Зміст
Введення
1. Загальна характеристика технологічного процесу
1.1 Установка очищення газу від сераорганическими з'єднань і осушення У-370
1.1.1 Блок змішування і сепарації У-371
1.1.2 Блок очищення У-372
1.1.3 Блок осушування і отбензініванія газу У-374
1.1.4 Блок підсобних засобів У-379
2. Статистичний аналіз точності і стабільності процесу
2.1 Збір експериментальних даних
2.2 Визначення точкових оцінок закону розподілу результатів спостережень
2.3 Виключення результатів з грубими похибками
2.4 Побудова гістограми
2.5 Визначення коефіцієнта точності
2.6 Визначення коефіцієнта налаштованості
2.7 Визначення фактичного коефіцієнта налаштованості
2.8 Визначення допустимого коефіцієнта точності
2.9 Визначення коефіцієнта запасу точності
2.10 Визначення коефіцієнта стабільності
3. Застосування інструментів контролю якості
Висновок
Список використаних джерел.
Додаток А - Графічне представлення результатів спостережень
Додаток Б - Представлення факторів, що впливають на технологічний процес
Додаток В - Графічне представлення факторів, що впливають на технологічний процес (причинно-наслідкова діаграма)
Введення
- За допомогою інструментів контролю якості розробити заходи щодо поліпшення якості даного процесу.
1 Загальна характеристика технологічного процесу
Встанови 1,2,3 У370 призначені для сепарації, очищення сирого газу від сірководню і вуглекислоти, його осушення, очищення від сероорганических з'єднань і отбензініванія газу.
За проектом розрахунковий фонд робочого часу становить 8000 годин на рік. Усі технологічні процеси виробництва безупинні і автоматизовані. Проектом передбачено збільшення потужності з переробки газу на 15% від номінальної,
Процес осушування і очищення газу включає наступні технологічні установки і допоміжні об'єкти:
1. Вузол сепарації 4У371 призначений для сепарації сировинного газу Карачаганакського НГКР, що надходить на установки сіркоочистки (1,2,3 У-370) 3 черги заводу, від важких вуглеводнів, механічних домішок та інгібіторів.
Вузол сепарації складається з чотирьох технологічних ліній, потужність кожної з яких становить 2,5 млрд. нм 3 на рік. Сумарна продуктивність установки в номінальному режимі 7,5 млрд. нм 3 / рік (3 сепаратора в роботі, один у резерві), в максимальному режимі - 10 млрд. нм 3 на рік.
2. Замірний пункт сирого газу (установка У-15/368) призначений для прийому сирої газаОренбургского НГКР з промислів і, який прямує з У15 на установки сіркоочистки 1, 2 черг, з У368 на установки 3 черги. Замірний пункт призначений для реєстрації вхідних параметрів газу (температура, тиск, витрата).
3. Три установки механічної сепарації, очищення, осушення та отбензіневанія природного газу (вуст. У370) продуктивністю по 5 млрд.нм 3 на рік кожна. У зв'язку з використанням однієї полулініі на 2У 370 або 3У 370 продуктивністю 2,5 млрд.нм 3 / рік для очищення газів регенерації цеолітів ОГПЗ і ОГЗ, загальна продуктивність по сирому газу по установках 1,2,3 У370 становить 12.5 млрд.нм 3 / рік.
У-370 складається з:
- Відділення змішування і сепарації газу, де проводиться видалення механічних домішок і краплинної рідини (У-371);
- Відділення очищення газу від Н 2 S і СО 2 водним розчином Діетаноламін (ДЕА) або водним розчином метілдіетаноламіна або їх сумішшю (ДЕА, МДЕА) або абсорбентом "Новамін", дегазації та зберігання розчину амінів (У-372). Метілдіетаноламін (МДЕА) і "Новамін" за своїми властивостями близький до ДЕА і не вимагає додаткових заходів щодо безпеки ведення технологічного процесу і знешкодження шкідливих речовин, включаючи корозійну стійкість обладнання, яке існує на заводі згідно технологічного регламенту на промисловий процес ДЕА - очищення, тому в Надалі опис процесу йде як для ДЕА-очищення.
- Відділення осушки газу водним розчином моноетіленгліколя (МЕГ), очищення газу від сероорганических з'єднань і отбензініванія газу методом низькотемпературної абсорбції масляної (У-374).
1.1 Установка очищення газу від сероорганических з'єднань і осушення У-370
Очищення і осушення газу виробляються на трьох ідентичних установках 1,2,3 У370 проектною продуктивністю на номінальному режимі роботи установки 5 млрд нм 3 / рік кожна. У зв'язку з використанням однієї полулініі 2У 370 або 3У 370 продуктивністю 2,5 млрд.нм 3 / рік для очищення газів регенерації цеолітів ГПЗ і ГЗ, загальна продуктивність по сирому газу по установках 1,2,3 У 370 становить 12,5 млрд.нм 3 / рік з них не менше 2,5 млрд.нм 3 / рік сировини Карачаганакського НГКР.
Технологічна схема і апаратне оформлення цих установок однакове, крім незначних відмінностей, відображених в описі.
До складу кожної установки входить:
-Блок змішування і сепарації сирого газу - У371;
-Блок очищення газу від сірководню і регенерації розчину ДЕА, МДЕА, суміші ДЕА і МДЕА або «Новаміна» - У372;
-Блок осушки, отбензініванія і очищення газу від меркаптанів, регенерація гліколю і абсорбенту - У-374;
-Блок підсобних засобів - У-379.
1.1.1 Блок змішування і сепарації У-371
Призначення блоку:
- Змішувати в заданих пропорціях газ № 1 і газ № 2, і рекомпремірованний на У-331 газ стабілізації конденсату;
- Вловлювати тверді частинки і крапельну рідина, які можуть бути присутніми в газі, так як наявність твердих частинок та вуглеводневого конденсату призводить до вспениванию розчину амінів.
Сирий газ № 1 і № 2 подаються на установку з замірного пункту з температурою мінус 20 +40 0 С з тиском до 60 кгс / см 2. На вході на установку встановлені відсікачі: на трубопроводі газу № 1360 RSV10 (20,30); на трубопроводі газу № 2 360RSV11 (21,31); на трубопроводі газу стабілізації 360RSV12 (22,32). Кожен відсікач оснащений блокуванням по низькому тиску повітря пневмопривода 360PALCo 10 (20,30); 360PALCo 11 (21,31) і 360PALCo 12 (22,32), відповідно при спрацьовуванні яких (4,0 кгс / см 2) відсікачі закриваються.
Після змішання природний газ прямує у вхідний сепаратор 371В-01. Співвідношення витрат газу № 1 і № 2 підтримується автоматично за допомогою регулятора витрати поз. 371FRC-01 і пропорційного регулятора витрати поз.371FRC-02, що впливають на клапани поз. 371FCV-01 і 371FCV-02. Величини витрат реєструються на щиті в операторної приладами 371FRC-01 і 371FRC-02.
Газ стабілізації, що подається з установки У-331 по трубопроводу 6, підмішується до загального потоку природного газу з регулюванням витрати і тиску. Витрата газу стабілізації підтримується регулятором поз. 371FRC03, що впливає на клапан поз. 371FCV03. Регулювання тиску здійснюється приладом поз.331PRC-13, яке впливає на той же клапан. Контроль температури приходять потоків здійснюється приладами поз. 371 ТI 101 - для газу № 1; 371 ТI 102 - для газу № 2, 371 ТI 103 - для газу № 3
Реєстрація тиску газу № 1 здійснюється приладом поз. 371PR01, газу № 2 приладом поз.371 РR02. На газі № 1 при перевищенні тиску (понад 64 кгс / см 2) передбачена сигналізація поз.371PAH 01, на газі № 2 (понад 64 кгс / см 2) поз.371PAH 02, відповідно.
Загальний сировинної газ після змішування в колекторі надходить у сепаратор 371В01 двома паралельними потоками. Передбачена подача масла абсорбції від клапана 374FCV05 в трубопровід сирого газу на вході в 371В01 для промивання газу.
Сепаратор виконано у вигляді горизонтального балона з відбійним пристроєм на виході газу.
Очищений від твердих часток і конденсату сировинної газ з сепаратора надходить на блок очищення У-372.
Вуглеводневий конденсат у разі накопичення виводиться на установку У-331 для подальшої переробки через клапан поз.371RCV-04. Управління клапаном здійснюється зі щита операторної приладом поз. 371RIC-04. Контроль рівня здійснюється за місцем і в операторної приладами поз.371LI-01.
При зниженні рівня в сепараторі до 20% на щиті в операторної спрацьовує блокування поз.371LАLCo-02 c одночасною подачею сигналу на закриття клапана поз.371RCV-04. Індикація витрати конденсату з сепаратора здійснюється приладом поз.371FI-04. При підвищенні рівня до 90% спрацьовує сигналізація 371LAH03. При зниженні рівня до 45% спрацьовує сигналізація поз.371LAL 01. При підвищенні перепаду тиску в 371 В01 більше 0,5 кгс / см 2 спрацьовує сигналізація поз.371PdAH 04. Перепад контролюється приладом 371Pdi 05. При зниженні тиску в 371В01 до 40 кгс / см 2 спрацьовує блокування 371PALCo 03, від сигналу якої закриваються всі відсікачі по сирому, знесірчених і товарним газу.
Тиск газу в блоці сепарації контролюється і регулюється приладом поз.372РIС01, клапан якого, поз.372PCV01, розташований на лінії скидання сирого газу факел високого тиску. Завдання на регуляторі 372РIС01 встановлюється до 60 кгс / см 2.
1.1.2 Блок очищення У-372
Призначення блоку - очищення сировинного газу від домішок Н 2 S, і СО 2 і соs.
Витяг кислих компонентів здійснюється промиванням газу циркулюючим 20-50% водним розчином Діетаноламін (ДЕА) або 25-40% водним розчином метілдіетаноламіна (МДЕА) або їх сумішшю сумарною концентрацією 25-40% або абсорбентом «Новамін» c наступною регенерацією.
Абсорбент «Новамін» має наступний склад (% мас.):
1. Суміш етаноламінів (ДЕА + МДЕА) - 25 ÷ 40;
2. Ефіри метилового спирту (ЕМС) - 5 ÷ 15;
3. Вода - інше.
Можливий робочий діапазон співвідношень МДЕА і ДЕА в суміші, частки: 0,3 ÷ 0,7.
Оптимальна частка МДЕА, з точки зору енергетики процесу, для розчину абсорбенту «Новамін» неселективного дії становить 0,3-0,7 і зумовлена наступними чинниками:
- При збільшенні частки МДЕА більше 0,7 значно зростає вміст СО 2 в очищеному газі (процес селективної очистки);
- При частці МДЕА менше 0,3 зростає витрата пари на регенерацію абсорбенту.
Сірководень і двоокис вуглецю, а також невелика кількість вуглеводнів (С 3 +) поглинаються розчином етаноламінів з газу завдяки фізичній розчинності та хімічним реакціям при протівоточном контакті.
Блок складається:
- З двох ідентичних і паралельно працюючих полуліній очищення газу;
- З двох ідентичних і паралельно працюючих полуліній регенерації розчинів аміну.
Процес очищення здійснюється безперервно у двох абсорберах колонного типу, оснащених двадцятьма п'ятьма сітчатие тарілками.
Подається з блоку сепарації неочищений сировинної газ розподіляється на два потоки і після підігріву в теплообмінниках 372 Е01 (Е11) до температури не менше +20 0 С за рахунок тепла регенерованого аміну подається на очищення в нижню частину абсорбера 372С01 (С02). На вході газу в 372Е01, Е11 встановлені відсікачі 372RSV 01,02. При зниженні тиску повітря КВП до пневмоприводом отсекателей менше 4,0 кгс / см 2 спрацьовують блокування поз.372PALCo22, 372PALCo23, відповідно, закривають відсікачі. При зниженні температури сирого газу, що надходить в абсорбери 372С01 (372С02) до 20 0 С спрацьовує сигналізація поз.372TAL 07 (TAL 08).
Температура загального потоку сировинного газу контролюється приладом 372 ТR01.1.
Температура по полулініям після теплообмінників реєструється приладами поз.372TR-01.1 і 372TR-01.2.
Витрата газу по полулініям реєструється приладами поз.372FR20 і FR21.
Підігрів газу може не проводитися, якщо температура його досить висока. У цьому випадку амін проходить по байпасу теплообмінників 372Е01, Е11, на яких встановлені заслінки з ручним управлінням.
У абсорберах газ, проходячи знизу вгору, контактує з зустрічним потоком розчину аміну, звільняється від кислих компонентів і виводиться на блок осушки У-374 через відсікачі 372RSV03, 372RSV04, відповідно для I і II п / ліній, обладнаними блокуваннями по низького тиску харчування повітрям 372PALCo 24 і 372PALCo 25 (4 кгс / см 3), від спрацювання яких відсікачі закриваються.
Тиск очищеного газу за полулініям (до 60 кгс / см 2) регулюється приладами 372PRC02, 372PRC03, які керують клапанами скидання на факел високого тиску 372 PCV02 (372PCV03).
Амін в абсорбери 372 С01 (372С02) подається в дві точки:
- На 15 тарілку з температурою 75 ¸ 90 0 С
- На 25 тарілку з температурою 35 ¸ 50 0 С.
З ємності зберігання аміну 372Т01, на якій передбачена сигналізація низького рівня поз. 372LAL 26 (29%), регенерований амін подається підпірними насосами 372Р01А, В, С на охолодження в аерохолодільнікі 372А02. У холодильниках регенерований амін охолоджується до температури 75 ¸ 90 0 С і надходить на прийом насосів високого тиску 372Р02 А, В, С.
Тиск на нагнітання насосів 372Р02АВС контролюється приладами поз.372Pi 10, 372Pi 28, 372Pi 29.
На установці 2У370 регенерований амін додатково охолоджується у водяному холодильнику 372Е08А, В, встановленому після 372А02.
На установках 1,3 У370 регенерований амін додатково охолоджується в аерохолодільніках 372А04, А05, встановлених паралельно 372А02 і водяному холодильнику 372Е08А, після встановлення на виході з 372А04, А05. При зниженні тиску на всасе насосів 372P02А, В, С до 3,5 кгс / см 2 спрацьовують блокування низького тиску 372PALCо 07, 372PALCo08, 372PALCo09, відповідно, зупиняють насоси 372Р02А, В, С. При зниженні тиску на нагнітанні насосів 372P01А, В, С до 5 кгс / см 2 спрацьовує блокування поз.372PALS16 і пускається резервний насос. Відсікачі на нагнітанні насосів 372P02А, В, С 372ROV13, 14, 21, 28 закриваються від спрацювання блокувань за низького тиску повітря КВП поз. 372PALCo43, 372PALCo 44, 372PALCo 47, 372PALCo 48 відповідно, при 4 кгс / см 2. На насосі 372Р02С при спрацьовуванні блокування 372PAHS10 (60 кгс / см 2) відкриваються відсікачі ROV13 (14), якщо ключ вибору режиму стоїть в положенні «авт». Контроль загальної температури аміну після 372А02 проводиться приладом поз.372 ТI-116, а по секціях - приладами поз.372Ti140, 141. Регулювання температури здійснюється приладом поз.372TRC09, що впливає на кут нахилу лопатей вентилятора 372А02.С нагнітання насосів 372РО2 частина аміну з температурою 75 ¸ 90 0 С і витратою до 260 м 3 / год подається на 15 тарілку абсорберів. Витрата аміну на 15 тарілку регулюється і реєструється приладами поз.372FRC 01, 372FRC 02, клапани яких 372FCV01, 02 встановлені на лініях подачі аміну. Інша частина охолоджується в аерохолодільніках 372А03, А13, в теплообмінниках 372Е01, Е11 (чи відбувається за їх байпас) і з температурою до 50 0 С і витратою до 240 м 3 / год подається на 25 тарілку. Витрата аміну на 25 тарілку абсорберів регулюється і реєструється приладом поз.372FRC03, 372FRC04. Виконавчі механізми - регулюючі клапани 372FCV03, 04 розташовані на лініях подачі аміну. При низькій витраті аміну (150 м 3 / год), абсорбери 372С01 (С02) спрацьовує сигналізація 372FAL 05 (06), а при витраті менш 100 м 3 / год в кожен абсорбер - спрацьовує блокування 372FALCo 05 (06), від дії якої зупиняється насос 372Р02А (В) і закриваються відсікачі по сирому газу.
Температура аміну на 25 тарілку абсорберів 372С01, З02 контролюється термометрами опору поз. 372ТI-112, ТI-113 і регулюється зміною кута нахилу лопатей вентиляторів 372А03, А13 приладами поз.372TiC03, 372TiC04. Температура аміну після 372А03, 13 контролюється приладами поз.372Ti130, 131, а безпосередньо по секціях поз.372Тi132 ¸ 139. Введення
1. Загальна характеристика технологічного процесу
1.1 Установка очищення газу від сераорганическими з'єднань і осушення У-370
1.1.1 Блок змішування і сепарації У-371
1.1.2 Блок очищення У-372
1.1.3 Блок осушування і отбензініванія газу У-374
1.1.4 Блок підсобних засобів У-379
2. Статистичний аналіз точності і стабільності процесу
2.1 Збір експериментальних даних
2.2 Визначення точкових оцінок закону розподілу результатів спостережень
2.3 Виключення результатів з грубими похибками
2.4 Побудова гістограми
2.5 Визначення коефіцієнта точності
2.6 Визначення коефіцієнта налаштованості
2.7 Визначення фактичного коефіцієнта налаштованості
2.8 Визначення допустимого коефіцієнта точності
2.9 Визначення коефіцієнта запасу точності
2.10 Визначення коефіцієнта стабільності
3. Застосування інструментів контролю якості
Висновок
Список використаних джерел.
Додаток А - Графічне представлення результатів спостережень
Додаток Б - Представлення факторів, що впливають на технологічний процес
Додаток В - Графічне представлення факторів, що впливають на технологічний процес (причинно-наслідкова діаграма)
Введення
Найважливішим джерелом зростання ефективності виробництва є постійне підвищення технічного рівня і якості продукції, що випускається. Для технічних систем характерна жорстка функціональна інтеграція всіх елементів, тому в них немає другорядних елементів, які можуть бути неякісно спроектовані і виготовлені. Таким чином, сучасний рівень розвитку науково-технічного прогресу значно посилив вимоги до технічного рівня і якості виробів у цілому і їх окремих елементів. Системний підхід дозволяє об'єктивно вибирати масштаби і напрямки управління якістю, види продукції, форми і методи виробництва, які забезпечують найбільший ефект зусиль і коштів, витрачених на підвищення якості продукції. Системний підхід до поліпшення якості продукції дозволяє закласти наукові основи промислових підприємств, об'єднань, плануючих органів.
У галузях промисловості статистичні методи застосовуються для проведення аналізу якості продукції та процесу. Аналізом якості є аналіз, за допомогою якого з допомогою даних і статистичних методів визначається відношення між точними і заміненими якісними характеристиками. Аналізом процесу є аналіз, що дозволяє усвідомити зв'язок між причинними факторами і такими результатами, як якість, вартість, продуктивність і т.д. Контроль процесу передбачає виявлення причинних факторів, що впливають на безперебійне функціонування виробничого процесу. Якість, вартість і продуктивність є результатами процесу контролю. Статистичні методи контролю якості продукції в даний час набувають все більшого визнання і поширення в промисловості.
Наукові методи статистичного контролю якості продукції використовуються в наступних галузях: у машинобудуванні, в легкій промисловості, в області комунальних послуг. Основним завданням статистичних методів контролю є забезпечення виробництва придатної до вживання продукції і надання корисних послуг з найменшими витратами.
Статистичні методи контролю якості продукції дають значні результати за такими показниками:
. підвищення якості закуповуваного сировини;
. економія сировини і робочої сили;
. підвищення якості виробленої продукції;
. зниження витрат на проведення контролю;
. зниження кількості браку;
. поліпшення взаємозв'язку між виробництвом і споживачем;
. полегшення переходу виробництва з одного виду продукції на інший.
Головне завдання - не просто збільшити якість продукції, а збільшити кількість такої продукції, яка була б придатною до вживання.
У цій роботі аналізується стан технологічного процесу очищення сирого газу від сірководню. Для того щоб проаналізувати стан виробництва товарного газу і якість своєї продукції необхідно використовувати статистичний аналіз точності і стабільності. Застосування інструментів контролю якості дозволяє вирішити основне завдання статистичних методів - забезпечення виробництва придатної до вживання продукції і надання корисних послуг з найменшими витратами.
- За допомогою статистичного аналізу точності і стабільності визначити дефекти по ходу процесу виробництва товарного газу; - За допомогою інструментів контролю якості розробити заходи щодо поліпшення якості даного процесу.
1 Загальна характеристика технологічного процесу
Встанови 1,2,3 У370 призначені для сепарації, очищення сирого газу від сірководню і вуглекислоти, його осушення, очищення від сероорганических з'єднань і отбензініванія газу.
За проектом розрахунковий фонд робочого часу становить 8000 годин на рік. Усі технологічні процеси виробництва безупинні і автоматизовані. Проектом передбачено збільшення потужності з переробки газу на 15% від номінальної,
Процес осушування і очищення газу включає наступні технологічні установки і допоміжні об'єкти:
1. Вузол сепарації 4У371 призначений для сепарації сировинного газу Карачаганакського НГКР, що надходить на установки сіркоочистки (1,2,3 У-370) 3 черги заводу, від важких вуглеводнів, механічних домішок та інгібіторів.
Вузол сепарації складається з чотирьох технологічних ліній, потужність кожної з яких становить 2,5 млрд. нм 3 на рік. Сумарна продуктивність установки в номінальному режимі 7,5 млрд. нм 3 / рік (3 сепаратора в роботі, один у резерві), в максимальному режимі - 10 млрд. нм 3 на рік.
2. Замірний пункт сирого газу (установка У-15/368) призначений для прийому сирої газаОренбургского НГКР з промислів і, який прямує з У15 на установки сіркоочистки 1, 2 черг, з У368 на установки 3 черги. Замірний пункт призначений для реєстрації вхідних параметрів газу (температура, тиск, витрата).
3. Три установки механічної сепарації, очищення, осушення та отбензіневанія природного газу (вуст. У370) продуктивністю по 5 млрд.нм 3 на рік кожна. У зв'язку з використанням однієї полулініі на 2У 370 або 3У 370 продуктивністю 2,5 млрд.нм 3 / рік для очищення газів регенерації цеолітів ОГПЗ і ОГЗ, загальна продуктивність по сирому газу по установках 1,2,3 У370 становить 12.5 млрд.нм 3 / рік.
У-370 складається з:
- Відділення змішування і сепарації газу, де проводиться видалення механічних домішок і краплинної рідини (У-371);
- Відділення очищення газу від Н 2 S і СО 2 водним розчином Діетаноламін (ДЕА) або водним розчином метілдіетаноламіна або їх сумішшю (ДЕА, МДЕА) або абсорбентом "Новамін", дегазації та зберігання розчину амінів (У-372). Метілдіетаноламін (МДЕА) і "Новамін" за своїми властивостями близький до ДЕА і не вимагає додаткових заходів щодо безпеки ведення технологічного процесу і знешкодження шкідливих речовин, включаючи корозійну стійкість обладнання, яке існує на заводі згідно технологічного регламенту на промисловий процес ДЕА - очищення, тому в Надалі опис процесу йде як для ДЕА-очищення.
- Відділення осушки газу водним розчином моноетіленгліколя (МЕГ), очищення газу від сероорганических з'єднань і отбензініванія газу методом низькотемпературної абсорбції масляної (У-374).
1.1 Установка очищення газу від сероорганических з'єднань і осушення У-370
Очищення і осушення газу виробляються на трьох ідентичних установках 1,2,3 У370 проектною продуктивністю на номінальному режимі роботи установки 5 млрд нм 3 / рік кожна. У зв'язку з використанням однієї полулініі 2У 370 або 3У 370 продуктивністю 2,5 млрд.нм 3 / рік для очищення газів регенерації цеолітів ГПЗ і ГЗ, загальна продуктивність по сирому газу по установках 1,2,3 У 370 становить 12,5 млрд.нм 3 / рік з них не менше 2,5 млрд.нм 3 / рік сировини Карачаганакського НГКР.
Технологічна схема і апаратне оформлення цих установок однакове, крім незначних відмінностей, відображених в описі.
До складу кожної установки входить:
-Блок змішування і сепарації сирого газу - У371;
-Блок очищення газу від сірководню і регенерації розчину ДЕА, МДЕА, суміші ДЕА і МДЕА або «Новаміна» - У372;
-Блок осушки, отбензініванія і очищення газу від меркаптанів, регенерація гліколю і абсорбенту - У-374;
-Блок підсобних засобів - У-379.
1.1.1 Блок змішування і сепарації У-371
Призначення блоку:
- Змішувати в заданих пропорціях газ № 1 і газ № 2, і рекомпремірованний на У-331 газ стабілізації конденсату;
- Вловлювати тверді частинки і крапельну рідина, які можуть бути присутніми в газі, так як наявність твердих частинок та вуглеводневого конденсату призводить до вспениванию розчину амінів.
Сирий газ № 1 і № 2 подаються на установку з замірного пункту з температурою мінус 20 +40 0 С з тиском до 60 кгс / см 2. На вході на установку встановлені відсікачі: на трубопроводі газу № 1360 RSV10 (20,30); на трубопроводі газу № 2 360RSV11 (21,31); на трубопроводі газу стабілізації 360RSV12 (22,32). Кожен відсікач оснащений блокуванням по низькому тиску повітря пневмопривода 360PALCo 10 (20,30); 360PALCo 11 (21,31) і 360PALCo 12 (22,32), відповідно при спрацьовуванні яких (4,0 кгс / см 2) відсікачі закриваються.
Після змішання природний газ прямує у вхідний сепаратор 371В-01. Співвідношення витрат газу № 1 і № 2 підтримується автоматично за допомогою регулятора витрати поз. 371FRC-01 і пропорційного регулятора витрати поз.371FRC-02, що впливають на клапани поз. 371FCV-01 і 371FCV-02. Величини витрат реєструються на щиті в операторної приладами 371FRC-01 і 371FRC-02.
Газ стабілізації, що подається з установки У-331 по трубопроводу 6, підмішується до загального потоку природного газу з регулюванням витрати і тиску. Витрата газу стабілізації підтримується регулятором поз. 371FRC03, що впливає на клапан поз. 371FCV03. Регулювання тиску здійснюється приладом поз.331PRC-13, яке впливає на той же клапан. Контроль температури приходять потоків здійснюється приладами поз. 371 ТI 101 - для газу № 1; 371 ТI 102 - для газу № 2, 371 ТI 103 - для газу № 3
Реєстрація тиску газу № 1 здійснюється приладом поз. 371PR01, газу № 2 приладом поз.371 РR02. На газі № 1 при перевищенні тиску (понад 64 кгс / см 2) передбачена сигналізація поз.371PAH 01, на газі № 2 (понад 64 кгс / см 2) поз.371PAH 02, відповідно.
Загальний сировинної газ після змішування в колекторі надходить у сепаратор 371В01 двома паралельними потоками. Передбачена подача масла абсорбції від клапана 374FCV05 в трубопровід сирого газу на вході в 371В01 для промивання газу.
Сепаратор виконано у вигляді горизонтального балона з відбійним пристроєм на виході газу.
Очищений від твердих часток і конденсату сировинної газ з сепаратора надходить на блок очищення У-372.
Вуглеводневий конденсат у разі накопичення виводиться на установку У-331 для подальшої переробки через клапан поз.371RCV-04. Управління клапаном здійснюється зі щита операторної приладом поз. 371RIC-04. Контроль рівня здійснюється за місцем і в операторної приладами поз.371LI-01.
При зниженні рівня в сепараторі до 20% на щиті в операторної спрацьовує блокування поз.371LАLCo-02 c одночасною подачею сигналу на закриття клапана поз.371RCV-04. Індикація витрати конденсату з сепаратора здійснюється приладом поз.371FI-04. При підвищенні рівня до 90% спрацьовує сигналізація 371LAH03. При зниженні рівня до 45% спрацьовує сигналізація поз.371LAL 01. При підвищенні перепаду тиску в 371 В01 більше 0,5 кгс / см 2 спрацьовує сигналізація поз.371PdAH 04. Перепад контролюється приладом 371Pdi 05. При зниженні тиску в 371В01 до 40 кгс / см 2 спрацьовує блокування 371PALCo 03, від сигналу якої закриваються всі відсікачі по сирому, знесірчених і товарним газу.
Тиск газу в блоці сепарації контролюється і регулюється приладом поз.372РIС01, клапан якого, поз.372PCV01, розташований на лінії скидання сирого газу факел високого тиску. Завдання на регуляторі 372РIС01 встановлюється до 60 кгс / см 2.
1.1.2 Блок очищення У-372
Призначення блоку - очищення сировинного газу від домішок Н 2 S, і СО 2 і соs.
Витяг кислих компонентів здійснюється промиванням газу циркулюючим 20-50% водним розчином Діетаноламін (ДЕА) або 25-40% водним розчином метілдіетаноламіна (МДЕА) або їх сумішшю сумарною концентрацією 25-40% або абсорбентом «Новамін» c наступною регенерацією.
Абсорбент «Новамін» має наступний склад (% мас.):
1. Суміш етаноламінів (ДЕА + МДЕА) - 25 ÷ 40;
2. Ефіри метилового спирту (ЕМС) - 5 ÷ 15;
3. Вода - інше.
Можливий робочий діапазон співвідношень МДЕА і ДЕА в суміші, частки: 0,3 ÷ 0,7.
Оптимальна частка МДЕА, з точки зору енергетики процесу, для розчину абсорбенту «Новамін» неселективного дії становить 0,3-0,7 і зумовлена наступними чинниками:
- При збільшенні частки МДЕА більше 0,7 значно зростає вміст СО 2 в очищеному газі (процес селективної очистки);
- При частці МДЕА менше 0,3 зростає витрата пари на регенерацію абсорбенту.
Сірководень і двоокис вуглецю, а також невелика кількість вуглеводнів (С 3 +) поглинаються розчином етаноламінів з газу завдяки фізичній розчинності та хімічним реакціям при протівоточном контакті.
Блок складається:
- З двох ідентичних і паралельно працюючих полуліній очищення газу;
- З двох ідентичних і паралельно працюючих полуліній регенерації розчинів аміну.
Процес очищення здійснюється безперервно у двох абсорберах колонного типу, оснащених двадцятьма п'ятьма сітчатие тарілками.
Подається з блоку сепарації неочищений сировинної газ розподіляється на два потоки і після підігріву в теплообмінниках 372 Е01 (Е11) до температури не менше +20 0 С за рахунок тепла регенерованого аміну подається на очищення в нижню частину абсорбера 372С01 (С02). На вході газу в 372Е01, Е11 встановлені відсікачі 372RSV 01,02. При зниженні тиску повітря КВП до пневмоприводом отсекателей менше 4,0 кгс / см 2 спрацьовують блокування поз.372PALCo22, 372PALCo23, відповідно, закривають відсікачі. При зниженні температури сирого газу, що надходить в абсорбери 372С01 (372С02) до 20 0 С спрацьовує сигналізація поз.372TAL 07 (TAL 08).
Температура загального потоку сировинного газу контролюється приладом 372 ТR01.1.
Температура по полулініям після теплообмінників реєструється приладами поз.372TR-01.1 і 372TR-01.2.
Витрата газу по полулініям реєструється приладами поз.372FR20 і FR21.
Підігрів газу може не проводитися, якщо температура його досить висока. У цьому випадку амін проходить по байпасу теплообмінників 372Е01, Е11, на яких встановлені заслінки з ручним управлінням.
У абсорберах газ, проходячи знизу вгору, контактує з зустрічним потоком розчину аміну, звільняється від кислих компонентів і виводиться на блок осушки У-374 через відсікачі 372RSV03, 372RSV04, відповідно для I і II п / ліній, обладнаними блокуваннями по низького тиску харчування повітрям 372PALCo 24 і 372PALCo 25 (4 кгс / см 3), від спрацювання яких відсікачі закриваються.
Тиск очищеного газу за полулініям (до 60 кгс / см 2) регулюється приладами 372PRC02, 372PRC03, які керують клапанами скидання на факел високого тиску 372 PCV02 (372PCV03).
Амін в абсорбери 372 С01 (372С02) подається в дві точки:
- На 15 тарілку з температурою 75 ¸ 90 0 С
- На 25 тарілку з температурою 35 ¸ 50 0 С.
З ємності зберігання аміну 372Т01, на якій передбачена сигналізація низького рівня поз. 372LAL 26 (29%), регенерований амін подається підпірними насосами 372Р01А, В, С на охолодження в аерохолодільнікі 372А02. У холодильниках регенерований амін охолоджується до температури 75 ¸ 90 0 С і надходить на прийом насосів високого тиску 372Р02 А, В, С.
Тиск на нагнітання насосів 372Р02АВС контролюється приладами поз.372Pi 10, 372Pi 28, 372Pi 29.
На установці 2У370 регенерований амін додатково охолоджується у водяному холодильнику 372Е08А, В, встановленому після 372А02.
На установках 1,3 У370 регенерований амін додатково охолоджується в аерохолодільніках 372А04, А05, встановлених паралельно 372А02 і водяному холодильнику 372Е08А, після встановлення на виході з 372А04, А05. При зниженні тиску на всасе насосів 372P02А, В, С до 3,5 кгс / см 2 спрацьовують блокування низького тиску 372PALCо 07, 372PALCo08, 372PALCo09, відповідно, зупиняють насоси 372Р02А, В, С. При зниженні тиску на нагнітанні насосів 372P01А, В, С до 5 кгс / см 2 спрацьовує блокування поз.372PALS16 і пускається резервний насос. Відсікачі на нагнітанні насосів 372P02А, В, С 372ROV13, 14, 21, 28 закриваються від спрацювання блокувань за низького тиску повітря КВП поз. 372PALCo43, 372PALCo 44, 372PALCo 47, 372PALCo 48 відповідно, при 4 кгс / см 2. На насосі 372Р02С при спрацьовуванні блокування 372PAHS10 (60 кгс / см 2) відкриваються відсікачі ROV13 (14), якщо ключ вибору режиму стоїть в положенні «авт». Контроль загальної температури аміну після 372А02 проводиться приладом поз.372 ТI-116, а по секціях - приладами поз.372Ti140, 141. Регулювання температури здійснюється приладом поз.372TRC09, що впливає на кут нахилу лопатей вентилятора 372А02.С нагнітання насосів 372РО2 частина аміну з температурою 75 ¸ 90 0 С і витратою до 260 м 3 / год подається на 15 тарілку абсорберів. Витрата аміну на 15 тарілку регулюється і реєструється приладами поз.372FRC 01, 372FRC 02, клапани яких 372FCV01, 02 встановлені на лініях подачі аміну. Інша частина охолоджується в аерохолодільніках 372А03, А13, в теплообмінниках 372Е01, Е11 (чи відбувається за їх байпас) і з температурою до 50 0 С і витратою до 240 м 3 / год подається на 25 тарілку. Витрата аміну на 25 тарілку абсорберів регулюється і реєструється приладом поз.372FRC03, 372FRC04. Виконавчі механізми - регулюючі клапани 372FCV03, 04 розташовані на лініях подачі аміну. При низькій витраті аміну (150 м 3 / год), абсорбери 372С01 (С02) спрацьовує сигналізація 372FAL 05 (06), а при витраті менш 100 м 3 / год в кожен абсорбер - спрацьовує блокування 372FALCo 05 (06), від дії якої зупиняється насос 372Р02А (В) і закриваються відсікачі по сирому газу.
Стікаючи по тарілках і насичуючись Н 2 S і СО 2, амін збирається в кубі колони і виводиться в ємність розширення 372 В01 загальну для обох полуліній.
Температура по висоті абсорберів 372 С01, 02 контролюється приладами поз. 372 TI110, 111,108,109. Температура насиченого аміну з абсорберів контролюється приладами поз.372TI104, 105.
Перепад тиску по колонам 372С01, 372С02 контролюється приладами поз.372PdR11, 372PdR12. При високому перепаді (0,28 кгс / см 2) спрацьовує сигналізація поз.372PdAH11, 372PdAH12.
Регулювання рівня в абсорберах здійснюється приладами поз. 372LRC-01 і LRC-02, які керують клапанами:
- Поз.372LCV-01B, LCV-01Д і LCV-02B, LCV-02 Д - в разі проходження потоків через гідротурбіни рекуперації 372TR02A і TR-02B;
- Поз. 372LCV-01A, LCV-02A - якщо амін з абсорберів подається крім турбіни безпосередньо в ємність розширення. Турбіна 372TR 02 А (372TR02В) захищена від перевищення швидкості блокуванням 372SAHCo01 (372SAHCo 02) (3070 об. / хв), при низькій швидкості спрацьовує сигналізація 372SAL01 (372SAL02) (2800об./мін).
Щоб уникнути проскакування газу при вкрай низькому рівні аміну абсорбери 372С01, З02 оснащені:
- Блокуванням низького рівня 372LALCO -04 (LALCO-05) (15%), що забезпечує закриття отсекателей 372RSV05 (372RSV06) на виході аміну з куба абсорберів. Крім того, відсікачі 372RSV05 (372RSV06) закриваються за блокуванням низького тиску повітря КВП 372PALCo26 (372PALCo27) (4 кгс / см 2);
- Спеціальним поплавковим клапаном у кубі кожного абсорбера, який закриває вихід аміну при низькому рівні. При підвищенні рівня в абсорбері 372С01 (372С02) до 97% спрацьовує сигналізація поз.372LAH06 (372LAH07), при зниженні рівня до 35%-поз.372LAL 08 (09). Для запобігання можливого спінювання розчину аміну передбачена подача антівспенівателя. З бака 372В05 розчин подається дозуючим насосом 372Р04 на прийом насосів 372Р01 А, В, С. У разі інтенсивного спінювання розчину аміну на прийом насосів 372Р02А, В, С передбачена збільшена подача антівспенівателя відцентровим насосом 372Р05.
Ємність розширення (експанзер) 372В01 працює під тиском 7 кгс / см 2 і служить для часткової дегазації насиченого розчину аміну. Гази розширення, що складаються з легких вуглеводнів і кислих газів, проходять колону 372С05, очищаються аміном від кислих компонентів і виводяться в паливну мережу заводу або в колектор низьконапірних газів і, далі, до компресорів У331А.
Колона 372С05 оснащена 10 клапанними тарілками і розташована на ємності розширення 372В01.
Амін подається на 10 тарілку після теплообмінника 372Е01 і Е11 з температурою до 50 0 С. Регулювання витрати до 50 т / год, здійснюється приладами поз.372 FIC07 і FIC08, керуючими клапанами 372 FCV07 і 372FCV08.
Тиск в колоні і ємності розширення підтримується приладом 372PRC04, який управляє клапаном 372PCV04 на лінії скидання газу в паливну мережу. Гази розширення з 372В01 можна скидати на факел низького тиску через відсікач 372RSV20 при пуску установки або підвищеному тиску. Витрата газу реєструється приладом поз.372FR09. Температура газу контролюється приладом поз. 372ТI 107.
При підвищенні тиску в 372В01 до 12 кгс / см 2 спрацьовує сигналізація поз.372РАН21.
На випадок підвищення тиску в результаті проскакування газу з абсорберів ємність дегазації захищена розривною RD02, розрахованої на 20 кгс / см 2 зі скиданням газу на факел високого тиску.
Газ регенерації цеолітів у кількості до 250000 тис. м 3 / годину подається за окремим колектору на вхід теплообмінника 372Е11 установки 2У370 або 3У370 з тиском Р = 39 ати і температурою до 45 0 С. На кордоні встановлення на трубопроводі газу регенерації встановлений відсікач 360RSV27 (360RSV37), який закривається від блокування за низьким рівнем в 372С02 (372LALCo05). Безпосередньо перед 372Е11 на трубопроводі газів регенерації встановлений кульовий кран.
Трубопровід входу сирого газу в 372Е11 при переробці газу регенерації цеолітів отглушается реверсивної заглушкою на відсікач 372RSV02. Після очищення від кислих компонентів в абсорбері 372С02 газ регенерації виводиться на блок осушки отд. У374. При зниженні витрат газів регенерації на 2,3 У370 для додаткової переробки сирого газу і для поліпшення роботи абсорбера 372С02 на вхід в теплообмінник 372Е11 подається сирої газ із колектора після 371В01 окремим трубопроводом.
Регулювання витрати сирого газу в кількості до 150000 м 3 / год здійснюється приладом поз.371FRC05, керуючим клапаном 371FCV05.
Температура газу заміряється приладом поз.371Тi104.
Тиск газу реєструється приладом поз.371PR06.
1.1.3 Блок осушування і отбензініванія газу У374
Призначення блоку осушування і отбензініванія газу:
- Зниження точки роси знесірчених газу;
- Витяг з знесірчених газу меркаптанів
- Регенерація збагаченого абсорбенту з отриманням: пропан бутанової фракції, насиченою легкими меркаптанами, виведеної для очищення на У335 фракції стабільного конденсату, насиченою важкими сірчистими сполуками, яка надходить на У110 або У330, У09, У30, У197, У90 для додаткової стабілізації.
Видалення вологи та зниження точки роси по парам води і вуглеводнів здійснюється охолодженням очищеного газу в пропанових випарниках з одночасним впорскуванням гліколю щоб уникнути гідратоутворення. Витяг меркаптанів та пропан-бутанової фракції проводиться абсорбцією з наступним фракціонуванням абсорбенту та його регенерацією. В якості абсорбенту використовується фракція З 9 - З 11 важких вуглеводнів, отримана в кубі колони 374С04.
Блок осушування і отбензініванія газу з:
- Двох ідентичних і паралельно працюючих полуліній охолодження, осушування і очищення газу від меркаптанової сполук;
- Одного відділення фракціонування та регенерації абсорбенту;
- Одного відділення регенерації гліколю.
1.1.4 Блок підсобних засобів-У-379
Повітря із заводської мережі надходить у ресивер 379В07 і далі на харчування приладів КВП і А, пневмоприводів відсікачів і клапанів. Є сигналізація низького тиску в системі повітря КВП і А поз.379PAL04 (5,0 кгс / см 2). Рессивери забезпечує часовий запас повітря КВП при відсутності повітря в заводському колекторі. Паливний газ для печей 374F01, 02 надходить у сепаратор 379В15 з тиском не більше 8 кгс / см 2. Температура паливного газу контролюється приладом поз.379TI103. Сепаратор комплектується контактором високого рівня 379LAH06, який спрацьовує при рівні 42%. Дренування рідини проводиться в лінію рекуперації. При низькому тиску паливного газу спрацьовує сигналізація поз.379PAL03 (4 кгс / см 2). Тиск паливного газу контролюється по приладу поз.379PR03.
Скидання продувок рекуперації аміну, вуглеводнів, гліколя проводиться у відповідні підземні збірники 372В06, 379В13, 374В13. Скидання продувок з апаратів високого тиску, в тому числі з апаратів 374В02, 22, здійснюється при зниженні тиску в апаратах до 6 кгс / см 2. Контроль рівня відбувається відповідними приладами поз. 372LI13, 374LI09, 374LI59. Всі підземні ємності з'єднані без арматури з факелом низького тиску. Відкачування проводиться глибинними насосами:
- З 372В06 в 372Т01 через фільтр 372FL01 або в машину;
- З 374В13 в 374В11 або 331В06; або на У-100,
- З 379В13 в 331В06 або на У-100.
При високому рівні в 372В06 (90%), 374В13 (90%), 379В13 (90%) спрацьовують блокування поз.372LAHS13, 374LAHS59, 379LAHS09, відповідно, при низькому рівні блокування поз.372LALCo13 (10%), 374LALCo59 (10%) , 379LALCo09 (10%) відповідно, від дії яких насоси підземних ємностей 372Р06, 374Р08 або 379Р08, відповідно включаються або зупиняються.
Паровий конденсат обігріву з теплообмінника 374Е11/19 - "СС" - збирається в збірнику 379В14. Паровий конденсат ребойлеров аміну і гліколя "СВ" - збирається в збірнику 379В16. Тиск у збірниках до 6,0 кгс / см 2. Рівень у 379В16 регулюється за місцем приладом поз.379LC01, що впливає на клапан 379LCV01, а в 379В14 приладом поз.379LС02, який управляє клапаном 379LCV02. Тиск у 379В16 регулюється приладом поз.379PIC02, що впливає на клапан 379PCV02B. На збірці 379В16 передбачена сигналізація високого і низького рівня приладами поз.379LAH04 (91%) і 379LAL05 (9%) відповідно, на 379В14 - високого рівня приладом поз.379LAH03 (83%). Паровий конденсат окремими потоками або спільно відкачується на У-380 насосами 379Р09А, В («СВ») і 379Р07 («СС»). При падінні тиску на нагнітанні насоса 379Р09А (В) спрацьовує блокування поз.379PdAS05 (1,9 кгс / см 2) від якої включається резервний насос Р09В (А). Температура парового конденсату "СВ" змінюється приладом поз.379Ti101.
На факельних трубопроводах низького та високого тиску на виході з установки встановлені відстійники для збору рідини, яка дренується у підземну ємність 379В13. На відстійниках встановлені контактори високого рівня, які спрацьовують при рівні 80% поз.379LAH07 для факела низького тиску і, поз.379LAH08 для факела високого тиску.
Таблиця 1 - Показники якості продукції
| Найменування сировини, матеріалів, реагентів, продукції | Номер і назва НД | Характеристика якості | ||
| Найменування показників | Одиниця виміру | Норма за НД | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Гази горючі природні, що поставляються і транспортуються по магістральних газопроводах. | ОСТ 51.40-93 з изм.1-7 | Точка роси газу по волозі, не вище | 0С | Мінус 5 |
| Точка роси газу по вуглеводнях, не вище | 0С | 0 | ||
| Теплота згоряння нижча, при 200С 101,325 кПа, не менш | МДж/м3 / Ккал/м3 / | 32,5 | ||
| Масова концентрація сірководню, не більше | г/м3 | 0,02 | ||
| Масова концентрація меркаптанової сірки, не більше | г/м3 | 0,036 | ||
| Об'ємна частка кисню, не більше | % | 0,5 | ||
| Маса механічних домішок і важколетких рідин | Умови обумовлюються в угодах на постановку газу з ПСГ, ГПЗ і промислів. | |||
| Температура газу | 0С | Температура газу на вході і в самому газопроводі встановлюється проектом | ||
2. Статистичний аналіз точності і стабільності процесу
2.1 Збір експериментальних даних
Таблиця 2 - Експериментальні дані
| № | № | № | № | № | |||||
| 1 | 0,50 | 21 | 0,70 | 41 | 1,00 | 61 | 0,65 | 81 | 0,85 |
| 2 | 0,50 | 22 | 0,70 | 42 | 1,00 | 62 | 0,65 | 82 | 0,70 |
| 3 | 0,75 | 23 | 1,00 | 43 | 1,00 | 63 | 0,65 | 83 | 0,70 |
| 4 | 0,70 | 24 | 1,00 | 44 | 1,00 | 64 | 0,55 | 84 | 0,70 |
| 5 | 0,65 | 25 | 1,00 | 45 | 0,70 | 65 | 0,70 | 85 | 0,50 |
| 6 | 0,70 | 26 | 1,00 | 46 | 0,70 | 66 | 0,70 | 86 | 0,50 |
| 7 | 0,70 | 27 | 1,00 | 47 | 0,85 | 67 | 0,70 | 87 | 0,50 |
| 8 | 0,70 | 28 | 0,70 | 48 | 0,85 | 68 | 0,75 | 88 | 0,70 |
| 9 | 0,50 | 29 | 0,75 | 49 | 0,90 | 69 | 0,60 | 89 | 1,00 |
| 10 | 0,50 | 30 | 0,75 | 50 | 1,00 | 70 | 0,65 | 90 | 1,00 |
| 11 | 0,50 | 31 | 0,75 | 51 | 0,70 | 71 | 0,70 | 91 | 0,70 |
| 12 | 0,50 | 32 | 0,50 | 52 | 0,50 | 72 | 0,70 | 92 | 0,70 |
| 13 | 0,70 | 33 | 0,50 | 53 | 0,50 | 73 | 0,65 | 93 | 0,70 |
| 14 | 0,75 | 34 | 0,50 | 54 | 0,50 | 74 | 0,70 | 94 | 1,00 |
| 15 | 0,60 | 35 | 0,50 | 55 | 0,60 | 75 | 0,70 | 95 | 1,00 |
| 16 | 0,60 | 36 | 0,75 | 56 | 0,65 | 76 | 0,70 | 96 | 0,70 |
| 17 | 0,70 | 37 | 0,75 | 57 | 0,70 | 77 | 0,70 | 97 | 0,70 |
| 18 | 0,70 | 38 | 0,70 | 58 | 0,70 | 78 | 0,70 | 98 | 0,70 |
| 19 | 0,50 | 39 | 0,70 | 59 | 0,75 | 79 | 0,70 | 99 | 0,70 |
| 20 | 0,50 | 40 | 0,70 | 60 | 0,60 | 80 | 0,80 | 100 | 1,00 |
2.2.1 Визначаємо вибіркове середнє арифметичне (
де X i - окремі результати спостережень;
n - загальна кількість результатів спостережень.
2.2.2 Оцінку СКО результатів спостережень обчислюємо за формулою:
2.3 Виключення результатів з грубими похибками (критерій Граббс) не є промахом
2.4 Побудова гістограми
Поділяємо варіаційний ряд на інтервали. Статистична ймовірність потрапляння i-ого результату в даний інтервал знаходимо за формулою:
де n-частота потрапляння результатів у кожен k-й інтервал.
Обчислюємо ширину інтервалу за формулою:
Визначаємо межі інтервалів, потім визначаємо частоту потрапляння в інтервали і середини інтервалів. Результати розрахунків зводимо в таблицю 3.
Таблиця 3 - Проміжні значення інтервального ряду
| Межі інтервалів xi - xi +1 | Середина інтервалів xi0 | Частота попадання mi | Статистична ймовірність pi |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 0,5 - 0,55 | 0,525 | 19 | 0,19 |
| 0,55 - 0,60 | 0,575 | 5 | 0,05 |
| 0,60 - 0,65 | 0,625 | 7 | 0,07 |
| 0,65 - 0,70 | 0,675 | 40 | 0,40 |
| 0,70 - 0,75 | 0,725 | 9 | 0,09 |
| 0,75 - 0,80 | 0,775 | 1 | 0,01 |
| 0,80 - 0,85 | 0,825 | 3 | 0,03 |
| 0,85 - 0,90 | 0,875 | 1 | 0,01 |
| 0,90 - 0,95 | 0,925 | 0 | 0,00 |
| 0,95 - 1,00 | 0,975 | 15 | 0,15 |
2.5 Визначення коефіцієнта точності:
6 S-поле розсіювання;
Ul-ширина поля допуску
Висновок: процес забезпечує більш високу точність, ніж вимагає НТД.
2.6 Визначення коефіцієнта налаштованості:
Висновок: так як коефіцієнт налаштованості менше 1
2.7 Визначаємо фактичний коефіцієнт налаштування:
Висновок: так як коефіцієнт налаштованості менше 1
2.8 Визначення допустимого коефіцієнта точності:
Висновок: з імовірністю 0,997 можна сказати, що процес точний.
2.9 Визначення коефіцієнта запасу точності (є резервом на зміщення налагодження технологічного процесу):
Висновок: з імовірністю 0,997 можна сказати, що резерв на зміщення технологічного процесу дорівнює 97%.
2.10 Визначення коефіцієнта стабільності:
Розіб'ємо вибірку n = 100 на групи по 20 значень і для кожної визначимо
Для першої групи:
Для другої групи:
Для третьої групи:
Для четвертої групи:
Для п'ятої групи:
Тоді:
Т.к коефіцієнти стабільності відрізняються один від одного, отже, технологічний процес нестабільний.
ВИСНОВОК: з імовірністю 0,997 можна сказати, що технологічний процес точний, але не стабільний.
3. Застосування інструментів контролю якості
У цій роботі в якості інструменту контролю якості застосовується причинно - наслідковий діаграма (діаграма Ісікави).
Причинно - слідча діаграма або діаграма Ісікави - це інструмент, що дозволяє виявити всі можливі фактори (причини), що впливають на кінцевий результат (наслідок).
Для побудови причинно - наслідкового діаграми була використана експертна оцінка або так званий «мозковий штурм».
Показник якості - масова концентрація сірководню.
Впливають фактори представлені у Додатку Б
Причинно - слідча діаграма (Додаток В, малюнок В.1)
Аналіз основного впливає чинника на технологічний процес (Додаток В, рисунок В.2).
Висновок
У ході аналізу було виявлено, що технологічний процес очищення сирого газу є на даний момент точним, але не стабільним. Це може бути викликане впливом застосовуваної технології очищення на вихідний параметр - масову концентрацію сірководню в товарному газі. У ході даної роботи були розроблені наступні заходи щодо поліпшення стану технологічного процесу:
1. Обрати той спосіб промивки газу, який дає найбільший ефект.
2. Не допускати на виробництві некваліфікований персонал для роботи на устаткуванні.
3. Технологія очищення має повністю відповідати стандарту організації, а він, у свою чергу, міжнародному стандарту.
4. Потрібно стежити за появою нових, більш ефективних технологій, і застосовувати їх на практиці.
Список використаних джерел
1. РІА «Стандарти та якість»: [Електронний ресурс]: видання. - Режим доступу: http: / / www.stq.ru/riasite/index.phtml?page=1&tbl=tb_88&id=214
2. Третяк Л. Н. «Обробка результатів спостережень». Учеб. Посібник. Оренбург 2004р.
3. Технічний регламент на експлуатацію установки сепарації, абсорбційної очистки та осушки природного газу III черги ОГПЗ.
Додаток А (обов'язковий)
Графічне представлення розподілу результатів спостережень
Рисунок А.1 - Гістограма результатів спостережень
Додаток Б (обов'язковий)
Представлення факторів, що впливають на технологічний процес очищення сирого газу від сероорганических сполук
| Фактор | «Середні кістки» | «Дрібні кістки» | ||
| Обладнання | А | Старе | 1 | Минуле ТО |
| 2 | Не пройшло ТО | |||
| 3 | Минуле повірку | |||
| 4 | Не пройшло перевірку | |||
| У | Нове | 1 | Сучасне | |
| 2 | Несучасне | |||
| 3 | Минуле ТО | |||
| 4 | Не пройшло ТО | |||
| З | Автоматизоване | 1 | За участю 1-го людини | |
| 2 | За участю 2-х, 3-х осіб | |||
| D | Полуавтоматізіро- ванне | 1 | За участю 3-х осіб | |
| 2 | За участю 6-ти осіб | |||
| Технологія | E | Стара | ||
| F | Нова | 1 | Із застосуванням фільтруючої очищення | |
| 2 | Без очищення | |||
| G | За НД | 1 | За СТО | |
| 2 | За міжнародним стандартом | |||
| S | Без НД | |||
| Сировина | R | Якісне | 1 | Зі змістом вр. домішок |
| 2 | Без змісту вр. домішок | |||
| P | Неякісне | 1 | Зі змістом вр. домішок більше 30% | |
| 2 | Зі змістом вр. Домішок більше 50% | |||
| Персонал | V | Кваліфікація | 1 | Кваліфікований |
| 2 | Некваліфікований |
Додаток В (обов'язковий)
Графічне представлення факторів, що впливають на технологічний процес (причинно-наслідкова діаграма)
Масова концентрація сірководню |
Сировина |
Неякісне |
30% домішок |
50% домішок |
Якісне |
Обладнання |
Відповідає сучасним вимогам |
Старе |
Не відповідає сучасним вимогам |
Повірене |
Не пройшло перевірку |
Нове |
Повірене |
Не пройшло перевірку |
Технологія очищення |
Стара |
Нова |
Персонал |
Кваліфікація |
Кваліфікований |
Некваліфікований |
Умови праці |
Соотв. сан. нормам |
Не соотв. сан. нормам |
Рисунок В.1 - Причинно-наслідкова діаграма.
SHAPE \ * MERGEFORMAT
Масова концентрація сірководню |
Технологія очищення сирого газу |
Спосіб промивання газу |
Розчин метілдіетаноламіна |
Розчин Діетаноламін |
Абсорбент «Новамін» |
Температура газу |
Низька |
Висока |
Підігрів газу |
Витяг меркаптанів |
Абсорбція |
Фракціонування абсорбенту |
Регенерація абсорбенту |
Проводиться за НД |
За стандартом організації |
За міжнародним стандартом |
Рисунок В.2-Аналіз основного впливає чинника на технологічний процес.