Проектирование установки подготовки газа к транспортировке мощностью 1000млн. м3\год.

В данной системе сигнал от датчиков передается в электронный центр управления для обработки и далее поступает на дистанционный пульт в операторную для отображения на экранах мониторов.«Hima» - система аврийного останова УКПГ-3, также является системой обнаружения газа и пожара, состоит из управляющего процессора, передающих устройств (датчиков) и кабельного хозяйства. В данной системе сигнал от сенсоров и релейных систем передается в электронный центр управления для обработки. Далее происходит автоматическое действие в зависимости от возникшей ситуации.«Turbolog» - система управления и аварийного останова компрессора КА-005 (ManTurbo). Система является независимой и установлена в операторной «ManTurbo» и имеет канал сообщения с системами «Invensys» (Foxboro) и «Hima». Автоматизированная система управления, контроля и аварийного отключения в первую очередь направлена на обеспечение: •безопасности персонала;•защиты окружающей среды;•защиты целостности оборудования.На случай выхода из строя системы контроля, предусмотрена возможность аварийного отключения вручную.Сепаратор С-401 - предназначен для разделения флюида на три фазы – газ, конденсат и попутно добываемая пластовая вода при давлениях 110 ÷ 128 бар. Контроль за давлением и температурой в сепараторе осуществляется датчиком давления РТ 002, датчиком температуры ТТ 002, локальным индикатором температуры ТI 001. Датчик PISHL 003 осуществляет защиту от понижения или превышения предельно допустимых значений давления в сепараторе, с выводом сигнала в интегрированную систему аварийной остановки. Уровень конденсата в сепараторе контролируется уровнемером LIT 002 и регулируется клапаном LV-002 от регулятора LIC 002. Уровень пластовой воды в сепараторе контролируется уровнемером LIT 001 регулируется клапаном LV-001 регулятором LIC 001. Показания датчиков РТ 002, ТТ 002 и уровнемеров LIT 001/002 выведены в главную операторную.Уронемер LIT 003 контролирует сверхнизкий и сверхвысокий уровень конденсата в сепараторе с выводом сигнала в интегрированную систему аварийной остановки. Уровнемер LIT 004 контролирует низкий уровень пластовой воды с выводом предупредительного сигнала в главную операторную.Для визуального наблюдения за уровнем конденсата в сепараторе установлено уровнемерное стекло LG 005. Защиту от избыточного давления в сепараторе обеспечивают два пружинных предохранительных клапана PSV -004А/004В с установочным давлением 141,3 бар.Замер расходов газа производится через 6" измерительное устройство диафрагмменного типа FE-003, замер конденсата по двум параллельно установленным 2" FE -002A и 3" FE-002B и воды по одному 1" FE-001 измерительному устройству типа Кориолис [12, c.25].3.2 Аварийная остановка оборудованияНа объекте УКПГ предусмотрены три уровня системы аварийной остановки: местное отключение одной единицы оборудования, отключение технологической линии или блока одной технологической установки и общая остановка всего процесса производства. Аварийное отключение может сработать автоматически или быть приведено в действие вручную – оператором.Уровень 1. Инициируемый вручную останов всей остановки УКПГ – отключение от всех подающих или отводящих трубопроводов, закрытие всех клапанов системы аварийной остановки.Уровень 2. Для технологической установки или группы технологических установок автоматический останов и отключение от всех подводящих и отводящих трубопроводов без сброса давления в случае газовых линий. Эта ситуация может быть осуществлена вручную с пульта операторной FOXBORO.Уровень 3. Остановка технологического оборудования. Автоматический останов и отключение оборудования по причине нарушения технологического регламента. Возможна также эта операция вручную с пульта общих служб, который находится в ОДТО [11, 14].В последнем случае возможна остановка предшествующего звена в технологической производственной цепи, вследствие взаимосвязанности различных производственных систем в целом по промыслу. Однако всюду, где возможно, разработана система, позволяющая избежать подобных каскадных отключений. Функции аварийного отключения изображены на диаграммах «Причина-Следствие», приведенных в каждом разделе инструкции по эксплуатации. В самых экстренных случаях оператор может полностью отключить часть установки или же полностью всю установку, а затем произвести сброс давления с поврежденного оборудования.Аварийная остановка установки производится при прекращении подачи воздуха КИП, электроэнергии; разгерметизации оборудования, повышения давления выше допустимого, пожаре на установке и других аварийных и чрезвычайных ситуациях.Если при существующих условиях работы системы происходят аварийные изменения режима, срабатывает автоматика блокировок и система выходит на аварийную остановку.Производится отключение, вызванное планированной на продолжительный срок остановки установки, связанной с ремонтом или наладкой системы.Должен быть включен главный выключатель. После устранения неисправности переключить главный выключатель на рабочий режим.Порядок отключения:перекрыть подачу топливного газа (шаровой вентиль перед контуром регулирования топливного газа закрыть);продуть запорную арматуру шаровым вентилем и горелкой;выключить питание электрическим током;если на газопроводах предусмотрены сварочные работы, продуть газопроводы паром, потом приступить к пуску.К нарушениям технологического режима относится повышение давления.При повышении давления в сепараторах или газопроводе УКПГ-ОГПЗ выше нормы, предусмотренной регламентом, срабатывает блокировка и аварийная остановка: закрытие кранов-отсекателей на входе в технологическую линию XV-101/201/301/401, на выходе с технологической линии XV-111/211/311/422 и открытие крана XV-108/208/308/416 на линии сброса на факел. Необходимо остановить все скважины, работающие на аварийную технологическую линию с диспетчерского пульта.Обслуживающему персоналу установки необходимо выявить причины повышения давления в системе и принять меры по устранению неполадки. В случае невозможности устранения причин силами обслуживающего персонала сообщить руководству УКПГ, а в ночное время начальнику смены производственно-диспетчерской службы (ПВС) для организации работ по ликвидации аварии [33].При проявлении признаков не герметичности (пропуска газа или конденсата) в сосудах, работающих под давлением, в сварных швах трубопроводов или в арматуре на технологической линии оператор, первый обнаруживший пропуск газа, должен сообщить об этом в операторную УКПГ. Все работники, находящиеся в момент аварии в непосредственной близости, должны применить средства индивидуальной защиты (СИЗ).Супервайзеру операторной линии необходимо произвести отключение аварийного участка, если это не приведет к нарушению технологического режима и стравить давление на факел высокого давления. В случае невозможности отключения аварийного участка, необходимо произвести аварийную остановку технологической линии или всей УКПГ, если это ведет к загазованности всей территории установки [13].В случае обнаружения пропусков газа, конденсата на выходных участках газо- и конденсатопроводов также производится остановка всей установки.Старший оператор технологической линии должен оповестить об аварии по громкоговорящей связи работников о данной технологической линии, сообщить по телефону на другие технологические линии и на ГНС.Старший оператор аварийной установки (технологических линий) должен сообщить супервайзеру по технологии, вызвать техников и экологов, вызвать газоспасателей и пожарников Аварийно-Спасательной Службы (АСС).Лидер оператор совместно с представителями АСС принимает срочные меры по спасению людей, если имеются пострадавшие от аварии.При разрушении технологических аппаратов и трубопроводов, сопровождающимися значительными выбросами газа и конденсата обслуживающий персонал должен действовать согласно Плану ликвидации аварий (ПЛВА). При порыве трубопроводов между БВМ и 1-й ступенью сепарации обслуживающий персонал должен действовать согласно ПЛВА, т.е. необходимо аварийно остановить технологическую линию в последовательности, описанной выше.При разрыве конденсатопровода со значительными выбросами конденсата, необходимо аварийно остановить технологическую линию согласно инструкции по аварийной остановке технологической линии.Порядок действий технического персонала в работе по ликвидации аварий должен соответствовать Плану ликвидации аварий.В частности, при авариях необходимо:прекратить на месте аварии и смежных участках работы с применением открытого огня и другие опасные работы (очистка, ремонт и монтаж оборудования), кроме работ, связанных с мероприятиями по ликвидации аварии;удалить из опасной зоны всех рабочих и ИТР, не занятых аварийными работами; доступ лиц к месту аварий должен производиться только с разрешения ответственного руководителя работ по ликвидации аварий;удалить по возможности ЛВЖ и ГЖ из емкостей и аппаратов, расположенных в зоне аварийного режима, понизить давление в технологических аппаратах;принять меры к обеспечению бесперебойного водоснабжения для целей защиты от воспламенения объекта аварии и тушения возможного пожара;запретить на месте аварии и на смежных участках проезд всех видов транспорта, кроме пожарных и аварийных служб, с соблюдением мер пожарной безопасности.Аварийный режим может быть отменен только после тщательного обследования всего оборудования и коммуникаций (трубопроводов), прилегающих или связанных с местом аварий, проветривания помещений и проверки степени загазованности воздуха путем лабораторных анализов.Право отмены аварийного режима и разрешения на возобновление нормальной работы предоставляется менеджеру УКПГ [24, 33].Порядок действий персонала установки переработки газоконденсата при нештатных и чрезвычайных ситуациях также соответствует положениям 190-ФЗ от 29.12.2004, 68-ФЗ от 21.12.94, 116-ФЗ от 21.07.97, 117-ФЗ от 21.07.97, 28-ФЗ от 12.02.1998, 7-ФЗ от 10.01.2002, 197-ФЗ от 30.12.2001, 123-ФЗ от 22.07.2008. Стандарты действий отдельных работников при чрезвычайных ситуациях на предприятиях ПАО «НК «Роснефть», группы «ЛУКОЙЛ» и ПАО «Газпром» могут различаться в соответствии с технологическими особенностями обслуживаемого оборудования. При этом основными предписываемыми действиями является сообщение вышестоящему начальнику и специализированным службам о ЧС и аварийная остановка технологического оборудования в соответствии с технологическим регламентом.4 МЕХАНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ4.1 Расчет цилиндрического корпусаВ качестве материала корпуса аппарата принимаем сталь Х18Н10Т, пригодную для работы при контакте с производными бензола. Коррозия этой стали равномерна, и составляет: w = 0,14 мм/год.Толщина стенки аппарата:Sp=PpD/(2.φ.[σ]-Pp) (39)где Рр − расчётное давление, МПаРр=Р+Рг(40)где Р − давление в аппарате, МПа;Рг − гидростатическое давление столба жидкости.Так как Рг мало по сравнению с Р, его можно не учитывать.φ-коэффициент прочности сварных швов, φ=0,9[σ]=η.σ* − нормативное допускаемое напряжение, МПа;η − коэффициент, зависящий от вида заготовки.Для листового проката η=1.σ*=152 МПа, при t=100оСОткуда [σ]=152 МПаРасчетная толщина стенки равна:Sp = 12,5.1,6/(2.0,9.152-0,1) = 0,07 мИсполнительная толщина стенки равна:S = Sp + C + C0(41)где С – прибавка на коррозию, которая находится по формуле:С=T*w(42)где Т=10 лет − срок эксплуатации аппарата; w – годовой коэффициент коррозии, примем в данных условиях (при содержании в газе 5% Н2S) равным 1,2 мм.С0 − округление до ближайшего целого значения.S = 0,07 + 10 . 0,0012 = 0,082 м 10 смПримем толщину стенки цилиндрической обечайки 10 см. Крышку и днище выберем эллиптические, так как они являются наиболее распространёнными [2, 3]. 4.2 Расчет эллиптического днищаДнища являются одним из основных элементов химических аппаратов, так как их цилиндрические цельносварные корпуса ограничиваются днищами. Наиболее распространенной формой днищ в сварных химических аппаратах является эллиптическая форма с отбортовкой на цилиндр. Подберем днище и крышку для рассчитываемой сепаратора [7, c.9 – 10].Таблица 7 - Размеры эллиптических отбортованных стальных днищ с внутренними базовыми диаметрами ГОСТ 6533-78 [9, c. 441 - 442].DвнS,ммh, ммFв, м2Vв, м3m, кг160010011505,01,86504.3 Расчет ветрового моментаОтношение высоты аппарата к его расчетному диаметру: < 15,поэтому расчетная схема аппарата выбирается в виде упруго защемленного стержня.Расчет производим раздельно для максимальной (при гидроиспытании) и минимальной (после монтажа) сил тяжести аппарата.Минимальный вес Gmin = 4300 кг = 0,043 МН. Максимальный вес Gmax = Gmax = 4900 кг = 0,049 МН.Внутренний диаметр колонны D = 1,6 м.Наружный диаметр колонны Dн = 1, 4 м.Высота аппарата Н = 8,2 м.Высота опоры Но = 0,4 м.Нормативный скоростной напор для III географического пояса согласно табл. 29.14 [8] составляет q = 0,045·10-2 МН/м2.Модуль продольной упругости материала колонны при расчётной температуре Е = 2 105 МПа.Расчет ветрового момента при заданных условиях проведен с помощью программы «Расчет ветровой нагрузки» ЭТИ СГТУ, приложение 3.Результаты расчета:при максимальном весе аппаратапериод собственных колебаний Т = 0,031 с;коэффициент динамичности z = 1,116;ветровой момент относительно основания аппарата Мв.о = 0,00074 МН∙м;ветровой момент относительно сварного шва Мш = 0,00057 МН∙м;при минимальном весе аппаратапериод собственных колебаний Т = 0,029 с;коэффициент динамичности z = 1,115;ветровой момент относительно основания аппарата Мв.о = 0,00074 МН∙м;ветровой момент относительно сварного шва Мш = 0,00057 МН∙м.4.4 Расчет опорыОпоры для колонных аппаратов выбираются исходя из расчета максимальной нагрузки, которую должна выдержать опора. Материал опоры выбирают в зависимости от температуры рабочей среды, емкости аппарата и других параметров. Стандартным материалом обечаек (обечайка –цилиндрический корпус аппарата) является сталь Ст3 сп3 ГОСТ 380-71. Толщину стенки обечайки рассчитаем по уравнению (43): – прибавки, причем для данной марки стали в рассматриваемых условиях: – прибавка на коррозию и эрозию, примем 1,0 мм; – прибавка на минусовое отклонение по толщине листа, примем 0,7мм; – технологическая прибавка, примем 0,51 мм.Предельно допустимое напряжение для Ст3 равно МПа.Диаметр обечайки равен 1,8 метра, а толщина обечайки: мм.(43)По расчётам, максимальная толщина обечайки составляет 50 мм. Для подбора опор необходимо определить массу и нагрузку аппарата.Масса корпуса определяется по формуле:(44)где Н – высота аппарата, равная 8,2 м;π– геометрическая постоянная (π =3,14);D –диаметр сепаратора, равный 1,6 м ;s – толщина стенки, составляющая 0,1 м;ρ – плотность стали, равная 7850 кг/м3.кгМасса крышки и днища определяется по формуле:(45) кг.Масса воды при испытании составляет:кг (46)ρв – плотность воды, 1000 кг/м3.Тогда суммарная масса аппарата составит:(47)кгкгПереведем полученный результат в МН по формуле (4.12): МН (48)где Мап– масса аппарата, кг;g – ускорение свободного падения (g=9,8м/с2).Подберем опору [7, c.10].: Таблица 8 - Размеры цилиндрических опор для сепараторах аппаратов Q, MHD1, ммD2, ммS1, ммS2, ммS3, ммd2, ммdб, ммЧисло болтов, Zб0,631600180010252035М3016ЗАКЛЮЧЕНИЕВ рамках выполнения дипломного проекта проведен анализ основного технологического процесса, нормативной и технологической документации, рассмотрена документация в области технологической безопасности и действий сотрудников предприятия в случае чрезвычайных ситуаций.Рассмотрена технологическая схема установки подготовки газа к транспорту на основе процессов низкотемпературной сепарации.В ходе производственной практики было установлено, что в целях улучшения экологической обстановки на месторождении Ноябрьск на УКПГ проведены мероприятия по модернизации. Общеизвестно, что ПАО «Газпром» принимает необходимые меры для соблюдения экологических норм на всех этапах производственной деятельности в целях снижения ущерба окружающей среде. Компания затрачивает значительные финансовые средства на проведение экологических мероприятий. В ходе производственной практики мной была собрана необходимая информация для составления дипломного проекта. Проведен анализ основного технологического процесса, нормативной и технологической документации, рассмотрена документация в области технологической безопасности и действий сотрудников предприятия в случае чрезвычайных ситуаций.СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫСТО Газпром 2-2.3-928-2015 «Диагностическое обслуживание объектов добычи газа. Организация диагностического обслуживания технологического оборудования и трубопроводов объектов добычи газа ОАО «Газпром».СТО Газпром 2-2.3-929-2015 «Диагностическое обслуживание объектов добычи газа. Правила обследования и диагностирования технического состояния технологического оборудования объектов добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти».СТО Газпром 2-2.3-948-2015 «Диагностическое обслуживание объектов добычи газа. Руководство по прогнозированию и продлению ресурса, оценке риска и экспертизе промышленной безопасности технологического оборудования объектов добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти».СТО Газпром 2-2.3-975-2015 «Правила контроля материалов и оборудования, применяемых на объектах добычи сероводородсодержащих газа, конденсата, нефти, при приемке в эксплуатацию».СТО Газпром 18000.1-001-2014 «Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью в ОАО «Газпром»»Кабиров М.М., Гумеров О.А. Сбор, промысловая подготовка продукции скважин. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. – 70 с.Камчатка. Газпром [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.gazprom.ru/about/production/projects/deposits/kamchatka/Кемпбел Д.М. Очистка и переработка природных газов. Пер. с англ. – М.: Недра, 1987. – 349 с.Лапидус А.Л. и др. Газохимия. Часть 1. Первичная переработка углеводородных газов. – M.: Недра, 2004. – 246 с.Оборудование нефтеперекачивающих и компрессорных станций: учебное пособие для вузов / В. В. Слесаренко, А. Н. Гульков . Дальневосточный государственный технический университет. Владивосток: Дальнаука, 2010. – 269 с.Официальный сайт компании «Газпром трансгаз Сургут» [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://surgut-tr.gazprom.ru/Политика компании в области предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций № П3-11.04 П-02 (с изменениями, утвержденными решением Правления ПАО «НК «Роснефть» (протокол заседания от 30.06.2017 №Пр-ИС-22п), введенными в действие приказом ПАО «НК «Роснефть» от 28.08.2017 № 489);СТО ЛУКОЙЛ 1.6.9.1–2016 Система управления промышленной безопасностью, охраной труда и окружающей среды.Технический регламент УКПГ. – М.: ВНИИГаз, 2008. – 244 с.ПРИЛОЖЕНИЕ АПРИЛОЖЕНИЕ Б