Система автоматизации процесса качественной очистки газа от кислых компонентов

Астраханский Государственный Технический Университет 
 

                                Кафедра АТП 
 
 
 
 
 
 

Курсовой  проект

по дисциплине:

«Проектирование автоматизированных систем управления»

на тему:

«Система  автоматизации процесса качественной очистки газа от кислых компонентов» 
 
 
 
 
 
 

    Выполнил:

студент гр. ДХА-51

 Никульшин  И.В. 

Руководитель:

к.т.н., доцент

Прохватилова  Л.И. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Астрахань 2006 

ОГЛАВЛЕНИЕ 

  Введение

      Астраханский  газовый комплекс, основанный в 1981г., является крупнейшим предприятием юга  России по добыче, переработке и  транспортировке газа, серы и жидких углеводородов.

      Астраханское  газоконденсатное месторождение –  первое в мире разрабатываемое месторождение, содержащее 50% метана, более 40% кислых газов, в которых 28% сероводорода. Первые исследования, проведенные в 1945г., показали целесообразность продолжения работ по поиску нефти и газа в Астраханской области.

      В 1976 году в скважине № 5 был получен  промышленный приток газа и конденсата. Это событие возвестило об открытии уникального как по размерам, так  и по содержанию компонентов Астраханского  газоконденсатного месторождения. Масштабы этого открытия (по углеводородному сырью) сопоставимы с гигантскими нефтяными и газовыми месторождениями Западной Сибири, а на мировом уровне – с крупнейшими месторождениями Ближнего Востока. По запасам же газовой серы, углекислого газа и других полезных ископаемых аналогов Астраханскому месторождению газа и конденсата в мире пока нет. Открытие АГКМ в 1976 году создало предпосылки к строительству крупнейшего и уникального газохимического комплекса в Нижнем Поволжье.

      В настоящее время ООО «Астраханьгазпром» представляет собой комплекс, объединяющий в единую технологическую и финансовую структуру 24 подразделения. Среди них: Астраханский газоперерабатывающий завод (АГПЗ), осуществляющий переработку газа, газового конденсата и нефти с получением широкого ассортимента товарной продукции; газопромысловое управление, обеспечивающее разработку Астраханского газоконденсатного месторождения, добычу и транспорт газожидкостной смеси на Астраханский газоперерабатывающий завод и добычу нефти; предприятие «Астраханьтрансгаз», выполняющее задачи по транспортировке газа и нефтепродуктов от газоперерабатывающего завода до места его распределения, подаче природного газа в городские сети.

      ООО «Астраханьгазпром» – монополист по производству серы (70% российского рынка), крупнейший российский экспортёр серы на мировом рынке (12 % мирового рынка). Астраханская сера (комовая, жидкая, гранулированная) поставляется на химические заводы России, Украины, Азербайджана, Италии, Румынии, Югославии, Англии, Индии, стран Африки.

      В настоящее время ООО «Астраханьгазпром» вышло на уровень добычи и переработки  газа 10,5 млрд. м3, серы 4,1 млн. т., бензина 960 тыс. т., дизельного топлива 800 тыс. т., мазута 374 тыс. т., сжиженного газа 240 тыс. т. в год.

      На  обслуживании специалистов газового комплекса находятся более 200 скважин различного назначения, сотни километров технологических трубопроводов, обеспечивающих транспортировку и подачу газожидкостной смеси на газоперерабатывающий завод, более двух с половиной тысяч километров магистральных газо- и продуктопроводов, распределительных и межпоселковых газовых сетей. Производство на АГПЗ и других подобных заводах и предприятиях невозможно осуществлять без его автоматизации. Автоматизация - это высокая стадия механизации, при которой функции управления выполняются автоматическими устройствами. Автоматизация механизирует не только труд, но и управление им. При автоматизации резко возрастают скорость и точность выполнения операций, что приводит к повышению производительности труда. Уровень автоматизации и механизации на астраханском газовом промысле как по количеству применяемых средств, так и по сложности оборудования довольно высок.

     Однако  на современном этапе развития вычислительной техники и средств автоматизации на предприятиях создаются и эксплуатируются распределённые автоматизированные системы управления, выполненные на микропроцессорах, объединённые в общую вычислительную сеть. Важным фактом в создании таких систем является уменьшение роли человека в технологическом процессе, т.е. переход от автоматизированного к автоматическому управлению, что особенно важно для взрыво- и пожароопасных производств, к которым относится АГПЗ.

     Целью данного курсового проекта является разработка системы автоматизации установки сероочистки АГПЗ, построенной на контроллере и отвечающей современному уровню АСУ ТП. Актуальность предлагаемой темы объясняется тем, что существующий уровень автоматизации на данной установке может быть повышен за счет внедрения современных средств автоматизации, применения сложных систем управления, что приведет в конечном итоге к улучшению качества получаемой продукции, сокращению расходов по сырью и материалам и оптимизации режимов работы технологического оборудования. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.Техническое предложение

1. 1. Назначение и структура АГПЗ

      АГПЗ  предназначен для получения из пластового газа Астраханского газоконденсатного месторождения товарных продуктов:

• топливного газа;
• технической газовой серы (жидкой, комовой, гранулированной);
• сжиженных газов (СПБТЛ, СПБТЗ);
• бензина А-76, АИ-93;
• дизельного топлива (ДТ-Л02-62, ДТ-Л05-40);
• котельного топлива (М-40, М-100).

      В состав завода входят основные, общезаводские  и вспомогательные объекты. Основные технологические объекты выделены в 5 производств (№ 1, 2, 3, 5, 6).

      В состав производства № 1 входят установки: 1-4L171, 1-5L271, У–172, У–272, У–175, У–275, У–182, У–282, на которых осуществляется:

      - разделение пластового газа высокого  давления на отсепарированный  газ, нестабильный конденсат и пластовую воду;

      - очистка природного газа от сероводорода, двуокиси углерода и других сернистых соединений;

      - сжигание горючих, кислых газов  и паров на факелах низкого  и высокого давления при пуске установок и в случае отклонений технологического режима.

     Установки 1-4L171, 1-5L271 предназначены для приема с промысла пластового газа, гашения жидкостных пробок, замера и подготовки отсепарированных газа и конденсата к дальнейшей переработке. Кроме того, имеется возможность к закачке нестабильного конденсата в подземные емкости. На установках производится сепарация газа от капельной жидкости и выделение из жидкой углеводородной фазы пластовой воды, механических примесей. Сюда же подается газ продувки скважин и газ дыхания из подземных емкостей. Получаемая продукция – отсепарированный газ и нестабильный конденсат.

     Установки очистки природного газа от кислых компонентов (У–172, У–272) предназначены  для очистки отсепарированного  газа, поступающего с установок 1-4L171, 1-5L271, и очистки газов стабилизации и выветривания с установки У–141. Получаемая продукция – обессеренный газ, кислый газ для производства серы.

  В состав производства № 2 входят установки  У–151, У–251, на которых осуществляется производство серы из кислого газа по методу Клауса и доочистки отходящих газов по методу «Сульфрин». Получаемая продукция – элементарная, жидкая и комовая сера.

     В состав производства № 3 входят установки  переработки газового конденсата: У–1.731, У–1.732, У–1.734 (включая БПТП), У–1.742, У–2.760 (ШФЛУ), осуществляющие переработку высокосернистого газового конденсата и ШФЛУ с получением бензина, дизельного топлива, мазута и сжиженных газов, и У–515 (парк стабильного конденсата).

     Комбинированная установка (У–1.731) состоит из трех блоков, которые предназначены для получения компонентов дизельного и котельного топлива, бензина, пропан-бутановой фракции, бутана технического, сероводорода, серы дисульфидной и др.

     Установка гидроочистки (У–1.732) предназначена  для каталитической очистки фракции  НК–350°С от сернистых соединений с получением стабильного гидрогенизата, сероводорода и углеводородного газа.

     Установка риформинга (У–1.734) предназначена для  получения компонента бензина А-76.

     В состав производства № 5 входят установки: У–120, У–220, У–141, У–241, У–174, У–274, У–165, У–265, полигон закачки промстоков в пласт, на которых осуществляется:

• стабилизация газового конденсата;
• очистка газа среднего давления от кислых компонентов, его рекомпремирование;
• осушка и отбензинивание товарного газа;
• обработка пластовой воды, сжигание шламов;
• закачка промстоков в пласт.

     Установки стабилизации конденсата и очистки сточных вод (У–120, У–220) предназначены для стабилизации углеводородного конденсата, поступающего с установок 1-4L171, 1-5L271. Получаемая продукция – стабильный конденсат, газ стабилизации.

     Установки очистки и компремирования газа (У–141, У–241) предназначены для очистки сероводородсодержащего газа среднего давления, поступающего с У–121, и газа выветривания диэтаноламина (ДЭА) с установок У–172, У–272, сжатия этого газа и подачи его на доочистку на установки У–172, У–272. Продукция – кислый газ на установки У–151, У–251.

     Установки осушки и отбензинивания очищенного газа (У–174, У–274) предназначена для осушки и очистки обессеренного газа от меркаптанов, сероокиси углерода. Продукция – осушенный, отбензиненный и доочищенный от меркаптанов газ, полуфабрикат – широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ).

      В состав производства № 6 входят установки: У–500, У–501, У–510, У–511/512/513, У–514, У–150, У–250, установки грануляции серы (Devco, Hawaii), осуществляющие:

• эксплуатацию товарно-сырьевых парков (складов) нефтепродуктов, сжиженного газа и серы;
• эксплуатацию наливных эстакад и отгрузку нефтепродуктов, сжиженных газов, серы;
• эксплуатацию установок грануляции.

  1.2 . Общая характеристика установки.

  Установка У-272 предназначена для очистки сырого отсепарированного газа от Н₂S, СО₂ и части сероорганических соединений водным раствором диэтаноламина (ДЭА) 33-42%-ой концентрации, при общей концентрации аминов 34-43%.

  Сырьем  установки являются:

• сырой отсепарированный газ установки У-271;
• компримированный газ установки У-241;
• газ регенерации цеолитов У-274.

  Мощность  каждой из четырёх У-272 рассчитана на переработку максимального объёма газа, равного 1,8х10⁹ нм³/год. Минимальная производительность установки, при которой возможен нормальный технологический режим – 43,5% от номинальной производительности.

  Очищенный газ установки У-272 направляется на установку осушки и отбензинивания газа У-274, кислые газы - на установку  получения серы У-251, экспанзерные - на установку промывки и компримирования газа среднего давления У-241. 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.3. Выбор структуры разрабатываемой системы управления и регулирования

      Основные  задачи автоматизации технологического процесса заключаются в следующем:

• поддержание всех параметров процесса в установленных пределах с учетом оптимального ведения процесса в целом;
• обеспечение сигнализации выхода параметров за установленные пределы;
• обеспечение блокировки при недопустимом нарушении хода технологического процесса;
• обеспечение возможности оперативно перейти на ручное управление при выходе из строя средств автоматизации.

     Для разработки системы автоматизации  любой сложный объект управления представляется совокупностью технологических подсистем, которые, в свою очередь, состоят из более мелких технологических функциональных узлов, а те из совокупности агрегатов и т.д. Разбиение объекта на функциональные узлы основано на выделении отдельной технологической задачи, либо нескольких тесно связанных задач в единый узел. Следствием этого является то, что каждый функциональный узел достаточно автономен. Интенсивность его взаимодействия с остальной системой или другими узлами на порядки ниже, чем внутри его.

     Основные  принципы, продиктованные самой задачей  автоматизации крупных объектов, из которых целесообразно исходить при выборе архитектуры системы следующие:

     − никакой единичный отказ в  системе не должен приводить к  потере ее функциональности;

     − никакой единичный отказ не должен приводить к потере объема техпроцессов, при котором невозможно функционирование объекта.

     Также существуют общие принципы, вытекающие из методов повышения надежности любых систем:

     − система должна состоять из минимального числа образующих ее элементов;

     − элементы и решения должны быть ортогональны, т.е. необходимый набор функций  должен обеспечиваться суперпозицией минимального набора базовых элементов;

     − автономность иерархических уровней  в системе;

     − минимальные размеры и простота прикладных программ – увеличение размеров программ ведет к экспоненциальному  росту числа ошибок и сложности  проверки правильности ее функционирования.

     Всем  этим принципам отвечает распределенная АСУ ТП, разработка которой предлагается в рассматриваемом курсовом проекте.

     Разрабатываемая система будет работать в автоматическом режиме и иметь следующую структуру.

     Первый уровень АСУ ТП составляют локальные средства автоматизации, включающие первичные средства измерения, устройства управления и исполнительные механизмы, расположенные непосредственно на технологическом оборудовании и коммуникациях или вблизи них.

     Второй  уровень составляют программируемый логический контроллер (ПЛК), выполняющий следующие функции:

• сбор данных об управляемом процессе,
• прием и передача данных во внешнюю промышленную сеть по соответствующему интерфейсу,
• формирование регулирующих воздействий в соответствии с программно реализованными алгоритмами регулирования,
• выдача регулирующих воздействий на устройства управления.

     Таким образом, ПЛК осуществляет непосредственное управление технологическими параметрами процесса без участия ЭВМ верхнего уровня.

На  третьем уровне располагается ЭВМ, реализующая следующие функции:

• вторичная обработка сигналов измерительной информации,
• индикация и регистрация регулируемых и контролируемых параметров процесса,
• идентификация предельных и аварийных значений параметров процесса и их сигнализация,
• обеспечение для оператора возможности ручного управления процессом за счет создания автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора.

     Указанные уровни АСУТП образуют промышленный уровень автоматизированной системы управления предприятием (АСУП). Подключение ЭВМ и оператора к локальной заводской сети позволяет взаимодействовать с другими АСУТП и функционировать в составе АСУП.

      В проектируемой системе автоматизации  установки сероочистки предлагается реализовать следующие системы  регулирования на базе контроллера FP0:

      1. Одноконтурную систему стабилизации расхода регенерированного амина, подаваемого в верхнюю часть абсорбера. Регулятор воздействует на клапан в линии подачи амина.

      2. Комбинированную систему регулирования концентрации сероводорода в очищенном газе. Возмущающее воздействие – расход кислых разов, подаваемых в нижнюю часть абсорбера. Регулятор воздействует на клапан, установленной на линии подачи полурегенерированного амина в абсорбер С01.

      3. Одноконтурную систему регулирования давления в абсорбере С01. Регулятор воздействует на клапан, установленный в линии отвода обессеренного  газа на установку У241.

      4. Одноконтурную систему регулирования уровня амина в кубовой части абсорбера С01. Регулятор воздействует на исполнительный механизм клапана, установленного на линии отвода амина из абсорбера. 
 
 
 

2.Эскизный  проект

2.1    Абсорбция

  На  блок абсорбции установки У-272 поступают  следующие газы:

1. сырой отсепарированный газ с установки У-271 с температурой до 30 °С и давлением до 65 кг/см²;
2. рекомпримированный газ с установки У-241 с температурой до 50 °С и давлением до 65 кг/см²;
3. газ регенерации цеолитов с установки У-274 с температурой до 58 °С и давлением до 65 кг/см².

  Газ с У- 271 и У - 241 подается в сепаратор В-01, где происходит сепарация от конденсата и влаги.

  Первые  два потока содержат наибольшее количество кислых компонентов, подлежащих удалению, и поэтому перерабатываются совместно: они подаются в нижнюю часть абсорбера С-01 под первую тарелку.

  Газ регенерации установки У-274 подается в среднюю часть абсорбера С-01 под 24-ю тарелку.

  Газ с установки У-241 поступает на У-272 по линии 6".

  Далее оба потока совместно по линии 16" поступают в сепаратор В-01: давление Р до 65 кг/см², температура t° до 35°С.

  Внутренняя  поверхность сепаратора В-01 защищена антикоррозионным покрытием. Во избежание образования гидратов, днище сепаратора оснащено парообогревателем.

  Сырой, отсепарированный от конденсата газ, по линии 16" подаётся в нижнюю часть абсорбера С-01 (рабочие условия: давление до 65 кг/см², температура в верхней части 45-55°С, в кубовой части до 94°С)

  В абсорбер С-01 также подаются газы регенерации  цеолитов, поступающие с У-274 под  тарелку 24 по линии 6".

  Обессеренный  газ выходит из верхней части  абсорбера С-01 и направляется по линии 12" на У-274.

  Предусмотрен  сброс на факел высокого давления НF с линии обессеренного газа через автоматическую задвижку.

  Имеется возможность сброса давления с блока  абсорбции на У-241 по линии 3", доводя, таким образом, до минимума количества газа, сбрасываемого на факел. 

2. .     Абсорбер С-01.

  Абсорбер  С-01 оснащен 33 ситчатыми тарелками. Верхняя 33-я служит каплеотбойником  для предотвращения уноса жидкости с газом. Тарелки c 1-ой по 23-ю состоят из 4-х секций, с 24-той по 32-ю из 2-х секций. Запитка абсорбера выполнена на двух уровнях, двумя потоками амина разного качества. На тарелку 32 регенерированный раствор амина подается насосом Р01А/В по линии 12". Подача частично регенерированного амина в абсорбер осуществляется двумя вводами 12" на тарелку 22 насосами Р02А/В. В средней зоне абсорбера предусмотрены два перетока 12" регенерированного амина с 23-ей на 13-ю тарелку. Эта схема позволяет создать температуру, способствующую гидролизу COS.

  В нижнюю часть абсорбера предусмотрена  возможность подачи пара VU по линии 2" и азота GA по линии ¾" для пропарки и деаэрации аппарата при остановке на ремонт. В нормальном режиме эта линия отглушена реверсивной заглушкой.

3. Схема подачи амина в абсорбер С-01.

  Подача  растворов амина в абсорбер С01 происходит по типу "разделенный поток" и заключается в следующем:

• в верхнюю часть абсорбера подается полностью регенерированный раствор амина ( тощий амин ), что позволяет получать хорошо очищенный газ от кислых компонентов Н₂S и СО₂;
• в среднюю часть абсорбера подается частично регенерированный (полурегенерированным) раствор амина, способный абсорбировать большинство кислых компонентов.

  Преимущества  данной схемы в следующем:

• разгрузка верхней части абсорбера по жидкости, что позволяет уменьшить диаметр абсорбера;
• сокращение потребления пара рибойлера на регенерацию амина.

  Полурегенерированный  амин с 9-й тарелки С-02 поступает  по линии 20" на прием подпорных насосов Р05А/В.

  Полурегенерированный  амин с нагнетании насосов Р-05А/В  по линии 18" поступает в АВО      А-02, где охлаждается до 65 °С и подается на прием насосов Р02А/В. Имеется пробоотборник 72SС005 для контроля качества полурегенерированного амина. Насос Р02А/В по линии 18" подает полурегенерированным амин на 22-ю тарелку абсорбера С-01 через клапан-регулятор расхода 72FV003.

  Насосы  Р02А/В взаимно резервируемы с  двигателями одинаковой мощности. Привод насоса Р02А может также осуществляться турбиной рекуперации энергии ТR-01 совместно с электродвигателем, что позволяет уменьшить потребление электроэнергии.

   Регенерированный  амин из бака хранения Т-01 по линии 14" поступает на прием подпорных насосов Р01А/В. С выкида насосов Р01А/В регенерированный амин по линии 12" поступает на 32-ю тарелку абсорбера С-01.  

2. 4. Нормы технологического  режима.

  Расход  рекомпремированного газа, поступающего с У-241 - 10086 м³/ч

  Расход  газа регенерации с У274 -  8424 м³/ч

  Расход  обессеренного газа на У274 – 131435 м³/ч

  Содержание  сероводорода в обессеренном газе – 5,7мг/м³ (8 ppm)

  Расход  регенерированного амина – не более 433 м³/ч