Материал: Автоматизация газотурбинной электростанции ГТЭС-72 Ватьеганского месторождения

Автоматизация газотурбинной электростанции ГТЭС-72 Ватьеганского месторождения

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

"Уфимский государственный нефтяной технический университет"

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

Дипломный проект

АВТОМАТИЗАЦИЯ ГАЗОТУРБИННОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ГТЭС-72 ВАТЬЕГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Студент гр. АГ 07-01Р.Р. Шайхлисламов

Руководитель

канд. техн. наук, доц.Г.Х. Кутлуяров

Уфа 2012

Реферат

Дипломный проект _____ с., 20 рисунков, 13 таблиц, 10 использованных источников, 1 приложение.

газотурбинная электростанция, узел подготовки газа, ТЕПЛООБМЕННИК, автоматическая система регулирования, автоматизация, система автоматизации, попутный нефтяной газ

Объектом исследования является узел подготовки газа, находящийся на территории газотурбинной электростанции Ватьеганского месторождения.

В ходе выполнения работы разработана система автоматизации технологического комплекса по подготовке и переработке попутного нефтяного газа на основе современных программных и аппаратных средств.

Цель работы - осуществить внедрение улучшенной системы регулирования на подогреве попутного нефтяного газа и рассчитать для этой системы коэффициенты регулирования.

В результате исследования определены оптимальные настройки регулятора.

Технико-экономические показатели свидетельствуют о целесообразности внедрения новой системы регулирования за счёт рационального использования газа.

Внедрение отсутствует.

Эффективность проекта основана на сокращении времени регулирования процесса подогрева попутного нефтяного газа, а также экономических выгодах от разработки.

Содержание

Реферат

Определения, обозначения и сокращения

Введение

1. Общее описание газотурбинной электростанции

1.1 Общая характеристика производства

1.2 Сущность процесса подготовки попутного нефтяного газа

1.3 Узел врезки в газопровод

2. Патентная проработка

2.1 Направление поиска

2.2 Регламент поиска

2.3 Результаты поиска

2.4 Анализ результатов поиска

3. Автоматизация блока фильтров-сепараторов

3.1 Структура системы

3.2 Функции системы управления

3.3 Рабочее место оператора

3.4 Функциональная схема автоматизации

3.5 Архитектура, основные принципы взаимодействия составных частей системы автоматизации

4. Расчет автоматической системы регулирования подогрева попутного нефтяного газа

4.1 Описание физических процессов при подогреве попутного нефтяного газа

4.2 Идентификация объекта управления

4.3 Выбор закона регулирования

4.4 Расчет внутренней системы регулирования

5. Охрана труда и техника безопасности

5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей на газотурбинной электростанции

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда на газораспределительной станции

5.2.1 Мероприятия по технике безопасности

5.2.1.1 Мероприятия по электробезопасности

5.2.1.2 Мероприятия по взрывобезопасности

5.2.2 Мероприятия по промышленной санитарии

5.2.3 Мероприятия по пожарной безопасности

5.3 Расчет молниезащиты газотурбинной электростанции

6. Оценка экономической эффективности внедрения автоматической системы регулирования процесса подогрева попутного нефтяного газа

6.1 Технико-экономическая характеристика оборудования

6.2 Методика расчёта показателей экономической эффективности инвестиционного проекта

6.2.1 Чистый денежный доход

6.2.2 Индекс доходности дисконтированных инвестиций

6.2.3 Внутренняя норма доходности

6.2.4 Срок окупаемости

6.3 Расчёт экономической эффективности проекта

6.3.1 Расчёт экономии от использования АСР подогрева попутного нефтяного газа

6.3.2 Расчёт экономического эффекта

Заключение

Список использованных источников

Определения, обозначения и сокращения

КПД - коэффициент полезного действия

ГТУ - газотурбинная установка

ТЭЦ - тепловая электростанция

НПО - научно-производственное объединение

ГТЭС - газотурбинная электростанция

ЛГПК - Локосовский газоперерабатывающий комбинат

ОРУ - открытое распределительное устройство

ЗРУ - закрытое распределительное устройство

ДНС - дожимная насосная станция

ЦДНГ - цех добычи нефти и газа

УПГ - узел подготовки газа

ФС - фильтр-сепаратор

МКИ - международная классификация измерений

АЦП - аналого-цифровой преобразователь

ОЗУ - оперативное запоминающее устройство

ГУН - генератор, управляемый напряжением

ПУМ - прямой удар молнией

ЧДД - чистый дисконтированный доход

ИД - индекс доходности инвестиций

ВНД - внутренняя норма доходности

СО - срок окупаемости инвестиций

Введение

Газовые турбины известны давно, но они лишь недавно стали активно использоваться в энергетике. Именно газовые турбины могут стать основой развития энергетического комплекса равнинных территорий и территорий, богатых природными ископаемыми, такими как нефть и газ. Поэтому, данная тема дипломного проекта является актуальной. Применение газовых турбин реально даже при очень небольших объемах строительных работ. Они во много раз легче паровых турбин и занимают намного меньше места, поскольку в них нет крупногабаритного и тяжелого парового хозяйства (котлы, насосы и др.). При этом управление ими гораздо легче автоматизируется, т.е. такие станции требуют меньше обслуживающего персонала и т.п. Актуальность внедрения газотурбинных установок (ГТУ), потребляющих в качестве основного топлива попутный нефтяной газ, на месторождения обусловлена как один способов утилизации попутного нефтяного газа.

Экономическая эффективность газовых турбин сегодня может быть весьма высокой. Так, если на выходе газовой турбины в теплообменнике выходящими газами греть воду и паром охлаждать горячий тракт турбины вместо воздуха (который очень дорог в обычном цикле), то при температуре газа 1500°С, достижение которой ставится сейчас как задача, можно говорить об уровне коэффициента полезного действия (КПД) реального газотурбинного цикла порядка 60 - 62%. А это в полтора раза выше, чем в предельном паротурбинном цикле.

Также актуальность внедрения газотурбинных установок, потребляющих в качестве основного топлива попутный нефтяной газ, можно рассматривать с точки зрения охраны природы и эффективного использования попутно получаемого сырья.

Можно привести наиболее характерные примеры уже созданных и эксплуатирующихся газотурбинных установок. Газотурбинная теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) мощностью 25 МВт вполне конкурентоспособная с мировыми по экономическим показателям (КПД 37%) на базе двигателя НК-37СТ Самарского научно-производственное объединение (НПО) им. Н.Д. Кузнецова сейчас запущена в работу в Самаре. В Перми начаты серийный выпуск и поставка 4-мегаваттной установки. Созданы ГТУ-ТЭЦ в 1,25 МВт в Санкт-Петербурге, 2,5 МВт - в Рыбинске, 10 МВт - в Уфе. Уже реализована станция в 20 МВт, созданная московской фирмой "Энергоавиа".

В данном дипломном проекте мы будем рассматривать газотурбинную электростанцию (ГТЭС) ГТЭС-72 Ватьеганского месторождения, которым сегодня занимается предприятие ООО "Лукойл".

Одним из основных и наиболее важным объектом на ГТЭС-72 является подготовка попутного нефтяного газа. Поскольку газотурбинная установка достаточно чувствительна к конденсату. Таким образом, объектом данного дипломного проекта будет представлен узел подготовки газа.

Цель данного дипломного проекта - осуществить внедрение более улучшенной системы регулирования на подогреве попутного нефтяного газа и рассчитать для этой системы коэффициенты регулирования.

Задачами дипломного проекта являются:

-       изучение требований к проектируемому узлу подготовки газа и разработка технологических решений, удовлетворяющих требованиям;

-       изучение процесса подогрева нефтяного попутного газа и выведение дифференциальных уравнений данного процесса;

-       получение передаточной функции объекта и нахождения коэффициентов регулирования.

При работе над проектом были использованы материалы ТПУ "ЗапСибНефтеавтоматика".

1. Общее описание газотурбинной электростанции

1.1 Общая характеристика производства

В настоящее время для электроснабжения потребителей, а также в целях утилизации попутного нефтяного газа, на площади Ватьеганского месторождения Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области расположен комплекс технологических объектов (рисунок 1.1) по подготовке и переработке попутного нефтяного газа, в состав которого входят:

-       узел врезки в газопровод "Повх-ЛГПК";

-       узлы секущих задвижек при переходе через реку и на входе газа на ГТЭС;

-       газотурбинная электростанция;

-       комплекс сооружений повышающей подстанции с трансформаторами 10/35 кВ, открытым распределительным устройством ОРУ-35 кВ и закрытым распределительным устройством ЗРУ-6 кВ;

-       котельная;

-       компрессорная станция;

-       комплекс технологических сооружений узла подготовки газа;

-       комплекс пожаротушения.

Для обеспечения технологической связи на территории ГТЭС предусмотрена мачта связи.

Технологический комплекс объектов ГТЭС обеспечивает:

-       отбор газа из газопровода "Повх-ЛГПК" и его транспортировку до технологической площадки ГТЭС;

-       прогрев газа выше точки росы;

-       подачу осушенного и компримированного газа на газотурбинную электростанцию;

подогрев нефтяной газ попутный

-       возвращение выпавшего из газа конденсата в технологический процесс.

1 - узел врезки; 2 - узел секущих задвижек при переходе через реку и на входе газа на ГТЭС; 3 - комплекс технологических сооружений узла подготовки газа; 4 - компрессорная станция; 5 - котельная; 6 - газотурбинная электростанция; 7 - комплекс сооружений повышающей подстанции

Рисунок 1.1 - Принципиальная схема ГТЭС-72

Также комплекс обеспечивает:

сброс газа на факел с установки подготовки в аварийных ситуациях;

обеспечение теплоносителем объектов ГТЭС;

обеспечение противопожарной безопасности объектов;

выработку электроэнергии ГТЭС для повышающей подстанции 10/35 кВ;

поддержания необходимого давления попутного нефтяного газа.

1.2 Сущность процесса подготовки попутного нефтяного газа

Технологическая схема работы вышеуказанного комплекса отображена на рисунке 1.2 Этот процесс организован следующим образом: газ от узла подключения к газопроводу "Повх-ЛГПК" с давлением ~1,9 МПа и температурой 0 - 15 °С поступает во входной сепаратор С-1, в котором происходит улавливание основного количества конденсата, поступающего на ГТЭС.

Жидкая фаза из сепаратора С-1 опорожняется автоматически при достижении максимального уровня путем откачки с помощью насоса Н-1 на узел подключения к газопроводу "Повх-ЛГПК", а газ с давлением ~1,97 МПа поступает в блок фильтрации и подогрева. Также системой автоматизации обеспечивается контроль температуры и давления газа в сепараторе.

При неисправности блока насосной откачки конденсата жидкая фаза из сепаратора С-1 опорожняется сбросом на факел в ручном режиме. Сброс осуществляется через задвижку 4д/2 и ручной клапан КЛ-8. Дренажный сброс от насоса Н-1 осуществляется в подземную емкость Е-1.

Для защиты ГТЭС в аварийных ситуациях на линии сброса газа на факел предусмотрена задвижка с электроприводом 7г. При возникновении аварийной ситуации (потеря герметичности и снижение давления в С-1, срабатывание датчиков загазованности либо датчиков пожарной сигнализации) защита ГТЭС обеспечивается автоматическим закрытием задвижек с электроприводом 1г/1 и 4г (выход газа из С-1), что влечет за собой прекращение подачи газа.

Рисунок 1.2 - Технологическая схема УПТГ

Оставшаяся часть газа в оборудовании сбрасывается на факел.

Для исключения попадания влаги на газотурбинные агрегаты предусмотрен блок фильтрации и блок подогрева. В состав блока фильтрации входят два фильтр-сепаратора ФС-1/1,2 (рабочий и резервный) для улавливания капельной жидкости и механических примесей. Четыре кожухотрубчатых теплообменника Т-1/1-4 предназначены для подогрева газа и исключения возможности выпадения конденсата в газопроводе от узла подготовки газа к газотурбинной установке.

В теплообменниках Т-1/1-4 происходит подогрев газа до температуры ~30°С антифризом от котельной. Контроль температуры на входе в теплообменники Т-1/1-4 осуществляется при помощи датчика температуры, установленного на общем коллекторе входа газа. Для обеспечения контроля давления газа после каждого теплообменника установлен датчик давления. При возникновении неисправности и изменении рабочих параметров на теплообменниках они отключаются при помощи секущей арматуры в ручном режиме. Также системой автоматизации предусмотрен контроль температуры газа после теплообменников на общем коллекторе.

Часть газа после подогрева через регулирующий клапан КЛ-2/1,2 поступает на котельную в качестве топлива. Клапан КЛ-2/1,2 понижает давление с 1,9 МПа до 0,3 МПа на входе в котельную.

Из блока фильтрации и подогрева газ с давлением ~1,90 МПа и температурой ~30°С поступает на оперативный узел учета газа и далее в коллектор на газотурбинные агрегаты. При этом клапан КЛ-3 несет на себе еще одну функцию. Данный клапан открывается при давлении 2,95 МПа, (срабатывание по датчику давления, установленному на линии газа на ГТУ), обеспечивая защиту от превышения давления в газопроводе.

Для обеспечения бесперебойного снабжения турбин газом предусмотрено два коллектора подачи газа. В случае выхода из строя электроприводной арматуры, расположенной на отдельном отводе на каждую ГТУ, предусмотрено отключение данного отвода секущими шаровыми кранами на коллекторе.

Сброс газа из трубопроводов и сепаратора осуществляется в факельный коллектор.

Для непрерывного обеспечения факельной системы, а именно запальной и дежурной горелок газом для розжига, предусмотрена линия подачи газа от входного сепаратора на блок управления. Управление факелом производится по месту от шкафа управления согласно инструкции завода-изготовителя. Сигнал от фотодатчиков контроля наличия пламени поступает как в операторную, так и к блоку управления.

1.3 Узел врезки в газопровод

Узел врезки предназначен для подачи газа на газотурбинную электростанцию от газопровода "Повх-ЛГПК" Ду500, сепарации газа от газового конденсата и отвода конденсата от ГТЭС.

Рисунок 1.3 - Технологическая схема узла врезки "Повх - ЛГПК"

Газ, транспортируемый по газопроводу на Локосовский газо-перерабатывающий комбинат, при закрытой задвижке с электроприводом Зд1 направляется в расширитель Р-1 по трубопроводам Ду300 через задвижки Зд2 и Зд3, согласно технологической схеме (рисунок 1.3).