонентов отводятся с верха колонны К. Частично регенерированный ДЭГ стекает из колонны в испаритель. В испарителе происходит нагрев ДЭГа до температуры 158...162 Си окончательная отпарка из него паров воды, метанола и остаточных углеводородов. Подвод тепла для нагрева жидкости и испарения воды осуществляется от стенок жаровых труб за счёт сжигания топливного газа на горелке испарителя И. Регенерированный диэтиленгликоль с температурой 158... 162 С переливается из испарителя в буферную ёмкость Е, где охлаждается до температуры 120 С. Из буферной ёмкости огневого регенератора РДЭГ насосом Н направляется в теплообменники Т и Т. После охлаждения в теплообменниках РДЭГ с температурой 17...30 С поступает в ёмкость Е (расходная ём кость с атмосферным давлением. Из расходной ёмкости Е гликоль забирается высоконапорными насосами Ни подается на установку осушки газа в абсорберы А. Пары воды, метанола и остатков углеводородных компонентов с температурой 68...78 С отводятся с верха колонны К и подаются на охлаждение и конденсацию в аппарат воздушного охлаждения ВХ-1. Сконденсировавшийся рефлюкс поступает в блок разделителя Р. В разделителе за счёт разности плотностей вода отстаивается от конденсата. Конденсат через верхнюю кромку переливается в отдельную секцию аппарата, накапливается и отводится в дренажную ёмкость для конденсата. Рефлюкс из Р насосами Н (на схеме не показаны) подается на орошение верха колонны К. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ СХЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ РАЗДЕЛИТЕЛЯ И БЛОКА РЕГЕНЕРАЦИИ Функциональная схема автоматизации разделителя Р представлена на рис. 21.11. Она включает следующие контуры 1. Измерение и регистрация температуры в аппарате. 2. ПИД-регулирование давления в аппарате. Выбор режима управления (ручной, автоматический. Измерение и регистрация давления, предупредительная сигнализация повышения давления. Дистанционное управление клапаном. 357 Рис. Функциональная схема автоматизации разделителя Р 3. Позиционное регулирование уровняв отсеке сбора конденсата. Измерение и регистрация значения уровня конденсата, предупредительная сигнализация верхнего и нижнего уровня. Дистанционное управление краном и сигнализация его состояния. 4. Позиционное регулирование уровняв отсеке сбора НДЭГа. Измерение и регистрация уровня НДЭГа, предупредительная сигнализация при повышении и понижении уровня. Дистанционное управление клапаном и сигнализация его состояния. 358 5. Измерение и регистрация расхода НДЭГа на выходе из разделителя. Функциональная схема автоматизации блока регенерации представлена на рис. 21.12. Она включает следующие контуры 1. Измерение и регистрация температуры НДЭГа на входе в буферную ёмкость Е. 2. Измерение и регистрация температуры в огневом испарителе. Аварийная сигнализация повышения температуры. 3. Измерение, регистрация и предупредительная сигнализация повышения и понижения давления в испарителе. 4. ПИД-регулирование температуры верха колонны. Выбор режима управления (ручной, автоматический. Измерение, регистрация температуры верха К. Дистанционное управление клапаном. Рис. 21.12. Функциональная схема автоматизации блока |>пгнгрицин 35» 5. Измерение и регистрация температуры НДЭГа на входе в К. 6. ПИД-регулирование температуры ДЭГа в испарителе. Выбор режима управления (ручной, автоматический. Измерение и регистрация температуры, предупредительная сигнализация повышения или понижения температуры, дистанционное управление клапаном. 7. Аварийная сигнализация повышения и понижения давления топливного газа перед горелкой на входе в огневой испаритель. Блокировка подачи топливного газа в случае аварийно высокого или низкого давления топливного газа перед горелками. 8. Измерение, регистрация и сигнализация минимального давления на входе НДЭГа в колонну К. 9. Измерение и регистрация расхода топливного газа. 10. Измерение, регистрация и предупредительная сигнализация минимального значения уровняв буферной ёмкости. 11. Дистанционное управление и сигнализация состояния клапана на выкидной линии насоса Н. Выше приведены функциональные схемы автоматизации нескольких основных аппаратов блока абсорбции и блока регенерации одной из реальных установок подготовки газа. Необходимо отметить, что схемы подготовки газа и регенерации гликолей на различных УКПГ могут отличаться, однако решения по автоматизации основных технологических аппаратов сепаратор, абсорбер, блок регенерации) остаются практически неизменными (типовыми) для каждого промысла. • . 21.5. АВТОМАТИЗАЦИЯ ОБЪЕКТОВ УСТАНОВКИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ Одновременно с эксплуатацией сеноманской залежи на Уренгойском месторождении производится разработка валанжинской залежи, расположенной на глубине порядкам, пла- стовый газ которой содержит значительное количество конденсата, достигающее 300. .350 гм. При высоких пластовых давлениях целесообразно для подготовки такого газа использовать метод низкотемпературной сепарации. Известно, что понижение температуры уменьшает влажность вследствие конденсации влаги. Охлаждение газа на промысловых установках производится за счёт использования его большого давления путём редуцирования на дросселях и эжекторах. В зависимости от состава газа происходит его охлаждение на 3...4.5 Сна МПа падения давления. С учётом утилизации холода потока осушенного газа в теплообменниках газ - газ уда ётся снизить температуру сырого газа до минус 20...25 С. Таким образом, процесс НТС сводится к охлаждению природного газа с последующим разделением газоконденсатной смеси в сепараторе на жидкую и газовую фазы. При снижении температуры газа и выделении влаги может возникнуть нежелательный эффект, заключающийся в том, что углеводородные газы, контактирующие с водой, при определенных условиях могут образовывать кристаллогидраты. Предупреждение образования кристаллогидратов в установках НТС осуществляется путем ввода в поток газа ингибиторов, которые частично поглощают водяные пары и переводят их вместе с водой в смесь, которая обладает более низкой температурой гидратообразования. Газ от кустов эксплуатационных скважин поступает на установку НТС в здание переключающей арматуры, откуда через общий коллектор распределяется по нескольким технологическим линиям низкотемпературной сепарации. Одна из технологических линий, как правило, находится в резерве. На рис. 21.13 представлена блок-схема УКПГ, использующего для подготовки газа метод низкотемпературной сепарации. Для рассмотрения вопросов, связанных с автоматизацией тех- Рис. 21.13. Блок-схема У К П Г наб азе Н Т С нологического процесса низкотемпературной сепарации, предлагается упрощённая схема с двухступенчатой предварительной сепарацией (рис. 21.14). Газ по технологической линии поступает в сепаратор Спер вой ступени. Далее газ последовательно проходит теплообменник Т, сепаратор второй ступени С, теплообменник Т, дроссель эжектор) и низкотемпературный сепаратор С. Затем осушенный и охлаждённый газ опять проходит теплообменники (Т и Т) для охлаждения сырого газа и поступает в магистральный трубопровод. Жидкость (углеводородный конденсат и вода с растворенным в ней метанолом) из сепаратора С поступает в разделительную емкость Р. Водометанольный раствор (1 %) из разделителя Р отводится в дренаж (с последующей закачкой в пласта конденсат после охлаждения в теплообменнике Т впрыскивается в поток газа перед низкотемпературным сепаратором С. Охлаждение конденсата в Т осуществляется холодным углеводородным конденсатом, выделившимся в низкотемпературным сепараторе. Жидкость (углеводородный конденсат и вода с частично растворенным метанолом) из сепаратора С поступает в разделительную ёмкость Р, откуда водометанольный раствор (BMP Рис. Технологическая схема НТС 362 30 %) подаётся на площадку трапов, а смесь конденсата и воды подаётся в разделительную ёмкость Р. В разделительной ёмкости Р происходит разделение конденсата и метанольного раствора (BMP 70 %). Выделившийся в Р газ направляется в эжектор. 21.6. ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СХЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ ПЕРВОЙ СТУПЕНИ СЕПАРАЦИИ Функциональная схема автоматизации сепаратора С, теплообменника Т и разделительной ёмкости Р приведена на рис 21.15. 1. Измерение и регистрация температуры в сепараторе С. 2. Измерение и регистрация перепада давления в сепараторе. Рис. Функциональная схема автоматизации й ступени сепарации 363 Предупредительная сигнализация при повышении перепада давления. 3. Регулирование уровня воды в сепараторе. Выбор режима управления (ручной, автоматический. Измерение и регистрация уровня воды, предупредительная сигнализация верхнего и нижнего уровня. Дистанционное управление клапаном. 4. Управление краном-отсекателем на выходе воды из сепаратора. При достижении предельно низкого уровня воды кран закрывается. Измерение и регистрация уровня воды, аварийная сигнализация предельно низкого уровня. Дистанционное управление краном и сигнализация его состояния. 5. Регулирование уровня жидкости в сепараторе. Выбор режима управления (ручной, автоматический. Измерение и регистрация уровня воды, предупредительная сигнализация верхнего и нижнего уровня. Дистанционное управление клапаном. 6. Управление краном-отсекателем на выходе жидкости из сепаратора. При достижении предельно низкого уровня жидкости кран закрывается. Измерение и регистрация уровня жидкости, аварийная сигнализация предельно низкого уровня. Дистанционное управление краном и сигнализация его состояния. 7. Регулирование температуры на выходе теплообменника Т. Выбор режима управления (ручной, автоматический. Измерение, регистрация температуры. Дистанционное управление клапаном. 8. Регулирование давления в разделителе Р. Выбор режима управления (ручной, автоматический. Измерение и регистрация давления, предупредительная сигнализация повышения давления. Дистанционное управление клапаном. 9. Регулирование уровня воды в разделителе Р. Выбор режима управления (ручной, автоматический. Измерение и регистрация уровня воды, предупредительная сигнализация верхнего и нижнего уровня. Дистанционное управление клапаном. 10. Регулирование уровня конденсата в разделителе Р. Выбор режима управления (ручной, автоматический. Измерение и регистрация уровня воды, предупредительная сигнализация верхнего и нижнего уровня. Дистанционное управление клапаном. 21.7. ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СХЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОГО СЕПАРАТОРА Функциональная схема автоматизации низкотемпературного сепаратора Си разделительной ёмкости Р приведена на рис 21.16. 364 Рис. Функциональная схема автоматизации низкотемпературного сепаратора 1. Измерение давления в сепараторе С, аварийная сигнализация предельно низкого и высокого давления, блокировка по предельно низкому давлению. 2. Измерение и регистрация температуры в сепараторе С. 3. Регулирование уровня жидкости в сепараторе С. Выбор режима управления (ручной, автоматический. Измерение и регистрация уровня воды, сигнализация верхнего и нижнего уровня. Дистанционное управление клапаном. 4. Блокировка по уровню жидкости в сепараторе. Если уровень жидкости меньше допустимого, то кран закрывается. Аварийная сигнализация предельно низкого уровня. Дистанционное управление краном и сигнализация его состояния. 5. Измерение перепада давления в сепараторе С, аварийная сигнализация предельно высокого перепада давления. 6. Регулирование давления газа перед сепаратором С. Выбор режима управления (ручной, автоматический. Измерение и регистрация давления, дистанционное управление клапаном. 365 7. Регулирование давления газа на выходе Р (перед эжектором. Выбор режима управления (ручной, автоматический. Измерение и регистрация давления, дистанционное управление клапаном 8. Позиционное регулирование уровня водометанольного раствора в Р. 9. Измерение и аварийная сигнализация предельно низкого уровня. Регулирование уровня конденсата в Р. Измерение, регистрация, аварийная сигнализация нижнего и верхнего уровня. Дистанционное управление клапаном. 10. Измерение и регистрация расхода конденсата на выходе Р. Глава 2 2 СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА С середины х годов го века стали появляться решения по автоматизации газовых скважин, основанные на современных программно-технических средствах. Ниже рассмотрены две системы телемеханики для электрифицированных и неэлектрифи- цированных кустов газовых скважин. 22.1. СИСТЕМА ТЕЛЕМЕХАНИКИ КУСТОВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА БАЗЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ФИРМЫ BRISTOL BABCOCK ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОМЫСЛА Основные характеристики УКПГ: Эксплуатационный фонд скважин - 24. Количество кустов - 7. Избыточное давление перед диафрагмой - 6,0 МПа. Температура перед диафрагмой - плюс 10 С. Максимальный дебит скважины - около 20 000 м 3 /ч. Для предотвращения гидратообразования в выкидные линии скважин предусмотрена подача метанола с УКПГ-10. Объём телемеханизации кустов газовых скважин - телеизмерение давления газа на скважине 366 Таблица Объект Тип сигнала Объект Аналоговые Дискретные Объект AI АО DI D O Кусты газовых скважин 93 7 14 7 Метаноло- и газопроводы 24 - 46 4 2 Итого 117 7 60 49 Общее количество сигналов 233 - телеизмерение перепада давления газа на сужающем устройстве - телеизмерение температуры газа на скважине - телеизмерение напряжения, тока СКЗ и уровня защитного потенциала куста - телеизмерение потребляемой электроэнергии СКЗ; - телесигнализация температуры в блок-боксе ТМ; - телесигнализация открытия двери блок-бокса; - телесигнализация отсутствия напряжения питания 220 В - телесигнализация разряда аккумуляторных батарей устройства бесперебойного питания. Общий объём телемеханизации (автоматизации) кустов скважин, газосборной сети и метанолопроводов приведен в табл. 22.1. НАЗНАЧЕНИЕ И ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ СИСТЕМЫ Система телемеханики предназначена для обеспечения оперативного контроля состояния технологических объектов кустов газовых скважина также автоматизированного управления ими с пункта управления на УКПГ. Система телемеханики обеспечивает - циклический сбор данных телеизмерений кустов газовых скважин - контроль и регистрацию предупредительной и аварийной телесигнализации технологических объектов - задание уставок телеизмерений с пункта управления на УКПГ; - вычисление дебита скважин - контроль параметров и режимов работы СКЗ; - охранную сигнализацию блок-боксов. Основными целями создания СТМ являются - обеспечение управления технологическим оборудованием кустов газовых скважин в нормальных, переходных и аварийных режимах работы |