冀东油田油气处理厂技术进步

冀东油田油气处理厂技术进步

1田原油稳定、天然气处理和外输作为中国东部油田气田系统的一个环节，气田处理部门承担着三个重要任务：原油稳定性、天然气处理和外输。进入“十五”以来,针对生产实际中存在的问题,在节能技术改造、安全技术应用、仪表自动化技术的提高等方面取得了多项技术成果。2油气处理技术和设备的改进2.1庙原稳装置的安装、安装情况,主要有以下情况老爷庙原油稳定(庙原稳)装置于1999年8月建成投产,设计原油处理能力为10万t/年,它的投产为冀东油田创造了可观的经济效益。但是随着装置的运行,腐蚀问题逐渐显露,而且越来越严重。表1是高尚堡原油稳定装置(高原稳)和庙原稳装置冷凝器的使用情况对比。通过对比可以看出,庙原稳冷凝器的腐蚀速度约为高原稳的3倍,分析认为有两个因素导致这种结果:一是庙原稳最初设计安装的和第一次更换的冷凝器都是固定管板式,其结构上的缺点导致应力腐蚀严重,2002年8月,已将其改型为浮头式;二是老爷庙原油的腐蚀性介质的含量明显高于高尚堡原油,这一点在2002年之后尤为突出,因为此前对庙原稳装置进行的历次检修中,发现受腐蚀的设备都是冷凝器,而轻油泵和调节阀等设备均没有腐蚀现象。2.1.1轻油及污水系统腐蚀2002年9月,庙原稳装置出现严重的腐蚀现象。具体包括:冷凝器和回流罐的内防腐层被破坏;轻烃泵的叶轮表面已成蜂窝状,且多处被腐蚀透,机械密封腐蚀严重,蜗壳也受到一定程度的腐蚀,泵壳内的残留积液pH值达2.0;轻油系统的几个调节阀的阀芯受到严重腐蚀;轻油及污水系统的管线也受到不同程度的腐蚀,其中以塔顶冷凝器出口D159mm×6mm管线最为严重,其壁厚最薄处仅为3.2mm。通过以上现象可以看出,腐蚀主要集中在装置的轻质油系统,包括塔顶冷凝器、回流罐、2台轻油泵及相连的管线、阀门。大港石化第四建设公司负责对装置作了进一步的检测,同样证实了以上结论,同时提出建议:对冷凝器、回流罐、稳定塔、闪蒸塔等容器进行内部清洗、重新做防腐层。更换与以上容器相连的管线和阀门,更换加热炉对流室炉管。2.1.2庙原稳装置的腐蚀机理在原油蒸馏过程中,原油中的氯化物和硫化物受热分解或水解,产生氯化氢和硫化氢,还有有机酸等腐蚀介质。这是使设备及管线受到腐蚀的原因。其中,硫化物在原油蒸馏过程中,随着分馏温度的升高,其分馏油中的含硫量不断增加,即渣油中的含硫量最多。石油中有机酸主要是环烷酸,在高温下与金属生成环烷酸盐,其腐蚀部位多在加热炉管、分馏塔侧线和塔底等部位。庙原稳装置腐蚀现象主要发生在塔顶轻油系统,装置腐蚀主要是由氯化物造成,其腐蚀机理如下:氯化物主要是氯化钠、氯化钙、氯化镁,其中,氯化钙和氯化镁在加热至120℃时即开始水解,随温度的升高,水解率也提高。表2为不同温度下氯化镁和氯化钙的水解率。在分馏塔顶冷凝冷却系统最初出现冷凝水时,水解产生的盐酸吸收HCl生成较浓的盐酸,对金属造成严重腐蚀。HCl在有水的条件下,还会对金属产生应力腐蚀开裂,特别是对奥氏体不锈钢。石油化工科学研究院对庙原稳装置的原油、轻烃和水样进行了全面的分析,进一步证实了腐蚀的主要原因是强酸性介质的氯离子腐蚀。化验中心也对老爷庙地区原油的水样做了化验,结果是其中氯根(Cl-)含量高达1453mg/L,同样证实了以上结论。2.1.3原油电脱盐工艺根据国内同类装置常用的防腐措施,结合庙原稳装置处理量小等特点,我们确定了“一脱三注”的防腐工艺,即建设电脱盐装置,辅之以塔顶馏出线注氨、再注缓蚀剂、塔顶冷凝器入口注水的防腐工艺。脱盐是为了减少CaCl2、MgCl2等盐类,从而从根本上减少腐蚀的几率,延长设备的使用寿命;原油中的盐,大部分溶于水中,所以脱盐和脱水同时进行。为了能脱除悬浮于原油中的盐细粒,在脱盐脱水之前还需向原油中加入一定量的水使之也溶解在水中,然后与水一起被脱除。含水原油常常是一种比较稳定的油包水型乳状液,只有破坏了这种乳化状态,才能使水滴聚结,达到油水分离的目的。电场的作用能促进乳状液的破坏和水滴的聚结,现代炼厂几乎都是采用电脱盐脱水过程。电脱盐法综合运用高压电场和破乳剂,并在适当的温度下使原油破乳,使水滴聚结而沉降分离。单级电脱盐的脱盐率一般在90%～95%之间。为保证脱盐效果,一般采用两级脱盐工艺(见图1)。原油在进入一级脱盐罐和二级脱盐罐之前都要注水。注水的作用是溶解原油中悬浮的盐类和增大原油中的含水量,以增大水滴的偶极聚合力,后一个作用对二级脱盐来说尤为重要,注入的水应与原油充分混合,通常一级注水量为原油的5%～6%,二级注水量则以2%～3%为宜。原油电脱盐的主要设备是电脱盐罐,卧式电脱盐罐主要由外壳、电极板和原油分配器等组成。国内炼厂电脱盐罐的操作温度多在100～120℃,操作压力比原油在脱盐温度下的饱和蒸气压大0.15～0.2MPa。注氨是目前常用中和酸的一种方法,由于生成的NH4Cl易沉淀,但却易溶于水,因而常同时注入软化水,将其溶入水中排走;注入缓蚀剂是为了在金属表面形成一层膜,从而减少金属的腐蚀机会。把二级注水和一次注氨称为三注,三注工艺流程见图2。由于庙原稳装置规模小,为了简化工艺流程,我们灵活地确定了“三注合一”的措施方案,选用了一种“三合一”的防腐剂配方,它集中和、缓蚀的功能于一身,虽价格较贵,但选用它后可以只用一套工艺流程,设备投资少、操作简单,成本低。2.1.4装置处理老爷庙原油的效果“一脱三注”工艺项目投资116万元。建成投产后,首先保证了装置的安全运行,减缓了腐蚀速度,同时老爷庙原油经过装置处理后,有效地降低了氯离子含量,对保证外销原油质量起到了重要作用。此外,由于庙原稳的平稳运行,经济效益也相当可观,按每天生产轻烃和2#轻烃30t,每吨增值500元计算,每年可创产值495万元,除去运行成本80万元,每年可创效益415万元。2.2脱丁烷塔系统脱丁烷塔是冀东油田油气处理厂油气处理装置的最后一道工艺系统,它的主要作用是将混合轻烃通过精馏塔,分离成液化气和轻质油两种产品。目前共有两套脱丁烷塔系统,其中,原稳脱丁烷塔适合于处理原稳产混合轻烃,其主要作用是脱除轻质油中的易挥发组分,即液化气,使轻质油稳定,达到安全运输要求,其液化气的含量很低。浅冷脱丁烷塔用于处理深浅冷产混合轻烃,它要完成混合轻烃中液化气和轻质油的分离。2001年,对浅冷脱丁烷塔进行技术改造之前,高尚堡、柳赞、老爷庙三套浅冷装置和原稳装置所生产的混合轻烃全部进入原稳脱丁烷塔系统进行处理(见图3)。2.2.1工艺不合理,能耗消耗(1)液化气损失量大。这个损失包括两部分,一部分是由于分离不彻底,造成部分液化气没有从轻油中分离出来;另一部分是由于塔顶冷却系统负荷难以满足要求,使部分液化气随不凝气流失。(2)能量消耗大。原稳混烃日产量50～60t,深浅冷混烃日产量20～30t,近100t的混烃全部进塔处理,从常温加热到140℃以上,加热负荷和冷凝负荷都很大,能量消耗非常大。(3)工艺不合理。深浅冷混烃和原稳混烃组成不同,深浅冷混烃中液化气组分约占50%左右,而原稳混烃中的液化气组分含量很低,将二者先混合,再由脱丁烷塔进行分离,增加了混烃分离的难度。2.2.2浅冷脱丁烷塔系统以上问题的核心是如何合理组织工艺流程,达到减少液化气损失、提高液化气的产量,同时降低系统能耗的目的。原稳脱丁烷塔是处理原稳产混合轻烃的,由于将富含烃组分的深浅冷产混合轻烃一起处理,难以发挥最高运行效率。因此,重新启用浅冷脱丁烷塔系统,并进行了理论核算,结果表明,浅冷脱丁烷塔系统可以适应目前的生产条件,对其进行适当的改造,使其恢复正常、高效的运行完全可行。至于原稳混合轻烃,通过试验证明,只要对原稳参数进行适当调整,原稳轻烃不经过脱丁烷塔处理也可达到产品外销的质量和安全要求。2.2.3设置塔底加热系统对浅冷脱丁烷塔系统的主要改造项目如下:(1)改造塔项设备。增设水冷器1台、液化气回流泵2台,利旧液化气回流罐1座。(2)改造塔底加热系统。废除导热油系统,将原稳的高温稳后原油替代导热油,作为脱丁烷塔的塔底加热介质。(3)增加1台板式换热器,用于预热混烃,同时回收外输轻油携带的热量。(4)对仪表自动化控制系统进行完善。包括塔底液位控制、塔底温度控制、塔顶压力控制、回流罐液位控制、回流罐压力控制等。图4为改造后的浅冷脱丁烷工艺流程示意。2.2.4经济效益分析浅冷脱丁烷塔系统自2001年10月投入运行以来,提高了液化气的产量和质量,降低了运行成本、达到了节约能源等要求。(1)液化气产量增加。在来气量基本持平的情况下,2002年比2001年多生产液化气1083t,按每吨1800元计,多创效益195万元。2002年,液化气产量达到了自建厂以来的最高水平。(2)原稳装置生产轻烃的能耗降低。原稳装置所产轻烃不再进入脱丁烷塔系统进行处理,消除了轻烃携带热量造成的能源浪费,按轻烃从45℃降至25℃、60t/d,20m3/h节气计算,年可节约天然气15.8万m3,约合人民币15.8万元(天然气1元/m3)。(3)停浅冷热油加热炉一座(热负荷为41.8×104kJ/h,日均用气400m3),年节约天然气13.2万m3,约合人民币13.2万元。(4)一台功率为7.5kW的热油泵停用,每年可节省电费3.0万元。该项目投资仅75万元,改造完成后,每年不仅降低能耗近32万元,而且直接增加经济效益195万元,年综合效益可达227万元。2.3如何降低输气成本天然气集输是天然气生产的一个重要环节。在努力开拓天然气市场,将现有天然气资源尽可能多地实现商品化的同时,如何在完成天然气集输任务的前提下,降低输气成本也是一项重要课题。2.3.1天然气、冷吹气回收工艺老庙爷原输气工艺流程为:原料气由压缩机增压后,经净化系统、制冷系统、冷凝分离系统处理分离,分离出来的混烃由塔底泵输送到储罐,分离出来的干气一部分油区自用,一部分经干气压缩机增压后输往开平。图5为老爷庙原输气工艺流程示意图。工艺中调压阀的作用是维持冷凝分离系统中分馏塔的工作压力,因此形成了一个压力梯度,阀前一般为0.35MPa,阀后为0.10MPa。利用这个压力梯度,分出两股天然气,一路用作干燥器的再生和冷吹气,一路用作浅冷装置所需的加热气源和伴热系统的伴热气。此工艺存在以下问题:首先,开平输气要启动专门的压缩机,这时,动力消耗大,冷却水循环量增加,工人劳动强度增大,维修费用增加等。其次是流程较复杂,主要是伴热系统的流程过于庞大,伴生气流量大,大量较高压力能级的天然气因此变为低压天然气。这一点也正是节能改造的潜力所在。首先将天然气伴热系统全部拆除,代之以恒温电伴热带,既节能,又降低了工人的劳动强度。脱乙烷塔和气封气的热源用压缩系统的高温天然气,既可节省热能消耗,又可给高温天然气降温。其次是停用开平输气压缩机,通过膨胀机组的压气机直接对外供气。由于废除了伴热气系统,高压力能级的天然气量增加,这时只需稍稍提高分馏塔的操作压力,就可满足外输气量的要求,而这一点对系统并无大的影响。2.3.3全年节省输气成本老爷庙输气工艺改造项目共投资20万元,改造后的效益情况如下:(1)停运132kW北一通输气压缩机1台,每年可节电104×104kW·h,节约电费52万元。(2)伴热系统由高温天然气伴热改为电伴热。改造前,伴热气加热炉每天耗气20m3,按投用4个月计算,每年用气5.76万m3,折合人民币5.76万元。改为电伴热后,共用电伴热带800m,恒温电伴热功率40W/m,同样按投用4个月计算,每年用电9.22×104kW·h,折合人民币4.61万元。与改造前相比,每年节约1.35万元。以上两项,每年可节约输气成本53.11万元。这一输气改造工艺也有一定的局限性,即外输气压力一般不能超过0.50MPa,这主要受到冷凝分离系统压力的限制,如果压力过高,将对天然气处理产生不良影响。但在目前的情况下,这一输气工艺非常符合实际要求,降低输气成本非常明显。在对嘉唐和开平输气外围流程进行适当调整后,嘉唐输气压力也降至0.50MPa以下,而且仍能完成原来要求的输气量。在这种情况下,我们又对嘉唐输气工艺进行了类似的改造,使嘉唐线的输气成本也降低了50多万元。2.4毫升引擎的电机组的改造2.4.1驱动机3g521gsiMLE/F3521GSI引擎压缩机组在油气处理厂生产工艺中有两个重要作用:一是作为外输干气压缩机,二是作为深冷装置原料气压缩机的备用机组。该机组从1990年12月投入使用,到改造前已运行12年。它的主机MLE压缩机由美国CRE-OLE公司生产,为两级、两列对称平衡型往复式压缩机,处理量为10万m3/d。驱动机F3521GSI燃气引擎由美国WAUKESHA公司生产,为6缸直列式燃气引擎,功率459kW。空冷器型号72BF2,翅片管束式,两个风扇强制冷却,由加拿大制作。2.4.2plc和现场开关老化,技术落后,机组运行困难(1)空冷器冷却效果远远达不到要求,致使机组由于水温高无法运行。(2)机组的PLC和现场开关已经老化且技术落后,一些已失去作用,机组存在严重的安全隐患,操作困难。(3)引擎和压缩机组的一些配件磨损老化严重,机组效率大幅度下降。2.4.3引擎和压缩机的维护(1)空冷器的改造。考虑到空冷器冷却效果不好的主要原因是换热器部分结垢、腐蚀严重,所以保留原基础、构架、风机,重点改造翅片管换热器。原翅片管换热器一共为四组,分别给一级压缩后的天然气冷却、二级压缩后的天然气冷却、引擎水套水冷却,压缩机、机油冷却水冷却。我们对原翅片管换热器进行了重新核算和改进,增大了引擎水套水和压缩机二级出口天然气的换热面积。改造后空冷器运行效果良好,水套内水的温度完全满足了引擎的运行需要,运行温度在70～80℃之间。(2)引擎和压缩机的维修改造。引擎部分:我们对引擎的主要零件进行了检测,对超标的零件进行了更新,如更新了缸盖垫子、所有气门口、进排气门、气门导管、缸套、活塞、活塞环、连杆瓦、主轴瓦、缸线,对起动马达、主水泵等进行了修复,现运行良好,功率比以前增加了20%左右,完全满足了运行需要。压缩机部分:首先对压缩机的技术数据进行了检测,在此基础上针对压缩机存在的一些问题,主要更新了压缩机连杆瓦、刮油环、填料、活塞环;对压缩机的气阀进行了国产化改造;对压缩机的一、二级配重进行了重新调整,对一、二级缸的支撑进行了加固,对基础加灌了环氧树脂,减小了压缩机的振动。2.4.4作为压干气压缩机组检修(1)确保了深冷装置的安全平稳运行,消除了安全隐患。(2)MLE压缩机既可以压干气又可以压湿气,在RDS压缩机组检修或出现故障时和来气量少时,可以作为备用机组保证深冷和外输气不停。(3)节约了大量投资。这套机组从1990年投入使用连续运行了12年,已不能正常运行,达到报废年限,通过对其进行技术改造,现已能正常运行。2.5重烃收率的确定制冷是天然气处理的核心技术,制冷效果的好坏,直接影响天然气中C3以上重烃的收率。柳赞天然气处理装置原采用氨压缩机制冷加膨胀机制冷,每天回收的混烃量平均只有4.4t,氨压缩机由于经常出现故障,每年只能运行4～5个月,因而产量比较低。2.5.1蒸发制冷设备混烃收率低的重要原因之一就是制冷深度不够,而氨压缩机频繁出现故障,是导致装置制冷深度不够的根本原因,因此,问题的关键就在于如何确保制冷系统的高效平稳运行。制冷剂压缩制冷原理:压缩制冷是一种相变制冷,即利用液体变为气体时吸热效应进行制冷,图7为蒸汽压缩制冷工作循环原理图。制冷剂的选择,作为制冷剂应具备以下几方面的特点:在常压下蒸发温度要低;蒸发压力不要太低;冷凝压力不要太高;单位容积的制冷量大;临界温度要高;对系统无腐蚀作用,与润滑油无化学变化,价格低,易于获得,对人身体健康无损害,无毒。常用的制冷剂有氨和丙烷等,这两种制冷剂都基本符合上述要求,它们的性能参数如表3。比较这两种制冷剂,常压下丙烷的蒸发温度更低,可以使被冷却物质达到更低的温度,而且和氨比起来毒性要小得多。所以确定用丙烷代替氨作制冷剂。这样不仅可以降低制冷温度,又有利于员工的健康和环保。原氨压缩制冷设备存在的问题:(1)氨压缩机加减载装置经常坏,故障停机率高。(2)机组油冷器换热面积小,润滑油冷却效果不好,经常因油温过高而停机。(3)氨冷凝器冷却效果不好,经常因压缩机出口压力过高而停机。(4)氨蒸发器换热面积偏小,氨蒸发制冷效果不好。由于制冷剂由氨改为丙烷,介质和循环量都要发生改变,原来的氨压缩机、冷凝器、油冷器、蒸发器都必须根据丙烷的性质重新设计。2.5.2丙烷压缩机气调回用压缩机采用上海七一一船舶研究所的LG4.5/0.1-1.6螺杆压缩机,55kW电机驱动,与原氨压缩机电机功率相同。该压缩机利用变频进行能量调节,与原氨压缩机相比,省去了压缩机的加减载装置,既减少了易损件,又可以节能。丙烷压缩机采用国产压缩机在国内还尚属首例。国产螺杆压缩机原来存在的主要问题:一是压缩机阴阳转子的线形不够科学,易于磨损,寿命短;二是丙烷和润滑油的分离效果不好。根据考察和实际应用经验,选用了上海七一一船舶研究所生产的无接触螺杆压缩机。润滑油根据进口丙烷压缩机的经验采用重庆一平生产的5422#合成润滑油,这种润滑油不溶于丙烷,与丙烷分离效果较好,基本上达到了国外进口润滑油的性能。解决了国产丙烷螺杆压缩机存在的故障多、寿命短和油气分离不好的问题。系统参数如蒸发器液位、压力、压缩机出口压力等采用PLC控制调节,对丙烷蒸发器、冷凝器进行重新设计,增大了换热面积,使丙烷的蒸发冷凝效果更好。2.5.3丙烷压缩机回收率下降,发生了10这项改造共投资30万元,2000年底施工,2001年1月正式投入生产,运行效果良好,丙烷压缩机从未出现故障,油气分离效果良好,制冷温度比原来下降了10℃,产量平均每天增加3.5t。每年增产1100t以上,混烃按1800元/t计算,每年可增加产值198万元。2.6陕西省的自动控制转变2.6.1提高现场设备的自动化水平2.6.1.系统工作原理及应用效果随着电力电子技术的发展,变频调速技术以其优越的性能在各行各业中得到广泛应用,并取得了可观的经济效益。2001年中控改造,将稳后变频调速器用于过程控制取得了巨大的节能效果。塔液位控制系统介绍:高一联来油进原稳装置,经过稳定塔处理后,由稳后泵输回高一联,泵电机功率为55kW。工艺要求必须保证稳定塔液位恒定,以前采用的是PID闭环过程调节系统,系统由变送器、调节器、调节阀等组成,如图8所示。液面由调节阀的开度控制,由于泵的转速始终不变,使调节阀的前后压降发生变化,导致泵的能量在调节阀上损失,因此调节阀是一个可变的耗能元件。变频器控制液位的原理:由电动机原理可知,异步电动机的转速关系式为:式中n——转速;S——转差率;从上式看出,f增大,则电动机转速增加,反之则减小。变频调速器可接受调节器的4-20mA模拟信号,并作为执行机构。因变频器与工艺介质不接触,具有无腐蚀无冲蚀的优点,调速精度高,范围宽。图9为改造后塔液位控制流程示意图。应用变频调速器后,可看出变频器代替了调节阀,由于电机转速随电源频率变化而变化,而泵由电机带动,只要控制了电机的转速,也就控制了泵的出口流量。因为电机的消耗功率与转速的立方成正比,所以当电机转速降低,泵出口流量减少时,消耗功率会大幅下降,从而达到节电的目的。应用效果:采用变频调速控制系统后,频率大致在30～35Hz,月节电38%左右;控制效果好,平稳、无泄漏,反应速度快;减少对定位器、调节阀的维护次数;变频器的应用使电机长期处于低速运行状态,电机、泵、轴承磨损和机组振动减小了许多。2.6.1.plc控制系统的更新MLE引擎压缩机的控制部分由机组本身的现场仪表和就地的PLC组成,现场仪表完成检测,PLC完成报警及控制功能。该控制系统运转多年,经常出现模块故障、现场检测仪表故障而造成停机,给运行带来困难和安全隐患,同时该产品已过时,无法买到备件,且现有PLC与中控PLC型号不同,现场数据无法进入中控室实现远传监视。根据上面情况,我们对现有PLC控制系统进行更新,并重新编程。更新改造工作主要有两部分,一是对现场检测仪表进行检验及恢复;二是更新PLC并编写相应的程序,实现对压缩机组温度、压力、振动、转速等参数的正确报警及控制功能,并且将这些参数远传至中控室,实现在线监控。现场检测仪表检测设备的温度、压力、液位等信号,参数出现异常将报警或自动停机,防止设备事故的发生。本机组共有压力、温度、液位、振动、转速等17个报警监测点。通过对上述现场仪表进行校验,对损坏的仪表进行更新,以及重新进行PLC编程,实现了报警、控制要求,转速、停机报警等运行参数直接传到了中控室,对转动设备的运转状况实现了在线监控,保证了设备和整个天然气流程的安全运行。2.6.2新技术的应用2.6.2.装置监视与控制高尚堡油气处理厂由原油稳定装置、深浅冷装置以及循环水、集配气、产品外销等附属系统组成,2000年以前,这些设备装置的控制主要采用DDZ-Ⅲ型室内盘装仪表加现场仪表来完成,由5个仪表控制室来完成这些设备装置的监视与控制,各个控制室之间只是单独控制,它们之间无任何联系。而从工艺上来说,各个装置之间的联系越来越密切,任何一套装置出现异常,其他装置也将受到影响,因此现有控制系统已无法满足生产和管理需要,2001年,我们对现有控制系统进行了改造,采用工业控制计算机(IPC)+可编程控制器(PLC)来控制生产过程,实现了计算机集中控制管理。2.6.2.a-b/o标准集中控制系统改造工程于2001年8月开始施工,2001年10月竣工投产,施工单位是北京新阿塞克自动化技术有限公司。该系统采用A-B公司的SLC型可编程序控制器,处理器采用冗余设计,达到热备用,实现无扰动切换;系统采用DH+和RI/O网络通讯方式,DH+用于处理器和操作站之间的通讯,通讯速率为230.4kbdps;RI/O网络用于处理器和远程框架的通讯,通讯速率为230.4kbdps。2.6.2.系统配置情况中控室改造分硬件和软件两部分内容,软件部分主要完成PLC控制编程和计算机监控组态,实现生产参数的采集和画面显示控制,采用的系统软件有RSLogix500编程软件,RSView32组态软件,WindowsNT4.0操作系统;硬件部分主要是将供配、浅冷、原稳、罐区仪表室的二次表改成PLC,相应的仪表柜及接线设施全部更换,在中控室增加4台工业监控机,并建立DH+控制网络。本系统根据油气处理厂工艺情况,由一号PLC控制站和二号PLC控制站两个子系统组成。其系统配置示意如图10所示。1#PLC控制站负责原稳工艺、罐区工艺的过程监控功能;2#号PLC控制站负责浅冷工艺、供配工艺的过程监控功能。系统功能描述:两个子系统分别由两套独立的CPU冗余的SLC控制系统完成各自的数据采集和控制。采用冗余结构最大限度地保证了系统的稳定可靠,在冗余的CPU模板之间采用HSSL高速数据通信链路,确保系统数据高速同步,用来实现冗余系统的无扰动切换,冗余的CPU模板通过实时控制网络DH+网络,与I/0模板互连,完成数据传输和共享,DH+网络最高通信速率为230.4kbps,距离为762m。在中心控制室内,设置4台工业监控机,显示各工艺的生产参数,完成各子系统生产数据的采集和显示,并通过参数表及流程图显示实时变化参数,对于重点的参数提供历史趋势曲线显示。提供专门的画面显示ESD系统,同时对机动设备进行监控,控制设备起、停,在点击相应设备后显示该设备的有关信息。3#工控机完成报表自动打印功能。在控制室还配备1台小型通用服务器,通过Ethernet网络与监控系统相连接。在次服务器上设置关系数据库,负责对现场数据的存储和管理,定期打印报表,并将实时数据及报表传输到管理网。在现场信号线与PLC进线端子之间,模拟量通过隔离安全栅与现场隔离,数字量通过继电器隔离,最大限度地保障现场运行的安全稳定性。2.6.2.实现相关工艺操作(1)过程参数画面集中显示。通过流程画面,操作员可打开参数表画面,在此可集中显示各个工艺参数值,同时根据工艺和现场情况,可更改报警上、下限,并可改变测量量程。画面下端是一排按钮,用于流程图之间的切换。(2)参数历史趋势的实现,便于监控全过程。在工控机画面上实现了参数历史趋势的显示,操作工可根据各参数历史曲线的变化情况,调节装置的运行。历史曲线也为查找操作责任事故提供了有力的证据。(3)设备运转状态实现画面监控。在流程画面上点击相应设备,弹出相应操作小画面,由操作员点击旋钮来操作。(4)流程ESD系统实现画面按钮操作,进入相应工艺流程画面,点击紧急停车按钮,该区域ESD画面即可出现。(5)过程参数画面实时监视、控制,通过工控机流程画面,可对全厂流程上的工艺参数(温度、压力、液位、流量、频率)进行实时监视,对过程参数实现自动PID调节,通过自动调节画面,操作员可以改变设定值,也可手动操作调节阀的开度。(6)可燃气报警画面显示。全厂工艺上的燃气报警点在监控机画面上集中显示,可设定报警值。(7)报警画面显示。参数出现报警时,首先在画面上出现声、光报警提示,点击提示,出现详细的报警列表,当参数恢复正常后,报警自动清除;当报警存在,按确认后,声、光清除。中控改造带来的变化不单是各种硬件的提高,同时也改变了全体员工的工作习惯和思维模式。(1)自动化控制系统建成后,原来5个操作室合并成了1个中控室,由熟练掌握各个生产工序的1名操作工操作。(2)计算机屏幕显示的图形操作界面,给操作工提供了更加形象化、人性化的操作环境。在工况出现异常时,计算机屏幕将自动弹出操作指导界面,操作人员可按其进行有序操作。(3)原生产过程之间的协调和联系不够紧密,计算机化的生产流程使多道工序紧密连在一起,协同工作,达到高运行效率,同时,也要求员工必须具备更强的敬业精神和业务水平。(4)原各生产车间在上报有关信息时,可能在一定程度上偏向自己的业绩,实现监控后,现场信息将准确实时地传递到电脑中,现场的监督和执行工作可由计算机控制系统准确无误地完成,技术人员可将重点工作转移到工艺技术的改进和提高运行效率上来。3油气处理技术的发展方向3.1老爷庙原油氯的危害庙原稳装置酸腐蚀问题出现后,不但给其装置本身造成了严重的危害,同时由于老爷庙原油氯含量超标,给外销原油质量造成影响。采用了“一脱三注”技术后,这一问题在一定程度上得以缓解,但仍需进一步解决两个具体问题。3.1.1控制无机氯含量,缓解无机氯造成的酸腐蚀“一脱三注”工艺主要是通过脱盐脱水,把盐的质量分数控制在3×10-6以下,从而有效地控制无机氯的含量,缓解无机氯造成的酸腐蚀。而针对目前原油中含有机氯的问题,下一步要由有关部门负责核实老爷庙油田各井站原油的物性,确定有机氯的来源,如果有机氯来源于某种添加剂,则应尽快找到这种添加剂的替代品。3.1.2腐蚀保护的措施“一脱三注”工艺虽能有效地降低腐蚀性介质的含量,但不可能将腐蚀性介质完全彻底地脱除,况且由于检测手段的偏差,操作人员的实际技能、责任心等因素,都无法避免腐蚀的存在,因此,设备的腐蚀防护也是非常重要的。这主要包括三个途径:(1)内防腐,对重点设备如稳定塔、闪蒸塔、冷凝器、三相分离器、回流泵等,根据其各自特殊的工作环境,如高温、强酸、流体冲刷等,分别选用合适的防腐材料,保护设备。(2)电化学保护的牺牲阳极法。由于作为牺牲阳极的金属材料极易和酸性腐蚀介质发生反应,因此可以通过牺牲阳极将腐蚀介质反应掉,达到保护设备的目的。目前此类产品有镁合金牺牲阳极、锌合金牺牲阳极、铝合金牺牲阳极等,这些产品已广泛用于大型储罐、冷凝器、三相分离器等设备的内防腐。(3)选择耐腐蚀材料制成的设备。庙原稳装置的相关设备到了更新年限时,要注意重新选择设备的材质,如选择钛、镍等材料制成的耐腐蚀容器设备,从而从根本上提高装置的耐腐蚀能力。3.2天然气处理和固运3.2.1柳赞装置的总体改造随着柳赞地区原油产量逐年提高,原油伴生气产量也呈上升趋势,现已达到并超过了装置的设计处理能力,因此,柳赞装置的扩容改造势在必行。目前,高柳