Автоматизация газораспределительной станции

метки: Автоматизация, Скважина, Газовый, Давление, Управление, Рисунок, Переключение, Выход

Автоматизация — это применение комплекса средств, позволяющих осуществлять производственные процессы без непосредственного участия человека, но под его контролем. Автоматизация производственных процессов приводит к увеличению выпуска, снижению себестоимости и улучшению качества продукции, уменьшает численность обслуживающего персонала, повышает надежность и долговечность машин, дает экономию материалов, улучшает условия труда и техники безопасности.

Автоматизация освобождает человека от необходимости непосредственного управления механизмами. В автоматизированном процессе производства роль человека сводится к наладке, регулировке, обслуживании средств автоматизации и наблюдению за их действием. Эксплуатация средств автоматизации требует от обслуживающего персонала высокой техники квалификации.

Газораспределительная станция (ГРС) является основным объектом в системе магистральных газопроводов, функцией которой является понижение давления газа в трубопроводе и его подготовка для потребителя. Современные ГРС — сложные, высокоавтоматизированные и энергоемкие объекты. Эксплуатация газопроводов может происходить при различных режимах, смена которых происходит при изменении вариантов включения в работу агрегатов. При этом возникает задача выбора наиболее целесообразных режимов, соответствующих оптимальной загрузке газопровода.

С развитием электронной вычислительной техники стало возможным автоматизированное управление ГРС. В настоящее время на объектах ГРС широко используются как отечественные системы автоматизации, так и зарубежные контрольно-измерительные приборы, системы автоматики и телемеханики.

Назначение станции — понижение рабочего давления до заданного значения. Система управления должна быть достаточно сложной, чтобы учесть все разнообразие статических и динамических характеристик станции. Затраты на систему управления несоизмеримы с потерями от аварий. Систему защиты можно сравнить с противопожарными системами, которые окупаются сразу после установки за счет экономии от несостоявшихся пожаров.

Задача систем автоматизации ЛПУ заключается в управлении агрегатом в соответствии с командами, поступающими от оператора, контроле технологических параметров, обеспечении защиты магистральной газораспределительной станции. Решение данных задач на сегодняшний день является актуальной темой.

1. Технологическая схема ГРС и ее характеристики

1.1 Назначение и состав ГРС

Автоматизация газораспределительной станции (2)

... газа. 1 . Объект автоматизации 1.1 Общая характеристика объекта автоматизации Газораспределительная станция ГРС Сохрановского ЛПУ МГ предназначена ... калорийности недорогой вибрационный плотномер. Использование современных средств связи позволяет получать информацию в режиме ... высокую точность вычислительных комплексов на базе микропроцессорной техники (погрешность не более 0,5%), общая погрешность ...

Базовым технологическим процессом предприятия Стерлитамакское ЛПУ МГ ООО «ГазпромтрансгазУфа» является транспортировка газа по югу Республики Башкортостан и подача его на газораспределительные станции, которые подают газ потребителю.

Станция является сложным и ответственным энергетическим (технологическим) объектом повышенной опасности. К технологическому оборудованию и средствам автоматизации ГРС предъявляются повышенные требования по надежности и безопасности энергоснабжения потребителей газом, промышленной безопасности как взрывопожароопасному промышленному объекту.

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снабжения газом от магистральных и промысловых газопроводов следующих потребителей:

• объекты газонефтяных месторождений (на собственные нужды);
• объекты газокомпрессорных станций (ГКС);
• объекты малых и средних населенных пунктов;
• электростанции;
• промышленные, коммунально-бытовые предприятия и населенные пункты.

ГРС обеспечивают:

• очистку газа от механических примесей и конденсата;
• подогрев газа;
• редуцирование заданного давления и постоянное поддержание его с определенной точностью;
• измерение расхода газа с многосуточной регистрацией;
• одоризацию газа пропорционально его расходу перед подачей потребителю.

В состав газораспределительной станции входят:

а) узлы:

• переключения станции;
• очистки газа;
• предотвращения гидратообразования;
• редуцирования газа;
• подогрева газа;
• коммерческого измерения расхода газа;
• одоризации газа (при необходимости);
• автономного энергопитания.

б) системы:

• контроля и автоматики;
• связи и телемеханики;
• электроосвещения, молниезащиты, защиты от статического электричества;
• электрохимзащиты;
• отопления и вентиляции;
• охранной сигнализации;
• контроля загазованности.

1.2 Узел переключений

В узле переключения ГРС следует предусматривать:

• краны с пневмоприводом на газопроводах входа и выхода;
• предохранительные клапаны с переключающими трехходовыми кранами на каждом выходном газопроводе (допускается заменять в случае отсутствия трехходового крана двумя ручными с блокировкой, исключающей одновременное отключение предохранительных клапанов) и свечой для сброса газа;
• изолирующие устройства на газопроводах входа и выхода для сохранения потенциала катодной защиты при раздельной защите внутриплощадочных коммуникаций ГРС и внешних газопроводов;
• свечу на входе ГРС для аварийного сброса газа из технологических трубопроводов;
• обводную линию, соединяющую газопроводы входа и выхода ГРС, обеспечивающую кратковременную подачу газа потребителю, минуя ГРС.

Обводная линия должна быть оснащена двумя кранами:

первый — по ходу газа отключающий кран и второй — для дросселирования кран-регулятор (в случае отсутствия крана-регулятора допускается использовать задвижку с ручным приводом).

Обводная линия должна быть оснащена приборами контроля параметров газа.

Узел переключения должен располагаться на расстоянии не менее 10 м от зданий, сооружений или технологического оборудования, установленного на открытой площадке. Пневмоприводные краны узла переключения должны иметь автоматическое или дистанционное управление.

Эффективность использования нефтяного газа на Верх-Тарском нефтяном ...

... от 59 до 73 м. К верхней части горизонта приурочена промышленная залежь нефти. Перекрывается горизонт Ю1 маломощными морскими темно-серыми аргиллитами георгиевской свиты, ... прoвести анализ результатов эффективнoсти использования пoпутного нефтяного газа и предлoжить мероприятия по пoвышению эффективности использования нефтянoго газа. 1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВЕРХТАРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ...

На рисунке 1.1 представлен узел переключения газа.

Рисунок 1.1 — Узел переключения газа

1.3 Узел очистки газа

Для очистки газа на ГРС должны применяться пылевлагоулавливающие устройства, обеспечивающие подготовку газа для стабильной работы оборудования ГРС и потребителя.

Узел очистки газа имеет в своем составе фильтры-сепараторы СГВ-7 или блок фильтров-сепараторов, обеспечивающие проектную производительность АГРС и предназначенные для очистки газа от твердых частиц и капельной влаги. Степень очистки — 10 мкм, эффективность — 99,99%. Продукты очистки из накопительной емкости фильтров-сепараторов автоматически сбрасываются в сосуд сбора конденсата.

На ГРС рекомендуется предусматривать не менее двух аппаратов очистки газа. Узел очистки газа должен быть оснащен устройствами удаления конденсата и дренажа в сборные резервуары.

Вместимость резервуара должна определяться из условия слива примесей в течение 10 сут.

Резервуары должны быть рассчитаны на максимально возможное давление и оборудованы сигнализатором уровня жидкости.

С целью исключения выбросов паров конденсата и одоранта в атмосферу необходимо применять меры по их утилизации.

Технологический процесс сбора продуктов очистки газа из резервуаров должен исключать возможность пролива и попадания жидкости на грунт.

На рисунке 1.2 изображен узел очистки газа.

Рисунок 1.2 — Снимок узла очистки газа

1.4 Узел редуцирования газа

В узле редуцирования ГРС количество редуцирующих линий следует принимать не менее двух (одна резервная).

Допускается применять три линии редуцирования равной производительности (одна — резервная).

В узле редуцирования при необходимости допускается предусматривать линию малых расходов для работы в начальный период эксплуатации ГРС.

Редуцирующие линии в пределах одного узла редуцирования должны оснащаться однотипной запорно-регулирующей арматурой. Линии редуцирования газа должны быть оборудованы сбросными свечами.

Редуцирующие линии должны иметь автоматическую защиту от отклонения от рабочих параметров и автоматическое включение резерва.

На рисунке 1.3 изображен узел редуцирования.

Рисунок 1.3 — Снимок узла редуцирования В редуцирующих линиях используются регуляторы РДО-1, РДЭ, Tartarini, RMG, РДО25−100, РД-10 и другие. Регуляторы обеспечивают точность поддержания давления на выходе: 2,5 0,5. При необходимости используются регуляторы с дистанционным вводом уставки для поддержания дисциплины потребления газа.

1.5 Узел подогрева газа

Узел подогрева газа или блок подогрева газа (БПГ) предназначен для непрямого подогрева газа до заданной температуры, используется в составе ГРС для исключения гидратообразования при редуцировании газа и поддержания температуры газа на выходе ГРС на заданном значении, а также для обеспечения теплоносителем систем отопления помещений или других возможных теплопотребителей.

БПГ предназначены для эксплуатации в районах с умеренным и умеренно-холодным климатом (УХЛ, NF), а также в районах с холодным климатом (ХЛ, F).

Типоразмер узла подогрева в составе газораспределительных станций следует определять из условий обеспечения требуемой температуры газа на выходе ГРС, нормальной работы оборудования станции и исключения его оледенения. В случае использования БПГ в контуре отопления, необходимо учитывать дополнительную тепловую нагрузку.

Нагрев газа осуществляется в кожухо-трубчатом теплообменнике посредством промежуточного теплоносителя, нагреваемого в водогрейном котле. Теплоноситель в зависимости от тепловой мощности узла нагревается до 95 °C и подается на кожухо-трубчатый теплообменник, где осуществляется передача тепла нагреваемому телу (газу), затем охлаждённый теплоноситель из обратного теплопровода с температурой до 95 °C подается на вход водогрейного котла. При наличии дополнительного контура отопления отбор теплоносителя осуществляется из обратного теплопровода.

Конструктивно узел подогрева газа состоит из двух блоков:

• блок котельной;
• блок теплообменных аппаратов.

Оборудование этих блоков размещается в боксе, герметично поделённом на два отсека: отсек котельной (категория Д) и отсек теплообменных аппаратов (категория В-1а).

Бокс выполнен из панелей типа «сэндвич», имеет съёмную крышу, позволяющую быстро произвести монтаж и ремонта тяжёлого и крупногабаритного оборудования. Устойчивость блок-бокса к сейсмическим нагрузкам до 9 баллов. Компактность узла и полная заводская готовность позволяют в кратчайшие сроки произвести транспортировку, монтаж и пусконаладочные работы. БПГ спроектирован с учетом требований ГОСТ, СНиП, а также последних требований руководящих документов ОАО «Газпром».

Необходимая тепловая мощность обеспечивается двумя водогрейными котлами в отсеке котельной для повышения степени надежности узла. В случае отказа одного котла, второй может обеспечить работоспособность станции в аварийном режиме.

Циркуляционные насосы установлены на входе водогрейных котлов и работают под управлением прибора контроля и защиты насосов в режиме распределения времени работы. При выходе одного насоса из строя исправный насос обеспечивает работоспособность на 100%. Для защиты системы от превышения внутреннего гидравлического давления, котлы оборудованы предохранительными сбросными устройствами (сброс осуществляется в расширительный бак).

Электроснабжение БПГ осуществляется от промышленной сети 220В/50Гц, или 380В/50Гц в зависимости от требований заказчика. Питание заводится через шкаф вводной, оборудованный автоматами защитного отключения. Вводной шкаф устанавливается в отсеке котельной.

газораспределительный логистический автоматизация управление

1.6 Узел одоризации газа

Газ, подаваемый в населенные пункты, должен быть одорирован. Для одоризации газа может применяться этилмеркаптан (не менее 16 г. на 1000 м) или другие вещества.

Газ, подаваемый промышленным предприятиям и электростанциям, по согласованию с потребителем может не одорироваться.

В случае наличия централизованного узла одоризации газа, расположенного на магистральном газопроводе, допускается не предусматривать узел одоризации газа на ГРС.

Узел одоризации устанавливается, как правило, на выходе станции после обводной линии. Подача одоранта допускается как с автоматической, так и с ручной регулировкой.

На ГРС необходимо предусматривать емкости для хранения одоранта. Объем емкостей должен быть таким, чтобы заправка их производилась не чаще 1 раза в 2 мес. Заправка емкостей и хранение одоранта, а также одоризация газа должна осуществляться закрытым способом без выпуска паров одоранта в атмосферу или их нейтрализацией. [2]

1.7 Режимы работы и режимные параметры АГРС «Энергия-1» Салихово

Режимы управления:

• полностью автоматическое управление;
• дистанционное управление исполнительными механизмами с удаленного АРМ оператора;
• дистанционное ручное и дистанционное автоматическое управление исполнительными механизмами от панельного АРМ оператора, встроенного в шкаф САУ.

Автоматические блочные газораспределительные станции «Энергия» (рис. 1) предназначены для питания отдельных потребителей природным, попутным, нефтяным, предварительно очищенным от тяжелых углеводородов, и искусственным газом от магистральных газопроводов с давлением (1,2−7,5 МПа) путем снижения давления до заданного (0,3−1,2 МПа) и поддержания его. Станции «Энергия» эксплуатируются на открытом воздухе в районах с умеренным климатом при температуре окружающего воздуха от -40°С до +50°С с относительной влажностью 80% при 20 °C.

ГОСТ 2939–63

Максимальная пропускная способность станции равна 40 000 м ³ /ч газа при входном давлении Рвх=7,5 МПа (75 кгс/см² ) и Р вых=1,2 МПа (12 кгс/см² ).

Показатели	Значения
	Энергия-3	Энергия-1	Энергия-3.0
Пропускная способность, нм 3 /ч	1000−6000	10 000−40 000
Давление рабочей среды, МПа:
— на входе	от 1,2 до 7,5
— на выходе	0,3; 0,6; 0,9; 1,2 (по требов.)
Температура рабочей среды,°С:
на входе	Любая
на выходе	по требованию
Температура,°С:
окр. среды	от -40 до +50
в помещениях ГРС	от -40 до +50	не менее +5
Кол-во выходов газа	один	Один	один или более, по требованию
Содержание капельной жидкости в газе	не лимитируется
Содержание механических примесей в газе	не лимитируется
Минимальный размер механических частиц, удерживаемых в фильтрах, мкм
Количество котлов, шт.	;	;	2−3 (один резервный)
Тепловая мощность, кВт:
— котла	;	;	29,7
— подогревателя		235, 350 или 980	;
Расход газа, м 3 /ч:
— на котел	;	;	3,5
— на подогреватель (Факел-ПГ-5)		;	;
— на подогреватель (ПГ-10)	;		;
— на подогреватель (ПТПГ-30)	;		;
— на подогреватель (ПГА-200)	;		;
Давление теплоносителя, МПа:
— с котлами	;	;	0,2−0,3
— от теплосети	;	;	до 0,6
— в подогревателе	атмосферное	до 0,6
Температура теплоносителя,°С	70−95
Тип одоризатора	автоматический с дискретной подачей
	Габаритные размеры, мм	Масса, кг
Блок редуцирования	5450/2200/2700
Блок переключения	4800/2200/2700
Блок одоризации	1800/1180/2270
Блок КИП и, А (вариант)	4500/2450/2700
Подогреватель газа ПГ-10	5450/2200/2700

1.8 Описание технологической схемы

Технологическая схема АГРС «Энергия-1» Салихово представлена на рисунке 1.4.

Газ высокого давления, поступивший на вход ГРС, проходит через шаровой кран № 1 (см. рис. 1.4) на подогреватель газа ПТПГ-15М, где нагревается с целью предотвращения выпадения кристалогидратов.

Нагрев осуществляется в змеевике радиационным излучением горелки и теплом отходящих газов.

Подогретый газ высокого давления через краны № 7,6 поступает в блок редуцирования совмещенный с узлом очистки. Узел редуцирования состоит из двух редуцирующих ниток: рабочей и резервной.

В блоке редуцирования происходит редуцирование топливного газа на питание горелок от Рвых. до 100−200 мм. вод. ст.

Из блока редуцирования газ низкого давления проходит на замерный узел.

После замерного узла газ поступает в узел одоризации, а затем в блок переключений. Газ идет в блок переключения через входной кран № 12 и через выходную нитку выбрасывается на свечу.

Подготовленный газ подается потребителю с выходным давлением 0,6 МПа.

Рисунок 1.4 — Технологическая схема АГРС «Энергия-1» Салихово

2. Автоматизация технологического объекта управления ГРС

2.1 Объем автоматизации

2.1.1 Уровни автоматизации

Как правило, системы контроля и управления — это двухуровневые системы, так как именно на этих уровнях реализуется непосредственное управление технологическими процессами.

Нижний уровень — уровень объекта (контроллерный) — включает различные датчики для сбора информации о ходе технологического процесса, электроприводы и исполнительные механизмы для реализации регулирующих и управляющих воздействий. Датчики поставляют информацию локальным программируемым логическим контроллерам (PLC — Programming Logical Controller).

Как правило, задачи управления решаются на контроллерном уровне [«https:// «, 25].

Для уменьшения человеческого фактора, связанного с неправильной эксплуатацией сложного технологического оборудования, необходимо внедрение средств автоматизации на основе человекомашинного интерфейса, интуитивно понятного человеку, которые должны обобщать, структурировать и систематизировать информацию.

Верхний уровень включает, прежде всего, одну или несколько станций управления, представляющих собой автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера / оператора. В основном в качестве рабочих станций используются ПЭВМ типа IBM PC различных конфигураций.

Актуальность АРМ оператора ГРС состоит в необходимости повышения эффективности взаимодействия оператора (диспетчера) с системой и сведения к нулю его критических ошибок при управлении; сокращении времени на обработку информации, на поиск необходимой информации; улучшении качества контроля и учета аналоговых и дискретных параметров; управлении технологическим оборудованием, т. е. повышении эффективности работы оператора.

Все компоненты системы управления объединены между собой каналами связи. Взаимодействие АРМ с САУ ГРС осуществляется по сети Ethernet. Структурная схема представлена на рис. 2.1.

Рисунок 2.1 — Структурная схема системы контроля и управления ГРС Функции, которые выполняет АРМ САУ ГРС:

• обеспечение механизма регистрации пользователей для защиты от несанкционированного управления технологическим оборудованием ГРС;
• отображение на мониторе мнемосхем крановой обвязки и технологического оборудования ГРС в форме видеокадров, выполненных по принципу многоуровневого вложения от общего к частному;
• визуализация на мониторе информации от датчиков и сигнализаторов о состоянии технологического оборудования ГРС, а также информации, поступающей от локальных САУ в реальном масштабе времени (подогревателей газа и др.);
• отображение аналоговых параметров, в том числе в виде трендов за заданный промежуток времени, и контроль их достоверности;
• отображение уставок аналоговых параметров с возможностью их изменения;
• отображение состояний исполнительных механизмов и контроль их исправности;
• дистанционное управление исполнительными механизмами (кранами, вентиляторами, ДКД);
• регистрация и архивирование информации с согласованной глубиной ретроспективы о состоянии крановой обвязки ГРС, состоянии технологического оборудования, аварийных и предаварийных ситуациях, действиях оператора (по управлению технологическим оборудованием, изменению уставок технологических параметров);

• отображение и регистрация учета расхода газа по нескольким замерным узлам (мгновенного, суточного, месячного расхода), изменение конфигурационных параметров, в том числе с учетом химического состава газа;

• отображение текущей аварийной и предупредительной информации в журнале текущих тревог;
• звуковое оповещение оператора об аварийной ситуации, включающее аварийную и предупредительную звуковую сигнализацию;
• автоматическая генерация и печать журналов оператора;
• ведение архивов журналов событий, трендов и журналов оператора.

Внедрение таких систем на газораспределительных станциях приобретает особое значение, так как позволяет обеспечить эффективную работу ГРС в заданных режимах, повысить качество работы, обеспечить безаварийность и экологическую безопасность, повысить производительность труда.

Средства автоматизации ГРС (САУ ГРС) предназначены для повышения надежной и стабильной работы ГРС и обеспечения непрерывной подачи газа потребителям.

2.1.2 Функции автоматизации

Комплекс технических средств автоматизации, установленный на технологическом оборудовании обеспечивает:

1) Управление узлом переключения, в том числе:

• измерение давления и температуры газа на входе ГРС, сравнение измеренных значений с заданными технологическими и аварийными границами, формирование и выдача предупредительной и аварийной сигнализации;
• измерение давления и температуры газа на выходе ГРС, сравнение измеренных значений с заданными технологическими и аварийными границами, формирование и выдача предупредительной и аварийной сигнализации;
• сигнализация положения кранов узла переключения, охранного крана ГРС; дистанционное (с локального пульта ГРС и с диспетчерского пункта) управление кранами узла переключения, охранным краном ГРС и автоматическое отключение ГРС при авариях.

Управление узлом очистки газа, в том числе: измерение перепада давления в сепараторе;

• сигнализация минимального и максимального допустимого уровня жидкости в сепараторе;
• дистанционное и автоматическое управление краном на линии сброса жидкости в зависимости от уровня жидкости в фильтре-сепараторе;

• предупредительная сигнализация максимального уровня жидкости в сборных емкостях;

2) Управление узлом предотвращения гидратообразований, в том числе:

• измерение давления и температуры газа на выходе блока подогрева;
• сигнализация положения кранов на входе и выходе блока подогрева, крана на линии подачи газа в обход подогревателя;
• автоматическое и дистанционное управление кранами;
• сигнализация о работе подогревателя от системы управления подогревателя; сигнализация аварии подогревателя.

3) Управление узлом редуцирования газа, в том числе:

• контроль положения кранов на линиях редуцирования;
• автоматическое и дистанционное включение / отключение линий редуцирования, в том числе резервных и вспомогательных в соответствии с ВРД 39−1.10−069−2002;
• сигнализация давления газа на линиях редуцирования между последовательно установленными регулирующими устройствами;
• автоматическое регулирование давления газа, подаваемого потребителям.

4) Коммерческий учет газа по каждому потребителю, в том числе:

• измерение общих для всех потребителей параметров и введение необходимых констант;
• измерение давления газа;
• измерение температуры газа;

• измерение расхода газа (счетчик газа с импульсным выходом);

ГОСТ 30 319

6) Управлением блоком одоризации газа, в том числе:

• сигнализация минимального уровня в емкости хранения одоранта;
• управление дозированной подачей одоранта в газ;
• сигнализация наличия потока одоранта;
• учет количества введенного одоранта.

7) Управление краном на обводной линии, в том числе:

• положение крана на обводной линии;
• дистанционное (с локального пульта ГРС и с диспетчерского пункта) управление краном на обводной линии.

8) Сигнализацию состояния узла энергопитания, в том числе:

• сигнализация отключения основного источника питания;
• сигнализация состояния резервного источника питания;

• сигнализация переключения на резервный источник;
• учет расхода электроэнергии.

9) Коммерческий учет газа на собственные нужды, в том числе:

• измерение параметров и введение необходимых констант;
• измерение давления газа;
• измерение температуры газа;
• измерение расхода газа (счетчик газа с импульсным выходом);

10) Контроль состояния ГРС, в том числе:

• выявление аварийных ситуаций по соответствующим алгоритмам, включение аварийных защит ГРС;
• измерение температуры в блоке КИП;
• сигнализация наличия довзрывоопасной концентрации природного газа в помещениях ГРС;
• пожарная сигнализация;
• сигнализация проникновения на территорию ГРС и в помещения ГРС;
• сигнализация утечек одоранта;
• контроль работы и управление станцией катодной защиты (измерение напряжения, тока, потенциала и регулирование выходного напряжения / тока);

11) Самодиагностика технического состояния САУ ГРС, в том числе:

• выявление неисправностей аналоговых датчиков с унифицированным выходом;
• контроль целостности цепей исполнительных механизмов;
• выявление отказа, с точностью до типового модуля ввода / вывода;
• выявление отсутствия связи с верхним уровнем управления.

12) Представление информации:

• формирование и выдача информации, включая предупредительную и аварийную сигнализацию, на локальный пульт контроля и управления, включение звукового извещателя на ГРС;

• формирование и выдача предупредительных и аварийных сигналов на удаленный пульт, включение звукового извещателя;
• формирование и выдача информации по каналам связи в диспетчерский пункт;
• обработка, синхронизация и выполнение команд, поступающих с локального пульта и из диспетчерского пункта;
• дистанционное (с диспетчерского пункта) отключение ГРС.

13) Вспомогательные функции:

• переключение с основного источника питания на резервный без нарушения алгоритма работы и выдачи ложных сигналов;
• защита от несанкционированного доступа к информации и управлению;
• протоколирование событий. [3]

2.1.3 Описание функциональной схемы автоматизации

Функциональная схема автоматизации (ФСА) АГРС «Энергия-1» Салихово представлена на рисунке 2.2. Она выполнена в соответствии с объемом автоматизации для данного объекта. На схеме можно отметить следующие контуры:

• измерение параметров и отображение их по месту или на щите;
• контроль и сигнализация предельных значений или уставок;
• регулирование необходимых технологических параметров с целью поддержания технологического процесса.

Измерение всех технологических параметров необходимо для визуализации технологического процесса и определения соответствия режиму работы ГРС.

Контроль и сигнализация осуществляется контроллером. Это происходит следующим образом. Токовый сигнал с датчика поступает на вход аналогового модуля ввода контроллера. При помощи программы процессор принимает сигнал и сравнивает его заранее с заданным значением уставки. В случае равенства или превышения входной величиной предельного значения на соответствующем выходе дискретного модуля вывода формируется логическая единица. В соответствии с этим на щите оператора срабатывает световая и звуковая сигнализация. В таблице 2.1 приведен перечень КИП и технических средств автоматизации (ТСА).

Таблица 2.1 — Перечень КИП и ТСА

Позиция	Наименование	Количество	Примечание
ТТ1,… ТТ3	Преобразователь температуры интеллектуальный Метран-286
ТТ4, ТТ5	Термопреобразователь сопротивления ТСМУ-205
РТ6,… РТ8	Датчик избыточного давления Метран -100-Вн-ДИ
PIS9, PIS10	Манометр электроконтактный ДМ 2005 CrlEx
	Сигнализатор уровня ультразвуковой искробезопасный УЗС-207И		комплект
LE11.1	1) датчики акустический АД101И-1600−0
LE11.2	2) датчик акустический АД101И-1000-Н
LSA11	3) преобразователь вторичный ВП-201И
	Система газоаналитическая СГАЭС		комплект
QT12.1,	1) датчик газовый оптический СГОЭС
QT12.2
QS12	2) устройство пороговое УПЭС-40
YQC13.	Электропневматический узел управления ЭПУУ-4−1
…YQC23
SQ13,…	Выключатель бесконтактный концевой ВКЭ-02
…SQ23
ZS24, ZC25	Выключатель путевой взрывозащищенный ВПВ -1А11У1
UT26	Вычислитель комплекса «Суперфлоу-2ЕТ»
PT26.1; 26.4	Датчик давления
FT26.2; 26.5	Счетчик газа с преобразованием импульсов
TЕ26.3; 26.6	Датчик температуры
PC27	Кран-регулятор Ду80 с электроприводом AUMA
PC28, PC29	Регулятор давления Лорд
FQI30	Корректор объема газа SEVC-D
USA31	Блок управления подогревателем газа БУК-5ПГ
HSL	Оповещатель комбинированный «Экран-С3»
ППКОП	Прибор приемно-контрольный охранно-пожарный
УСиУ	Устройство связи и управления комплекса «Магистраль-2»

Преобразователь температуры интеллектуальный Метран-286 предназначены для точных измерений температуры нейтральных, а также агрессивных сред, по отношению к которым материал защитной арматуры является коррозионностойким.

Термопреобразователи сопротивления взрывозащищенные ТСМУ-014 предназначены для измерения температуры жидких и газообразных сред во взрывоопасных зонах, в которых могут образовываться взрывоопасные смеси категорий IIA, IIB, IIC групп Т1… Т4 согласно ГОСТ Р 51 320.19.

Измерение давления на входе и выходе ГРС осуществляется датчиком избыточного давления Метран -100-Вн-ДИ и манометром электроконтактным ДМ 2005 CrlEx. Сигнализация о выходе значений уровня за установленные пределы осуществляется комплектом сигнализатора уровня ультразвуковым УЗС-207И. Система газоаналитечская СГАЭС состоит из датчиков газовых оптических, установленных по месту, и устройства порогового УПЭС-40, установленного на щите. Электропневматический узел управления ЭПУУ-4−1и выключатель бесконтактный концевой ВКЭ-02 осуществляют сигнализацию положений и управление кранами. Вычислитель комплекса «Суперфлоу-2ЕТ» ведет автоматический сбор, обработку и хранение данных о расходе газа, который включает в себя датчики давления, счетчики газа с преобразователем импульсов и датчики температуры.

Кран-регулятор Ду80 с электроприводом позволяет осуществлять дистанционное регулирование краном. В блоке редуцирования давление регулируется регуляторами давления Лорд. Электронный корректор SEVC-D является ключевым элементом коммерческого узла учета расхода газа, использующимся для приведения измеренного счетчиком объема газа к стандартным условиям.

Блок управления БУК-5ПГ предназначен для управления процессами нагрева газа и их смесей в блочных подогревателях с промежуточным теплоносителем и обеспечения безопасности работы этих подогревателей.

В случае аварии включается световая сигнализация, звуковая сигнализации и производится остановка подогревателя с запоминанием первопричины аварии.

Устройство связи и управления комплекса «Магистраль-2» обеспечивает сбор и обработку телеметрической информации с датчикового оборудования в реальном масштабе времени и функционирование в составе АСУ ТП.

Прибор приемно-контрольный охранно-пожарный предназначен для централизованной и автономной охраны объекта от несанкционированных проникновений и пожаров.

Рисунок 2.2 — Функциональная схема АГРС «Энергия-1» Салихово

2.2 Средства автоматизации

2.2.1 Преобразователь температуры интеллектуальный Метран-286

Измерение температуры осуществляется путем преобразования сигнала первичного преобразователя температуры в унифицированный выходной сигнал постоянного тока 4−20 мА и наложенный на него цифровой сигнал на базе HART протокола.

Исполнение преобразователя температуры показано на рисунке 2.3

Рисунок 2.3 — Преобразователь температуры интеллектуальный Метран-286

Измеряемый параметр — температура в преобразователе температуры (ПТ) Метран-286 преобразуется в изменение омического сопротивления платинового чувствительного элемента. Аналоговый сигнал поступает на вход ИП, преобразуется с помощью аналогово — цифрового преобразователя ( АЦП ) в дискретный сигнал.

С выхода микропроцессорного преобразователя дискретный сигнал поступает на цифро-аналоговый преобразователь (ЦАП), осуществляющий преобразование дискретного сигнала в унифицированный токовый аналоговый сигнал 4−20 мА, а также на блок частотного модулятора, преобразующий дискретный сигнал в частотно-модулированный и наложенный на аналоговый сигнал.

Каждый ПТ имеет свой уникальный адрес от 1 до 15, обращение к ПТ идет по этому адресу. Схема подсоединения приведена на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 — Схема внешних соединений ПТ Метран-286

G-источник питания; PV — коммуникатор Условное обозначение ПТ, типы номинальных статических характеристик (НСХ) первичных преобразователей температуры, параметры выходных сигналов (аналогового и цифрового), диапазоны измеряемых температур, материал защитной арматуры ПТ должны соответствовать значениям, указанным в таблице 1. [4]

Таблица 2.2 Характеристики преобразователя температуры Метран-286

Обозначение ПТ	НСХ	Выходные сигналы	Диапазон измерений,°С	Верхний предел измерений,°С	Материал защитной арматуры (код материала)
		аналоговый	цифровой
Метран-286	Pt100	4−20	В стандарте HART	от минус 50 до плюс 500	плюс 500	12Х18Н10Т (Н10) 10Х17Н13М2Т (Н13)

Пределы допускаемой основной приведенной погрешности ПТ должны соответствовать значениям, указанным в таблице 2.3.

Таблица 2.3 — Пределы допускаемой погрешности ПТ

Обозначение ПТ	Диапазон измеряемых температур ПТ,°С	Пределы допускаемой основной приведенной погрешности ПТ, %
		По аналоговому сигналу	По цифровому сигналу
Метран-286	— 50… 500	±0,15	±0,15

2.2.2 Датчик

Важнейший показатель работы ГРС — давление. Это параметр, который необходимо измерять, регулировать, поддерживать в процессе работы.

Датчик Метран-100 состоит из преобразователя давления и электронного преобразователя. Конструкция датчика представлена на рисунке 2.5.

Мембранный тензопреобразователь 3 размещен внутри основания 2. Внутренняя полость 4 заполнена кремний органической жидкостью и отделена от измеряемой среды металлической гофрированной мембраной 5, приваренной по наружному контуру к основанию 2. Полость 7 сообщается с окружающей атмосферой.

Рисунок 2.5 — Датчик давления Метран-100

Измеряемое давление подается в камеру 6 фланца 9, который уплотнен прокладкой 8. Измеряемое давление воздействует на мембрану 5 и через жидкость воздействует на мембрану тензопреобразователя, вызывая ее прогиб и изменение сопротивления тензорезисторов. Электрический сигнал от тензопреобразователя передается из сенсорного блока в электронный преобразователь 1. Полость 7 герметизирована и сигнал передается в электронный преобразователь по проводам через гермоввод 10.

На рисунке 2.6 изображена схема внешних электрических соединений датчика Метран-100.

Рисунок 2.6 Схема внешних электрических соединений датчика Метран-100

Функционально электронный преобразователь состоит из аналого-цифрового преобразователя (АЦП), источника опорного напряжения, блока памяти АЦП, микроконтроллера с блоком памяти, цифро-аналогового преобразователя (ЦАП), стабилизатора напряжения, фильтра радиопомех и НАRТ-модема для преобразователей. Кроме того в электронный преобразователь входит ЖКИ индикатор. АЦП, источник опорного напряжения и блок памяти АЦП размещаются на плате АЦП, которая объединяется с измерительным блоком в сборочную единицу — сенсор давления. Остальные элементы функциональной схемы размещаются в корпусе электронного преобразователя.

Плата АЦП принимает аналоговые сигналы преобразователя давления, пропорциональные давлению и преобразовывает их в цифровые коды. Энергонезависимая память предназначена для хранения коэффициентов коррекции характеристик сенсорного блока и других данных о сенсорном блоке.

Микроконтроллер, установленный на микропроцессорной плате, принимает цифровые сигналы с платы АЦП вместе с коэффициентами коррекции, производит коррекцию и линеаризацию характеристики сенсорного блока, вычисляет скорректированное значение выходного сигнала датчика и передаёт его в цифро-аналоговый преобразователь (ЦАП).

Цифро-аналоговый преобразователь преобразует цифровой сигнал, поступающий с микроконтроллера, в выходной аналоговый токовый сигнал.

2.2.3 Термопреобразователь

Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205 предназначен для преобразования значения температуры различных нейтральных (агрессивных) сред в унифицированный токовый выходной сигнал.

Используются в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами в промышленных условиях.

Чувствительный элемент первичного преобразователя (100П или 100 М, для ТСМУ — К) и встроенный в головку датчика измерительный преобразователь ИП в виде герметичной «таблетки» преобразуют измеряемую температуру в унифицированный токовый выходной сигнал, что дает возможность построения систем АСУТП без применения дополнительных нормирующих преобразователей.

В состав ИП входит компенсатор нелинейности входного сигнала и для ТСМУ -205 — компенсатор температуры «холодного спая».

Схема подключения датчика изображена на рисунке 2.7.

Рисунок 2.7 — Схема подключения датчика ТСМУ-205

Технические характеристики датчика ТСМУ-205:

• ? диапазон преобразуемых температур 0…100°С;
• ? предел допускаемой основной приведенной погрешности 0,25%;
• ? предельное рабочее избыточное давление 20 МПа;
• ? показатель тепловой инерции 40 с;
• ? выходной унифицированный сигнал 4…20 мА;
• ? схема подключения 2-х проводная;
• ? сопротивление нагрузки до 1000 Ом;
• ? потребляемая мощность не превышает 0,8 ВА;

ГОСТ 14 254

? рабочая температура окружающей среды −30…−50 (-50… 100)°С;

• ? атмосферное давление 84−106,7 кПа (630−800 мм рт. ст);
• ? относительная влажность до 95% при 35 °C;

3. Программное обеспечение системы автоматизации объекта

3.1 Программирование задачи логического управления

Описание работы алгоритма автоматического переключения газораспределительной станции (ГРС) на байпасный режим:

На рисунке 3.1 приведена упрощенная схема ГРС.

Рисунок 3.1 — Описание алгоритма управления объектом При нормальном режиме работы ГРС газ поступает через входные линии через открытую входную задвижку КШ 1. В это время задвижки КШ 3, КШ 4 закрыты.

Переключение на байпасный режим работы производится в случаях неисправности основных объектов ГРС, что контролируется манометрами РT7 и РT8.

При обнаружении отклонений давлений от заданных параметров, переключение ГРС на байпасную линию начинается с полного открытия задвижки КШ 3. Далее на 10% приоткрывается регулирующая задвижка КШ 4 и, после того, как появляется давление в обводной линии, контролируемое манометром РC27 и выдержки времени 30 секунд, полностью закрывается задвижка КШ 1. После этого необходимо регулирующей задвижкой КШ 4 выставить необходимое для выхода линии значение давления, контролируемого манометром РC27 (приоткрыть задвижку КШ 4 до момента достижения заданного давления PC27).

После этого выдается сигнал оператору о нормальном переключении на байпасную линию.

Если после выдержки времени 30 секунд, давление в обводной линии не появляется, включается аварийная сигнализация, и закрывается задвижка КШ 3.

3.2 Перечень сигналов

Входные сигналы:

P _1, P₂ — обнаружено отклонение давления на датчиках PT7, PT8

P ₃ — давление на датчике PC27 достигло заданного значения

P ₃₀ — давление на РC27=0

Х _1о / Х_{1з z} -задвижка КШ1 полностью открыта / закрыта Х_2о / Х_2з — задвижка КШ3 полностью открыта / закрыта Х_10% — КШ4 открыта на 10%

Х _{3 z} — КШ4 полностью закрыта

Y _сб — сброс аварии

Выходные сигналы:

U _1о / U_{1з z} — сигнал на открытие / закрытие КШ1

U _{3 о} / U_{3 z} — сигнал на открытие / закрытие КШ2

U _{4 о} / U_{4 з z} — сигнал на открытие / закрытие КШ3

U _ок — сигнал оператору о нормальном переходе на байпасную линию

I _с — сигнал об аварии при переходе на байпасную линию

T — таймер На рисунке 3.2 изображен граф переходов.

Рисунок 3.2 — Граф переходов

3.3 Текст программы

Текст программы автоматического переключения газораспределительной станции на байпасный режим на языке ST.

CASE step of

0: U1о:= FALSE;

• U1z:= FALSE;
• U3о:= FALSE;
• U3z:= FALSE;
• U4o:= FALSE;
• U4z:= FALSE;
• Uok:= FALSE;
• Ic:= FALSE;
• IF p1 AND p2 THEN step:= 1;
• END IF;

1: U3o:= TRUE;

• IF X2o THEN step:= 2;
• END_IF;

2: U3o:= FALSE;

• U4o:= TRUE;
• IF x10% THEN step:= 3;
• END IF;

3: U4o:=FALSE;

• T:=t#0s;
• Tstart (T);
• step:=50;

50: IF T>t#30s AND p30 THEN step:=7; END IF;

• IF T>t#30s AND (not p30) THEN step:= 4;
• END_IF;

4: U1z:= TRUE;

• Tstop (T);
• IF x1z THEN step:= 5;
• END IF;

5:U4o:=TRUE;

• U1z:=FALSE;
• IF p3 THEN step:= 6;
• END_IF;

6: Uok:= TRUE;

• U4o:=FALSE;
• IF Ysb THEN step:= 7;
• END IF;

7: Ic:=TRUE;

• U3z:=TRUE;
• Tstop (T);
• IF X3z THEN step:= 8;
• END_IF;

8: U3z:= FALSE;

• IF Ysb THEN step:= 9;
• END IF;

9: U1o:=TRUE;

• U3z:=TRUE;
• U4z:=TRUE;
• Uok:=FALSE;
• Ic:=FALSE;
• IF x1o AND x3z AND x4z THEN step:=0;
• END_IF;

• END_CASE;

Заключение

Системы автоматизации нефтегазовой отрасли немыслимы без использования высокоточной техники. На смену обычным датчикам пришли интеллектуальные, обладающие набором свойств, которые позволяют значительно упростить процесс измерения обработки параметров.

В данной работе было рассмотрено техническое оснащение Стерлитамакского ЛПУ системами автоматизации и техническими средствами автоматизации. Система автоматического управления обеспечивают качественное управление работой ГРС во всех его режимах, а также управление технологическим оборудованием.

В работе описана функциональная схема автоматизации, структурная схема автоматизации.

Надёжное и качественное управление технологическим процессом обеспечивается использованием современных датчиков с высокой степенью надёжности резервирования, а так же резервированием.

Рассмотрен алгоритм автоматического переключения газораспределительной станции на байпасный режим, для которого была создана программа в инструментальной среде ISaGRAF на языке ST.

Необходимо повысить эффективность использования технологического оборудования, т. е. повысить надежность работы и уменьшить число аварий и ремонтов за счет точного соблюдения технологических режимов и уменьшения простоев оборудования.