Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь КАТЕГОРИИ:  Археология Биология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия ЭкологияТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву 
Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Институт промышленных технологий и инжинирингаСтр 1 из 17Следующая ⇒
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт промышленных технологий и инжиниринга [МОО1] Кафедра «Переработки нефти и газа» [МОО2]
Модернизация обвязки колонны установки низкотемпературной конденсации [МОО4]
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к бакалаврской работе БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ
Тюмень, 2022 МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ИНСТИТУТ ПРОМЫШЛЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ИНЖИНИРИНГА
ЗАДАНИЕ на выпускную квалификационную работу (ВКР) (бакалаврскую работу) Ф.И.О. обучающегося: Аминев Рустам Наильевич Ф.И.О. руководителя ВКР: Яковлев Николай Семенович Тема ВКР: Модернизация обвязки колонны установки низкотемпературной конденсации утверждена приказом по ИПТИ от 25.03.2022г № 03-3030/37а Срок предоставления завершенной ВКР на кафедру – 14.06.2022г Исходные данные к ВКР производственные, научно-технические, патентная литература, научные источники, учебная литература. Содержание пояснительной записки
Всего листов графической части ВКР ** - 3 листа.
Дата выдачи задания 04.04.2022г ______________________ (дата) (подпись руководителя) Задание принял к исполнению 04 .04.2022г ______________________
Выпускная квалификационная работа (бакалаврская работа) 112 [МОО6] с., 11 рисунков, 22 таблицы, 12 источников, 3 приложения. Ключевые слова: низкотемпературная конденсация, переработка газа, широкая фракция легких углеводородов, ГПК, деметанизатор, деэтанизатор. Целью дипломного проекта является модернизация обвязки колонны установки низкотемпературной конденсации. В процессе выполнения проекта были освещены вопросы современного состояния процесса переработки нефтяного газа. В связи с изменением состава попутного газа, снизился коэффициент извлечения фракции С3+. Это обусловлено тем, что фактически поступающий газ в своем составе имеет меньшую концентрацию целевых компонентов. Для повышения перепада на всасе и нагнетании насоса и поднятия давления в К-301 было предложено установить герметичные насосы марки БЭН. Произведенные технологические расчеты показали эффективность данных параметров.
В механической части дипломного проекта был определен расчет модернизируемого насоса. В разделе КИП и автоматизация производства представлена технологическая схема обвязки колонны деметанизатора К-301, деэтанизатора К-301 с описанием работы контрольно-измерительных приборов.
СОДЕРЖАНИЕ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ………………..........…..7 ВВЕДЕНИЕ........................................................................................................... 8 1 Литературный обзор.......................................................................................... 11 1.1 Основные и вспомогательные юбъекты газоперерабатывающего завода 11 1.1.1 Компрессорная станция сырого газа................................................... 13 1.1.2 Установки осушки газа......................................................................... 15 1.1.3 Установки отбензинивания газа........................................................... 16 1.1.4 Установка деэтанизации нефтяного газа............................................. 16 1.1.5 Установки газофракционирования (ГФУ)........................................... 17 1.1.6 Установки стабилизации и разделении газового конденсата............. 18 1.1.7 Системы пропанового, аммиачного и каскадного охлаждении......... 18 1.1.7.1 Охлаждение газов при расширении с производством внешней работы 19 1.1.8 Товарные парки и сливо-наливные эстакады...................................... 23 1.1.9 Факельное хозяйство............................................................................ 23 1.2 Технологические процессы на газоперерабатывающих заводах........... 24 1.3 Извлечение целевых углеводородов из нефтяного и природного газов способами низкотемпературной конденсации и низкотемпературной ректификации 28 1.3.1 Теоретические основы процесса конденсации углеводородных смесей………………………………………...…………………...………..28 1.3.2 Описание технологической схемы НТК............................................. 30 1.3.3 Описание технологической схемы НТР.............................................. 32 1.3.4 Технологическая схема установки НТР с глубоким охлаждением газа 34
1.4 Описание технологического процесса низкотемпературной конденсации на месторождении Няганьнефтегаз........................................................................ 43 1.5 Требования к АСУ ТП технологического обь[МОО7] екта.......................... 44 2 Технологическая часть................................................................................... 48 2.1 Обоснование реконструкции и установки насосов НЦ- 301/4,5............. 48 2.2 Характеристика сырья и готовой продукции.......................................... 50 2.2.1 Сырье.................................................................................................... 50 2.2.2. Готовая продукция.............................................................................. 51 2.3 Принципиальная технологическая схема.................................................... 56
2.4 Материальный баланс производства........................................................... 59 2.5 Расчёт модернизированного насоса............................................................ 64 2.6 Технологический расчет колонны К-302................................................. 68 2.6.1 Материальный баланс аппарата.......................................................... 68 2.6.2 Расчет температуры и давления........................................................... 69 2.6.3 Материальные потоки секции питания................................................ 76 2.6.4 Число тарелок в колонне...................................................................... 77 2.6.5 Тепловая нагрузка конденсатора колонны......................................... 78 2.6.6 Тепловая нагрузка кипятильника........................................................ 79 2.6.7 Диаметр колонны................................................................................. 80 2.6.8 Высота колонны................................................................................... 86 2.6.9 Расчет основных диаметров штуцеров................................................ 87 3 КИП и автоматизация производства................................................................. 91 3.1 Задача автоматизации производства........................................................... 91 3.2 Автоматизация установки переработки нефтяного газа............................. 91 3.3 Описание схемы управления........................................................................ 96 3.4 Спецификация КИП и регулирующих клапанов........................................ 101 4 Механическая часть........................................................................................... 107 4.1 Расчет привода модернизируемого насоса................................................. 107
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ............................................. 111 [МОО8]
АВО – аппарат воздушного охлаждения АВР – автоматическое включение резерва АРМ – автоматическое рабочее место оператора АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическим процессом БГС – бензин газовый стабильный ГГ – горючий газ ГЖ – горючая жидкость ГПЗ – газоперерабатывающий завод ГПП - газоперерабатывающее производство ГЭ – главный электродвигатель ИТР – инженерно-технические работники
КИП и А – контрольно-измерительные приборы и автоматика КЦ – компрессор центробежный ЛВЖ – легковоспламеняющаяся жидкость НД – нормативный документ НМУ – неблагоприятные метеорологические условия НКПР – нижний концентрационный предел распространения пламени НТК – установка низкотемпературной конденсации ПАЗ – противоаварийная защита ПБ – правила безопасности ПДВ – предельно-допустимые выбросы ПДК – предельно допустимая концентрация ПНГ – попутный нефтяной газ ППК – пружинный предохранительный клапан
Любой горючий газ, добываемый из земных недр, будь то природный или попутный нефтяной, по своей химической природе разнообразен. В его состав кроме углеводорода входят также пылевидные частицы, пары воды, азот, а газы некоторых месторождений содержат и кислые компоненты - сероводород, меркаптаны и диоксид углеводорода. Такой состав газа обусловливает необходимость его подготовки для дальнего транспорта и последующего использования. Под подготовкой подразумевается очистка газа от механических примесей, отделение от него жидкости, осушка, а также извлечение из него высокомолекулярных углеводородов (С6+в) до такой глубины, чтобы при перекачке под высоким (до 7,5 МПа) давлением не происходила закупорка трубопровода выпавшим углеводородным конденсатом. Осушка должна быть осуществлена до такой степени, чтобы полностью исключить гидратообразование в газопроводе. После такой подготовки в промысловых условиях бессернистый природный газ направляют непосредственно на головные компрессорные станции (ГКС) магистральных газопроводов. Газ, содержащий сернистые соединения, а также весь выпавший на промысловых установках газоконденсат и выделившийся в сепарационных установках нефтяной газ поступают на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ). На современных ГПЗ и установках из газового и конденсатного сырья производят многие виды ценнейшей продукции, такие как сухой газ коммунально-бытового назначения, этановую фракцию, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), стабильный газоконденсат, элементарную серу, меркаптаны.
- сжиженных газов для коммунально-бытового потребления; - пропановой, изобутановой, бутановой, изопентановой, пентановой фракций, используемых в качестве сырья для нефтехимического синтеза; - дизельного топлива, авиакеросина, автомобильного бензина, растворителей, флотореагентов и котельного топлива.
Наша страна, обладая огромными запасами углеводородного сырья, имеет развитую нефтегазодобывающую промышленность. Наряду с этим следует указать, что нефтяная отрасль значительно отстает в использовании нефтяного газа. Потери нефтяного газа в нашей стране обусловлены тем, что до настоящего времени из-за отсутствия необходимого компрессорного оборудования не производится обратная закачка газа в нефтяной пласт. Отрицательным фактором является и то, что добыча природного газа из газоконденсатных месторождений производится на истощение, в результате чего около половины ресурсов газового конденсата оседает в пласте, что в итоге ведет к потерям миллионов тонн конденсата. Кроме того, выпавший конденсат, закупоривая поры пласта, препятствует максимальному отбору газовой фазы. Большинство газоперерабатывающих, заводов, построенных в 50-60-е годы, в также в первой половине 70-х годов, имеют большой моральный и физический износ, устаревшую технологию; значительное количество ГПЗ в связи с истощением ресурсов нефтяного газа работают с загрузкой менее 50 %. Из-за неполноты конверсии сероводорода в элементарную серу, связанной с несовершенством технологии, заводами, перерабатывающими серосодержащий газ, наносится существенный вред окружающей среде. В свете сказанного выше работникам нефтедобывающей промышленности необходимо решать следующие задачи: 1. повысить коэффициент использования нефтяного газа, доведя его до 90-95 % от добычи, осуществить техническое перевооружение
2. осуществить строительство заводов по переработке природных и, прежде всего, этан-содержащих газов и газового конденсата с выработкой этана, сжиженных газов, моторных топлив. 3. принять участие в строительстве и дальнейшей эксплуатации газохимических комплексов в Западной Сибири по производству пластических масс, ароматических углеводородов, спиртов. 4. разработать и внедрить новейшие технологии по углублению отбора из перерабатываемого сырья- этана, пропана и высших углеводородов с применением турбодетандеров усовершенствованием системы рекуперации холода внутренних потоков, применением мембранной технологии.
Установки осушки газа
Установки осушки газов на месторождениях Западной Сибири монтируют непосредственно на территории дожимных насосных станций (ДНС). В них осушается нефтяной газ 1 ступени сепарации под давлением 0,6-0,7 МПа. Осушенный газ бескомпрессорным способом подается на ГПЗ располагающиеся на расстоянии до 50-100 км от ДНС. Осушке подвергается и компримированный на промысловой компрессорной станции (КС) нефтяной газ перед подачей его на ГПЗ. Осушка газа предотвращает образование льда, гидратов во время транспортировки газа по газопроводу и особенно при низкотемпературном отбензинивании газа (процессы НТА, НТК, НТР). В основном на заводах. Европейской части РФ и Урала, перерабатывающих нефтяной газ, принята абсорбционная осушка газа гликолями. Такой же способ осушки, но только впрыском гликолей в поток охлаждаемого газа осуществлен на ряде заводов ПО "Сибнефтегазпереработка". Однако на большинстве заводов этого объединения принят адсорбционный способ осушки с использованием цеолитов. В процессе осушки одновременно достигается извлечение сернистых соединений, которые затем из газа регенерации абсорбируются растворами этаноламинов и сжигаются на факелах.
На этих установках нефтяной газ разделяют на нестабильный газовый бензин (НГБ), отбензиненный и сбросной газы. Нестабильный газовый бензин, или иначе широкая фракция легких углеводородов, направляют на газофракционирующую установку (ГФУ) или, когда на заводе отсутствует ГФУ, в товарный парк. Отбензиненный газ отводят в пункт редуцирования для последующего использования в качестве топлива на заводе, а основную массу в магистральный газопровод. Иногда отбензиненный газ поступает на прием дожимной компрессорной станции, откуда при давлении 5,5 или 7,5 МПа поступает в магистральный газопровод Сбросной газ обычно используют для топливных нужд котельной и трубчатых печей. На некоторых заводах (Миниибаевском, Отрадненском, Нефтегорском и др.) из сбросного газа извлекают концентрированную этановую фракцию, которую перекачивают компрессорами на нефтехимкобинат в качестве сырья для пиролиза. На некоторых заводах установки отбензинивания совмещены с установками газофракционирования (комплексные абсорбционно-фракционирующие установки).
Факельное хозяйство При повышении допустимого давления в технологических аппаратах и емкостях установок газоперерабатывающего завода происходит сброс углеводородных газов через контрольные предохранительные клапаны в факельную линию. В эту же линию сбрасывают избыток газа: с отдельных аппаратов и установок при отключении их на ремонт, осмотр и испытание; с напорных и выходных трубопроводов компрессоров во время их остановок. Сбрасываемые газы собирают и сжигают на специальных устройствах — факелах, которые располагаются за пределами завода. Но газ, прежде чем попасть в факельный сток или свечу, проходит сепаратор, в котором отделяется
Сброс газа с рабочих предохранительных клапанов осуществляется в атмосферу непосредственно из аппаратов или же через свечу рассеивания, монтируемую на заводской территории. [1,с. 118].
Требования к АСУ ТП технологического объекта
Общие требования к системе автоматизации: Автоматизированный сбор первичную обработку технологической информации; Автоматический контроль состояния технологического процесса, предупредительную сигнализацию при выходе технологических показателей за установленные границы; Управление технологическим процессом в реальном масштабе времени; Представление информации в удобном для восприятия и анализа виде на цветных графических операторских станциях в виде графиков, мнемосхем, гистограмм, таблиц и т.п. Автоматическое формирование отчетов и рабочих (режимных) листов по утвержденной форме за определённый период времени, и вывод их на печать по расписанию и по требованию; Получение информации от системы противоаварийной защиты, сигнализацию и регистрацию срабатывания системы ПАЗ; Контроль над работоспособным состоянием средств распределительной системы управления (далее РСУ) и противоаварийная защита (далее ПАЗ), включая входные и выходные цепи полевого оборудования; Сбор и первичная обработка информации включают в себя опрос аналоговых и дискретных датчиков, ввод инициативных сигналов изменения состояния оборудования, числоимпульсных сигналов интегрирующих счетчиков, масштабирование и перевод в действительные значения в соответствии с
Регулирование и программно-логическое управление должны включать в себя проверку входного сигнала на достоверность, формирование управляющего воздействия, и выдачу управляющего воздействия на исполнительный механизм с частотой до одного раза в секунду. Для функции управления должна быть обеспечена реализация основных законов регулирования (ПИД, Соотношение, Упреждение и т.д.). В каждом контуре должна быть предусмотрена возможность дистанционного ("ручного") управления со станций технолога-оператора, а также безударный переход с режима ручного управления на автоматическое управление, и наоборот. Для оперативного персонала, имеющего соответствующие права доступа, должна быть предусмотрена возможность настройки параметров Системы управления со станций технолога-оператора. Отказ любого элемента технических средств РСУ не должен приводить к изменению положения или состояния исполнительных механизмов. Функции отображения информации должны по запросу оператора обеспечить вывод на экран рабочей станции оперативной информации о текущем состоянии технологического процесса и оборудования, представляемой в виде мнемосхем, графиков, гистограмм и таблиц. Время реакции системы на вызов нового изображения - не более чем 2.5 секунды. Оперативная информация с процесса на каждом вызванном изображении должна обновляться с частотой до 1 раза в секунду. Тип представления информации в каждом фрагменте изображения (мнемосхема, график, таблица) определяется непосредственно, т.е. путем однократного нажатия на соответствующую кнопку на функциональной клавиатуре, а также по выбору из меню.
Автоматический контроль состояния технологического процесса должен подразумевать проверку нарушений предупредительных и предаварийных значений технологических переменных. На станциях технолога-оператора должна быть предусмотрена сигнализация нарушений, выражаемая звуком и изменением цвета. Подготовка исходных данных для расчётов включает в себя определение средних значений переменных, а также вычисление нарастающих итогов и суммарных значений за определённые интервалы времени. Доступ к информации со стороны рабочих станций Системы ориентирован на использование технологическим персоналом, и поэтому должен обеспечивать представление различных категорий оперативных данных, а также ввод данных в Систему наиболее простым и естественным способом. Аппаратура и программная поддержка должны обеспечивать начальную загрузку, высокоскоростной обмен данными между отдельными элементами Системы, и управление выполнением задач на удалённых устройствах [4].
Сырье В качестве сырья на установки компримирования и переработки газа поступает нефтяной газ I и II ступени сепарации с месторождений нефти ТНК «Нягань» и объединения «Урайнефтегаз». Нефтяной газ состоит из смеси углеводородов метанового ряда с незначительным содержанием неуглеводородных компонентов, таких как сероводород, меркаптаны, углекислый газ, азот, кислород и вода. Обладает слабым специфическим запахом, слабо растворим в воде. Предельно допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны – 300 мг/м3 (здесь и далее в пересчете на углерод). Пределы взрываемости в смеси с воздухом – 1,5 – 15 % объемных. Компонентный состав газа, поступающего на установки переработки и компримирования газа не постоянный, изменяется в зависимости от соотношения количества газов, поступающих от различных поставщиков. Изменяется и содержание не углеводородных примесей в нефтяном газе. Температура газа на входе в установки изменяется в зависимости от времени года от минус 4 до плюс 20 оС. Давление газа на входе в установки до 0,85 кгс/см2. Компонентный состав газа представлен в таблице 2.2.
Таблица 2.2 - Компонентный состав газа
Готовая продукция Из нефтяного газа на установках переработки газа вырабатывается сухой отбензиненный газ, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), смесь пропана и бутана технических (СПБТ) и бензиновая фракция. Сухой отбензиненный газ состоит из смеси углеводородов метанового ряда С1 – С4 с незначительным содержанием неуглеводородных компонентов – углекислый газ, азот, сероводород и кислород. Отвечает требованиям ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения». Компонентный состав сухого отбензиненного газа представлен в таблице 2.3.
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
Последнее изменение этой страницы: 2022-09-03; просмотров: 144; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 18.219.86.155 (0.118 с.) |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
