Автоматизация дожимной компрессорной станции Фаинского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Дипломный проект

Автоматизация дожимной компрессорной станции Фаинского месторождения

Введение

компрессорный автоматизация контроллер

Дожимные компрессорные станции являются важным элементом в системе сбора и транспорта газа. Их использование позволяет увеличить пропускную способность газопровода с целью уменьшения энергозатрат на его транспортировку. Результат достигается путем компримирования газа перед его подачей в газопровод.

Дожимная компрессорная станция Фаинского месторождения предназначена для очистки, компримирования (повышения давления газа с помощью компрессора) и последующего охлаждения попутного нефтяного газа на УПГ ОАО «Сургутнефтегаз», в связи с увеличением прогнозных показателей ресурсов газа.

Задачу автоматического управления ДКС можно условно разделить на несколько наиболее актуальных подзадач:

- обеспечение безопасной работы (автоматизация позволяет принять противоаварийные меры без участия человека, оградить его от опасных и вредных производственных факторов);

- обеспечение транспортировки необходимого количества газа и обеспечение максимальной эффективности технологического процесса (автоматизация позволяет добиться необходимой точности при контроле и регулировании параметров, что увеличивает производительность и уменьшает энергозатраты).

Для выполнения данных подзадач необходимо совершенствовать систему автоматики на каждом уровне управления, начиная с локального управления различными исполнительными механизмами станции и заканчивая управлением компрессорной станции в целом, включая всё технологическое оборудование.

Цель данного дипломного проекта - анализ и совершенствование существующей системы автоматизации ДКС.

Задачи дипломного проекта:

- изучение технологии компримирования газа;

- описание существующей системы автоматизации станции;

- реализация логического управления блочными компрессорами.

При работе над проектом были использованы материалы предприятия ООО «Уралтрубопроводстройпроект» (технический регламент ДКС Фаинского месторождения).

1. Технология компримирования газа

Цель данного раздела - изучение схемы компримирования газа на ДКС Фаинского месторождения, описание используемого технологического оборудования на станции и обоснование его использования.

ДКС должна решать следующие задачи:

- обеспечивать подачу газа после компрессорной станции на Сургутский ГПЗ;

- осуществлять сжигание попутного нефтяного газа при аварийных ситуациях на факеле.

Для эффективного решения данных задач необходимо:

- применять оборудование, трубы и арматуру в соответствии с расчетными рабочими параметрами, свойствами среды и климатическими условиями;

- использовать технологические трубопроводы, запроектированные из стальных труб с повышенной коррозионной стойкостью, хладостойкостью и увеличенной толщиной стенки;

- примененять блочное, блочно-комплектное оборудование заводского изготовления;

- устанавливать предохранительные клапана для защиты от превышения давления;

- применять защиту оборудования и трубопроводов от коррозии;

- применять теплоизоляцию аппаратов и технологических трубопроводов, с прокладкой греющего кабеля, для предотвращения замерзания продукта;

- размещать оборудование на открытых площадках с твердым покрытием, оградить площадки бортовым камнем с соблюдением разрывов, обеспечивающих безопасность обслуживания и взрывопожаробезоопасность.

Используемое оборудование, трубы, детали трубопроводов, запорная арматура, должна иметь сертификаты соответствия и разрешения Госгортехнадзора России (Ростехнадзора) на применение.

1.1 Обоснование и подбор оборудования

В данном подразделе приведены основные исходные данные, на основании которых проектировалась ДКС.

Выбор оборудования компрессорной станции осуществлялся в несколько этапов. На первом этапе расчеты производятся с учетом максимальной производительности компрессоров - основных элементов станции.

Количество газа от КСУ, подлежащего компримированию, составляет 11 млн. нм³/год. Общее количество компримируемого газа 90 млн. нм³/год. На основании данных параметров (таблица 1.1), внесенных в опросные листы, были спроектированы основные элементы станции - блок компримирования газа КСУ и блочная компрессорная установка. Количество компрессорных установок выбрано из расчета 1 - рабочая, 1 - резервная.

Расчетные значения рабочих параметров блока компримирования газа КСУ приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Параметры блока компримирования газа КСУ

Наименование показателя	Значение
Производительность по газу, нм3/ч	57,23 ч 5723
Максимальное давление газа на нагнетании, МПа	0,52
Номинальное давление газа на нагнетании, МПа	0,35
Номинальная мощность, кВт, не более	90
Количество	1

На основании приведенных выше параметров были рассчитаны рабочие характеристики КСУ, которые приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Рабочие характеристики КСУ

Наименование показателя	Значение
Производительность, м3/ч (млн. нм3/год)	8984 ч 13733
Давление газа на всасывании, МПа	0,30 ч 045
Давление газа на нагнетании, МПа	1,15
Мощность электродвигателя, кВт	550
Температура газа на входе, 0С	20
Наружный диаметр ведущего ротора, мм	282

На втором этапе проектирования разрабатывается технологическая схема и осуществляется выбор оставшегося оборудования, на основании исходных данных приведенных в таблице 1.3:

Таблица 1.3 - Исходные данные для разработки технологической схемы и выбора оборудования

Наименование	Показатель
Производительность компрессорной станции, млн. м3/год	90
Давление на приеме от 2-ой ступени УПСВ, МПа	0,101
Давление на приеме от 1-ой ступени УПСВ, МПа	0,35
Давление на нагнетании КС, МПа	1,15
Давление в точке подключения газопровода на СГПЗ, МПа	1,15
Температура поступающего газа на прием КС(зимой) єС	5
Температура поступающего газа на прием КС(летом) єС	25

После выполнения всех необходимых расчетов проектом предусматривается строительство ДКС в составе:

- блок компримирования газа КСУ (компрессорная);

- площадка буферной емкости Е-1;

- площадка приемного сепаратора С-1;

- площадка приемной емкости Е-2;

- компрессорный блок;

- площадка АВО;

- площадка выкидной емкости Е-3;

- система измерения количества газа;

- блок дозирования метанола;

- емкость сбора конденсата ЕК1;

- емкость отработанного масла;

- дренажная емкость ЕД;

- емкость свежего масла;

- азотная установка;

- операторная;

- факельная система СФНР-300.

1.2 Технологическая схема ДКС

Технологическая схема компрессорной станции приведена на рисунке 1.1.

Газ от 2-ой ступени объёмом 11 млн. м³/год под давлением
0,101 МПа (абс.) и температурой 16 ⁰С поступает в емкость буферную Е1, затем - в сепаратор С1, где происходит очистка газа от механических примесей и капельной жидкости.

Из сепаратора газ поступает на блок компримирования газа КСУ, который предназначен для отбора, компримирования паров лёгких фракций углеводородов.

Из блока компримирования газа КСУ газ поступает в емкость приёмную Е2, где смешивается с газом от первой ступени ДНС УПСВ и объёмом 90 млн. м³/год, под давлением 0,35 МПа и температурой 40 ⁰С, оттуда - в вертикальный инерционного типа сепаратор газа на всасывании Блочного компрессора К1.1 и 1.2 (один резервный) для окончательного отделения газа от капельной жидкости и механических примесей. Далее газ поступает на прием винтовых компрессорных агрегатов блока.

Блок компрессорной установки «Ариель» RG282M (винтовой) в комплекте, включает в себя также масляную систему. Масляная система блока компрессорной установки «Ариель» состоит из масляного насоса, фильтра-сепаратора, предпускового подогрева.

Фильтр-сепаратор на нагнетании (трехступенчатая очистка газа) улавливает масло, выносимое из компрессора. Для регулирования производительности компрессоров применена запорно-регулирующая арматура, управляемая системой автоматики, входящей в комплект блока.

Для защиты компрессоров от превышения давления на выкидных линиях установлены предохранительные клапаны, срабатывающие при давлении, превышающем рабочее на 10%.

Из ёмкости выкидной Е3, куда газ поступает после Блока компрессорной установки, сжатый до 1,15 МПа газ охлаждается в аппарате воздушного охлаждения АВО до 40 ⁰С и поступает по существующему газопроводу на СГПЗ.

На линии подачи газа в газопровод с УСКГ на СГПЗ установлен блок СИКГ (Система измерения количества газа), предназначенный для автоматизированного измерения объема газа.

В целях предотвращения гидратообразований в газопровод подается метанол из блока дозирования метанола.

В аварийной ситуации при плановых остановках ДКС газ открытием задвижки направляется на факел УПСВ на ДНС - Асомкинская. С учетом роста количества добываемой нефти и соответственно увеличения количества отделяемого газа предусматривается строительство дополнительной факельной системы на УПСВ с максимальной пропускной способностью 700 тыс. нм³/сут. На полную производительность факельная система будет задействована в случае прекращения приема газа Сургутским ГПЗ по магистральному газопроводу.

Отвод газа от предохранительных клапанов компрессоров, Блока компримирования газа КСУ, узла учета газа, емкостей Е2 (приемная) и Е3 (выкидная) осуществляется на факел высокого давления УПСВ на ДНС «Асомкинская». Отвод газа от предохранительных клапанов от емкости Е1 и сепаратора с давлением до 0,2 МПа осуществляется на факел низкого давления.

Конденсат из емкостей Е1, Е2, Е3 и сепараторов по мере накопления открытием задвижек отводится в емкость сбора конденсата ЕК1, из которой погружным насосом откачивается в автоцистерны.

Отделившееся в фильтрах-сепараторах масло, по мере накопления, открытием задвижек отводится в емкость ЕД1.

По мере заполнения емкости ЕД1 отработанное масло вывозится передвижными средствами на очистку.

Емкость ЕМ предусмотрена для хранения свежего масла. Масло завозится автоцистернами. Из емкости ЕМ насосом НМШ, расположенным в обогреваемом укрытии, масло подается в маслосистему компрессорной установки.

Для продувки емкостей и трубопроводов азотом предусмотрена мобильная Азотная установка МВА - 1,4-95.0-150-В1У (блочно-контейнерного исполнения) производительностью 150 нм³/ч. Для подачи азота к трубопроводам и аппаратам предусмотрены трубопроводы DN50, непосредственное подключение трубопроводов к продуваемому оборудованию осуществляется гибкими шлангами.

Аварийная остановка ДКС осуществляется в следующей последовательности:

- отключение компрессора газа КСУ и блочного винтового компрессора;

- закрытие секущих электроприводных задвижек;

- обесточивание ДКС.

1.3 Характеристика технологического оборудования

В данном подразделе дается краткая характеристика технологического оборудования (назначение и основные параметры) используемого на станции.

Емкость буферная Е1.

Предназначена для буферного накопления и очистки газа от механических примесей и капельной жидкости.

Принят аппарат емкостной цилиндрический для газовых и жидких сред
1-16-1,0-3-И по ТУ 3615-006-00220322-2004. Теплоизоляция аппарата принята матами минераловатными прошивными в обкладке из металлической сетки по
ГОСТ 21880-94. Покрытие - сталь тонколистовая оцинкованная ГОСТ 14918-80. Нижняя часть аппарата обогревается греющим кабелем.

Емкость оборудована уровнемерами, сигнализаторами уровня с унифицированным выходным сигналом 4-20 мА с выводом на верхний уровень.

Сепаратор приемный С1.

Предназначен для окончательного отделения от газа капельной жидкости и механических примесей.

Принят газосепаратор вертикальный сетчатый цилиндрический ГС 2-1.0-1200-2-И ТУ 3683-031-00220322-04. Теплоизоляция принята матами минераловатными прошивными в обкладке из металлической сетки по ГОСТ 21880-94. Покрытие - сталь тонколистовая оцинкованная ГОСТ 14918-80. Нижняя часть аппарата обогревается греющим кабелем.

Блок компримирования газа КСУ.

Блок компримирования газа КСУ предназначен для отбора, компримирования паров лёгких фракций углеводородов.

Блок компримирования газа КСУ состоит из компрессорной, в состав которой входит скрубер, компрессор с системой смазки. Масляная система компрессорной включает в себя приводимый от вала компрессора масляный насос, фильтры масла, систему предпускового подогрева масла, бак масла смазки и бачок с накопительном объемом 0,04 м³ и др.

В Блоке компримирования находятся:

- компрессор 11S RO-Flo производительностью 25 м³/мин с электроприводом мощностью 90 кВт;

- скруббер;

- счетчик газа;

- система смазки.

Предусмотрен контроль, измерение, регистрация и сигнализация основных параметров КУ (температура подшипников, газа, степень вибрации, учет моточасов, давление и расход газа, величина перепада давления, нагрузка на электродвигатель).

Информация передается в отдельное помещение системы контроля и управления этого блока.

Помещения установки теплоизолированы и имеют систему контроля датчиками. Включение электрообогревателя происходит при температуре плюс 2 ⁰С, отключение - при плюс 15 ⁰С. Компоновка оборудования обеспечивает доступ к каждому элементу механизмов.

Емкость приемная Е2.

Предназначена для буферного накопления и очистки газа от механических примесей и капельной жидкости.

Принят аппарат емкостной цилиндрический для газовых и жидких сред 1-25-1.0-3-И по ТУ 3615-006-00220322-2004. Теплоизоляция аппарата принята матами минераловатными прошивными в обкладке из металлической сетки по ГОСТ 21880-94. Покрытие - сталь тонколистовая оцинкованная ГОСТ 14918-80.

Емкость оборудована уровнемерами, сигнализаторами уровня с унифицированным выходным сигналом 4-20 мА с выводом на верхний уровень.

Блок компрессорной установки К1.1, 1.2 (один - резервный).

Предназначен для компримирования газа низких ступеней сепарации на ЦППН-4. Принята компрессорная установка (КУ) «Элемент» 7 ВКГ блочного исполнения. Компрессоры Элемент 7 ВКГ - винтовые, маслозаполненные, двухроторные, с бесступенчатой системой регулирования производительности с приводом от электродвигателя Siemens мощностью 550 кВт. Запуск, остановка и замена К1.1 на К1.2 осуществляется вручную.

В блок КУ входят:

- рама стальная;

- электродвигатель Siemens мощностью 550 кВт;

- винтовой компрессор 7 ВКГ;

- соединительные муфты со съемными ограждениями;

- сепаратор газа на всасывании вертикальный инерционного типа;

- фильтр-сепаратор на нагнетании для улавливания масла, выносимого из компрессора с газом;

- система управления КУ;

- вспомогательные системы агрегата.

Компрессоры работают в автоматическом режиме в зависимости от температуры нагнетания и температуры масла.

Предохранительные клапана имеют переключающие устройства, которые позволяют проверять исправность действия клапанов в рабочем состоянии. Давление настройки клапанов соответствует технологическим параметрам КС.

Насосное оборудование имеет компенсирующие муфты и виброкомпенсаторы на выкидных и приемных коллекторах. Муфты электродвигателя и компрессора ограждены кожухом, оснащенным системой блокировки с пусковым устройством, исключающим пуск его в работу при открытом или отсутствующем ограждении.

Предусмотрено измерение, регистрация, сигнализация основных параметров КУ (температура подшипников, газа, вибрация, учет моточасов, давление и расход газа, перепад давления, нагрузка на электродвигатель, открытие кожуха полумуфт).

Фильтр - сепаратор обеспечивает трехступенчатую очистку газа. Содержание масла в газе на выходе не более 5 мг/ м³. Сепаратор газа на входе и фильтр - сепаратор на нагнетании оснащены контроллером уровня, сбросным клапаном, предельным выключателем, уровнемерным стеклом и дренажным краном.

Масляная система, включающая приводимый от вала компрессора масляный насос, фильтры масла, систему предпускового подогрева масла и др. входит в объем поставки компрессора.

Конструкция установок позволяет проводить ремонтные / сервисные работы и раздельный монтаж / демонтаж двигателя, компрессора и вспомогательного оборудования. Для работ предусмотрен грузоподъемный механизм с ручным приводом (согласно требованиям Ростехнадзора) с выходом подкрановых путей на площадку обслуживания.

Оборудование поставляется в комплекте с заглушками для проведения гидравлических испытаний емкостного оборудования и трубопроводов, ответными фланцами, уплотнениями и крепежом, запчастями, специальным инструментом.

В объем поставки также входят сертификация, монтажные и пуско-наладочные работы, приемо-сдаточные испытания на заводе-изготовителе и на месте установки, обучение персонала на заводе-изготовителе и на месте.

Емкость отработанного масла ЕД1.

Предназначена для сбора отработанного масла.

Принята емкость подземная горизонтальная дренажная емкостью
ЕП 5-1600-1700-3 по ТУ3615-023-00220322-2001 с погружной насосной установкой С235Д.2.00.000 (насос НШ-10Е-3Л) с электродвигателем 4А-80В4. Антикоррозионное покрытие - в соответствии с требованиями тех. инструкции ОАО «НК «Роснефть» №П2-05С-028Р-002 Т001.

Азотная установка.

Предназначена для продувки емкостей и трубопроводов азотом. Предусмотрена мобильная мембранная азотная станция МВА - 1,4-95.0-150-В1У (блочно-контейнерного исполнения).

Установка размещается в блоке - контейнере с вводно-распределительным устройством, автономной системой вентиляции, автоматической системой обогрева и пожаротушения. Нагнетаемый винтовым маслозаполненным компрессором воздух под давлением 13 атм поступает в газоразделительный блок.

Газоразделительный блок состоит из мембранных картриджей, каждый из которых представляет собой полимерную мембрану, расположенную в корпусе. Посредством мембранного разделения из воздуха частично удаляются кислород, СО2, Н2О, прочие примеси. Для подачи азота к трубопроводам и аппаратам предусмотрены трубопроводы DN50, непосредственное подключение трубопроводов к продуваемому оборудованию осуществляется гибкими шлангами.

Мембранная азотная станция в составе:

- мембранный газоразделительный блок (ГРБ) с системой управления;

- воздушный компрессор со встроенным осушителем, винтовой;

- воздушный ресивер, 500 литров, максимальное давление 16 атм;

- система подготовки воздуха, фильтры очистки воздуха и систему конденсатоотвода;

- системы контроля и управления установкой, в комплекте с газоанализатором кислорода.

Азотная станция функционирует полностью в автоматическом режиме, присутствие оператора во время работы не требуется.

Все диагностические приборы имеют унифицированные выходы 4-20 мА, которые могут быть использованы для дистанционного контроля каждого блока и всей установки в целом.

Станция включается и отключается по сигналам с контактных манометров, расположенных на ресивере азота потребителя (включается при достижении Pmin и выключается при достижении Pmax, которые устанавливаются оператором). Станция подает азот потребителю при концентрации кислорода в продукте ниже 5%, и производит выброс азота в атмосферу при концентрации кислорода в продукте больше 5%.

ГРБ автоматически отключается в следующих случаях:

- давление воздуха на входе в ГРБ ниже 10,0 кгс/см^2;

- температура воздуха на входе в блок выше 60 ⁰С.

Факельная система СФНР-300.

В соответствии с проектными решениями проектируемая факельная система функционирует параллельно с существующей. Необходимость новой факельной системы обусловлена прогнозируемым ростом количества отделяемого попутного газа до 150 млн. нм³/год.

Проектируемая факельная система высокого давления предназначена для сжигания попутного газа от первой ступени сепарации УПСВ в случае:

- аварийной остановки проектируемой ДКС;

- аварийной остановки существующей УСКГ на УПСВ;

- прекращения приема газа по магистральному газопроводу Сургутским ГПЗ;

- аварийного сброса газа из технологических линий и технологического оборудования ДКС.

Подключение факела производится к трубопроводам существующего факела после расширительной камеры. Газ на розжиг также отбирается от газопровода на существующий факел. Узел подключения оборудуется отсекающей запорной арматурой и площадками обслуживания. Трубопроводы на проектируемый факел прокладываются по эстакаде и имеют теплоизоляцию и электрообогрев.

Пропускная способность факельной системы выбрана в соответствии с письмом №03/01-05-6343 ООО РН-Юганскнефтегаз. Номинальная пропускная способность оголовка факела составляет 585 000 нм³/сут. максимальное значение пропускной способности оголовка факела составляет не менее 700 000 нм³/сут.

В факельной установке используется электроискровой розжиг дежурных горелок. Система розжига может функционировать как в ручном, так и в автоматическом режиме. Для управления розжигом используется пульт, поставляемый комплектно с факельной установкой, который монтируется рядом с пультом управления существующего факела.

Запорная арматура.

Запорная арматура выбрана с учетом химических свойств перекачиваемой среды, технологических параметров, условий эксплуатации и требований действующих нормативных документов. Герметичность затвора задвижек - класс А по ГОСТ 9544-2005. Климатическое исполнение - УХЛ1. Для обеспечения минимального выброса газа при аварии на основной технологической нитке применены электроприводные задвижки с временем закрытия не более 5 с.

В качестве запорно-регулирующей арматуры применены клапаны Samson Controlsc, с электроприводом Auma Matic и обогревателем механизма конечных выключателей [1].

В данном разделе рассмотрена схема компримирования газа на ДКС. Дана краткая характеристика основных технологических объектов станции и обоснование их использования.

На основании данного раздела можно сформулировать следующие положения:

- технология включает процессы очистки, компримирования и последующего охлаждения попутного газа с использованием газоперекачивающих агрегатов (КСУ), фильтров сепараторов, аппаратов воздушного охлаждения газа (АВО);

- на станции обращаются едкие и взрывоопасные среды (попутный нефтяной газ, конденсат).

2. Патентная проработка

Патентная проработка не проводилась в связи с тем, что задачей специального раздела является разработка программы логического запуска и остановки компрессора, которая не является охраноспособным объектом.

3. Автоматизация ДКС

Цель данного раздела - анализ и совершенствование существующей системы автоматизации ДКС. Необходимо сформулировать требования к системе автоматизации, установить объем автоматизации, привести перечень используемых технических средств, выбрать объект для совершенствования системы автоматизации.

Данный раздел разработан на основании:

- задания на проектирование объекта «Дожимная компрессорная станция Фаинского месторождения»;

- технического задания на выполнение проектно-сметной документации по объекту «Дожимная компрессорная станция Фаинского месторождения».

В качестве основных нормативных документов, определяющих технические решения по уровню автоматизации и телемеханизации, использованы:

- СНиП 3.05.07-95 «Системы автоматизации»;

- РТМ 36.22.8-90 «Правила проектирования систем автоматизации в ТЭО и проекте»;

- РД БТ-39-0147171-003-88 «Требования к установке датчиков стационарных газоанализаторов в производственных помещениях и на наружных площадках предприятий нефтяной и газовой промышленности».

3.1 Требования к системе автоматизации

Основные задачи системы автоматизации:

- повышение качества ведения технологического процесса и его безопасности;

- повышение оперативности действий обслуживающего персонала;

- улучшение экологической обстановки на территории ЦППН-4;

- повышения надежности системы управления объектами.

Система контроля и управления (АСУ ТП) должна обеспечиваеть следующие функции:

- дистанционный контроль технологических параметров;

- дистанционное и автоматическое управление запорно-регулирующей арматурой на технологических трубопроводах;

- дистанционный контроль состояния запорно-регулирующей арматуры и электроприводного оборудования;

- защита технологических аппаратов от перелива;

- обнаружение отказов оборудования;

- контроль довзрывоопасных концентраций горючих газов;

- оповещение персонала об изменении состояния технологического оборудования и аварийных ситуациях.

3.2 Объекты автоматизации

Предусматривается автоматизация следующих объектов:

- площадка компрессоров (компрессоры К1.1, К1.2);

- площадка технологического оборудования:

1) ёмкость сбора конденсата ЕК1;

2) ёмкость буферная Е1;

3) сепаратор приемный C1;

4) АВО газа (Х1.1, Х1.2);

5) блок компримирования газа КСУ;

6) емкость приемная Е2;

7) блоки управления;

- операторная.

3.3 Объём автоматизации ДКС

Структурная схема автоматизации представлена на рисунке 3.1. Данная АСУТП разделена по объектам управления:

- компрессорный блок (блочные компрессора К1.1 и К2.2);

- блок компримирования газа КСУ;

- система контроля и сигнализации загазованности.

Соединение данных элементов с АРМ осуществляется по стандарту RS-485.

Соединение АРМ между собой осуществляется по кабелю Ethernet. Таким образом все элементы системы взаимосвязаны.

3.3.1 Перечень используемых средств автоматизации.

В таблице 3.1 приведен перечень используемых на станции средств автоматизации.

Приборы и средства автоматизации, предусмотренные для оснащения проектируемых объектов установки производятся заводами и объединениями Российской Федерации, внесены в Госреестр средств измерений.

Для местного контроля температуры предусматриваются термометры биметаллические показывающие марки ТБ-Сд2.

Для местного контроля давления в выкидных трубопроводах насосов предусматриваются манометры технические показывающие виброустойчивые марки М-3ВУ.

Для местного контроля давления в технологических аппаратах предусматриваются манометры технические показывающие МП4-У и мановакуумметры МТИ-1218.

Для дистанционного измерения давления предусматриваются интеллектуальные датчики избыточного давления взрывозащищённые
Метран-100-Ех-ДИ, а на выкиде насосов - малогабаритные датчики давления Метран-55-Ех-ДИ взрывозащищенного исполнения.

Таблица 3.1 - Перечень средств автоматизации

Наименование вида оборудования	Кол-во	Примечание
Приборы и средства автоматизации
Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-274-08-Ехd-630/80-0,5 - Н10, (-50…+50°С) - 4-20мА-ТБ-Т5-У1.1, (-45…70°С) - ГП, «Метран» г. Челябинск	6	0ExiaIICT6
Нормирующий преобразователь НП-03	6
Интеллектуальный датчик избыточного давления Метран-100-Ех-ДИ, внесен в Госреестр средств измерений, Сертификат №11320	6	ExiаIIСT5X
Преобразователь давления D-10-7	6
Датчик уровня ультразвуковой ДУУ4 - -01-ТВ взрывозащищенный; ЗАО «Альбатрос» г. Москва; сертификат Гостехнадзора РФ и Госстандарта РФ	2	IExibIIBT5X
Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-6; взрывозащищенный; ЗАО «Альбатрос» г. Москва; сертификат Гостехнадзора РФ и Госстандарта РФ	2	IExibIIBT5Х
Выключатель путевой взрывозащищенный ВПВ-1А11У3	9	0ExiаIIBT5
Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-5; взрывозащищенный; ЗАО «Альбатрос» г. Москва; сертификат Гостехнадзора РФ и Госстандарта РФ	6	0ExiaIIBT5
Счётчик нефти турбинный «МИГ», в комплекте: а) турбинный преобразователь расхода МИГ-50-1,6 -1 шт. б) датчик магнитоиндукц. НОРД-И2У-02 - 1 шт. в) блок обработки данных «VEGA-03»	1	1ЕхdIIBT4
Малогабаритный датчик избыточного давления Метран-55-Ех-ДИ; ПГ «Метран» г. Челябинск; внесен в Госреестр средств измерений, Сертификат №6312	1	IExiаIIСT5X
Термометр биметаллический ТБ-Сд2, «Теплоприбор» г. Казань	7	1ExdiaIIВТ4
Мановакуумметр для точных измерений МТИ-1218, внесен в Госреестр средств измерений	8
Манометр технический показывающий виброустойчивый М-3ВУ, ОАО «Манотомь», г. Томск, Сертифицирован и внесен в Госреестр Российской Федерации	1
Сигнализатор загазованности с диффузионной подачей пробы СТМ-10 в комплекте с датчиками; ФГУП СПО «АНАЛИТПРИБОР», продукция СПО сертифицирована Госстандартом РФ	3	1ExdIICT4
Выключатель путевой взрывозащищенный ВПВ-1А11У3	9	0ExiаIIBT5
Микровыключатель МП2101Л	1
Узел учёта газа с системой обработки информации на базе ИВК «МикроТЭК»	1
контроллер XPAC-8000	2
Устройство коммутационное УК64М	1
Источник бесперебойного питания АРС Smart-UPS RT 3000 VA 230V	1
Комплексы средств автоматизации
АРМ оператора с базовым и прикладным ПО, монитор 21, источник бесперебойного питания, принтер	2
Сервер базы данных, с базовым ПО, Industrial SQL server, DDE/OPC server	1
Станция управления (технологическими площадками) с базовым и прикладным ПО	1

Для дистанционного измерения давления предусматриваются интеллектуальные датчики избыточного давления взрывозащищённые
Метран-100-Ех-ДИ, а на выкиде насосов - малогабаритные датчики давления Метран-55-Ех-ДИ взрывозащищенного исполнения.

Для дистанционного измерения температуры в технологических аппаратах и в трубопроводах предусматриваются термопреобразователи сопротивления с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205-Ех, ТСМУ-274-Ехd взрывозащищенного исполнения.

Для дистанционного измерения уровня жидкости в емкостях предусматриваются датчики уровня ультразвуковые ДУУ4-ТВ взрывозащищенного исполнения, маркировка IExibIIBT5 X.

Для сигнализации предельных уровней в технологических аппаратах предусматриваются датчики уровня ультразвуковые СУР-5 и СУР-6 с маркировкой взрывозащиты IExibIIBT5 X.

Для измерения расхода газа после компрессоров предусматривается узел учёта газа в блочном исполнении.

Для измерения расхода газового конденсата предусматривается счётчик турбинный МИГ-50-1,6 с блоком обработки данных «VEGA-03».

Для автоматического непрерывного контроля довзрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей горючих газов предусматривается сигнализатор СТМ-10, с датчиками для диффузионного отбора пробы, маркировка по взрывоза щите 1ExdIICT4.

Датчики, измерительные преобразователи и сигнализаторы, размещаемые на открытой площадке без обогрева, имеют климатическое исполнение для работы при температуре от минус 50⁰С до плюс 50⁰С и исполнение по степени защиты от пыли и воды не ниже IP65 по ГОСТ14254-80.

Размещение средств автоматизации.

Средства автоматизации, монтируемые на трубопроводах и технологическом оборудовании, устанавливаются с помощью закладных деталей, рекомендуемых в нормативных документах и инструкциях на приборы заводов-изготовителей, а также с использованием штуцеров, встроенных в технологическое оборудование.

Вторичные приборы, блоки питания, сигнальная аппаратура, аппаратура управления, программно-технический комплекс АСУ ТП, АРМ оператора и другие устройства размещаются в помещении операторной.

Станции управления компрессорами размещены в блоках управления.

Датчики давления типа Метран-100-Ех-ДИ, устанавливаемые на открытых технологических площадках, размещаются в утепленных обогреваемых шкафах типа КШО-Э [2].

Основные решения по сетям контроля и управления.

Внешние проводки цепей управления и сигнализации от объектов до операторной прокладываются в коробах по проектируемым кабельным эстакадам и по сущеструющим кабельным контрукциям.

Для взрывоопасных установок применяются кабели и провода с медными жилами согласно требованиям ПУЭ.

Система противоаварийной защиты.

Противоаварийная защита осуществляется по следующим показателям регулирования технологическим процессом:

- уровень жидкости;

- загазованность.

Надежность функционирования систем обеспечения безопасности опасных объектов промышленности целиком зависит от состояния электронных и программируемых электронных систем, связанных с безопасностью. Эти системы называются системой противоаварийной защиты (ПАЗ). Такие системы должны быть способны сохранять свою работоспособность даже в случае отказа других функций АСУ ТП нефтеперекачивающей станции.

Рассмотрим главные задачи, возлагаемые на такие системы:

- предотвращение аварий и минимизация последствий аварий;

- блокирование (предотвращения) намеренного или ненамеренного вмешательства в технологию объекта, могущего привести к развитию опасной ситуации и инициировать срабатывание ПАЗ [3].

В таблице 3.2 приведены условия срабатывания защитных контуров.

Таблица 3.2 - Пределы измерений, блокировок, сигнализаций

Номер сценария	Позиционное обозначение	Условие срабатывания	Действие защиты
1	4	Превышение аварийной уставки по уровню (ВАУ>1000 мм)	открытие задвижки
2	8	Превышение аварийной уставки по уровню (ВАУ>900 мм)	открытие задвижки
3	14	Превышение аварийной уставки по уровню (ВАУ>800 мм)	закрытие задвижки
4	24	Превышение аварийной уставки по уровню (ВАУ=1500 мм)	включение насоса
5	5	Превышение НКПРП (НКПРП>=50%)	отключение оборудования

На технологических площадках и в блоках технологического оборудования предусматриваются установка датчиков сигнализатора загазованности СТМ-10, посты звуковой и световой сигнализации и пост управления, кнопочный, для съема звукового сигнала загазованности.

При достижении концентрации взрывоопасных веществ 20% НКПРП (порог срабатывания «1») и 50% НКПРП (порог срабатывания «2») подаются звуковой и световой сигналы по месту и в операторной. А также при достижении взрывоопасной концентрации 50% НКПРП предусматривается отключение технологического оборудования.

При неисправности приборов СТМ-10 подаются световой и звуковой сигналы в операторной.

Произведем подробный обзор нескольких приборов используемых в системе автоматизации.

Датчик давления Метран-100.

Датчики давления Метран-100 (в дальнейшем датчики) предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование измеряемых величин - давления избыточного, абсолютного, разрежения, давления - разрежения, разности давлений, гидростатического давления нейтральных и агрессивных сред в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи, цифровой сигнал на базе HART протокола и цифровой сигнал на базе интерфейса RS-485 с протоколами обмена ICP или ModBus.

Датчики Метран-100 предназначены для преобразования давления рабочих сред: жидкости, пара, газа (в т.ч. газообразного кислорода и кислородосодержащих газовых смесей) в унифицированный токовый выходной сигнал, цифровой сигнал на базе HART протокола и цифровой сигнал на базе интерфейса RS-485.

Датчики разности давлений могут использоваться в устройствах, предназначенных для преобразования значения уровня жидкости, расхода жидкости, пара или газа в унифицированный токовый выходной сигнал, цифровой сигнал на базе HART протокола и цифровой сигнал на базе интерфейса RS-485 с протоколами обмена ICP или Modbus.

Датчики Метран-100-Ех, выполняются с видом взрывозащиты «искробезопасная электрическая цепь» с уровнем взрывозащиты - «особовзрывобезопасный», маркировка по взрывозащите - ЕхiaIIСТ5Х.

Датчики с HART протоколом передают информацию об измеряемой величине в цифровом виде по двухпроводной линии связи вместе с сигналом постоянного тока 4-20 мА. Этот цифровой сигнал может приниматься и обрабатываться любым устройством, поддерживающим протокол. Цифровой выход используется для связи датчика с портативным ручным-коммуникатором или с персональным компьютером через стандартный последовательный порт и дополнительный модем, при этом может выполняться настройка датчика, выбор его основных параметров, перестройка диапазонов измерений, корректировка «нуля» и ряд других операций.

Таким образом, по двухпроводной связи передается два типа сигналов - аналоговый сигнал 4-20 мА и цифровой сигнал на базе протокола HART, который накладывается на аналоговый выходной сигнал датчика, не оказывая на него влияния.

Датчики Метран-100 являются многопредельными и настраиваются на верхний предел измерений или диапазон измерений от Pmin до Pmax Датчики могут быть настроены на верхний предел измерений или диапазон измерений по стандартному ряду давлений или на верхний предел или диапазон измерений, отличающийся от стандартного.

Датчики предназначены для работы с вторичной регистрирующей и показывающей аппаратурой, системами управления, воспринимающими стандартные сигналы постоянного тока 4-20 мА, цифрового сигнала на базе НАRТ-протокола и цифрового сигнала на базе интерфейса.

Датчики Метран-100 всех исполнений имеют линейно-возрастающую или линейно-убывающую зависимость аналогового выходного сигнала от входной измеряемой величины (давления).

В режиме нормального функционирования датчик обеспечивает постоянный контроль своей работы и формирует сообщение о неисправности в виде установления аналогового выходного сигнала.

Датчик состоит из преобразователя давления (в дальнейшем сенсорный блок) и электронного преобразователя. Датчики имеют унифицированный электронный преобразователь.

Электронный преобразователь датчика преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал.

Функционально электронный преобразователь (блок - схема изображена на рисунке 3.2) состоит из аналого - цифрового преобразователя (АЦП), блока памяти АЦП, микроконтроллера с блоком памяти, цифро-аналогового преобразователя (ЦАП), стабилизатора напряжения, фильтра радиопомех и блока регулировки и установки параметров для преобразователя.

Чувствительным элементом тензопреобразователя является пластина из монокристаллического сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисторами (структура кремний на сапфире (КНС), рисунок 3.3), прочно соединенная с металлической мембраной тензопреобразователя.

Измеряемый параметр подается в камеру измерительного блока и вызывает деформацию чувствительного элемента мембраны.

Деформация мембраны передается тензопреобразователю и вызывает изменение сопротивления его тензорезисторов, соединенных в мостовую схему. Изменение сопротивлений приводит к разбалансу мостовой схемы [4].

Электрический сигнал, возникающий при разбалансе мостовой схемы, поступает в электронный преобразователь и преобразуется в токовый выходной сигнал, пропорциональный величине измеряемого параметра.

Электрический сигнал, возникающий при разбалансе мостовой схемы, поступает в электронный преобразователь и преобразуется в токовый выходной сигнал, пропорциональный величине измеряемого параметра. Технические характеристики прибора представлены в таблице 3.3.

При включении и в процессе измерения давления датчик выполняет диагностику своего состояния. При включении питания в датчике автоматически проверяется:

- состояние микропроцессора;

- наличие связи с платой АЦП;

- наличие связи АЦП с тензопреобразователем;

- состояние энергонезависимой памяти платы АЦП и платы процессора.

Таблица 3.3 - Технические характеристики датчика Метран-100

Наименование показателя	Значение
Основная приведенная погрешность	±0,15%
Влияние температуры окружающей среды	±0,09% / 10°С
Влияние статического давления	±0,04% / 1 MPa
Перенастройка диапазона	1:25
Температура окр. среды,°С	от -40 до +70
Степень защиты от воздействия пыли и влаги	IP65
Поворот корпуса/ поворот ЖКИ,°	-90° / ±180°

Датчики уровня ультразвуковые ДУУ4.

Датчики уровня ультразвуковые ДУУ4 (далее «датчики») предназначены для измерения уровня различных жидких продуктов (нефти и нефтепродуктов, сжиженных газов) и уровней раздела сред многофазных жидкостей (нефть - эмульсия - подтоварная вода и т.п.), определяемых положением поплавков датчика, скользящих по чувствительному элементу датчика, а также измерения температуры и давления контролируемой среды. В специальном исполнении датчики могут применяться для измерения уровня кислот, щелочей, растворителей и других агрессивных сред.

Датчики могут осуществлять:

- контактное автоматическое измерение уровня жидких продуктов;

- контактное автоматическое измерение до четырех уровней раздела несмешиваемых жидких продуктов;

- измерение температуры контролируемой среды в одной точке;

- измерение давления контролируемой среды.

Датчик состоит из первичного преобразователя (ПП), обеспечивающего измерение текущих значений контролируемых параметров и выдающего информацию о результатах измерений, и блока (в зависимости от комплекта), обеспечивающего питание подключенного к нему ПП и формирование выходных информационных сигналов на основе полученных результатов измерений ПП.

Измерение уровня продукта основано на измерении времени распространения в стальной проволоке короткого импульса упругой деформации.

По всей длине проволоки намотана катушка, в которой протекает импульс тока, создавая магнитное поле. В месте расположения поплавка с постоянным магнитом, скользящего вдоль проволоки, в ней под действием магнитострикционного эффекта возникает импульс продольной деформации, который распространяется по проволоке и фиксируется пьезоэлементом, закрепленным на ней.

Кроме того, возникает импульс упругой деформации, отраженный от нижнего конца чувствительного элемента (ЧЭ) датчика и фиксируемый пьезоэлементом.

Первичный преобразователь датчика состоит из:

- чувствительного элемента (ЧЭ);

- поплавка, скользящего вдоль продетого сквозь него ЧЭ;

- преобразователя сигналов (ПС), включающего пьезоэлемент.

ЧЭ включает в себя стальную проволоку, свободно размещенную в диэлектрической трубке, на которую намотана катушка возбуждения. Эта катушка с сердечником помещена в глухой металлический корпус из нержавеющей трубы диаметром 14 мм. На трубу надета фторопластовая оболочка для уменьшения трения при скольжении поплавка. Катушка индуктивности со стальным сердечником покрыта слоем фторопластовой изоляции.

Для измерения температуры на нижнем конце ЧЭ расположен цифровой интегральный термометр. Измерение давления в резервуаре осуществляется с помощью ячейки измерения давления.

ПС представляет собой электронный узел, выполняющий следующие функции:

- генерацию импульсов возбуждения;

- фильтрацию, усиление и детектирование ответного сигнала;

- считывание сигнала интегрального термометра и ячейки измерения давления;

- выдачу информации по командам блоков в линию связи.

ПП имеет литой корпус с крышкой и кабельным сальниковым вводом, снабженным хомутом для закрепления гибкой защитной оболочки кабеля. Кроме того, на корпусе ПП имеется болт защитного заземления. Внутри корпуса расположена электронная плата ПС. На плате имеется клеммный соединитель для подключения внешнего кабеля.

Структурная схема ПП датчиков приведена на рисунке 3.4.

ПП датчика содержит следующие узлы и элементы:

- пьезоэлемент (ПЭ);

- катушка возбуждения (КВ);

- усилитель-формирователь (УФ);

- компаратор (КОМП);

- масштабирующий усилитель (МУ);

- микроконтроллер (МК);

- термометр (Т);

- ячейка измерения давления (ЯИД).

МК выдает импульс тока в катушку возбуждения (КВ) ПП. Под действием магнитного поля магнитов поплавков и импульса тока в катушке в стальной проволоке - звуководе ПП - возникают ультразвуковые импульсы, которые, распространяясь по проволоке, достигают ПЭ датчика.

Структурная схема первичного преобразователя ДУУ4

ПЭ преобразует механическое колебание проволоки в электрический импульс. Аналоговый импульс с ПЭ усиливается УФ. Выделить импульс с ПЭ с высокой точностью в заданном температурном диапазоне работы электронной схемы датчика позволяет КОМП. МК вычисляет и сохраняет в своей памяти время, прошедшее между импульсом тока в катушке и сигналами с КОМП.

Для включения в схему цифрового термометра предусмотрена двухсторонняя линия связи с МК, по которой МК опрашивает цифровой термометр. Сигнал с ячейки измерения давления считывается через МУ.

По сигналам с линии «Запрос» от блока МК ПП выдает асинхронно в линию «Ответ» значения времен распространения сигналов в звуководе, температуры и давления [5].

Технические характеристики ДУУ4 представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Технические характеристики ДУУ4

Наименование показателя	Значение
Длина чувствительного элемента, м	от 1,5 до 25 (гибкий ЧЭ)
Температура контролируемой среды,°С	от -45 до +65
Давление контролируемой среды, МПа	до 0,15
Плотность контролируемой среды, кг/м3	от 600 до 1500
Погрешность измерения уровня давления, %	±1,5
Маркировка взрывозащиты	1ExibIIBT5X
Температура внешней среды,°С	от -45 до +75
Степень защиты от воздействия пыли и влаги	IP 68

Термопреобразователи ТСМУ-205Ех.

Термопреобразователи ТСМУ-205Ех с унифицированным выходным сигналом, предназначены для измерения температуры различных сред путем преобразования сигнала первичного преобразователя температуры в унифицированный выходной сигнал постоянного тока измерительным преобразователем (ИП), который вмонтирован непосредственно в головке первичного преобразователя.

ТП состоят из термозондов и измерительных преобразователей с выходным сигналом 0-5 или 4-20 мА. Термозонды снабжены либо чувствительными элементами (медным ЭЧМ, платиновым ЭЧП), либо термоэлектрическим чувствительным элементом (ТХА).

Измеряемый параметр для ТСМУ - температура, преобразуемая в изменение омического сопротивления терморезистора, размещенного в термозонде. Измерительный преобразователь преобразует напряжение, возникшее на термочувствительном элементе, в токовый выходной сигнал. Технические характеристики ТСМУ-205Ех представлены в таблице 3.5.

Измерение температуры основано на явлении возникновения в цепи термопреобразователя термоэлектродвижущей силы при разности температур между его рабочими и свободными концами. Конструктивная схема датчика ТСМУ представлена на рисунке 3.5.



1 - корпус измерительного преобразователя; 2 - пробка; 3 - накидная гайка;

4 - термозонд; 5 - термочувствительный элемент; 6 - кабельный ввод;

7 - измерительный преобразователь; 8 - колодка измерительного преобразователя

Рисунок 3.5 - Конструктивная схема датчика ТСМУ

Таблица 3.5 - Технические характеристики ТСМУ-205Ех

Наименование показателя	Значение
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности, %	1,0
Напряжение питания постоянного тока, В	от 18 до 36
Диапазон измеряемой температуры,°С	от -50 до +200
Выходной сигнал, мА	4-20
Влияние температуры окружающей среды	±0,05% / 10°С
Маркировка взрывозащиты	ЕхiaIICT6X
Температура внешней среды,°С	от -50 до +70
Степень защиты от воздействия пыли и влаги	IP54

Термопреобразователи обеспечивают измерение температуры как нейтральных, так и агрессивных сред и обеспечивают непрерывное преобразование температуры в унифицированный токовый сигнал.

Предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами в промышленных условиях разных отраслей [6].

3.5 Функциональная схема автоматизации

Функциональная схема автоматизации привидена на рисунке 3.6.

Рассмотрим каждый объект в отдельности.

Площадка компрессоров.

Блочные винтовые компрессорные установки разработки фирмы ООО «Искра-Нефтегазкомпрессор» г. Москва имеют в своем составе:

- компрессор с электродвигателем;

- маслоотделитель;

- холодильник масла;

- систему трубопроводов;

- запорной и регулирующей арматуры;

- систему отопления, освещения и пожаротушения, смонтированных на общей раме и помещенных в контейнер.

Комплектно с установкой поставляются местные показывающие приборы, датчики и преобразователи дистанционного контроля, обеспечивающие управление установкой, контроль основных параметров, защиту от аварийных режимов.

Информация от датчиков и преобразователей поступает на станции управления компрессорными установками.

Установка станций управления предусматривается в блоках управления, поставляемых комплектно с технологическими блоками.

Станция управления обеспечивает выполнение следующих функций:

- остановку основного электродвигателя при выходе технологических параметров за уставки, определённые технологическим регламентом;

- пуск и остановку вспомогательных электроприводов (маслонасос, маслоохладитель);

- автоматическую продувку контейнера при 5-7% концентрации НКПРП;

- дистанционное и автоматическое управление вентиляторами маслоохладителя;

- аварийную световую сигнализацию, при:

1) предельных значениях уровня в аппаратах;

2) загазованности наружных технологических площадок;

- отключении внешнего электроснабжения и переход на резервное питание;

- аварийную светозвуковую сигнализацию с отключением основного электродвигателя компрессора с расшифровкой и сохранением информации о характере неисправности, в том числе о срабатывании порога «2» - загазованности в блоке компрессора;

- ввод аварийной защиты по давлению масла через 20 с после включения компрессора;

- предаварийную светозвуковую сигнализацию, при:

1) понижении давление масла;

2) загазованности блока компрессорного агрегата;

3) неисправности газоанализаторов по метану;

4) повышении уровня масла;

- визуальный контроль параметров на панели приборов блока компрессорного агрегата:

1) давления всасывания;

2) давления масла;

3) давления нагнетания;

4) перепада давления газа на скрубборе;

5) расход газа;

- сигнализация по загазованности 20% и 50% НКПРП;

- отключение вентиляторов маслоохладителя при пожаре;

- отключение вентиляторов маслоохладителя при загазованности 50% НКПРП.

Вся информация со станций управления компрессорными установками передается в операторную на станцию оператора (АРМ) и далее к действующей системе телемеханики SCADA «Телескоп+» в диспетчерский пункт ЦППН-4.

Площадка технологического оборудования.

На площадке технологического оборудования расположены:

- емкость приемная Е1;

- емкость приемная Е2;

- сепараторы приемные С1;

- аппараты воздушного охлаждения Х1.1, Х1.2;

- узел компримирования газа КСУ.

В емкости приемной Е1 предусматривается:

- местный контроль температуры и давления газа;

- дистанционное измерение температуры и давления газа;

- дистанционное измерение уровня газового конденсата;

- дистанционная сигнализация верхнего и нижнего аварийных уровней конденсата;

- автоматический сброс конденсата по заданным рабочим уровням электроприводной задвижкой, установленной на трубопроводе сброса конденсата.

В сепараторе приемном С1 предусматривается:

- местный контроль температуры и давления;

- дистанционный контроль температуры и давления;

- дистанционная сигнализация верхнего аварийного уровня конденсата;

- дистанционная сигнализация верхнего рабочего и нижнего аварийного уровней конденсата;

- автоматический сброс конденсата по заданным уровням электроприводной задвижкой, установленной на трубопроводе сброса конденсата.