Выбор технических средств изменения параметров установки низкотемпературной очистки газа

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И  НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ  БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

 

 

Кафедра «Автоматизации и вычислительной техники»

 

 

КУРСОВОЙ  ПРОЕКТ

по дисциплине

“ТЕХНИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ И ПРИБОРЫ»

 

на тему:

" ВЫБОР ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ УСТАНОВКИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ ОЧИСТКИ ГАЗА"

 

 

 

Студент: гр. АТП-09-1,  Волегов Ю.С.

(подпись)

 

Руководитель: к.т.н., доцент Овчинникова В.А.

(подпись)

 

 

Дата защиты              Оценка

 

 

 

Реферат

Пояснительная записка  с. 41, рис. 21, табл. 13, источников 10, прил. 2

ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ ПРИБОР, ДАТЧИК, СХЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ, ПРИЦИП ИЗМЕРЕНИЯ, КОРИОЛИСОВЫЙ РАСХОДОМЕР, НИЗКОТЕМПЕРАТУРНАЯ ОСУШКА ГАЗА.

Объектом  исследования данного курсового  проекта является технологическая часть установки комплексной подготовки газа(УКПГ) - низкотемпературная осушка газа.

Цель работы – выбор технических средств автоматизации для установки низкотемпературной осушки природного газа.

 

Содержание                  стр.

Введение 4

1 Технологический процесс 5

1.1 Общая характеристика объекта 5

1.2 Описание технологического процесса 5

2 Автоматизация технологического процесса 7

2.1 Описание процесса автоматизации 7

2.1.1 Входной сепаратор 7

2.1.2 Теплообменник газ-газ 7

2.1.3 Низкотемпературный сепаратор 8

2.1.4 Технологический блок разделителя 9

2.2 Выбор технических средств измерения 10

3 Измерение расхода жидкости на узле учёта 24

3.1 Основные теоретические положения 24

3.2 Измерение плотности 29

3.3 Модельный ряд расходомеров различных фирм 31

3.4 Краткие сведения о сенсорах 34

Заключение 35

Список используемых источников 36

Приложение А 37

Приложение Б 40

 

Введение

Автоматизация производственных процессов предусматривает  комплекс технических средств измерений  и контроля над технологическим  процессом. В их состав входит первичные  датчики – например: датчики давления, датчики температуры, расходомеры  и т.д. Они обеспечивают безаварийную работу исполнительных механизмов совместно  с вторичными приборами и контроллером. Одним из главных направлений  технического прогресса является использование  ЭВМ, что способствует дальнейшему  повышению производительности труда  и улучшению условий производства. Большое внимание, в последнее  время, уделяется вопросам измерения  технологических параметров, разработке новых методов и средств измерения, а также  повышению точности измерения  и надежности системы.

При автоматизации технологических  процессов и управлении технологическими объектами широко используются микропроцессорные  контроллеры и ЭВМ, что позволяет  получать более точные результаты измерений, т.е. уменьшить погрешности измерений, и более эффективно использовать имеющиеся ресурсы, что в свою очередь отражается на экономических  показателях производства в целом.

 

1. Технологический процесс

1. Общая характеристика объекта

Установка комплексной подготовки газа (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, сухой отбензиненный газ газоконденсатных месторождений, газовый конденсат.

Промысловая обработка газа на УКПГ состоит из следующих этапов:

— абсорбционная или адсорбционная сушка;

— низкотемпературная сепарация  или абсорбция;

— масляная абсорбция.

На газовых месторождениях подготовка газа заключается в его  осушке, поэтому там используются процессе абсорбции или адсорбции.

На газоконденсатных месторождениях осушка и выделение легкоконденсирующихся  углеводородов осуществляются путём  низкотемпературной сепарации, низкотемпературной абсорбции или низкотемпературной масляной абсорбции.

2. Описание  технологического процесса

Технологическое оборудование можно поделить на следующие блоки:

• блок входного сепаратора;
• блок теплообменника газ-газ;
• блок эжектора;
• блок низкотемпературного сепаратора;
• блок разделителя;

В входном  сепараторе механические примеси и  жидкая фаза отделяются от газа при  помощи узла завихрителя, сетчатого отбойника, решетки. Более тяжелая жидкая фаза и механические примеси задерживаются сетчатым отбойником и решеткой и стекают в нижнюю полость. Далее газ проходит через сепарирующие элементы, где происходит окончательная очистка и осушение газа от паров влаги, и выходит из сепаратора через выходной штуцер. Выделившаяся жидкая фаза через сливные патрубки из верхней полости стекает в нижнюю. Конденсат периодически удаляется через узел сброса конденсата.

Сырой газ из блока входного сепаратора поступает через входной патрубок в трубное пространство секций теплообменника, проходит через трубки трубного пучка  и охлаждается от подаваемого  в межтрубное пространство газа осушенного, поступающего из низкотемпературного сепаратора, имеющего более низкую температуру.

Газ по входному трубопроводу поступает в верхнюю емкость низкотемпературного сепаратора, пройдя через завихритель и сетчатый отбойник, установленные на входе, более тяжёлая жидкая фаза и механические примеси задерживаются отбойником и решеткой и стекают в нижнюю емкость. Далее поток газа проходит сепарирующие элементы, где происходит очистка газа и осушение от паров влаги, и выходит из сепаратора через выходной патрубок. Жидкая фаза из верхней емкости стекает в нижнюю, где разделяется на фракции (конденсат и водометанольный раствор) различающиеся по плотности. Верхний слой более легкого конденсата переливается через перегородка в накопительный отсек конденсата, а более тяжелая смесь воды и растворенного в ней метанола через трубу привода механизма уровня, устанавливающего уровень раздела фаз жидкости, поступает в накопительный отсек насыщенного метанола. Одновременно при движения жидкости по емкости происходит её дегазация.

В блоке  разделителя из промысловой жидкости - смеси конденсата и пластовой  воды с растворенным газом происходит выделение растворенного газа. Далее  газ проходит через фильтр, который  служит для снижения уноса жидкой фазы с газом и где происходит отделение взвешенной фракции и осушение газа.

 

2. Автоматизация технологического процесса

1. Описание  процесса автоматизации

1. Входной сепаратор

Первичные датчики обеспечиват работу следующей аварийной, предупредительной сигнализации и управления процессом предусмотрено схемой автоматизации:

• отклонение давления газа в сепараторе от заданного;
• отклонение температуры в сепараторе от заданной;
• загрязнённость сепарирующих элементов сепаратора выше допустимой;
• отклонение уровня конденсата газа нестабильного в нижней полости сепаратора за допустимые пределы;
• открытие и закрытие сбросного крана с электроприводом AUMA;
• открытие и закрытие дренажного крана с электроприводом AUMA;
• поддержание рабочего уровня конденсата газа нестабильного в нижней полости сепаратора, посредством открытия и закрытия регулирующего клапана с электроприводом AUMA.

2. Теплообменник газ-газ

В теплообменнике автоматизированная система осуществляет следующие  функции:

• контроль давления газа в полости межтрубного пространства;
• контроль давления газа в полости трубного пространства;
• контроль и сигнализация повышения давления газа межтрубного и трубного пространства;
• контроль температуры газа межтрубного и трубного пространства.

3. Низкотемпературный  сепаратор

Блок оборудован первичными датчиками системы АСУ ТП. Схемой автоматизации предусмотрены следующие датчики: давления рабочей среды в сепараторе; температуры рабочей среды в сепараторе; уровня жидкости в накопительной полости ёмкости конденсата сепаратора (рабочий и аварийный уровни); уровня раздела сред "конденсат-вода" в ёмкости конденсата, уровня жидкости в накопительной полости насыщенного метанола; расхода конденсата стабильного, сбрасываемого из накопительной полости ёмкости конденсата; расход метанола насыщенного. Предусмотрены показывающие манометры в сепараторе и на выходе конденсата, а также показывающий термометр и датчик перепада давления, установленные на  сепраторе.

Указанные первичные датчики  обеспечивают работу следующей аварийной, предупредительной сигнализации и  управления процессом:

• отклонение давления газа в сепараторе от заданного;
• отклонение температуры в сепараторе от заданной;
• отклонение уровня конденсата в накопительной полости ёмкости конденсата за допустимые пределы;
• отклонение уровня насыщенного метанола в накопительной полости ёмкости конденсата за допустимые пределы;
• открытие и закрытие крана дренажа аварийной ёмкости сеператора с электроприводом;
• открытие и закрытие крана аварийного закрытия линии слива насыщенного метанола из сепаратора с электроприводом;
• открытие и закрытие крана аварийного закрытия линии слива конденсата из сепаратора с электроприводом
• поддержание номинального уровня конденсата и метанола в соответствующей накопительной полости ёмкости посредством открытия и закрытия регулирующего клапана и регулирующе-отсечного клапана с электроприводом.
• отклонение перепада давления на сепарирующих элементах выше допустимого (загрязнение сепарирующих элементов);
• отклонение уровня раздела сред в емкости конденсата от заданного;
• открытие и закрытие крана сброса газа на факел с электроприводом.

Контроль  за уровнем жидкой фазы в накопительных  полостях нижней ёмкости и управление сбросными регулирующими клапанами с электроприводом производится контроллером АСУ ТП по сигналам датчиков уровня. При работе в ручном режиме уровень контролируется по визуальным указателям уровня жидкости.

4. Технологический блок разделителя

Предусмотрены следующие  первичные датчики: давления рабочей среды, температуры рабочей среды, уровня конденсата, уровня водометанольного раствора, межфазного уровня установленные на разделителе.

Предусмотрены показывающие манометры на разделителе и на вызоде конденсата.

Количество выделенного  в разделителе газа замеряется расходомером, далее газ выветривания поступает  на выход.

Конденсат выделенный в разделителе  поступает на узел дросселирования с клапаном предназначенный для отбора нестабильного конденсата и регулирования его уровня в соответствующей полости разделителя. Сброс жидкости производится автоматически открытием клапана по сигналам от датчика уровня.

При достижении верхнего уровня слив производится открытием шарового крана и плавным открытием крана шарового регулирующего и крана шарового регулирующего, с контролем давления по манометру.

2. Выбор технических  средств измерения

Датчик температуры МЕТРАН-276-Т  предназначен для измерения температуры различных сред путем преобразования сигнала первичного преобразователя температуры в унифицированный выходной сигнал постоянного тока (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 - Датчик температуры МЕТРАН-276-Т

Датчик  температуры МЕТРАН-276-Т применяется во взрывоопасных зонах, где возможно образование взрывоопасных смесей, газов, паров, горючих жидкостей с воздухом. Технические характеристики датчика приведены в таблице 2.1 [2].

Таблица 2.1 - Технические характеристики датчика температуры МЕТРАН-276-Т

Тип датчика	Выходной сигнал, мА	Диапазон преобразуемой температуры, ºС	Погрешность измерений, ±γ%
Метран-276-Т	0-5; 0-20; 4-20	0-100; 0-200; 0-300	0,25; 0,5

Для измерения давления был выбран датчик избыточного давления Метран-150CG (рисунок 2.2). Датчик использует для передачи измерительной информации выходной сигнал 4-20 мА с наложенным на него цифровым сигналом в стандарте HART.

Значения  сигнала датчика в цифровом виде выводятся на жидкокристаллический индикатор, встроенный в корпус электронного блока. Жидкокристаллический индикатор может также выполняться в виде выносного индикатора, подключаемого к датчику через специальный разъем.

Рисунок 2.2 - Датчик избыточного давления Метран-150-CG

С помощью встроенной в  датчик кнопочной панели управления осуществляются:

• контроль текущего значения измеряемого давления;
• контроль настройки параметров датчика;
• непрерывная самодиагностика;
•   калибровка датчика;
• защита настроек параметров от несанкционированного изменения.

Технические характеристика датчика приведены в таблице  2.2 [3].

Таблица 2 - Технические характеристики датчика избыточного давления

Тип датчика	Измеряемая среда	Диапазон измерений давления	Погрешность измерений	Предел измерений
Метран-150-CG	Жидкость, пар, газ	min-0-0,04 кПа, max-0-100 МПа	до ±0,075%	0,40; 0,25; 0,16; 0,10; 0,06; 0,04 кПа

Для измерения перепада давления использован  датчик Метран-150-CD. Технические характеристики данного датчика представлены в таблице 2.3 [3].

Таблица 2.3 – Технические характеристики датчика Метран-150-CD

Параметр	Значение
Пределы измерений	минимальный диапазон: 0-0,025 кПа; максимальный диапазон: 0-10 МПа.
Рабочая температура	-40…+80 °С
Основная приведенная погрешность	±0,075%
Выходные сигналы	4-20 мА с HART протоколом; 0-5 мА
Срок службы	12 лет

 

На рисунке  2.3 изображен датчик перепада давления Метран-150-CD.

Рисунок 2.3 - Датчик перепада давления Метран-150-CD

Принцип действия датчика Метран-150-CD основан на воздействии измеряемого давления на положение измерительной мембраны, что приводит к появлению разности емкостей между измерительной мембраной и пластинами конденсатора, расположенным по обеим сторонам от измерительной мембраны. Разность емкостей измеряется АЦП и преобразуется электронным преобразователем в выходной сигнал 4-20 мА на базе HART-протокола или сигнала 0-5 мА.

В качестве сигнализатора  давления был выбран электроконтактный манометр ДМ 5002 (рисунок 2.4).

Электроконтактная группа приставки механически связана со стрелкой показывающего прибора и при превышении номинального (порогового) значения происходит замыкание или размыкание (в зависимости от типа приставки) электрической цепи. Технические характеристики данного датчика представлены в таблице 2.4 [4].

Рисунок 2.4 - Электроконтактный манометр ДМ 5002

Таблица 2.4 – Технические характеристики электроконтактного манометра ДМ 5002

Тип датчика	Измеряемая среда	Диапазон измерений давления	Погрешность измерений	Температура окружающей среды
ДМ 5002	Жидкость, пар, газ	min-0-16 кПа, max-0-150 МПа	до ±0,5%	от -40 до +50° С

 

СТМ-30-стационарный сигнализатор горючих газов (рисунок 2.5), используется на объектах: газовых и автомобильных хозяйств; процесса добычи, переработки газа и нефтепродуктов; складов ГСМ для определения загазованности в производственных помещениях и выдачи управляющих воздействий на исполняющие механизмы. Технические характеристики СТМ-30 приведены в таблице 2.5 [5].

Рисунок 2.5 - СТМ-30-стационарный сигнализатор горючих газов

Таблица 2.5 - Технические характеристики СТМ-30

Характеристика	Значение
Измеряемый компонент	метан(СН4), пропан (СН)
Контролируемая среда	многокомпонентные воздушные смеси  горючих газов и паров
Пределы измерения	0…50; 0…100% НКПР
Погрешность	±5; ±1% НКПР
Быстродействие	не более 7сек.
Принцип действия	термохимический
Питание	220В

Для измерения температуры точки  росы по влаге и углеводородам  в природном газе выбран «Конг-Прима 10».

При измерении точки росы используется конденсационный метод. Сущность метода заключается в измерении  температуры, до которой необходимо охладить прилегающий к охлаждаемой  поверхности слой влажного газа, для того, чтобы довести его до состояния насыщения при рабочем давлении.

В функции датчика также входит:

• выдачи измеренных, вычисленных и зарегистрированных значений точки росы на выход, как в цифровой, так и в аналоговой форме;
• дистанционной передачи данных в различные информационные системы;
• съёма, хранения и обработки данных.

Анализатор  обладает стойкостью к технологическим  примесям природного газа. При этом достоверность показаний анализатора  сохраняется при следующих концентрациях  паров технологических примесей:

• метанол – 1000мг/м³;
• ДЭГ – при концентрациях до 5 мг/м³ влияние не обнаружено.

Превышение  вышеуказанных концентраций приводит к завышению показаний анализатора  более чем на 1ºС.

В состав анализатора  входят:

• преобразователь точки росы (ПТР) во взрывозащищённом исполнении;
• центральный управляющий блок (ЦУБ) КРАУ3.035.001 (только для эксплуатации вне взрывоопасных зон).

ЦУБ в составе  анализатора выполняет следующие  функции:

• управление процессом измерения в ПТР и обработка результатов измерения;
• настройка параметров процесса;
• сбор и хранение данных;
• формирование сообщений о самодиагностике анализатора;
• обеспечение интеграции анализатора в АСУ ТП.

ПТР при работе в составе анализатора выполняет  следующее функции:

1) измерение  первичных сигналов и их нормализация;

2) автоматическое  управление процессом измерения  с учётом уставок, предустановленных из ЦУБ;

3) автоматическая  диагностика компонентов ПТР  и передачи информации о самодиагностике  в ЦУБ;

4) визуализация  измеренных значений на встроенном  индикаторе.

Технические характеристики приведены в таблице  2.6. [6]

Рисунок 6 - Анализатор точки росы по влаге «Конг-Прима-10»

Таблица 2.6 – Технические характеристики «Конг-Прима-10»

Диапазон измерения температуры  точки росы	по влаге	для исполнения с ПТР КРАУ2.848.001, КРАУ2.848.001-01	- 30…+30ºС
		для исполнения  с ПТР КРАУ2.848.001-02	- 30…+30ºС
	по	углеводородам	- 30…+30ºС
Пределы основной абсолютной погрешности  при измерении точки росы	по влаге		±0.25ºС, ±1ºС, ±2ºС
	по углеводородам		±1ºС, ±2ºС (чистый пропан)
Продолжение таблицы 2.6
Рабочее давление исследуемого газа	для исполнения с ПТР КРАУ2.848.001, КРАУ2.848.001-01		до 10 МПа
	для исполнения  с ПТР КРАУ2.848.001-02		до 25 МПа
Длительность цикла измерения  температуры точки росы	для исполнения с ПТР КРАУ2.848.001, КРАУ2.848.001-01		3…10мин
	для исполнения  с ПТР КРАУ2.848.001-02		20…120мин
Выходной сигнал	цифровой		в соответствии с EIA RS-485
	аналоговый		4…20 мА

 

Для измерения расхода конденсата газа и метанола был использован вихревой расходомер OPTISWIRL 4070 фирмы KROHNE (рисунок 2.7).

Рисунок 2.7 - вихревой расходомер OPTISWIRL 4070

В основе принципа действия вихревого расходомера  OPTISWIRL 4070 лежит широко известное природное явление – образование вихрей за препятствием, стоящим на пути потока. При скоростях среды выше определенного предела вихри образуют регулярную дорожку, называемую «дорожкой Кармана». Частота образования вихрей при этом прямо пропорциональна скорости потока.

Система измерения  прибора основана на базе цифровой интеллектуальной обработки сигнала, разработанной фирмой KROHNE. Она осуществляет прием,  фильтрацию и обработку первичного сигнала измерения.

Особенности датчика OPTISWIRL 4070:

	встроенная функция компенсации по температуре и давлению;
	Прибор в стандартной комплектации имеет возможность температурной  компенсации для насыщенного  пара
	Все модели серии вихревых расходомеров OPTISWIRL выполнены по двухпроводной  технологии
	Прибор характеризуется долговременной стабильностью благодаря износоустойчивой и прочной конструкции
	Оптимальная эксплуатационная надежность благодаря улучшенной обработке  сигнала (ISP)
	Простота ввода в эксплуатацию – концепция «подключи и работай» (plug & play) Технические характеристики приведены  в таблице 2.7. [7]

Таблица 7 – Технические характеристики OPTISWIRL 4070

Параметр	Значение
Погрешность	до ± 0,2%
Выходные сигналы	4…20 мА
Температура рабочей среды	-40…+240 °С
Температура окружающей среды	-40…+60 °С
Конструктивное исполнение	искробезопасное, взрывонепроницаемое
Межповерочный интервал	4 года

 

Для коммерческого учета  расхода газа был использован  массовый расходомер OPTIMASS 7000 фирмы KROHNE (рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 - массовый расходомер OPTIMASS 7000

Основное назначение данных кориолисовых расходомеров - это измерение расхода массы газа или жидкости, однако, благодаря применяемому принципу измерения, они также позволяют измерять плотность и температуру проходящей через них среды.

Применяемый в этих расходомерах двухтрубный  изогнутый тип измерения кориолисового эффекта на сегодня является самым надежным и точным способом измерения, позволяя в данных расходомерах реализовывать точность 0,1%.

Кориолисовый расходомер состоит  из датчика расхода (сенсора) и преобразователя. Сенсор напрямую измеряет расход, плотность  среды и температуру сенсорных  трубок. Преобразователь конвертирует полученную с сенсора информацию в стандартный выходной сигнал.

Измеряемая среда, поступающая  в сенсор, разделяется на равные половины и протекает через каждую из сенсорных трубок. Движение задающей катушки  приводит к тому, что  трубки колеблются вверх-вниз в противоположном  направлении друг к другу.

Сборки магнитов и катушек-соленоидов, называемые детекторами, установлены  на сенсорных трубках. Катушки смонтированы на одной трубке, магниты на другой. Каждая катушка движется сквозь однородное магнитное поле постоянного магнита. Сгенерированное напряжение от каждой катушки детектора имеет форму синусоидальной волны. Эти сигналы представляют собой движение одной трубки относительно другой.

При движении измеряемой среды через  сенсор проявляется физическое явление, известное как эффект Кориолиса. Поступательное движение среды во вращательном движении сенсорной трубки приводит к возникновению кориолисового ускорения, которое, в свою очередь, приводит к появлению кориоливовой силы. Эта сила направлена против движения трубки, приданного ей задающей катушкой, т.е. когда трубка движется вверх во время половины ее собственного цикла, то для жидкости, поступающей внутрь, сила Кориолиса направлена вниз. Как только жидкость проходит изгиб трубки, направление силы меняется на противоположное.  Сила Кориолиса и, следовательно, величина изгиба сенсорной трубки прямо пропорциональны массовому расходу жидкости.

Технические характеристики приведены в таблице 2.8. [8]

Таблица 2.8 – Технические характеристики OPTIMASS 7000

№	Характеристика	Значение
1	Диапазон измерения массового  расхода, кг/час	0- 1230
2	Маx допустимое рабочее давление, бар	100
3	Взрывозащищенное исполнение	Еx
4	Выходной сигнал, мА	4-20
5	Точность	лучше чем 0.35% от количества массового расхода газа
6	Класс защиты	IP67, NEMA 4x
7	Плотность, гр/см3	0.4 ... 2.5
8	Температура процесса, °C	-40…+150