Системы автоматического управления процессами очистки и осушки газа на КС. Контролируемые параметры, способы передачи информации и управления процессами

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное

образовательное учреждение высшего образования

“Ухтинский государственный технический университет”

Институт дополнительного профессионального

Образования и обучения

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

по дисциплине: основы автоматизации производственных процессов

тема: системы автоматического управления процессами очистки и осушки газа на КС. Контролируемые параметры, способы передачи информации и управления процессами

слушателя группы 04-ПП-2019/03

зачетная книжка № 38

ФИО слушателя: Чугунов Максим Игоревич

Ухта 2019



СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. САУ установок очистки газа на КС. Контролируемые параметры

1.1 САУ масляных пылеуловителей

1.2 САУ циклонных пылеуловителей

1.3 САУ фильтра- сепараторов

2. САУ установок осушки газа на КС. Контролируемые параметры

2.1 САУ газосепаратора

2.2 САУ абсорбером

3. Способы передачи информации и управления процессами очистки и осушки газа на КС

Заключение

Список использованных источников



ВВЕДЕНИЕ

Перспективы газовой промышленности России на ближайшие десятилетия связаны с дальнейшей эксплуатацией газоконденсатных месторождений. В этой связи анализ и обобщение опыта автоматизации процесса осушки газа представляется весьма актуальной задачей.

Основной технологический процесс подготовки газа осуществляется на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) и компрессорных станциях (КС). На КС подготовка газа к транспорту осуществляется за счет сепарации газа в газосепараторах и осушки в абсорберах.

При добыче и транспортировке в природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т.д. Источником загрязнения природного газа является призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Подготовка газа осуществляется на промыслах, от эффективности работы которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации. Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, и снижению экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.

Все это приводит к необходимости устанавливать на компрессорных станциях (КС) автоматизированные системы очистки технологического газа. Автоматизация процесса осушки и очистки газа на КС позволит предотвратить износ технологического оборудования и повысить производительность работы КС.

Цель данного исследования - изучить существующие и широко применяющиеся системы автоматического управления (САУ) процессами очистки и осушки газа на КС, контролируемые параметры, способы передачи информации и управления указанными процессами.



1. САУ установок очистки газа на КС. Контролируемые параметры

1.1 САУ масляных пылеуловителей

автоматический управление пылеуловитель газ

Первое время на КС для очистки газа широко использовали масляные пылеуловители, которые обеспечивали достаточно высокую степень очистки (до 97-98%). Масляные пылеуловители работают по принципу мокрого улавливания разного рода смесей, находящихся в газе. Примеси, смоченные маслом, сепарируются из потока газа, само масло очищается, регенерируется и вновь направляется в масленый пылеуловитель.

Масляные пылеуловители чаще выполнялись в виде вертикальных сосудов (рис. 1).

Рис. 1. Масляный пылеуловитель

Очищаемый газ поступает в нижнюю секцию пылеуловителя, ударяется в отбойный козырек 8 и, соприкасаясь с поверхностью масла, меняет направление своего движения. При этом наиболее крупные частицы остаются в масле. С большой скоростью газ проходит по контактным трубкам 3 в осадительную секцию II, где скорость газа резко снижается и частицы пыли по дренажным трубкам стекают в нижнюю часть пылеуловителя 1. Затем газ поступает в отбойную секцию III, где в сепараторном устройстве 1 происходит окончательная очистка газа.

Контролируемые параметры:

- давление газа на входе в пылеуловитель;

- уровень масла в нижней части аппарата;

-расход масла.

Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие постоянного безвозвратного расхода масла, необходимость очистки масла, а также подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.

1.2 САУ циклонных пылеуловителей

В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц.

Циклонные пылеуловители более просты в обслуживании нежели масляные. Однако эффективность очистки в них зависит от количества циклонов, а также от обеспечения эксплуатационным персоналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом, на который они запроектированы.

Циклонный пылеуловитель представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него циклонами (рис. 2).

Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: нижней отбойной 6 и верхней осадительной 1, где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные трубы 4.

Газ через входной патрубок 2 поступает в аппарат к распределителю и приваренным к нему звездообразно расположенным циклонам, которые неподвижно закреплены в нижней решетке. В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый по касательной к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона.

Рис. 2. Циклонный пылеуловитель

Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и далее в нижнюю секцию 6 пылеуловителя. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию 1 пылеуловителя, и затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата.

В процессе эксплуатации циклонного пылеуловителя необходимо контролировать уровень отсепарированной жидкости и мехпримесей с целью их своевременного удаления продувкой через дренажные штуцеры.

Контроль за уровнем осуществляется с помощью смотровых стекол и датчиков.

Люк используется для ремонта и осмотра пылеуловителя при плановых остановках КС.

Контролируемые параметры:

- давление газа на входе в аппарат;

- расход газа на выходе из пылеуловителя;

- уровень отсепарированной жидкости и мехпримесей.

Эффективность очистки газа циклонными пылеуловителями составляет не менее 100 % для частиц размером 40 мкм и более, и 95% для частиц капельной жидкости.

1.3 САУ фильтра-сепаратора

В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, в качестве которой используют фильтр-сепараторы, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей (рис. 3).

Работа фильтр-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции 3, где происходит коагуляция жидкости и очистка от механических примесей. Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию - секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехпримеси и жидкость удаляются в нижний дренажный сборник и далее в подземные емкости.



Рис. 3. Фильтр-сепаратор, где: 1 - корпус фильтр-сепаратора;

2 - быстрооткрывающийся затвор; 3 - фильтрующие элементы;

4 - направляющая фильтрующего элемента; 5 - трубная доска камеры фильтров; 6 - каплеотбойник; 7 - конденсатосборник

Для работы в зимних условиях фильтр-сепаратор снабжен электрообогревом его нижней части, конденсатосборником и контрольно-изме­рительной аппаратурой. В процессе эксплуатации происходит улавли­вание мехпримесей на поверхности фильтр -элемента, что приводит к увеличению перепада давлений на фильтр - сепараторе. При достижении перепада, равного 0,04 МПа, фильтр - сепаратор необходимо отключить и произвести в нем замену фильтр - элементов на новые.

После очистки, содержание механических примесей в газе не должно превышать 5 мг/м³.



2. САУ установок осушки газа на КС. Контролируемые параметры

2.1 САУ газосепаратора

Газ, поступающий на головные компрессорные станции из скважин, практически всегда в том или ином количестве содержит влагу в жидкой и паровой фазах. Наличие влаги в газе вызывает коррозию оборудования, снижает пропускную способность газопровода. При взаимодействии с газом при определенных термодинамических условиях, образуются твердые кристаллические вещества - гидраты, которые нарушают нормальную работу газопровода.

Одним из наиболее рациональных и экономичных методов борьбы с гидратами при больших объемах перекачки является осушка газа. С помощью осушки понижают точку росы, которая должна быть не выше минимальной температуры, характерной для данного региона.

Существует несколько способов осушки газа:

- на основе абсорбции. Влага из газа поглощается жидкими реагентами в специальных установках. В качестве абсорбента может выступать гликоль. Давление в такой установке не превышает 12 МПа, температура гликоля составляет около 140 ^_С. Осушенный газ отводят, а насыщенный влагой гликоль направляют в выветриватель. Далее его подогревают и отправляют в десорбер. В результате более низкого давления и подвода тепла происходит испарение влаги. Очищенный гликоль можно использовать снова;

- на основе адсорбции. Влага поглощается гранулированными реагентами (селикогелем, алюмогелем, цеолитами). Такой метод позволяет достигнуть точки росы -90 _ С;

- на основе охлаждения. При постоянном давлении понижают температуру ПНГ, в результате чего влага конденсируется и отводится. При этом снижается точка росы;

- комбинирование нескольких способов.

Осушка газа осуществляется сепараторами различной конструкции с использованием твердых (адсорбция) и жидких (абсорбция) поглотителей.

Сепарация (от лат. separatio - отделение), сепарирование в технике, процессы разделения смесей разнородных частиц твёрдых материалов, смесей жидкостей разной плотности, эмульсий; взвесей твёрдых частиц или капелек в газе или паре. Примеси затрудняют транспортировку газа и являются причиной коррозии трубопроводов, закупорки (частичной или полной) скважин, шлейфов и промыслового оборудования вследствие образования пробок гидратов или льда [7].

Сырой газ со скважин с устьевым давлением 22,0ч35,0 МПа и температурой 40-55 ⁰С через фонтанную арматуру по выкидному трубопроводу поступает на узел замерно-регулирующей арматуры. Давление газа, поступающего от скважин, снижается регуляторами давления до необходимого рабочего давления шлейфа 1 - 3 МПа. Сырой газ по шлейфам сбора природного газа поступает на установку комплексной подготовки газа.

Объединяясь в один трубопровод, сырой газ, поступающий из разных кустов скважин, смешивается и поступает в сепаратор.

Газовый сепаратор (ГС) - аппарат для очистки продукции газовых и газоконденсатных скважин от капельной влаги и углеводородного конденсата, твёрдых частиц и др. примесей.

Жидкая фаза из сепаратора направляется во входной сепаратор или в трубопровод нестабильного конденсата.

Из сепаратора газ поступает на очистку от сероводорода и двуокиси углерода в параллельно работающие абсорберы.

Осушка очищенного газа ведется с целью снижения точки росы по углеводородам не выше 0 ⁰С, а по влаге не выше (-3)⁰С (с 1.05 по 30.09) и не выше (-5)⁰С (с 1.10 по 30.04).

Каждый пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа. Многоступенчатая сепарация применяется для постепенного отвода свободного газа по мере снижения давления.

Сепарация газа от жидкости может происходить под влиянием гравитационных, инерционных сил. В зависимости от этого и различают гравитационную, инерционную и сетчатую сепарации, а газосепараторы - гравитационные, сетчатые и роторные.

Гравитационная сепарация осуществляется вследствие разности плотностей жидкости и газа, т.е. под действием их силы тяжести. Сепараторы типа ГС предназначены для отделения газа от продукции газовых скважин на первой и последующей ступенях сепарации жидкости и газа, включая горячую сепарацию на последней ступени.

Рассмотрим принцип работы газосепаратора, показанного на рис. 4.

Газожидкостная смесь подводится в аппарат через вводной патрубок (5), распложенный в верхней его части. Установка входного патрубка, смещенного по горизонтам относительно осевой линии корпуса на 1/2 его диаметра позволяет решить задачу сохранения величины центробежного эффекта на входе газожидкостной смеси в аппарат, практически не ослабив надежности корпуса сепаратора. Дефлектор (6) препятствует поступлению газа в осевую зону сепарационного пакета (8) без предварительного разделения газовзвеси.

В пространстве, образованном стенкой корпуса (1) и пластинами (9), из газового потока выделяется основная масса жидкости. Капли жидкости отбрасываются центробежной силой на стенки корпуса (1) сепаратора и под действием гравитационных сил, по ходу газового потока, нисходящей спирали транспортируются через кольцевой зазор (19) к сливному патрубку (18). Из-за того, что по ходу движения жидкостного потока установлена карман-ловушка, состоящая из боковых направляющих корпуса (1) и изогнутой пластины (20), а также крышки, составляющей часть перегородки (2), условия для удаления жидкой фазы идеальные, в этом конструктивном исполнении дефлектор полностью изолирует наличие жидкой фазы вблизи вертикальных лопастей.



Рис. 4. - Сепаратор СЦВ-7

Направляемая жидкость сливается через открытую нижнюю часть ловушки-кармана.

Мелкодисперсная капельная жидкость, не осевшая на корпусе (1) попадает на наружную поверхность пластин (9) и транспортируется газовым потоком через входные тангенциальные щели, попадая на их внутреннюю поверхность.

В конце верхней суженой части дефлектора (6) установлена дугообразная пластина (7) нисходящая по ходу газожидкостного потока и направленная по отношению к горизонтальной прямой под углом 25°, такое инженерное решение позволило вращающийся между корпусом и сепарационным пакетом вектор газожидкостного потока направить по нисходящей кривой, в результате чего газовый слой, вращающийся непосредственно по внутренней поверхности сепарационного пакета разделился на три слоя со своими векторами осевых скоростей: непосредственно у стенки направлен вниз, далее незначительный слой “неподвижный” и следующий третий основной слой направлен вверх. Наличие первого слоя с направлением вектора осевой скорости вниз позволило сгонять (в зависимости от режима - росу, капли, пленку) вниз избежав дополнительных направляющих, удаляющих по спирали вниз, частицы жидкой фазы. Опускаясь по внутренней поверхности пластин (9) частицы жидкости, приблизившись к нижней кромке, соскальзывают и попадают на поверхность шайбы (17), откуда через кольцевой зазор (19) транспортируются в направлении сливного патрубка (18) [3].

Рассмотрим основные факторы, влияющие на качество процесса газосепарации:

- температура процесса сепарации. Увеличение температуры процесса способствует, при прочих равных условиях, повышению точки росы газа. Сепарация газа осуществляется обычно при температуре 25 - 40 °С;

- давление в ГС. Чем выше давление газа, подвергающегося сепарации, тем меньше он содержит водяных паров;

- расход газожидкостной смеси. Чем большее количество ГЖС, тем выше производительность ГС.

На основе анализа процесса подготовки газа в газосепараторе, выделим параметры работы ГС, подлежащие контролю и управлению (табл. 1).

Рабочее давлении в сепараторах составляет 5,0 - 6,0 МПа, существующее разрешенное давление составляет 18 МПа, уровень жидкости в ГС-1, 2 поддерживается в пределах 0,1 - 0,5 м.

Таблица 1 - Перечень контролируемых и регулируемых параметров

Параметр	Ед. измерения	Диапазон регулирования	Точность
Давление в ГС	МПа	5- 6	0,1%
Уровень жидкости	м	0,1 - 0,5	0,1%
Расход газожидкостной смеси	т/ч	2400-2500	0,5 %
Расход газа	м3/ч	195834 ± 10	0,5 %
Расход нефти	м3/ч	1874 ± 5	0,5 %
Температура газа на выходе из ГС	0С	25 - 40	0,5 %
Состав и влажность газа на выходе из ГС	%	0,1 - 3	0,05 %

2.2 САУ абсорбером

С помощью установок осушки газа на головных сооружениях уменьшается содержание паров воды в газе, снижается возможность выпадения конденсата в трубопроводе и образования гидратов.

Абсорбцией называется процесс поглощения газов или паров из газовых либо паровых смесей жидкими поглотителями. При абсорбции влаги из газа процесс будет протекать до тех пор, пока парциальное давление поглощенной влаги в газе не достигнет величины парциального давления над жидкостью. Абсорбированная поглотителем влага выделяется из него в результате последующей десорбции.

В качестве абсорбента на газопромысловых предприятиях широко используются гликоли: моноэтиленгликоль (МЭГ), ди­ этиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ ).

Схема абсорбера разработки ДОАО ЦКБН ОАО “Газпром” приведена на рис. 5.



Рис. 5. Внутреннее устройство абсорбера осушки газа

Газ расходом G_г с начальной концентрацией в нем вещества Pг поступает в колонну снизу и движется вверх противотоком по отношению к жидкости с расходом L_ж.

Подаваемая на насадку жидкость с начальной концентрацией вещества Q_ж равномерно распределена по сечению колонны.

Начальные составы жидкости Q_ж и газа Pг измеряются датчиками концентрации, а степень извлечения е, как отношение фактически поглощенного компонента G_г(Pг ? P_вых) к количеству, поглощаемому при полном извлечении) задается:

е = G_г (Pг ? P_вых)/ G_г Pг = 1 ? P_вых / Pг.

Этим значениям соответствует содержание компонента в газе на выходе абсорбера P_вых.

Процесс в абсорбере протекает следующим образом.

Для поддержания заданной температуры и давления в абсорбере жидкость - поглотитель температурой Тж охлаждается хладагентом с температурой Тх, циркулирующим в змеевиковом теплообменнике.

При этом для достижения температуры абсорбции Та изменяют расход жидкости - поглотителя L_ж. В абсорбер подается газ с расходом G_г с начальной концентрацией газа Pг, жидкость - поглотитель заданной температуры Тж с расходом L_ж с начальной концентрацией вещества Q_ж.

В ходе процесса абсорбции образуется поток газа с требуемой концентрацией газа P_вых и абсорбента с концентрацией вещества G_вых.

На основе анализа работы абсорбера определим показателем эффективности процесса абсорбции - концентрацию компонента в газе P_вых на выходе из абсорбера.

Основными контролируемыми параметрами являются:

- расходы газа G_г и жидкости - поглотителя (расход регенерированного ДЭГ) L_ж;

- температура в абсорбере Т_а;

- концентрация газа P_вых на выходе;

- концентрация абсорбента на выходе из абсорбера.

- перепад давления по высоте абсорбера Р_а.

Схема технологического процесса осушки газа приведена на рис. 6. Поток влажного газа со скважин проходит входной сепаратор (на схеме не показан), где от него отделяется жидкая водная фаза (конденсационная вода с примесью пластовой минерализованной воды и/или водный раствор ингибитора гидратообразования, если система промыслового сбора газа функционирует в гидратоопасном режиме), далее поступает в абсорбер 1, где осушается до содержания воды не более 1% масс., контактируя с раствором концентрированного гликоля (рисунок 6).



Рис. 6. Схема установки осушки газа [2], где:

I - сырой газ; II - сухой газ; III - пары воды; V - сухой гликоль; VI - сырой гликоль; 1 - абсорбер; 2 - регенератор гликоля; 3- теплообменник гликоль-гликоль; 4 - насос

Осушенный газ II из абсорбера поступает в магистральный газопровод и подается потребителю. В верхнюю часть абсорбера подается высококонцентрированный регенерированный диэтиленгликоль V, который стекает по тарелкам абсорбера в противоток потоку газа I. Водяной пар, находящийся в газе, поглощается ДЭГом, насыщая его и, в свою очередь, способствуя осушению газа.

Остальная часть технологической схемы служит для восстановления абсорбента. Для защиты абсорбера от превышения давления газа (>11,0 МПа) на выходе устанавливаются блоки предохранительных клапанов.

Насыщенный водой ДЭГ с газом VI из кубовой части (нижней части) абсорбера отводится в блок регенератора 2. Дроссель обеспечивает понижение давления ДЭГа перед блоком регенератора для проведения процесса его насыщения. Затем, насыщенный (сухой) гликоль подается снова в абсорбер.

Уровень ДЭГа в кубовой части абсорбера поддерживается автоматически.

Основные факторы, влияющие на процесс осушки:

- температура процесса осушки. Увеличение температуры процесса способствует, при прочих равных условиях, повышению точки росы осушенного газа. Осушка газа гликолями проводится обычно при температуре 25 - 40 °С;

- давление процесса осушки. Чем выше давление газа, подвергающегося осушке, тем меньше он содержит водяных паров, и, следовательно, тем меньше потребуется циркулирующего раствора для его осушки до заданной точки росы;

- число тарелок в абсорбере. Эффективность осушки газа повышается с увеличением числа тарелок в абсорбере. Необходимый для осушки газа контакт между раствором жидкого поглотителя и осушаемым газом достигается при 10-16 тарелках в абсорбере, КПД тарелок обычно составляет 0,5-0,8;

- количество циркулирующего раствора гликолей. Чем большее количество циркулирующего раствора, тем меньше требуется тарелок для снижения точки росы до заданного значения.

Производительность однотипных технологических линий по осушке газа составляет 2,5-10 млн. м³/сут, а в перспективе и более.

Природный и нефтяной газ осушаются в сравнительно узком температурном интервале от 25 до 40 ^оС и при давлении до 10-12 МПа.

Концентрация регенерированного ДЭГа составляет 98,5-99,3 мас. %, а насыщенного ДЭГа - на 2-2,5% меньше, кратность циркуляции 7-12 кг/1000 м³ газа [3-5].

Итак, основными регулируемыми и контролируемыми параметрами процесса осушки газа являются:

- давление в абсорбере в диапазоне 10 - 12 МПа,

- температура газа в диапазоне 25 - 40 ^оС,

- концентация регенерированного абсорбента в диапазоне 88-99% масс.,

- расход абсорбента в диапазоне 0,1 - 0,5 м³/ч,

- уровень ДЭГа в абсорбере от 0,2 до 0,8 м.

Полученный товарный газ должен соответствовать техническим условиям, представленным в табл. 2.

Таблица 2 - Требования к осушенному газу



3. Способы передачи информации и управления процессами очистки и осушки газа на КС

Рассмотрим особенности иерархической структуры системы управления на примере абсорбера.

Представим иерархию АСУ абсорбером на рис. 7.

Рис. 7. АСУ абсорбером

На рис. 7 показана трех уровневая АСУ абсорбером, состоящая из взаимодействующих подсистем, в каждой из которых содержится “активный элемент”, способный принимать решения.

Согласно этой структуре, программно-аппаратный комплекс состоит из нижнего, среднего и верхнего уровней.

На нижнем уровне расположены исполнительные механизмы, электроприводы, датчики, установленные на объекте управления.

Средний уровень АСУ абсорбером содержит ПЛК. В ПЛК поступает информация от датчиков, реле и пр., установленных на объекте, а от ПЛК управляющие команды - на ИМ нижнего уровня.

Верхний уровень реализован на базе компьютеров, оборудованных автоматизированным рабочим местом (АРМ) для операторов, совместимых с ПЛК для создания станции АСУ ТП .

Очевидно, что для координации действий подсистемы среднего уровня иерархии необходима подготовленная информация о функционировании абсорбера с нижнего уровня. Тогда глобальную задачу управления абсорбером можно рассматривать как совокупность локальных задач управления ИМ, реализуемых подсистемами на трех уровнях.

Общепризнанным направлением в развитии архитектур современных и перспективных АСУ сложными системами является распределенность и децентрализация в управлении технологическими процессами.

В АСУ абсорбером может быть принято разбиение алгоритмов по вертикали по двум иерархическим уровням управления:

- верхний уровень включает алгоритмы управления сложной системой в целом, интегрированные в АСУ ТП всем предприятием;

- средний уровень включает защиты и блокировки, локальные регуляторы, первичную обработку аналоговых и дискретных сигналов, обработку команд на исполнительные механизмы и реализует информационную поддержку оператора.

Организация информационного взаимодействия между верхним уровнем и управляющими контроллерами САУ осуществляется посредством резервированной шины NodeBus.

Обмен данными между управляющими процессорами и модулями УСО осуществляется посредством резервированной шины Fieldbus.

Верхний уровень обеспечивает сбор и обработку данных, ведение технологической базы данных, дистанционное управление технологическим оборудованием, визуализацию состояния технологического оборудования, формирование и печать отчетных документов, связь с уровнем системы автоматического управления (САУ) технологическим процессом установки комплексной подготовки газа. Верхний уровень реализован в операторских станциях на базе автоматизированных рабочих мест (АРМ) оперативно-технологического персонала и программного обеспечения системы I/A Series фирмы Foxboro.

В операторских станциях верхнего уровня сконфигурирован пользовательский интерфейс для взаимодействия оператора с системой. Технологическая информация, сообщения о нарушениях предупредительных и предаварийных границ для аналоговых параметров, изменениях состояний исполнительных механизмов, срабатывании противоаварийной защиты (ПАЗ), срабатывании дискретных сигнализаторов отображается на дисплее операторских станций.

Для промышленных контроллеров доступны следующие коммуникационные протоколы: Modbus RTU/ASCII, Ethernet Modbus TCP/IP, Modbus Plus, CANopen master, Profibus DP, AS-interface V3 master. Для подсоединения панели оператора типа XBT GT напрямую можно использовать интерфейс USB, таким образом нет необходимости в дополнительном модуле Modbus.

Процессорные модули как правило имеют встроенный порт RS-485 Modbus RTU, а также встроенный интерфейс - это может быть CANopen master, Ethernet TCP/IP или Modbus RTU, при этом один процессор может содержать до двух перечисленных портов. Каждый процессор комплектуется Flash-картой памяти типа SD (Secure Digital), которая используется для резервного копирования двух областей памяти контроллера: области программ, символов, комментариев и область констант. У контроллеров со встроенным Modbus TCP/IP может быть установлена карта памяти, хранящая Web-сервисы, в частности Web-сервер.

Для связи компонентов системы автоматизации был использован кабель марки КВИП (Кабель высокоскоростной передачи данных).

Кабель высокоскоростной передачи данных КВИП предназначен для передачи данных в диапазоне частот до 1 МГц и служит для формирования цифровых информационных шин, подключения датчиков с цифровым частотно-модулированным сигналом, по интерфейсу RS-485, RS-482, RS-422, в системах Foundation Fieldbus, PROFIBUS, HART, Ethernet и других, требующих использование “витой пары” в качестве канала приема/передачи данных.

Кабели предназначены для стационарной и подвижной прокладки внутри и снаружи помещений при условии защиты от прямого воздействия солнечной радиации, на полках, в лотках, коробах, каналах, туннелях, земле (траншеях), в местах подверженных воздействию блуждающих токов.

Основные характеристики кабеля:

- широкая область применения, включая все взрывоопасные зоны;

- удовлетворяет требованиям стандартов “RS” ассоциации EIA/TIA;

- изоляция жил из сшитого полиолефина - значительно лучшие частотные характеристики по сравнению с ПВХ;

- кабель с индексом “нг-FR”и “нг-FRHF” - огнестойкий, “нг” - не распространяющий горение;

- кабель с индексом “УФ” устойчив к солнечному излучению;

- применена технология защиты кабеля от проникновения влаги;

- широкий температурный диапазон применения от -60° до +200°С;

- медная многопроволочная жила 4-го класса; цифровая или цветовая маркировка жил;

- сечение жил от 0,12ммІ до 1,5ммІ, число “витых” пар от 1 до 61.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Качественным показателем товарного продукта - осушенного газа является его влагосодержание. Этот показатель влияет на процесс перекачки газа и доставку его конечному потребителю. Поэтому осушка газа является одним из наиболее важных технологических процессов на КС.

В реферате были рассмотрена технологии процесса очистки и осушки газа на КС и приведен перечень контролируемых параметров. Приведены описания процессов очистки и осушки газа.

Описаны мпособы передачи информации и управления процессами очистки и осушки газа на КС



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Официальный сайт ООО "Газпром добыча Уренгой": [Электронный ресурс]. - URL: http://www.ugp.ru.

2. Ананенков, А.Г. АСУ ТП промыслов газоконденсатного месторождения Крайнего Севера / А.Г. Ананенков, Г.П. Ставкин Э.Г. Талыбов // Недра-Бизнесцентр. - М.: - 2000. - 232 с.

3. Волчкевич, Л.И. Автоматизация производственных процессов / Л.И. Волчкевич // Машиностроение. - М.: - 2005. - 380 с.

4. Горев, С.М. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности / С.М. Горев// Часть 1. - КамчатГТУ. - 2003. - 121 с.

5. Андреев, Е.Б. Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа / Е.Б. Андреев, А.И. Ключников // Учебное пособие. - Недра-Бизнесцентр. - М.: - 2008. - 399 с.

6. Датчики серии Метран: [Электронный ресурс]. - URL: http://www.metran.ru

7. Анализатор точки росы интерференционный “КОНГ-Прима-10”: [Электронный ресурс]. - URL: http://www.npovympel.ru.

Размещено на Allbest.ru