Система автоматического управления установкой нефтеперерабатывающего завода Товарищества с ограниченной ответственностью "Тенгизшевройл"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО

ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал в г. Стерлитамаке

Кафедра АТИС

Пояснительная записка

к курсовому проекту по предмету

«Проектирование автоматизированных систем»

Система автоматического управления установкой нефтеперерабатывающего завода товарищества с ограниченной ответственностью "Тенгизшевройл"

Д. Ардаккызы

Стерлитамак 2016



РЕФЕРАТ

Курсовой проект содержит 88 с., 18 рисунков, 13 таблиц, 12 источников, 4 приложения.

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ, УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, КОНТРОЛЛЕР S400, SCADA-СИСТЕМА, АВТОМАТИЗИРОВАННОЕ РАБОЧЕЕ МЕСТО.

Объектом исследования является установка 200 нефтеперерабатывающего завода ТОО «Тенгизшевройл» Казахстан

В процессе исследования были рассмотрены технологический процесс подготовки нефти, выполнен анализ существующего уровня автоматизации и методов контроля за технологическим процессом.

Цель работы - Разработка системы автоматического управления установкой 200 газоперерабатывающего завода товарищества с ограниченной ответственностью «Тенгизшевройл» в республике Казахстан.

В результате исследования был разработан проект программно-алгоритмического обеспечения интегрированной автоматизированной системы диспетчерского управления Siemens S7-400 и SCADA-система WinCC.

Технико-экономические показатели свидетельствуют о целесообразности разработки системы автоматизации установки подготовки нефти, что подтверждают расчеты надежности и экономической эффективности.

Разработанная система может применяться в системах контроля, управления и сбора данных на различных промышленных предприятиях.



• СОДЕРЖАНИЕ
• РЕФЕРАТ
• СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ
• ВВЕДЕНИЕ
• 1 Характеристика системы управления установкой 200 нефтеперерабатывающего завода 11
• 1.1 Структура производства
• 1.2 Описание технологического процесса
• 1.2.1 Назначение процесса
• 1.2.2 Описание технологической схемы и основных аппаратов производства
• 1.3 Характеристика материальных и энергетических потоков, рабочих сред, помещений и установок (агрессивность, взрыво и пожароопасность)
• 1.4 Нормируемые показатели качества продуктов
• 1.4.1 Критерии качества управления производством
• 1.5 Правила управления процессом
• 1.5.1 Правила управления процессом в нормальных ситуациях
• 1.5.2 Правила управления процессом в критических ситуациях
• 1.5.3 Правила управления процессом при пуске
• 1.5.4 Правила управления процессом при останове
• 1.6 Оценка подготовленности объекта к автоматизации и пред-ложения по реконструкции или изменению технологических процессов в целях повышения возможностей автоматизации
• 2 Основные технические решения по автоматизации
• 2.1 Выбор приборов и средств автоматизации
• 2.1.1 Перечень регулируемых параметров
• 2.1.2 Перечень контролируемых параметров 43
• 2.1.2 Перечень регулируемых параметров 46
• 2.1.3 Приборы для контроля технологических параметров 49
• 2.1.4 Приборы для регулирования технологических параметров
• 2.1.5 Приборы для управления технологическим процессом: контроллеры: конфигурация, программирование
• 2.2 Система технологической сигнализации и блокировки
• 2.2.1 Перечень сигнализируемых и блокируемых параметров
• 2.2.2 Выбор и обоснование схемы. Порядок действия схемы
• 2.3 Программное обеспечение проекта автоматической системы на базе интегрированной системы проектирования и управления
• 2.3.1 Эргономическое обеспечение рабочего места оператора: мнемосхемы управления технологическим объектом
• 2.3.2 Математическая часть проекта: программы для контроллеров, база каналов, переменные проекта и их взаимосвязь
• 2.3.3 Связь программной и аппаратной частей проекта 79
• 2.4 Питание системы автоматизации: описание схем электропитания
• 3 Особенности выполнения работ по монтажу систем автоматизации
• 3.1 Монтаж системы автоматизации
• 3.2 Размещение приемных и отборных устройств, измерительных преобразователей и регулирующих клапанов
• 3.3 Указания по монтажу электрических и трубных проводок
• 3.4 Размещение преобразователей и защитовой аппаратуры
• 3.5 Монтаж оборудования в помещении управления
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• Список использованных источников



СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

АО - Аварийная обстановка

APM - Автоматизированное рабочее место

АСР - Автоматическая система регулирования

АСУ ТП - Автоматизированная система управлением технологическим процессом

АФХ - Амплитудно-фазовая характеристика

АЧХ - Амплитудно- частотная характеристика

БСД - Блок сбора данных

ВД - Высокое давление

ГВС - Горячее водоснабжение

ГОСТ - Государственный стандарт

ЗВП - Завод второго поколения

ЗСГ - Закачка сырого газа

КИП - Ключевые индикаторы производительности

КП - Клапан приемный

КР - Регулирующий клапан

КРП - Клапан регулирующее-перекрывающие

КТК - Каспийский трубопроводный консорциум

КТЛ - Комплексная технологическая линия

НД - Низкое давление

НТК - Нормальная температура кипения

ПАЗ - Система противоаварийной защиты

ПАС - Пожарно-аварийная служба

ПБХВ - Паспорт безопасности применяемых на объектах ТШО химических веществ

ПИД - Пропорционально-интегрально-дифференцирующий

ПЛК - Программируемый логический контроллер

ППР - Право на прекращение работ

РК - Республика Казахстан

РСУ - Распределенные системы управления

СД - Среднее давление

СИ - Международный системы величин

СИЗ - Средства индивидуальной защиты

ТБ - Техника безопасности

ТОО - Товарищество с ограниченной ответственностью

ТШО - Тенгизшевроил

УВ - Углеводород

ФСА - Функциональная схема автоматизации

ХВС - Холодное водоснабжение

AMS-Avira Professional Security

COG - Chip on Glass

CP - Коммуникационные процессоры

CPU - Центральные процессоры-модули

IM - Интерфейсные модули

FM - Функционеры модули

HURT - Цифровой промышленный протокол передачи данных

PS - Блок питания

SCADA - (Supervisory Control and Data Acquisition) - программа операторского управления и сбора данных технологического оборудования, состоящая из инструментального и исполнительного комплекса.

SM - Сигнальные модули



ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проекта курсового проекта. В настоящее время управление технологическим процессом установки 200 оператором по месту невыполнимая задача. С каждым годом требуется повышение производительности технологического процесса, постоянно требуется мгновенное реагирование системы управления на изменения системы.

Нефтяные месторождения находятся обычно в отдаленных от промышленных центров районах, объекты нефтяных промыслов рассредоточены на больших площадях, достигающих десятки и сотни квадратных километров. Необходимо также отметить высокую стоимость трудовых ресурсов, сложность технологических процессов, связанную с большими объемами перерабатываемого сырья, непрерывным характером его добычи и высокими требованиями к качеству товарного продукта, поступающего в нефтепровод, поэтому автоматизация и телемеханизация нефтяных месторождений играют огромную роль в повышении эффективности их эксплуатации.

Современная ситуация требует внедрение на предприятии нефтегазовой промышленности автоматизированной системы управления. Она дает возможность повысить рентабельность предприятия, производительность труда, улучшить качество производимого продукта, образовать надежное и бесперебойное производство, предупреждает загрязнение атмосферного воздуха и водоемов промышленными отходами.

По мере осуществления автоматизации происходит сокращение физическихнагрузок, уменьшение численности рабочих, уменьшение случаев травматизма и нештатных ситуаций.

Автоматизация приводит к улучшению основных показателей эффективности производства: увеличению количества, улучшению качества и снижению себестоимости выпускаемой продукции, повышению производительности труда. Внедрение автоматических устройств обеспечивает высокое качество продукции, сокращение брака и отходов, уменьшение затрат сырья, удлинение сроков межремонтного пробега оборудования.

Проект предусматривает внедрение автоматического управления и регулирования установкой 200 нефтеперерабатывающего завода товарищества с ограниченной ответственностью «Тенгизшевройл» в республике Казахстан. Внедрение позволит решить многие задачи такие как:

– регулирование технологических параметров с использованием ПИД-регулятора с более точным реагированием системы на изменение протекание процесса;

– централизованная система управления позволит контролировать все технологические параметры, анализировать и сравнивать показатели в программируемом логическом контроллере;

– контроль за технологическим процессом с операторной на мнемосхеме позволит визуально определять состояние технологического процесса без потери времени на анализ работы системы, система контроля и управления будет сама оповещать оператора при изменения параметра и выхода значения за пределы нормального режима работы;

– сигнализация звуковая и индикация позволит оперативно решать сложившиеся проблемы и устранять нештатные ситуации;

– анализ данных протеканий технологического процесса посредством просмотра архивных трендов и трендов реального времени;

– устранение аварийных ситуаций АСУ ТП позволит проверить соблюдение последовательности действий оператора и выяснения причин нештатной ситуации;

– увеличение производительности работы системы и исключить по максимуму человеческий фактор за счет АСУ ТП.

Цель курсового проекта. Разработка системы автоматического управления установкой 200 газоперерабатывающего завода товарищества с ограниченной ответственностью «Тенгизшевройл» в Республике Казахстан.

Для качественного ведения процесса необходимо решить следующие задачи:

1. Выбор средств автоматизации, удовлетворяющих параметрам технологического процесса: первичных преобразователей, программируемого логического контроллера, модулей аналогового и дискретного ввода-вывода;

2. Разработка мнемосхемы и вспомогательных экранов для визуализации технологических параметров;

3. Повышение защиты обслуживающего персонала за счет автоматизации производства.

4. Повышение эффективности работы на базе применения современной компьютерной техники, средств сбора и передачи информации;

Новизна и практическая ценность проекта. Новизна проекта заключается в использовании современных систем автоматики на базе микропроцессорного устройства взамен устаревших систем управления.

Область внедрения. Данная система автоматического управления предполагает внедрение на объекте газоперерабатывающего завода товарищества с ограниченной ответственностью «Тенгизшевройл» в республике Казахстан.



1. Характеристика системы управления установкой 200 нефтеперерабатывающего завода

1.1 Структура производства

На участке установки 200 находится входной сепаратор, обессоливатель, стабилизационная колонна нефти, отпарная колонна конденсата и установка очистки пластовой воды [5].

Структурное расположение участков с номером установки отображено на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Структурное расположение участков

1.2 Описание технологического процесса

1.2.1 Назначение процесса

Совместное предприятие TOO «Тенгизшевройл» (ТШО) ведет разработку месторождений Тенгиз и Королев. В состав TOO «ТШО» входит основной завод (КТЛ-1, КТЛ-2 и Нитка 5) и завод второго поколения (ЗВП). Производственные объекты ЗВП расположены в южной части Тенгизского нефтеперерабатывающего завода нефтяного месторождения Тенгиз в западном регионе Руспублики Казахстан [5].

Строительство ЗВП было начато в ноябре 2003 г., а пуско-наладка и сдача в эксплуатацию были осуществлены в 2 этапа: в марте-апреле 2008 г. (пуск в режиме «поэтапной нефти») и в октябре 2009 г. (пуск ЗВП на полную мощность). Согласно первоначальному проекту завод второго поколения производил 12 млн.т/год стабилизированной (товарной) нефти. В 2009 г. был внедрен проект оптимизации ЗВП, согласно которому применяется новая схема смешивания газовых потоков. Газ из компрессоров влажного сырого газа GC-201/202 с высоким содержанием сероводорода предпочтительно направляется на ЗСГ, что позволяет увеличить загрузку ЗВП по нефти. В результате перехода на режим «композиционного контроля» производственная мощность ЗВП была увеличена до 15.25 млн. тонн в год [5].

ЗВП рассчитан на работу в трех режимах:

1. Режим «только ЗСГ».

2. Режим «только ЗВП».

3. Основной режим («ЗСГ + ЗВП»).

Установка 200 (У-200) предназначена для:

– отделения газа и пластовой воды от добываемой нефти (в процессе 3-ступенчатой

– сепарации: в сепараторе ВД на входе нефти с Промысла и сепараторах СД и НД);

– обессоливания и стабилизации нефти;

– компримирования попутного газа;

– отделения УВ конденсата для последующего его фракционирования на У-700.

1.2.2 Описание технологической схемы и основных аппаратов производства

Скважинные флюиды поступают на технологический участок через входной сепаратор (F-201). Из входного сепаратора обводненная нефть поступает в сепаратор (F-202) среднего давления (СД). Жидкость из сепаратора СД поступает в сепаратор (F-203) низкого давления (НД), а затем в обессоливатель (F-209).

Обессоленная нефть поступает в стабилизационную колонну (D-202). В стабилизационной колонне нефти H₂S и метил- и этилмеркаптаны удаляются из нефти путем дистилляции легких фракций, включая пентаны. Нефть смешивается с нижним продуктом дебутанизатора установки 700 до достижения нормативного давления насыщенных паров нефти, а затем перекачивается непосредственно в экспортный трубопровод КТК.

Газ, отводимый с верха стабилизационной колонны, сжимают и смешивают с газом из сепаратора НД. Смешанный газовый поток снова сжимают, смешивают с газом из сепаратора ВД и газом из отпарной колонны конденсата (D-201) и затем опять сжимают.

Сжатый газ ВД смешивают с газом из входного сепаратора, охлаждают и направляют на сепаратор сырого газа ВД (высокого давления) на установке 300.

Входной сепаратор (F-201).

Нефть и попутный газ с промысла поступает по трубопроводу на завод и непосредственно во входной сепаратор (F-201).

Регулирование уровня входного сепаратора (СТиКИП: 62-0200-B-PID-0201-02).

Входной сепаратор представляет собой горизонтальный сепаратор, предназначенный для двухфазной (газожидкостной) сепарации поступающих добываемых флюидов. Входной сепаратор рассчитан на давление 68 бар. (изб.) и температуру поступающего флюида 50-70°С.

Поступающий шлам приведет к повышению уровня во входном сепараторе. Шламы образуются при запуске или повторном запуске скребков и при увеличении производительности скважины. Контроллер уровня LT-02002 является контроллером прямого действия: подъем уровня в сепараторе приводит к увеличению продукта на выходе и соответственно к увеличению расхода из сосуда через контроллер FQIC_02002, который работает в каскадном режиме.

LT-02002 является частью стратегии управления блокировкой автоматики, которая обеспечивает поддержание уровня в сепараторе СД (F-202) в пределах рабочего диапазона. Если уровень в F-202 находится в пределах нормального диапазона регулирования, то уставка для FQIC-02002 устанавливается по LT-02002, который регулирует уровень в F_201. Если уровень в F-202 превышает значение высокого уровня жидкости, то уставка FQIC_02002 выставляется по LT_02005-3, контроллер блокируется сигналом высокого уровня жидкости в F-202 посредством селектора сигнала низкого уровня LY-02005-1. Уставка для LT-02005-3 выставляется дистанционно с LT-02005-1 через LY-02005-2.

LT-02005-3 и LT-02011-3 не требуют действий оператора, т.к. срабатывают только тогда, когда уровень в F-202 или в F-203 превышает значение нормальной уставки регулирования и достигает отметки высокого уровня жидкости. Оба контроллера имеют обратное действие и для обеспечения быстрого срабатывания нуждаются в высоком коэффициенте усиления.

Из входного сепаратора обводненная нефть поступает во входные подогреватели (E-201A/B), а затем в сепаратор СД. Входные подогреватели предназначены для повышения температуры входящего продукта с 50°C до 70°C путем перекрестного обмена с горячей стабилизированной нефтью. Входные подогреватели состоят из двух параллельно соединенных корпусов, каждый из которых рассчитан на 50% от общей мощности. Параллельные клапаны регулирования расхода FV_02002-1 и FV-02002-2 регулируют расход в каждом подогревателе. Функции одного из этих клапанов может взять на себя клапан байпаса FV-02002-3. Система механической блокировки регулирования не допускает одновременного открытия более двух клапанов регулирования уровня.

Регулирование давления входного сепаратора (СТиКИП: 62-0200-B-PID-0201-03).

Рабочее давление входного сепаратора нельзя регулировать непосредственно в сепараторе, но можно регулировать за счет газа, поступающего из системы, а также регулируя расход газа, отводимого к установке 300.

Отвод газа через клапан-регулятор давления PV-02003 регулируется контроллером давления PT_02003, который срабатывает по сигналу давления, измеряемого после клапана. Комбинация быстрого срабатывания клапана-регулятора давления и быстродействующего контроллера давления предотвращают повышение давления выше уставок предохранительного клапана ниже по потоку при быстрых изменениях давления, которые могут иметь место.

Сигнал аварийно-высокого давления с помощью датчика PI-02231 извещает операторов на промысле о том, что необходимо приостановить добычу продукта на скважинах в случае повышения давления во входном сепараторе. На трубопроводе поступающей нефти также установлен PAHH-02002 (мажоритарной выборки 2 из 3) для отключения подачи в F-201 при аварийно-высоком давлении. (См. раздел 0).

Сепаратор СД (F-202).

Сепаратор СД - это горизонтальный трехфазный сепаратор, предназначенный для отделения испаряемого газа и слойной воды от поступающей нефти и рециркулируемой воды из обессоливателя. Кислая вода и углеводородный конденсат из фильтра-коалесцера сырого газа (F-340) и сепаратора воды (F-341) поступают на сепаратор СД.

Слойную воду сливают из сборника сосуда и направляют на установку очистки пластовой воды (PU-203) для вторичной сепарации нефти и воды, уровень раздела фаз при этом регулируют при помощи регулятора межфазного уровня. Нефть направляется дальше к сепаратору НД. Сепаратор СД рассчитан на максимальный уровень содержания слойной воды, равный 0,5% от объема нефти.

Регулирование уровня сепаратора СД (СТиКИП: 62-0200-B-PID-0203-01)

Жидкость, поступающая в сепаратор СД из F-201, приводит к повышению уровня. Контроллер уровня LT-02005-1 является контроллером прямого действия: подъем уровня во входном сепараторе приводит к увеличению продукта на выходе и соответственно к увеличению расхода из сосуда через контроллер FQIC_02004, который работает в каскадном режиме.

LT-02002 является частью стратегии управления блокировкой автоматики, которая обеспечивает поддержание уровня в сепараторе НД в пределах рабочего диапазона. Если уровень в F-203 находится в пределах нормального диапазона регулирования, то уставка для FQIC-02004 устанавливается по датчику LT-02005-1, который регулирует уровень в F_202. Если уровень в F-203 превышает значение высокого уровня жидкости, то уставка для FQIC-02004 выставляется по LT-02011-3, контроллер блокируется сигналом высокого уровня жидкости в F-203 посредством селектора сигнала низкого уровня LY-02011-1. Уставка для LT-02011-3 выставляется дистанционно с LT-02011-1 через LY-02011-2.

Регулирование давления сепаратора СД (СТиКИП: 62-0200-B-PID-0203-03).

Сепаратор рассчитан на рабочее давление 24,2 бар. (изб.).

Рабочее давление контролируется путем регулирования расхода газа, поступающего в третью ступень двух компрессорных ниток (GC-201-3 и GC-202-3) при помощи главного контроллера третьей ступени UIC-02003. Главный контроллер UIC-02003 контролирует давление в сепараторе СД с помощью PT-02273 и посылает рассчитанный сигнал на выход контроллеров распределения нагрузки UIC_02013 (нитка 1) и UIC-02023 (нитка 2), которые приводят в действие два клапана-регулятора UV_02013 и UV-02023 на линиях подачи газа к третьей ступени компрессора. Контроллеры являются частью системы управления ССС и системы безопасности.

Таким образом, если измеренное давление в сепараторе СД выше или ниже заданной уставки, оба клапана-регулятора давления на каждой нитке откроются или закроются, чтобы обеспечить уставку и распределить нагрузку между двумя компрессорами.

Если в сепараторе СД высокое давление, датчик PT-02238 (прямого действия) откроет PV-02238, и направит газ на факельную установку ВД.

Сепаратор НД (F-203).

Сепаратор НД (F-203) - это горизонтальный трехфазный сепаратор, предназначенный для отделения слойной воды и испаряемого газа от нефти, поступающей из сепаратора СД. В режиме поэтапной добычи нефти он будет использоваться только для газожидкостной сепарации. Размеры сепаратора НД аналогичны размерам сепаратора СД, и он имеет достаточный объем, чтобы вместить нормальный объем жидкости из сепаратора СД в случае, если один из двух параллельных клапанов-регуляторов между сепараторами СД и НД открывается при отказе системы управления.

Нефть и увлекаемая вода откачиваются из сепаратора НД при помощи питательных насосов обессоливателя (G-211A/B) в обессоливатель, а затем поступают в стабилизационную колонну нефти.

Регулирование уровня сепаратора НД (СТиКИП: 62-0200-B-PID-0207-01).

Жидкость, поступающая в сепаратор НД (F203), приводит к повышению уровня. Контроллер уровня (LT-02011-1) является контроллером прямого действия: подъем уровня во входном сепараторе приводит к увеличению продукта на выходе и соответственно к увеличению расхода из сосуда через контроллеры FT-02018-1 и FT-02018-2, которые действуют в каскадном режиме и регулируют подачу за стабилизационной колонной нефти. (См. раздел 3.6, Регулирование подачи стабилизационной колонны).

Водосборник для слива воды при расчетном содержании пластовой воды в сепараторе НД не используется. Флюид направляется назад в магистральный трубопровод нефти. При увеличении содержания пластовой воды используется водосборник для слива воды.

Регулирование давления сепаратора НД (СТиКИП: 62-0200-B-PID-0207-02).

Сепаратор НД рассчитан на рабочее давление 9,0 бар. (изб.).

Рабочее давление контролируется путем регулирования расхода газа, поступающего во вторую ступень двух компрессорных ниток (GC-201-2 и GC-202-2) при помощи главного контроллера второй ступени UIC-02002. Главный контроллер UIC-02002 контролирует давление в сепараторе НД и посылает рассчитанный сигнал на выход контроллеров распределения нагрузки UIC_02012 (нитка 1) и UIC-02022 (нитка 2), которые приводят в действие два клапана-регулятора UV_02012 и UV-02022 на линиях подачи газа ко второй ступени компрессора. Контроллеры являются частью системы управления ССС и системы безопасности.

Таким образом, если измеренное давление в сепараторе НД выше или ниже заданной уставки, оба клапана-регулятора давления на каждой нитке откроются или закроются, чтобы обеспечить уставку и распределить нагрузку между двумя компрессорами.

Если в сепараторе НД высокое давление, датчик PT-02055 (прямого действия) откроет PV-02055, и направит газ на факельную установку ВД.

Участок обессоливания (СТиКИП: 62-0200-B-PID-0209-02)

Обессоливание необходимо для предотвращения отложения солей в теплообменнике сырья и нижнего продукта стабилизатора (E_206A-D), а также для того, чтобы содержание основного осадка и воды в нефти соответствовали ТУ на нефть, предназначенную для экспорта. Для этого к нефти добавляют промывочную воду относительно низкой солености и тщательно перемешивают с увлекаемой пластовой водой, в результате чего происходит снижение концентрации соли в увлекаемой водной фазе.

Минерализация определяется с целью выявления водно-солевого баланса, или количества остаточной соли в слойной воде (фунтов) на тысячу баррелей нефти вместе со слойной водой. Размеры обессоливателя обеспечивают содержание основного осадка и воды в нефти равное 0,05 в соответствии с ТУ, которое определяется как отношение объема слойной воды и содержащейся в ней соли к объему нефти вместе со слойной водой.

Промывочная вода смешивается с рециркулируемой водой обессоливателя, добавляется к обводненной нефти за питательными насосами обессоливателя (G-211A/B) и проходит через параллельно соединенные специальные смесительные клапаны на входе в обессоливатель (F-209).

Два смесительных клапана PDV-02007-1/2 на нагнетательной линии питательного насоса обессоливателя тщательно перемешивает нефть и промывочную воду под контролем, что до минимума снижает риск образования эмульсии. Положение смесительных клапанов можно изменять в зависимости от перепада давления на клапанах с помощью контроллеров PDT-02007-1 и PDT-02007-2.

Уровень раздела фаз нефть-вода в обессоливателе поддерживают с помощью интерфейсного контроллера LT-02014, который регулирует расход возвратной воды из системы обессоливателя с помощью LV-02014, отбирая воду на выкиде насосов рециркуляции воды (G-207A/B). Это вода рециркулирует и вновь вводится в систему перед входными нагревателями, где смешивается с поступающей обводненной нефтью, осуществляя, таким образом, псевдо-двухступенчатый процесс обезвоживания/обессоливания. Это не только уменьшает соленость поступающей пластовой воды, но также обеспечивает прохождение фазы слойной воды через входные подогреватели, исключая, таким образом, образование соляных отложений на стенках труб из-за насыщенного рассола.

Конструкция обессоливателя и систем промывочной воды рассчитаны на максимальное содержание пластовой воды равное 3% объема (с учетом того, что F-202 и F-203 будут частично использоваться на стадии обессоливания). Обессоленная нефть поступает из обессоливателя в стабилизационную колонну (D-202) для окончательной переработки перед экспортом.

Участок стабилизации (СТиКИП: 62-0200-B-PID-0216-01).

Основное назначение стабилизационной колонны нефти (D-202) - это поддержание нормативного давления насыщенных паров нефти и удаление H₂S. Колонна также используется для отвода метил- и этилмеркаптанов из нефти до отправки в трубопровод КТК или хранилище ТШО.

Обессоленная нефть из обессоливателя перед колонной делится на два потока. Одну часть предварительно нагревают за счет температуры горячей стабилизированной нефти в теплообменниках сырья и нижнего продукта стабилизатора (E_206A/B/C/D), а оставшуюся обессоленную нефть подают на верхние тарелки колонны для орошения.

Конфигурация и режим работы стабилизационной колонны нефти разработаны таким образом, чтобы общая концентрация метил- и этилмеркаптанов в стабилизированной нефти была ниже 5 миллионных долей по весу при производительности завода 12 млн. тонн в год. Максимальная концентрация метил- и этилмеркаптанов в соответствии ТУ на нефть составляет 30 миллионных долей по весу.

Регулирование подачи в стабилизационную колонну (СТиКИП: 62-0200-B-PID-0216-01).

Подача в стабилизационную колонну осуществляется в два потока через контроллеры FT-02018-1 и FT_02018-2, которые работают в каскадном режиме. Действующие уставки для каждого получают с функционального блока FY-02018-3. Эта установка позволяет по сигналу контроллера уровня (LT-02011-1) на сепараторе НД повторно настроить контроллеры уровня в соответствии с индексом разделения на два потока.

Выходной сигнал регулятора расхода FT-02018-1 поступает на функциональный блок FY_2018-6, который работает в низком диапазоне и передает наименьший сигнал от FT-02018-1 к PT-02286.

PT-02286 предназначен для предотвращения мгновенного испарения в обессоливателе, если давление в линии подачи D-202 упадет в результате выхода из строя обоих питательных насосов (G-211A/B) обессоливателя. Давление пара в обессоливателе равно давлению в сепараторе НД, т.е. приблизительно 9 бар. (изб.). Мгновенное испарение вызовет понижение уровня жидкости в обессоливателе, что приведет к повреждению электрических элементов. При нормальных условиях рабочий параметр процесса выше уставки контроллера. Действие PT-02286 будет прямым без выходного сигнала. Сигнал низкого диапазона FY_2018-6 посылает более низкий сигнал от FT-02018-1 на клапан-регулятор расхода FV-02018-1 до тех пор, пока давление выше по потоку не упадет до значения, при котором начинает работать PT-02286, прикрывая FV_02018-1.

Выходной сигнал регулятора расхода FT-02018-2 поступает на функциональный блок FY_2018-5, который работает в низком диапазоне, и посылает наименьший сигнал от FT-02018-2 к PT-02226.

PT-02226 предназначен для предотвращения мгновенного испарения в теплообменнике сырья и нижнего продукта стабилизатора (E_206A-D), если давление в линии подачи в D-202 упадет. Мгновенное испарение в теплообменнике может вызвать отложение солей, которое необходимо избегать, особенно если обессоливатель временно отключен. Давление пара составляет приблизительно 24 бар (изб.) При нормальных условиях изменение параметров технологического процесса выше уставки контроллера. PT-02226 будет прямым без выходного сигнала. Сигнал низкого диапазона FY_2018-5 посылает более низкий сигнал от FT-02018-2 на клапан-регулятор расхода FV-02018_2 до тех пор, пока давление выше по потоку не упадет до значения, при котором начинает работать PT-02226, прикрывая FV-02018-2.

Регулирование давления в стабилизационной колонне (СТиКИП: 62-0200-B-PID-0216-01).

Рабочее давление в стабилизационной колонне (2,6 бар (изб.)) контролируется путем регулирования расхода газа, поступающего на первую ступень двух компрессорных ниток (GC-201-1 и GC-202-1) при помощи главного контроллера первой ступени UIC-02001 и двух контроллеров распределения выходной нагрузки UIC_02011 (нитка 1) и UIC-02021 (нитка 2).

Контроллеры являются частью системы управления ССС и системы безопасности.

Главный контроллер UIC-02001 контролирует давление в верхней части колонны с помощью PT_02271 и посылает рассчитанный сигнал на выход контроллеров распределения нагрузки UIC-02011 и UIC-02021, которые регулируют два клапана-регулятора UV-02011 и UV-02021 на линиях подачи газа к первой ступени компрессора.

Регулирование давления в стабилизационной колонне очень важно для того, чтобы продукт соответствовал ТУ. Так, если давление выше или ниже заданной уставки, оба клапана-регулятора давления на каждой нитке откроются или закроются, чтобы обеспечить уставку и распределить нагрузку между двумя компрессорами.

Чувствительность метил- и этилмеркаптанов к колебаниям давления составляет приблизительно 29 миллионных долей по весу/бар.

Поддержание давления в стабилизационной колонне осуществляется PT-02256 путем открытия клапана-регулятора давления PV-02256 на факельную установку НД.

Регулирование температуры в стабилизационной колонне (СТиКИП: 62-0200-B-PID-0216-01).

Рабочая температура в стабилизационной колонне поддерживается с помощью каскадного управления отношением температуры к расходу, которое регулирует давление пара СД в ребойлерах стабилизатора нефти (E208 A-D). Действующие уставки для работы контроллера расхода на каждом ребойлере FT-02028, FT-02029, FT-02030 и FT_02031 получают с функциональных блоков с TY-02038-1 по 4.

Функциональные блоки с TY-02038-1 по 4 обычно позволяют контроллеру температуры TE_02038 возвращать отдельные контроллеры расхода пара в исходное положение. Кроме того, они могут регулировать уставку каждого контроллера расхода в случае, если потребуется неравномерное распределение нагрузки, например в случае засорения какого-либо ребойлера.

Функциональный блок FY_02018-4 суммирует измеренные значения подаваемых в стабилизационную колонну потоков, полученные от контроллеров расхода FT_02018_1 и FT_02018_2. Этот сигнал используется как опережающий, компенсирующий выходной сигнал контроллера температуры TE-02038 при колебаниях расхода подачи. Расход пара прямо пропорционален расходу подачи и, следовательно, степени загрузки колонны.

Чувствительность концентрации метил- и этилмеркаптанов на выходе из нижней части к колебаниям температуры составляет приблизительно 3,4 миллионных долей по весу/°C.

Регулирование уровня в стабилизационной колонне (СТиКИП: 62-0200-B-PID-0216-01).

Уровень в стабилизационной колонне поддерживается контроллером уровня LT-02021, который регулирует расход нижнего продукта в систему экспорта нефти посредством клапана LV-02021 на экспортном трубопроводе нефти.

Регулирование давления на экспортном трубопроводе нефти (СТиКИП: 62-0200-B-PID-0202-01 и 0223-02)

Давление стабилизированной обессеренной нефти в теплообменниках E-201A/B и E-206A-D должно быть выше, чем давление высокосернистой нефти. Высокосернистая нефть находится в межтрубном пространстве теплообменника, а обессеренная нефть - во внутритрубном. Поддержание перепада давления во внутритрубном и межтрубном пространствах теплообменника, обеспечивает защиту от перекрестного загрязнения высокосернистой и обессеренной нефти, которое может произойти в результате утечки и разрыва труб. Блок выбора сигнала низкого диапазона LY-02021-1 посылает сигнал от LT-02021 к клапану-регулятору уровня LV_02021 до тех пор, пока давление выше по потоку не упадет до значения, при котором начинает работать PDT_02298, поддерживая давление.

PDI-02298 показывает перепад давления на теплообменниках E-201A/B. Перепад давления рассчитывается путем вычитания давления высокосернистой нефти, измеряемого PT_02298 или PT-02298-1 выше E-201A/B, из давления обессеренной нефти в теплообменниках, измеряемого PT_02298-3. Из двух показаний давления в теплообменнике на PT_02298 и PT-02298-1, селектор сигнала высокого диапазона PY-02298 всегда выбирает более высокое значение давления высокосернистой нефти, даже если один из теплообменников не работает. Необходимо предусмотреть допуск на потери давления во входном трубопроводе сепаратора СД. При низком перепаде давления включится сигнализация на PDT-02298.

Экспорт некондиционной нефти.

Если стабилизированная нефть становится некондиционной из-за давления пара, концентрации H₂S или меркаптанов, то такая некондиционная нефть отводится в резервуар для некондиционной нефти путем переключения XS-02012-2, который открывает SDV-02012-2 и последующего переключения XS-02012-1, который закрывает SDV-02012-1.

Некондиционная нефть из нижней части дебутанизатора будет направлена в сепаратор НД на дальнейшую переработку путем переключения XS-02052-2, который открывает XV-02052-2 и XS-02052-1, который закрывает XV-02052-1.

Компрессия влажного кислого газа (СТиКИП: 62-0200-B-PID-0224-01 по 256-01).

Участок компрессии газа состоит из двух параллельных трехступенчатых центробежных компрессоров (GC-201 и GC-202), предназначенных для компрессии сырого газа из сепараторов продукции и стабилизационной колонны нефти и доставки в газоочистительную установку. Две одинаковые нитки компрессора предназначены для распределения нагрузки во время компрессии влажного кислого газа. Три ступени компрессора подсоединены к общему валу и приводятся в движение одним нерегулируемым электродвигателем.

Оба компрессора предназначены для параллельной работы и оборудованы системой контроля рабочих параметров, распределения нагрузки и противопомпажной системой регулирования для непрерывного контроля и равномерной производительности обоих компрессоров. Это максимально увеличит общую производительность газовых компрессоров.

Устройство и расположение КИП на нитках 1 и 2 идентичны, различаются только номера технологических позиций. Поэтому ниже приводится описание только первой ступени нитки 1 (GC-201).

Противопомпажная система регулирования (1-я ступень, Нитка 1) (СТиКИП: 0225-01).

Противопомпажная система регулирования компании “Компрессор Контролс Корпорэйшн” предотвращает нестабильную работу компрессора даже при изменении расхода, давления и других условий эксплуатации компрессора.

Эти условия контролируются при помощи PT-02027, TT-02076 и FT-02034 на линии всаса и при помощи PT_02028 и TT_02077 на линии нагнетания компрессора, которые подают сигналы на противопомпажный контроллер UIC-02111. Выходной сигнал контроллера распределения нагрузки 1-й ступени также поступает на противопомпажный контроллер.

Выходной сигнал UIC-02111 будет регулировать противопомпажный клапан UV-02111. Противопомпажная защита обеспечивается открытием противопомпажного клапана, который увеличивает расход на линии всаса и понижает давление нагнетания, тем самым, снижая напор и обеспечивая работу компрессора без пульсаций.

Система регулирования является быстродействующей и включает быстродействующие датчики давления и расхода и противопомпажный клапан быстрого срабатывания, ход которого рассчитан на весь объем первой ступени.

Регулирование давления в стабилизационной колонне конденсата (СТиКИП: 62-0200-B-PID-0266-01).

Рабочее давление в D-201 поддерживается на уровне 24,5 бар (изб.) через контроллер давления на емкости флегмы отпарной колонны конденсата (F-217).

Пар в верхней части колонны частично конденсируется при температуре 40°, за счет охладителя пропана в Конденсаторе флегмы отпарной колонны конденсата (E-203). Ёмкость флегмы отпарной колонны конденсата (F-217) представляет собой горизонтальный сепаратор, предназначенный для трехфазной сепарации верхнего продукта отпарной колонны кислой воды. Отходящий газ под контролем давления PT-02053-1 возвращается в приёмник на входе 3-eй ступени (F-206 и F-220).

В случае отключения компрессора давление будет контролироваться с помощью PT-02053-2, который откроет клапан-регулятор давления PV-02053-2 в факельную установку НД.

Регулирование температуры отпарной колонны конденсата (СТиКИП: 62-0200-B-PID-0260-01).

Температура кубового продукта колонны поддерживается на уровне 153°C путем регулирования расхода пара СД в ребойлеры отпарной колонны конденсата (E-204 A/B).

Контроллеры расхода FT-02055 и FT-02056 на каждом ребойлере работают со своими действующими уставками, получаемыми с контроллера температуры TE-02133, которая измеряет температуру на тарелке 23.

Регулирование уровня в отпарной колонне конденсата (СТиКИП: 62-0200-B-PID-0260-01).

Уровень в отпарной колонне конденсата поддерживается регулятором уровня, который регулирует расход кубового продукта к установке очистки СУГ (установка 700)

Выходной сигнал контроллера уровня LT-02082 передается как через уставку контроллера расхода FT_02100 (каскадный режим), который регулирует расход на линии нагнетания насосов откачки кубовых остатков отпарной колонны конденсата (G_210A/B).

На выходе кубовый продукт подается в блок очистки от меркаптанов (PU-760) через блок очистки от COS (R_730/731) и контактор амина СУГ (D-730). Блок очистки от меркаптанов очень чувствителен к колебаниям расхода. Поэтому для этого контура необходимо применить алгоритм регулирования буферного объема для минимизации колебаний расхода на выходе кубового продукта. Буферный объем между аварийно низким уровнем и высоким уровнем в нижнем отделе D-201 равняется 25 м³, что составляет 4 минуты от продолжительности резкого притока.

Регулирование температуры воздушных холодильников.

Для предупреждения возможной коррозии и закупорки температура теплообменников с воздушным охлаждением не должна опускаться ниже температуры образования гидратов, парафинов, или температуры замерзания перерабатываемого продукта. Регулирование температуры на выходе достигается путем регулирования температуры воздуха в корпусе, изменением скорости вращения приводов вентиляторов с регулируемой скоростью и/или включением/выключением одного или ряда вентиляторов с постоянной скоростью вращения.

В случае аварийно-высокой вибрации вентилятора РСУ отключит вентилятор, чтобы предупредить повреждение воздушного холодильника.

1.3 Характеристика материальных и энергетических потоков, рабочих сред, помещений и установок (агрессивность, взрыво и пожароопасность)

Исходным сырьем для установки 200 (ЗВП) является нефть, добываемая на месторождениях Тенгиз и Королев. В нефти содержится попутный газ и пластовая вода, которые отделяются от нефти для подготовки ее к экспорту. Данные по композиционному составу потоков взяты из материального баланса, составленного для производительности 15,25 млн. тонн нефти в год и для работы в режиме «только ЗСГ». Состав пластовой нефти для У-200 отображен в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Состав пластовой нефти для У-200

Компонент	Содержание, моль%
	Начальный период разработки месторождений Королев и Тенгиз	Поздний период разработки месторождений Королев и Тенгиз
1	2	3
Азот	0.831	0.868
Сероводород	12.498	13.061
Диоксид углерода	2.5	2.610
Метан	45.737	47.836
Этан	8.359	8.750
Пропан	4.616	4.730
и-бутан	1.030	0.990
н-бутан	2.434	2.290
и-пентан	1.199	1.080
н-пентан	1.356	1.210
Гексан	2.118	1.830
Гептан	2.214	1.890
COS	0.011	0.011
Бензол	0.067	0.057
Толуол	0.227	0.194
Метилмеркаптаны	0.021	0.020
Этилмеркаптаны	0.009	0.008
Пропилмеркаптаны	0.004	0.004
н-пропилмеркаптаны	0.002	0.001
н-бутилмеркаптаны	0.004	0.003
НТК[1] 116	2.404	2.050
НТК [1] 135	0.986	0.839
НТК [1] 150	1.068	0.908
НТК [1] 166	1.124	0.955
НТК [1] 182	1.087	0.924
НТК [1] 198	1.010	0.858
НТК [1] 213	0.897	0.762
НТК [1] 229	0.801	0.680
НТК [1] 253	1.332	1.130
НТК [1] 283	1.163	0.989
НТК [1] 315	0.755	0.642
НТК [1] 348	0.541	0.460
НТК [1] 378	0.436	0.370
НТК [1] 410	0.305	0.260
НТК [1] 470	0.577	0.490
НТК [1] 564	0.281	0.238
Всего	100.00	100.00

Энергосредства.

Воздух КИП: 8-9 бар изб.; 55 ^оС. Применяется для приборов КИП. Точка росы не должна превышать (-)46оС в зимний период и (-)20оС - в летний период.

Технический воздух: 6-7 бар изб.; 55 ^оС. Применяется во время пуска установки, для продувка и опрессовки оборудования.

Топливный газ: 5.5-7 бар изб.; 20 ^оС. Применяется во время пуска установки, для продувка и опрессовки оборудования

Азот НД: 8.5-9 бар изб.; 55^оС.

Азот ВД: 60 бар изб.; 55 ^оС.

Пар СД: 35 бар изб.; 244 °С. Подается на установку из заводского коллектора пара СД и применяется в качестве теплоносителя в рибойлерах Е-208.

Пар НД: 4.5 бар изб.; 156 °С. Используется для обогрева АВО при понижении температуры окружающего воздуха ниже 0°С, для нагрева масла в маслобаках компрессоров GC-201, в Е- 204 (для подвода тепла в D-201), а также в пароспутниках технологических трубопроводов.

Деминерализованная вода: 5 бар изб.; 35 ^оС (4оС мин.). Является подпиточной водой для F-209 (конденсат / дистиллят) и имеет следующие характеристики: pH6-9.

Техническая вода: 6 бар изб.; 4 ^оС (мин.).



1.4 Нормируемые показатели качества продуктов

1.4.1 Критерии качества управления производством

Для качественного управления технологическим процессом требуется строго соблюдать технологический регламент на производство стабилизированной нефти на установке 200, ЗВП ТР-ЗВП-200-11 [5].

Исходным сырьем для установки 200 (ЗВП) является нефть, добываемая на месторождениях Тенгиз и Королев. В нефти содержится попутный газ и пластовая вода, которые отделяются от нефти для подготовки ее к экспорту. Данные по композиционному составу потоков взяты из материального баланса, составленного для производительности 15.25 млн. тонн нефти в год и для работы в режиме «только ЗСГ».

Стабилизированная нефть, направляемая в резервуары КТК/ТШО, должна соответствовать требованиям Технических Условий на товарную нефть «ТУ TOO 19746624-03-2007».

Критерии качества и состав пластовой нефти отображен в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Критерии качества и состав чистой нефти

Параметр	Ед.изм.	Значения
Плотность, @ 20оС,	кг/м3	820
Плотность, @ 15оС,	кг/м3	823.7
Плотность,	°API	40.2
Выход фракций	%
- до 200оС		23.0
- до 300оС		45.0
- до 350оС		50.0
Давление насыщенных паров при 37.8°С	мм рт.ст.	< 430
Сера	%	0.6
Парафины	%	4.0
Вода	% вес.	< 0.4
Мехпримеси	% вес.	< 0.02
Хлористых соли	мг/л	< 60
Сероводород	-1 млн 1	< 5
Метил- и этилмеркаптаны	ррм вес.	< 20

1.5 Правила управления процессом

1.5.1 Правила управления процессом в нормальных ситуациях

В процессе работы установок, основными условиями, исключающими возможность возникновения аварий, взрывов, пожаров, отравлений, ожогов и др., являются:

– Современная автоматизация, высокий уровень механизации, включая применение системы компьютерного контроля - управления процессом.

– Электропитание завода поддерживается от двух независимых синхронных источников питания с регулируемым напряжением 10 кВт и источников бесперебойного питания (от аварийных аккумуляторов) для всех наиболее важных систем управления/ регулирования и обеспечения безопасности.

– Строгое соблюдение технологического регламента и инструкций по эксплуатации оборудования установок согласно технической документации, руководств по техобслуживанию, указаниям и гарантиям фирмы - изготовителя оборудования.

– Бесперебойная нормальная работа систем аварийной сигнализации, блокировок, контрольно-измерительных и регулирующих устройств согласно гарантиям фирмы- изготовителя.

– Содержание в исправном состоянии систем контроля воздушной среды, систем пожаротушения, системы пожарной сигнализации, связи, средств индивидуальной защиты работающих.

– Работа вентиляционных установок согласно инструкций по их эксплуатации.

– Постоянный контроль за герметичностью аппаратов и трубопроводов путем визуального осмотра и контроля воздушной среды.

– Своевременное и качественное проведение инструктажей и периодических проверок знаний по технике безопасности. Выполнение производственным персоналом должностных обязанностей с соблюдением производственых инструкций, использование адекватной спецодежды и всех других требуемых СИЗ. Обеспечение персонала своответствующей спецодеждой и СИЗ.

– Четкое знание обслуживающим персоналом технологической схемы, расположения аппаратов, трубопроводов, отсекающей арматуры, регулирующих устройств, их назначения.

– Правильное хранение химреагентов и материалов в строгом соответствии с действующими нормами / правилами / практикой ТБ. Знание персоналом паспортов безопасности (ПБХВ) применяемых на объектах ТШО химических веществ.

– Своевременное удаление и обезвреживание отходов установки, являющихся опасными и вредными факторами производства.

– Рациональная организация труда и отдыха с целью профилактики монотонности труда, а также ограничения его тяжести.

– Создание действенной системы мониторинга коррозии трубопроводов и основного технологического оборудования с целью обеспечения их механической целостности.

1.5.2 Правила управления процессом в критических ситуациях

В процессе эксплуатации установки могут возникнуть следующие технические неполадки и сбои в технологических процессах в результате перечисленнных ниже отклонений, которые могут стать причиной незапланированного останова:

– отключения электроэнергии;

– прекращение подачи воздуха КИП;

– прекращение подачи сырья;

– прекращение подачи пара;

– прекращение подачи воды / дистиллята;

– сбой в работе пропановых холодильников;

– отказ средств контроля и регулирования.

Прекращение подачи электроэнергии.

В нормальном режиме электроэнергия для ЗВП (вкл. У-200) подается из двух независимых источников:

– двух газотурбинных генераторов электроэнергии и пара («Дженерал Электрик» и «GE Frame 9E»), установленных на установке когенерации, которая предназначена для производства пара и электроэнергии. Каждый из двух турбинных генераторов рассчитан на обеспечение питания на ЗВП в самых неблагоприятных погодных условиях (т.е. в жаркие летние месяцы).

– новой системы распределения электроэнергии, подключенной к тенгизской системе снабжения электроэнергией (10 кВ распределительный щит на новой ГТС).

В случае выхода из строя обоих генераторов «Frame 9E» есть возможность запитки ЗВП от генераторов «Frame 6B» при наличии резервной мощности (через подключения к единой тенгизской системе энергоснабжения) и под контролем системы распределения электроэнергии («PMS»). В случае внезапного отключения генератора система «PMS» отключит 10 кВ фидеры согласно схеме приоритетности распределения питания, чтобы сохранить целостность системы энергоснабжения.

Электроэнергия подается от РУ ЗВП (110 кВ) через четыре понижающих трансформатора (110/10.5 кВ) к двум распределительным щитам (10 кВ) в главной подстанции ЗВП, а от нее - на семь подстанций (к распределительным щитам на 10 кВ, 660 В и 380 В) через сдвоенной фидер (10 кВ).

Распределительные щиты (10 кВ) имеют две отдельные секции шин - A и B, которые соединены автоматическим прерывателем цепи (нормальное положение - открытое) и запитываются через сдвоенной фидер главной подстанции.

Распределительные щиты на 660В и на 380В имеют две отдельные секции шин - A и B, которые соединены автоматическим прерывателем цепи (нормальное положение - открытое) и запитываются через трансформатор от распределительного щита (10 кВ).

...