Министерство  образования и науки РТ

Альметьевский  Государственный Нефтяной Институт

Кафедра:  «Автоматизации и информационных технологии» 
 
 
 

Курсовая  работа

по курсу: «Проектирование автоматизированных систем»

на тему: «Проектирование автоматизированной системы блока обессоливания и обезвоживания Карабашкой УКПН» 
 
 
 
 
 
 
 

Выполнил: студент группы 37-61

А.А. Фазлеев 

                                          Проверил: преподаватель

Е.С. Анохина 
 
 

Альметьевск 2011

Содержание

 

Введение 3

1. Формирование требовании к АС 4

1.1. Обследование объекта и обоснование необходимости создания АС 4

1.1.1. Состав объекта автоматизации 4

1.1.2. Описание технологического процесса 4

1.2. Формирование требований пользователя к АС 8

2. Разработка концепции АС 8

3. Техническое задание 9

4. Эскизный проект 11

4.1. Разработка предварительных проектных решений по системе и ее частям 11

4.2. Разработка документации наАС и ее части 13

5. Технический проект 14

5.1. Разработка проектных решений по системе и е частям 14

5.1.1. Выбор технических средств 14

5.1.2. Описание архитектуры и профиля АС 18

5.1.3. Пункт управления и контроля 19

6. Разработка рабочей документации 21

7. Ввод в действие 22

8. Сопровождение АС 23

Заключение 24

Список  использованной литературы 25 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

Введение

     Предприятия нефтяной промышленности относятся  к классу объектов с повышенной техногенной опасностью, поэтому важнейшим требованием к системам автоматизации является повышенная надежность (здесь недопустимы даже мелкие аварии из-за возможного значительного экологического и материального ущерба). На выполнение этого требования ориентируются при выборе программно-аппаратных средств, используемых на всех уровнях автоматизации.

     Автоматизированные  системы управления отдельными технологическими процессами предназначены для: повышения  эффективности управления и учета  нефтепродуктов; сокращения количества аварийных ситуаций и времени  простоя оборудования для достижения его оптимальной загрузки; снижения затрат на ремонт оборудования за счет оперативного выявления его неисправностей и уменьшения трудоемкости эксплуатации оборудования; повышения производительности и улучшения условий труда персонала, занятого управлением, сбором и анализом информации; оперативной передачи данных технологического процесса в экономические процессы организации производства.

     Будущее в автоматизации нефтяной промышленности, безусловно, за системами класса ERP, представляющими собой интегрированную автоматизированную систему управления производственно-хозяйственной деятельностью. В настоящее время разработаны системы, поддерживающие идеологию гибких универсальных цепочек процесса производства. Такие системы позволяют оптимизировать основные бизнес-процессы предприятия, получать информацию стратегического управления на всех уровнях компании, помогают приспособиться к постоянно изменяющейся ситуации на рынке.

 

1. Формирование  требовании к АС

1. Обследование  объекта и обоснование необходимости  создания АС

1. Состав  объекта автоматизации

     В состав блока обезвоживания и  обессоливания Карабашской установки комплексной подготовки нефти входит следующее технологическое оборудование:

1. Сырьевые насосы Н-101/1-3;
2. Теплообменники Т-1/1 T-1/7 T-1/8 T-1/14
3. Отстойники О-3÷8:
4. Электродегидратор
5. Промежуточная емкость Б-1,2;
6. Насос-102/1,2.

2. Описание  технологического процесса

 

     Сырая нефть из резервуаров товарного  парка после предварительного сброса воды с содержанием воды не более 10 % масс.и температуре 15 ¸ 20 ^оС поступает на прием сырьевых насосов Н-101/1¸3. Нефть насосами Н-101/1¸3 подается в теплообменники Т-108/А,В,С,D,Е,F, Т-101/ А,В,С,D,Е,F (по пучку), где подогревается до 60 ^оС за счет тепла стабильной товарной нефти, уходящей с блока. На прием сырьевых насосов Н-101/1¸3 может подаваться деэмульгатор. Расход нефти после насосов Н-101/1¸3 измеряется регистрирующим расходомером поз. 300.

     Подогретая  нефть после теплообменников  поступает в отстойники О-3¸8, работающие параллельно. В отстойниках О-3¸8 регулятором давления поз.200 поддерживается рабочее давление 0,6 МПа (6,0 кгс/см²). Вода, отстоявшаяся в отстойниках О-3¸8, направляется на вторую ступень сепарации товарного парка.

     Из  отстойников О-3¸8 нефть с содержанием воды не более 2 % масс.поступает в электродегидраторы ЭГ-1,2 на обессоливание. Электродегидраторы могут работать как параллельно, так и последовательно. На вход каждого электродегидратора через диспергаторы подается промывочная вода, подогретая паром в теплообменнике ТП-500 и деэмульгатор. Нефть в электродегидраторах подвергается воздействию электрического поля напряжением до 26000 В, подаваемого на два горизонтальных электрода. В результате осуществляется процесс укрупнения и отделения капель соленой воды из нефти. Соленая вода из электродегидраторов ЭГ-1,2 по уровню направляется на вторую ступень сепарации товарного парка.

     Расход  нефти, подаваемой на электродегидраторы ЭГ-1,2, измеряется отдельными регистрирующими расходомерами поз. 303/1,2. Расход воды замеряется расходомерами поз. 301 и 302. Межфазный уровень в электродегидраторах поддерживается автоматически регуляторами уровня поз. 405 и 406. При нормальном режиме в электродегидраторах поддерживается межфазный уровень в пределах 20 ¸ 40 % шкалы прибора регулятора уровня поз. 405 и 406.

     Обессоленная  нефть с содержанием воды не более 0,2 % масс.и солей не более 100 мг/л из электродегидраторов ЭГ-1,2 поступает в промежуточные емкости Б-1,2. Емкости Б-1,2работаютпри полном заполнении, поддерживаемые регуляторами уровней поз. 407, 408. Нефть из емкостей Б-1,2забирается насосом Н-102/1,2 и через регулирующий клапан поз. 304г подается на блок стабилизации.  Расход нефти после насоса Н-102/1,2 регулируется и регистрируется регулятором расхода поз. 304, а давление регистрируется прибором поз. 202. 

    

    Рис. 1.1. Структурная схема технологического процесса УКПН:

    I – блок обезвоживания и обессоливания  нефти; II – блок стабилизации нефти;

     III – первый блок атмосферной перегонки; IV –второй блок атмосферной перегонки

     Обессоленная  и обезвоженная нефть после насоса Н-102/1,2 подается в теплообменники Т-106/1¸4 (по корпусу), где нагревается до 180 ^оС теплом нефти, отводимой из куба колонны К-101. Нефть из теплообменников Т-106/1¸4 поступает на 6-ю тарелку стабилизационной колонны К-101, где подвергается ректификационному разделению на ШФЛУ и стабильную нефть. С  верха колонны К-101 выделяются пары легких фракций углеводородов при температуре 100¸120 ^оС и направляются в воздушные конденсаторы-холодильники А00.

     ВГ-1¸3, где охлаждаются, конденсируются и собираются в бензосепараторе (рефлюксной емкости)  Б-104.

     Углеводородный  газ из бензосепаратора Б-104 через регулирующий клапан поз. 203в. подается в конденсатосборникF-104. Далее газ направляется в осушитель КСУ Карабашского товарного парка (КТП). Жидкая часть – широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) при температуре не более 40 ^оС подается на орошение верха колонны К-101 насосом Н-106/1,2, а балансовая часть направляется через регулирующий клапан поз. 409д как товарная продукция - в бензопарк УКПН.

     Давление  в рефлюксной емкости Б-104 поддерживается регулятором давления поз.203. Расход ШФЛУ, откачиваемого в бензопарк УКПН, регулируется по уровню Б-104 и регистрируется регулятором расхода поз. 409. Расход ШФЛУ на орошение колонны К-101 регулируется по температуре верха колонны поз. 114 регулятором расхода поз. 305. Подтоварная вода из Б-104 отводится автоматически в дренажную линию через клапан поз. 410.

     Стабильная  нефть с куба колонны К-101 под  собственным давлением  поступает последовательно в теплообменники Т-106/1¸4 (по пучку), Т-101/А¸F и Т-108/А¸F (по корпусу), где отдает тепло и при температуре не более 40 ^оС направляется как продукция - товарная нефть в парк.

     Часть нефти после теплообменников  Т-108/А¸F  в количестве до 50 т/час поступает на второй блок атмосферной перегонки. Расход стабильной нефти в товарный парк регистрируется расходомером поз.307. Давление в колонне К-101 регистрируется прибором поз. 208, а температура – приборами поз. 112 и 115.

     Часть нефти для поддержания требуемой  температуры стабилизации в колонне  К-101 циркулирует посредством насоса Н-105/1,2 через печи П-201 (ПТБ-10), в куб  колонны подается «горячая струя». Нефть в печи П-201 (ПТБ-10) нагревается  до 250 ¸ 270 ^оС. В качестве топлива печи П-201 (ПТБ-10) используется  углеводородный газ (природный или попутный нефтяной). Часть нефти после насоса Н-105/1,2 в количестве 20 ¸ 30 т/час и температурой около 250 ^оС подается на блоки атмосферной перегонки.

     Расход  нефти через печи П-201 (ПТБ-10) регулируется посредством 4-х клапанов регулятором  расхода поз. РPC-208. Подача топливного газа в печь регулируется по температуре нагрева нефти и регистрируется прибором поз. PPC-205.