Разработка системы автоматизации технологического процесса УПН-21 на базе микропроцессорного контроллера SLC-500 американской фирмы Allen-Bradley

Технологический процесс подготовки нефти. Описание системы автоматизации управления процессами. Программируемый логический контроллер SLC5/04: выбор, алгоритм контроля. Оценка безопасности, экологичности и экономической эффективности исследуемого проекта.
Краткое сожержание материала:

Размещено на

ВВЕДЕНИЕ

Одно из главных направлений работы по ускорению научно- технического прогресса - широкая автоматизация на основе использования автоматизированных систем управления технологических процессов (АСУ ТП ) и современных средств вычислительной техники. В этих целях ускоряется создание гибких автоматизированных производств, систем автоматизированного контроля и управления, обеспечивающих существенный рост производительности труда, резкое снижение доли ручного труда, повышение технического уровня выпускаемой продукции, сокращение сроков и улучшение качества выпускаемой продукции.

В данном дипломном проекте рассматривается автоматизированная система контроля и управления установки подготовки нефти ( УПН ), предназначенная для поддержания оптимального технологического режима, визуального контроля за ходом технологического процесса, формирование и выдачу отчетной и архивной документации (включая предварительную и аварийную сигнализацию).

Поддержание оптимального режима функционирования производится путем автоматического контроля и регулирования параметров технологического процесса УПН с использованием программируемого логического контроллера SLC 500 фирмы ALLEN BRADLY, являющейся одним из лидеров на рынке программно- технических комплексов.

Контроллеры SLC 500 имеют широкие функциональные возможности, мощную систему команд, большое количество подключаемых входов/выходов, разнообразные сетевые средства и обладают высокой надежностью.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

1.1 Описание технологического процесса

Установка (УПН) предназначена для разгазирования и частичного обезвоживания нефти. Обводненная нефть с цехов добычи (ЦДНГ Южно-Сургутского, Восточно-Сургутского, Асомкинского месторождений) по самостоятельным коллекторам поступает на узел переключения. С узла переключения нефть по двум трубопроводам Д_у 500 мм направляется на установку предварительного сброса воды. Установка состоит из блока, который включает две блочных сепарационных установки УБС-16000/16М: УБС-1 УБС-2 (позиция на схеме С-12).

Нефти Восточно-Сургутского, Асомкинского, Средне-Асомкинского, Южно-Асомкинского и Западно-Асомкинского месторождений с температурой 5-10⁰С, содержанием воды 48-56 % и давлением до 6 кгс/см² (0,6 МПа) поступают по отдельному трубопроводу на УБС-1.

Нефть Южно-Сургутского месторождения с температурой 18-24⁰С, содержанием воды 80-86 % и давлением до 6 кгс/см² (0,6 МПа) подается по второму трубопроводу на УБС-2.

Для подогрева сырой нефти до температуры 25-35⁰С, необходимой для эффективного осуществления процесса предварительного обезвоживания нефти, на узле переключения газожидкостная эмульсия смешивается с теплоносителем, в качестве которого используется нагретая до 50-60⁰С частично обезвоженная нефть (содержание воды 10-25%).

Для этого часть нефти с отстойников позиция по схеме О-12 поступает в буферную емкость поз. Б. Нефть с буферной емкости поз. Б направляется на прием печных насосов поз. ПН-1,2 и подается в печь поз. П. Нефть после печи с температурой 50-60⁰С по трубопроводу Д_у 500 мм подается на узел переключения, где через гребенку распределяется в каждый поток обводненной нефти, поступающей на УБС поз. С-12.

Разгазированная эмульсия с УБС поступает по двум трубопроводам в отстойники: с УБС-1 в О-1, с УБС-2 в О-2.

Частично обезвоженная нефть с содержанием воды 10-25% с отстойников поз. О-1О-2 по двум трубопроводам, проходит через фильтры очистки от мех. примесей и направляется в буферные емкости поз. БЕ-12. С буферных емкостей частично обезвоженная нефть поступает на прием технологических насосов поз. ТН-1ТН-3, которые подают ее через узел учета нефти поз УУН-1, на Усть-Балыкский ЦППН-1.

Пластовая вода из отстойников поз. О-1О-2 по двум трубопроводам Д_у 700 мм проходит через фильтр очистки от мех. примесей и поступает на очистку от нефти и шлама на очистные сооружения с последующей откачкой очищенной воды на кустовую насосную станцию (КНС) Южно-Сургутского месторождения системы ППД.

Нефть, уловленная, в резервуарах очистных сооружений самотеком поступает в аварийный резервуар поз. АРВС. С аварийного резервуара периодически по мере накопления уловленная нефть насосом поз. ТН-3 откачивается в выкидной коллектор технологических насосов поз. ТН-1,2.

1.1.1 Описание потока попутного газа

При проведении технологического процесса попутный нефтяной газ выделяется в депульсаторе (Установка предварительного отбора газа), нефтяном сепараторе поз. С-1С-2 и буферных емкостях поз. БЕ-1БЕ-2, буферной емкости Б. Нефтяной газ, выделившийся в расширителе и нефтяном сепараторе, проходит через каплеуловитель, в котором унесенные капли нефти отделяются и сливаются в сепаратор, а попутный газ с сепараторов и ёмкостей направляется в газовый сепаратор поз. ГС. и затем проходя через узел учета газа (УУГ) подается на Сургутский ГПЗ и собственные нужды (топливо печей, в котельную, на дежурные горелки, на молекулярный затвор).

При аварийной ситуации газ подается на факел для сжигания.

Газ из концевого сепаратора КС по факельному трубопроводу Д_у 700 поступает на факел и сжигается.

1.1.2 Описание потока топливного газа

В качестве топлива в печи поз. П применяется попутный нефтяной газ. Топливный газ поступает с узла учёта газа на газораспределительное устройство (ГРУ) печи. В ГРУ топливный газ проходит через фильтр очистки от мех. примесей, после чего по линии основного газа и по линии запального газа поступает к горелке печи.

Воздух к горелке подается воздуходувками.

Конденсат, собирающийся в ГС, через клапан, регулирующий уровень, направляется на КСУ, а затем в аварийный резервуар АРВС.

1.1.3 Описание сброса с предохранительных клапанов

Аварийный сброс со всех предохранительных клапанов предусмотрен в емкость поз. Е. Газ с емкости поз. Е по факельному трубопроводу Д_у700 поступает на факел.

На аппаратах УБС 12 поз. С-12 установлены предохранительные клапаны (ППК), которые сбрасывают газ на факел при достижении давления 6,6 кгс/см² (0,66 МПа).

Отстойники горизонтальные поз. О-1О-2 защищены ППК, которые срабатывают со сбросом на факел при достижении давления в аппаратах 5,5 кгс/см² (0,55 МПа).

На буферных емкостях поз БЕ-12, поз. Б и газовом сепараторе поз. ГС установлены ППК, которые сбрасывают газ на факел при достижении давления 5,5 кгс/см² (0,55 МПа).

На сепараторах концевой ступени поз. КС установлены предохранительные клапаны, которые сбрасывают газ на факел при достижении давления 0,5 кгс/см² (0,05 МПа).

На линии топливного газа к горелкам печи поз. П (в ГРУ) установлены ППК, сбрасывающие газ на свечу рассеивания (в атмосферу) при достижении давления 0,11 МПа.

1.1.4 Описание потока деэмульгатора

На ЦППН-2 используется технология дозирования деэмульгаторов в виде тонкодисперсных нефтяных растворов низкой концентрации (0,2-0,5%), разработаная СибНИИНП (РД 39-0148070-335-88Р). Эта технология обеспечивает эффективный массобмен деэмульгатора с водонефтяной эмульсией, сокращая тем самым время наиболее продолжительной стадии доведения деэмульгатора до капель пластовой воды и создавая необходимые условия для проявления реагентом предельной деэмульгирующей способности.

Для приготовления рабочих растворов деэмульгатора используется частично-обезвоженная нефть с содержанием воды до 30%.

Используемые деэмульгаторы (сепарол WF 41, Сепарол ES 3344, Диссольван V 3408) обладают ограниченной растворимостью в нефти, в результате чего при разбавлении деэмульгатора сырой нефтью часть деэмульгатора (20-60%) растворяется в нефти, а остальной реагент (40-80%) адсорбируется на каплях воды в виде мономолекулярного слоя. При введении нефтяного раствора реагента в эмульсию растворимая в нефти часть реагента будет доведена до глобул воды в эмульсии за счет диффузии, а адсорбированная часть деэмульгатора будет действовать за счет непосредственного контакта с каплей пластовой воды.

Бочки деэмульгатора разгружаются на приподнятой площадке. Реагент из бочек сливается в емкость. Из этой емкости деэмульгатор шестеренчатым насосом закачивается в реагентную емкость БРХ, откуда он поступает на прием дозировочного насоса (поз. НД). Деэмульгатор подается дозировочным насосом по реагентопроводу диаметром 0,5 дюйма в каждый поток обводненной нефти, поступающий с узла учета переключения на УБС.

На БРХ в реагентопровод для разбавления подается частично обезвоженная нефть, отбираемая с выкида технологических насосов поз. Н-1,2 по трубопроводу Д_у 100 мм с давлением 1,0-1,5 МПа (10-15 кгс/см²).

Рабочий раствор реагента, образуемый при совместном движении в реагентопроводе товарного деэмульгатора и нефти в турбулентном режиме (скорость более 1,5-2,0 м/сек), вводится в гребенку теплоносителя за 0,5 м до точки врезки его в трубопровод обводненной нефти.