Пример готовой курсовой работы по предмету: Автоматизация технологических процессов
Содержание
ВВЕДЕНИЕ 5
1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ 9
1.1 Схема функциональная автоматизации объекта 9
1.2 Исходные данные на монтаж средств автоматизации 11
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 18
2.1 Технология процесса цеха (объекта) 18
2.2 Выбор и обоснование выбора средств автоматизации 21
2.3 Назначение, устройство и технические характеристики средств автоматизации 31
2.4 Монтаж элементов автоматических устройств систем контроля (управления) 36
2.5 Наладка элементов автоматических устройств систем контроля (управления) 45
3 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ 47
3.1 Расчет сечений жил проводов и кабелей 47
3.2 Расчет необходимого размера короба 48
3.3 Расчет площади щитовых помещений 49
4 ОХРАНА ТРУДА И ПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА 51
4.1 Техника безопасности при монтаже приборов и средств автоматизации 51
4.2 Причины возникновения пожара в электроустановках 54
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 55
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 56
Выдержка из текста
Дожимная насосная станция (сокр. ДНС) — технологическая часть системы сбора нефти и газа на промыслах и их последующей транспортировки.
Оборудование ДНС, прежде всего насосы, сообщает нефти и газу дополнительный напор, необходимый для их транспортирования в направлении высоконапорных участков через системы сбора и подготовки.
Как правило, ДНС применяются на отдаленных месторождениях. Необходимость применения дожимных насосных станций обусловлена тем, что зачастую на таких месторождениях энергии нефтегазоносного пласта для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ недостаточно.
Дожимные насосные станции выполняют также функции сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости и последующей раздельной транспортировки углеводородов. Нефть при этом перекачивается центробежным насосом, а газ — под давлением сепарации. ДНС различаются по типам в зависимости от способности пропускать сквозь себя различные жидкости. Дожимная насосная станция полного цикла состоит при этом из буферной ёмкости, узла сбора и откачки утечек нефти, собственно насосного блока, а также группы свечей для аварийного сброса газа.
На нефтепромыслах нефть после прохождения групповых замерных установок принимается в буферные ёмкости и после сепарации поступает в буферную ёмкость с целью обеспечить равномерное поступление нефти к перекачивающему насосу. Лишь после прохождения данного технологического этапа нефть поступает в нефтепровод.
Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до установок предварительного сброса воды (УПСВ) или цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН).
Обычно ДНС применяются на отделенных месторождениях.
Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа – под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.
Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:
• буферной емкости;
• сбора и откачки утечек нефти;
• насосного блока;
• свечи аварийного сброса газа.
Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м 3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены:
• для приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;
• сепарация нефти от газа;
• поддержание постоянного подпора порядка 0,3 – 0,6 МПа на приеме насосов.
Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.
Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторской ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных.
1. Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.
2. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателя. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.
3. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.
4. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.
Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м
3. оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на приеме основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.
Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин м применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.
Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).
[1]
Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется, затем подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на установку компримирования природного газа (УКПГ).
Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.
Принципиальная схема установки представлена на рисунке 1.
ГВД на УКПГ
ГС
ГНД
скважинная С-2
продукция С-1
Разгазированная
Н-1 скважинная
продукция
Рис.
1. Принципиальная схема дожимной насосной станции (ДНС) Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы; Н-1 – центробежный насос. Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа, ГНД – газ низкого давления
Список использованной литературы
Государственные стандарты
1. ГОСТ 2.109-73 ЕСКД. Основные требования к чертежам.
2. ГОСТ 2.106-96 ЕСКД. Текстовые документы.
3. ГОСТ 2.104-2006 ЕСКД. Основные надписи.
4. ГОСТ 21.208-2013 СПДС. Автоматизация технологических процессов. Обозначения условные приборов и средств автоматизации в схемах.
5. ГОСТ 21.408-2013 СПДС. Правила выполнения рабочей документации автоматизации технологических процессов.
Нормативная
6. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ГТБ 08 – 200 –
98. Утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 09.04.98 № 24.
Учебная
7. Расчет технологических установок системы сбора и подготовки скважиной продукции. С.А. Леонтьев, Р.М. Галикеев, О.В. Фоминых.: Учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2010 (стр. 5-10, 52-62)
8. Физические методы переработки и использования нефти и газа. Гриценко А. И., Александров И. А., Галанин И. А: Учебное пособие. – М.: Недра, 1991.
9. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Лутошкин Г. С. – М.: Недра, 1995.
10. А.С. Клюев, Б. В. Глазов, А.Х. Дубровский «Проектирование систем автоматизации технологических процессов», Энергия, Москва, 1980 г.
11. Гуреева М. А. Экономика нефтяной и газовой промышленности. М.: Издательский центр «Академия» , 2011. — 240с.
Электронные ресурсы
12. intechcom.ru›sites/default/files…files/s 7-200
13. elec.ru›files/2015/05/11/Allen-Bradley-SLC-500.pdf
14. bozna.ru›produkt-uslugi…gidkosti… 247-datchiki-nord
15. «Метран» — измерительные приборы и датчикиmetran.ru
16. shibbolet.ru›doc/user_manual_2012.pdf
17. kip-pribor.com.ua›files/teplopribor…Sapfir 22DU.pdf
18. gazoanalizators.ru/СТМ-30
19. spetzpozh.com›index.php/equipment…ip 329330-20
20. electronpribor.ru›catalog/962/tm-066r-5.htm
21. npo-manometr.ru
