Автоматизация газотурбинной электростанции ГТЭС-72 Ватьеганского месторождения
Общее описание газотурбинной электростанции. Внедрение улучшенной системы регулирования на подогреве попутного нефтяного газа, расчет для этой системы коэффициентов регулирования. Описание физических процессов при подогреве попутного нефтяного газа.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 29.04.2015 |
| Размер файла | 3,7 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
Высшего профессионального образования
"Уфимский государственный нефтяной технический университет"
Кафедра автоматизации технологических процессов и производств
Дипломный проект
АВТОМАТИЗАЦИЯ ГАЗОТУРБИННОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ГТЭС-72 ВАТЬЕГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Студент гр. АГ 07-01Р.Р. Шайхлисламов
Руководитель
канд. техн. наук, доц.Г.Х. Кутлуяров
Уфа 2012
Реферат
Дипломный проект _____ с., 20 рисунков, 13 таблиц, 10 использованных источников, 1 приложение.
газотурбинная электростанция, узел подготовки газа, ТЕПЛООБМЕННИК, автоматическая система регулирования, автоматизация, система автоматизации, попутный нефтяной газ
Объектом исследования является узел подготовки газа, находящийся на территории газотурбинной электростанции Ватьеганского месторождения.
В ходе выполнения работы разработана система автоматизации технологического комплекса по подготовке и переработке попутного нефтяного газа на основе современных программных и аппаратных средств.
Цель работы - осуществить внедрение улучшенной системы регулирования на подогреве попутного нефтяного газа и рассчитать для этой системы коэффициенты регулирования.
В результате исследования определены оптимальные настройки регулятора.
Технико-экономические показатели свидетельствуют о целесообразности внедрения новой системы регулирования за счёт рационального использования газа.
Внедрение отсутствует.
Эффективность проекта основана на сокращении времени регулирования процесса подогрева попутного нефтяного газа, а также экономических выгодах от разработки.
Содержание
- Реферат
- Определения, обозначения и сокращения
- Введение
- 1. Общее описание газотурбинной электростанции
- 1.1 Общая характеристика производства
- 1.2 Сущность процесса подготовки попутного нефтяного газа
- 1.3 Узел врезки в газопровод
- 2. Патентная проработка
- 2.1 Направление поиска
- 2.2 Регламент поиска
- 2.3 Результаты поиска
- 2.4 Анализ результатов поиска
- 3. Автоматизация блока фильтров-сепараторов
- 3.1 Структура системы
- 3.2 Функции системы управления
- 3.3 Рабочее место оператора
- 3.4 Функциональная схема автоматизации
- 3.5 Архитектура, основные принципы взаимодействия составных частей системы автоматизации
- 4. Расчет автоматической системы регулирования подогрева попутного нефтяного газа
- 4.1 Описание физических процессов при подогреве попутного нефтяного газа
- 4.2 Идентификация объекта управления
- 4.3 Выбор закона регулирования
- 4.4 Расчет внутренней системы регулирования
- 5. Охрана труда и техника безопасности
- 5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей на газотурбинной электростанции
- 5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда на газораспределительной станции
- 5.2.1 Мероприятия по технике безопасности
- 5.2.1.1 Мероприятия по электробезопасности
- 5.2.1.2 Мероприятия по взрывобезопасности
- 5.2.2 Мероприятия по промышленной санитарии
- 5.2.3 Мероприятия по пожарной безопасности
- 5.3 Расчет молниезащиты газотурбинной электростанции
- 6. Оценка экономической эффективности внедрения автоматической системы регулирования процесса подогрева попутного нефтяного газа
- 6.1 Технико-экономическая характеристика оборудования
- 6.2 Методика расчёта показателей экономической эффективности инвестиционного проекта
- 6.2.1 Чистый денежный доход
- 6.2.2 Индекс доходности дисконтированных инвестиций
- 6.2.3 Внутренняя норма доходности
- 6.2.4 Срок окупаемости
- 6.3 Расчёт экономической эффективности проекта
- 6.3.1 Расчёт экономии от использования АСР подогрева попутного нефтяного газа
- 6.3.2 Расчёт экономического эффекта
- Заключение
- Список использованных источников
Определения, обозначения и сокращения
КПД - коэффициент полезного действия
ГТУ - газотурбинная установка
ТЭЦ - тепловая электростанция
НПО - научно-производственное объединение
ГТЭС - газотурбинная электростанция
ЛГПК - Локосовский газоперерабатывающий комбинат
ОРУ - открытое распределительное устройство
ЗРУ - закрытое распределительное устройство
ДНС - дожимная насосная станция
ЦДНГ - цех добычи нефти и газа
УПГ - узел подготовки газа
ФС - фильтр-сепаратор
МКИ - международная классификация измерений
АЦП - аналого-цифровой преобразователь
ОЗУ - оперативное запоминающее устройство
ГУН - генератор, управляемый напряжением
ПУМ - прямой удар молнией
ЧДД - чистый дисконтированный доход
ИД - индекс доходности инвестиций
ВНД - внутренняя норма доходности
СО - срок окупаемости инвестиций
Введение
Газовые турбины известны давно, но они лишь недавно стали активно использоваться в энергетике. Именно газовые турбины могут стать основой развития энергетического комплекса равнинных территорий и территорий, богатых природными ископаемыми, такими как нефть и газ. Поэтому, данная тема дипломного проекта является актуальной. Применение газовых турбин реально даже при очень небольших объемах строительных работ. Они во много раз легче паровых турбин и занимают намного меньше места, поскольку в них нет крупногабаритного и тяжелого парового хозяйства (котлы, насосы и др.). При этом управление ими гораздо легче автоматизируется, т.е. такие станции требуют меньше обслуживающего персонала и т.п. Актуальность внедрения газотурбинных установок (ГТУ), потребляющих в качестве основного топлива попутный нефтяной газ, на месторождения обусловлена как один способов утилизации попутного нефтяного газа.
Экономическая эффективность газовых турбин сегодня может быть весьма высокой. Так, если на выходе газовой турбины в теплообменнике выходящими газами греть воду и паром охлаждать горячий тракт турбины вместо воздуха (который очень дорог в обычном цикле), то при температуре газа 1500°С, достижение которой ставится сейчас как задача, можно говорить об уровне коэффициента полезного действия (КПД) реального газотурбинного цикла порядка 60 - 62%. А это в полтора раза выше, чем в предельном паротурбинном цикле.
Также актуальность внедрения газотурбинных установок, потребляющих в качестве основного топлива попутный нефтяной газ, можно рассматривать с точки зрения охраны природы и эффективного использования попутно получаемого сырья.
Можно привести наиболее характерные примеры уже созданных и эксплуатирующихся газотурбинных установок. Газотурбинная теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) мощностью 25 МВт вполне конкурентоспособная с мировыми по экономическим показателям (КПД 37%) на базе двигателя НК-37СТ Самарского научно-производственное объединение (НПО) им. Н.Д. Кузнецова сейчас запущена в работу в Самаре. В Перми начаты серийный выпуск и поставка 4-мегаваттной установки. Созданы ГТУ-ТЭЦ в 1,25 МВт в Санкт-Петербурге, 2,5 МВт - в Рыбинске, 10 МВт - в Уфе. Уже реализована станция в 20 МВт, созданная московской фирмой "Энергоавиа".
В данном дипломном проекте мы будем рассматривать газотурбинную электростанцию (ГТЭС) ГТЭС-72 Ватьеганского месторождения, которым сегодня занимается предприятие ООО "Лукойл".
Одним из основных и наиболее важным объектом на ГТЭС-72 является подготовка попутного нефтяного газа. Поскольку газотурбинная установка достаточно чувствительна к конденсату. Таким образом, объектом данного дипломного проекта будет представлен узел подготовки газа.
Цель данного дипломного проекта - осуществить внедрение более улучшенной системы регулирования на подогреве попутного нефтяного газа и рассчитать для этой системы коэффициенты регулирования.
Задачами дипломного проекта являются:
- изучение требований к проектируемому узлу подготовки газа и разработка технологических решений, удовлетворяющих требованиям;
- изучение процесса подогрева нефтяного попутного газа и выведение дифференциальных уравнений данного процесса;
- получение передаточной функции объекта и нахождения коэффициентов регулирования.
При работе над проектом были использованы материалы ТПУ "ЗапСибНефтеавтоматика".
1. Общее описание газотурбинной электростанции
1.1 Общая характеристика производства
В настоящее время для электроснабжения потребителей, а также в целях утилизации попутного нефтяного газа, на площади Ватьеганского месторождения Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области расположен комплекс технологических объектов (рисунок 1.1) по подготовке и переработке попутного нефтяного газа, в состав которого входят:
- узел врезки в газопровод "Повх-ЛГПК";
- узлы секущих задвижек при переходе через реку и на входе газа на ГТЭС;
- газотурбинная электростанция;
- комплекс сооружений повышающей подстанции с трансформаторами 10/35 кВ, открытым распределительным устройством ОРУ-35 кВ и закрытым распределительным устройством ЗРУ-6 кВ;
- котельная;
- компрессорная станция;
- комплекс технологических сооружений узла подготовки газа;
- комплекс пожаротушения.
Для обеспечения технологической связи на территории ГТЭС предусмотрена мачта связи.
Технологический комплекс объектов ГТЭС обеспечивает:
- отбор газа из газопровода "Повх-ЛГПК" и его транспортировку до технологической площадки ГТЭС;
- прогрев газа выше точки росы;
- подачу осушенного и компримированного газа на газотурбинную электростанцию;
подогрев нефтяной газ попутный
- возвращение выпавшего из газа конденсата в технологический процесс.
1 - узел врезки; 2 - узел секущих задвижек при переходе через реку и на входе газа на ГТЭС; 3 - комплекс технологических сооружений узла подготовки газа; 4 - компрессорная станция; 5 - котельная; 6 - газотурбинная электростанция; 7 - комплекс сооружений повышающей подстанции
Рисунок 1.1 - Принципиальная схема ГТЭС-72
Также комплекс обеспечивает:
сброс газа на факел с установки подготовки в аварийных ситуациях;
обеспечение теплоносителем объектов ГТЭС;
обеспечение противопожарной безопасности объектов;
выработку электроэнергии ГТЭС для повышающей подстанции 10/35 кВ;
поддержания необходимого давления попутного нефтяного газа.
1.2 Сущность процесса подготовки попутного нефтяного газа
Технологическая схема работы вышеуказанного комплекса отображена на рисунке 1.2 Этот процесс организован следующим образом: газ от узла подключения к газопроводу "Повх-ЛГПК" с давлением ~1,9 МПа и температурой 0 - 15 С поступает во входной сепаратор С-1, в котором происходит улавливание основного количества конденсата, поступающего на ГТЭС.
Жидкая фаза из сепаратора С-1 опорожняется автоматически при достижении максимального уровня путем откачки с помощью насоса Н-1 на узел подключения к газопроводу "Повх-ЛГПК", а газ с давлением ~1,97 МПа поступает в блок фильтрации и подогрева. Также системой автоматизации обеспечивается контроль температуры и давления газа в сепараторе.
При неисправности блока насосной откачки конденсата жидкая фаза из сепаратора С-1 опорожняется сбросом на факел в ручном режиме. Сброс осуществляется через задвижку 4д/2 и ручной клапан КЛ-8. Дренажный сброс от насоса Н-1 осуществляется в подземную емкость Е-1.
Для защиты ГТЭС в аварийных ситуациях на линии сброса газа на факел предусмотрена задвижка с электроприводом 7г. При возникновении аварийной ситуации (потеря герметичности и снижение давления в С-1, срабатывание датчиков загазованности либо датчиков пожарной сигнализации) защита ГТЭС обеспечивается автоматическим закрытием задвижек с электроприводом 1г/1 и 4г (выход газа из С-1), что влечет за собой прекращение подачи газа.
Рисунок 1.2 - Технологическая схема УПТГ
Оставшаяся часть газа в оборудовании сбрасывается на факел.
Для исключения попадания влаги на газотурбинные агрегаты предусмотрен блок фильтрации и блок подогрева. В состав блока фильтрации входят два фильтр-сепаратора ФС-1/1,2 (рабочий и резервный) для улавливания капельной жидкости и механических примесей. Четыре кожухотрубчатых теплообменника Т-1/1-4 предназначены для подогрева газа и исключения возможности выпадения конденсата в газопроводе от узла подготовки газа к газотурбинной установке.
В теплообменниках Т-1/1-4 происходит подогрев газа до температуры ~30°С антифризом от котельной. Контроль температуры на входе в теплообменники Т-1/1-4 осуществляется при помощи датчика температуры, установленного на общем коллекторе входа газа. Для обеспечения контроля давления газа после каждого теплообменника установлен датчик давления. При возникновении неисправности и изменении рабочих параметров на теплообменниках они отключаются при помощи секущей арматуры в ручном режиме. Также системой автоматизации предусмотрен контроль температуры газа после теплообменников на общем коллекторе.
Часть газа после подогрева через регулирующий клапан КЛ-2/1,2 поступает на котельную в качестве топлива. Клапан КЛ-2/1,2 понижает давление с 1,9 МПа до 0,3 МПа на входе в котельную.
Из блока фильтрации и подогрева газ с давлением ~1,90 МПа и температурой ~30°С поступает на оперативный узел учета газа и далее в коллектор на газотурбинные агрегаты. При этом клапан КЛ-3 несет на себе еще одну функцию. Данный клапан открывается при давлении 2,95 МПа, (срабатывание по датчику давления, установленному на линии газа на ГТУ), обеспечивая защиту от превышения давления в газопроводе.
Для обеспечения бесперебойного снабжения турбин газом предусмотрено два коллектора подачи газа. В случае выхода из строя электроприводной арматуры, расположенной на отдельном отводе на каждую ГТУ, предусмотрено отключение данного отвода секущими шаровыми кранами на коллекторе.
Сброс газа из трубопроводов и сепаратора осуществляется в факельный коллектор.
Для непрерывного обеспечения факельной системы, а именно запальной и дежурной горелок газом для розжига, предусмотрена линия подачи газа от входного сепаратора на блок управления. Управление факелом производится по месту от шкафа управления согласно инструкции завода-изготовителя. Сигнал от фотодатчиков контроля наличия пламени поступает как в операторную, так и к блоку управления.
1.3 Узел врезки в газопровод
Узел врезки предназначен для подачи газа на газотурбинную электростанцию от газопровода "Повх-ЛГПК" Ду500, сепарации газа от газового конденсата и отвода конденсата от ГТЭС.
Рисунок 1.3 - Технологическая схема узла врезки "Повх - ЛГПК"
Газ, транспортируемый по газопроводу на Локосовский газо-перерабатывающий комбинат, при закрытой задвижке с электроприводом Зд1 направляется в расширитель Р-1 по трубопроводам Ду300 через задвижки Зд2 и Зд3, согласно технологической схеме (рисунок 1.3).
По линии входа газа в расширитель Р-1 через задвижку Зд2 газ подводится в расширитель сверху вниз для обеспечения отбоя капель конденсата о дно расширителя. По линии входа газа в расширитель через задвижку Зд3 газ поступает в расширитель снизу вверх.
По этой же линии выделившийся газовый конденсат отводится в существующий газопровод "Повх-ЛГПК" перед закрытой электрозадвижкой Зд1 по направлению потока газа от Повха. Конденсат на данном участке газопровода отводится по уровню через регулирующий клапан РК-3 на участок существующего газопровода - после электрозадвижки Зд1.
После расширителя часть газа отводится в линию подачи газа на ГТЭС-72, а остальной газ направляется дальше в газопровод "Повх-ЛГПК" на участок после закрытой задвижки Зд1, при этом газ проходит через регулирующие клапаны РК-1 и РК-2 предназначенные для создания давления в линии подачи газа на ГТЭС.
Конденсат с ГТЭС поступает в линию подачи газа на ГТЭС через обратный клапан КО-1.
При аварийном отключении Повховской компрессорной станции проектом предусмотрена подача газа с обратной стороны газопровода. При этом задвижка Зд4 (без электропривода) закрывается, а газ проходит через клапан РК-1 или РК-2, переведенный в постоянно открытое положение.
1.4 Котельная
Для покрытия тепловых нагрузок в количестве 1,618 МВт (1,391 Гкал/час) на площадке ГТЭС предусмотрена котельная (рисунок 1.4) с установленными двумя автоматизированными водогрейными котлами типа UNIMAT UT-L4. Котельная предназначена для теплоснабжения двух сетевых контуров. Один из них предназначен для теплоснабжения зданий и сооружений комплекса газотурбинной электростанции, другой - для обогрева газа на УПГ.
Основным топливом для котельной служит нефтяной попутный газ с низшей теплотой сгорания 11000 ккал/кг.
Резервным топливом служит дизельное топливо (арктическое) с удельной теплотой сгорания 43419 кДж/кг.
Тепловая мощность котла UNIMAT UT-L4 составляет 1 МВт. В котельной предусматривается место под котел на перспективу. При выходе из строя одного котла, мощности второго хватит для обеспечения нужд потребителей I категории.
Котельная работает без обслуживающего персонала.
Аварийные сигналы из котельной передаются в операторную ГТЭС.
Каждый котел оснащен циркуляционным насосом, расширительным баком и автоматикой.
Сетевые контуры имеют по 2 циркуляционных сетевых насоса (рабочий и резервный) с частотными преобразователями.
Регулирование отпуска тепла потребителям осуществляется при помощи регулирующих клапанов (в дистанционном режиме) и сетевыми насосами с частотными преобразователями.
Поддержание температуры и расхода теплоносителя в котловом контуре осуществляет автоматика котла.
Подпитка котлового контура водой осуществляется из расходного бака объемом 250 литров насосами подпитки по команде электроконтактного манометра, установленного на обратной линии котлового контура.
Подпитка контура теплоснабжения осуществляется из подпиточной емкости воды насосом подпитки по команде электроконтактного манометра, установленного на обратном трубопроводе контура теплоснабжения.
Рисунок 1.4 - Технологическая схема котельной
В технологическом контуре предусмотрена защита оборудования по давлению (на случай попадания газа из теплообменника УПГ в сетевой контур). Предусматривается остановка сетевых насосов технологического контура, закрытие кранов с электроприводом на вводе по команде с электроконтактного манометра, а также установлен предохранительный клапан.
Система газоснабжения котельной организована следующим образом: газ на газовую рампу подается от газопровода установки подготовки газа, подключение которого предусмотрено после теплообменных аппаратов Т-1/1-4. На газопроводе на котельную установлены: узел отсечного клапана типа "нормально закрытого" КЛ-1/1, регуляторы давления КЛ-2/1,2 и узел отсечного клапана типа "нормально открытый" КЛ-1/2.
Тип клапана КЛ-1/1 - "нормально закрытый", тип клапана КЛ-1/2 - "нормально открытый", т.е. при отключении электроэнергии в аварийной ситуации КЛ-1/1 закроется, тем самым обеспечивая прекращение подачи газа на котельную, а КЛ-1/2 откроется и при этом сбросит давление с трубопровода подачи газа на котельную.
При нормальной работе ГТЭС необходима работа клапанов по следующему алгоритму: при срабатывании датчиков пожарной сигнализации либо датчиков загазованности, установленных в котельной, клапан КЛ-1/1 переходит в закрытое положение, а КЛ-1/2 - в открытое. То же самое происходит и при превышении давления в трубопроводе подачи газа выше 0,375 МПа, и при отсутствии давления в данном трубопроводе.
2. Патентная проработка
2.1 Направление поиска
В дипломном проекте рассматриваются вопросы автоматизации фильтров-сепараторов, а также автоматизация узла подогрева газа.
Одним из наиболее важных измеряемых параметров на фильтр-сепараторах является уровень жидкости. На УПГ для этих целей используются ультразвуковые сигнализаторы уровня типа Magnetrol Echotel, поэтому при проведении патентного поиска особое внимание было уделено поиску приборов измерения и сигнализации уровня в технологических объектах нефтегазовой промышленности.
2.2 Регламент поиска
Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации. По зарубежным фондам поиск не проводился по причине их отсутствия.
Глубина поиска - пять лет (2008 - 2011). Поиск проводился по индексам международной классификации измерений (МКИ):
- G01F 23/00 - "Устройства и приборы для измерения уровня жидких и сыпучих веществ в технологических ёмкостях";
- G01F 23/28 - "Ультразвуковые приборы измерения уровня";
- G01F 23/296 - "Индикация или измерение уровня жидких или сыпучих тел с помощью звуковых волн".
При этом использовались следующие источники патентной информации:
- полные описания к патентам Российской Федерации;
- документы справочно-поискового аппарата;
- официальный бюллетень комитета Российской Федерации по патентам и товарным знакам "Изобретения".
2.3 Результаты поиска
Результаты поиска приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Результаты патентного поиска
|
Страна |
Номера просмотренных патентов |
Индекс МКИ |
Выявленные аналоги |
|
|
Россия |
Патенты №№ 2124282 - 2220519 |
G 01 F 23/00 |
№ 2188395 "Сигнализатор уровня" |
|
|
G 01 F 23/28 |
№ 2206070 "Ультразвуковой сигнализатор уровня" № 2205372 "Резонансный сигнализатор уровня" № 2175437 "Многофункциональный ультразвуковой сигнализатор" |
|||
|
G 01 F 23/296 |
№ 2178152 "Ультразвуковой сигнализатор уровня" |
2.4 Анализ результатов поиска
Рассмотрим более подробно аналоги, перечисленные в таблице 2.1.
Сигнализатор уровня (патент России № 2188395) относится к измерительной технике, в частности к аэродинамическим устройствам для сигнализации предельного расстояния до веществ, материалов и изделий, и может найти применение в системах автоматического управления для сигнализации уровня веществ в потенциально опасных производствах химической, нефтехимической, лакокрасочной и других отраслей промышленности. Повышение точности и расширение области применения достигается за счет того, что сигнализатор уровня содержит пневматический генератор звуковых колебаний, струйный элемент типа "трубка - приемный канал", выход которого подключен к вторичному прибору. Содержит формирователь плоской звуковой волны в виде отрезка трубы длиной /8, где - длина генерируемой звуковой волны, установленный после пневматического генератора звуковых колебаний, содержащего на выходе диафрагму. При этом струйный элемент размещен в формирователе плоской звуковой волны.
Ультразвуковой сигнализатор уровня (патент России № 2206070) относится к контрольно-измерительной технике и может быть использован для сигнализации уровня жидкости в технологических резервуарах, а также в системах автоматизации технологических процессов, использующих меняющийся уровень жидкости. Устройство содержит электроакустический блок, усилительный блок, генератор возбуждающих импульсов, временной селектор, блок управления, блок выборки-хранения, АЦП, мультиплексор, ОЗУ, блоки вычитания, сравнения и индикатор. Выход электроакустического блока соединен со входом усилительного блока, а вход - с генератором возбуждающих импульсов. Выход усилителя соединен со входом временного селектора. Вход блока управления соединен с выходом блока сравнения. Выходы блока управления соединены с первыми входами генератора возбуждающих импульсов, временного селектора, блока выборки-хранения, мультиплексора, ОЗУ, блока сравнения. Выход блока сравнения соединен со входом АЦП. Выход АЦП соединен через мультивибратор со вторым входом ОЗУ и первым входом блока вычитания. Второй вход блока вычитания соединен с выходом ОЗУ, а выход - со вторым входом блока сравнения. Выход блока сравнения соединен с индикатором. Технический результат состоит в том, что достоверность результатов измерения не зависит от параметров резервуара, например его толщины, шероховатости поверхности, а устройство пригодно для серийного выпуска.
Резонансный сигнализатор уровня (патент России № 2205372) относится к технике контроля уровня жидких сред и может быть применен в нефтеперерабатывающей, химической и других отраслях промышленности. Устройство содержит накладной пьезоэлектрический преобразователь, первый и второй детекторы, согласующий трансформатор, генератор качающейся частоты, радиочастотный кабель, разделительный конденсатор, усилитель, первый и второй компараторы, источники опорных напряжений противоположной полярности и индикаторный блок. Пьезоэлектрический преобразователь акустически связан с внешней поверхностью резервуара. Первый детектор, согласующий трансформатор и пьезоэлектрический преобразователь подключены параллельно. Согласующий трансформатор соединен с помощью радиочастотного кабеля с генератором качающейся частоты и вторым детектором. Между выходом второго детектора и входом усилителя включен разделительный конденсатор. Выход усилителя подключен к входам первого и второго компараторов. Вторые входы первого и второго компараторов соединены с источниками опорных напряжений противоположной полярности. Выходы компараторов подключены к индикаторному блоку. Технический результат состоит в расширении температурного диапазона сигнализации уровня жидкости.
Многофункциональный ультразвуковой сигнализатор (патент России № 2175437) относится к технике измерения и контроля параметров жидкостей в резервуарах и может быть использован в нефтеперерабатывающей и других отраслях промышленности. Расширение функциональных возможностей устройства достигается за счет того, что сигнализатор содержит пьезоэлектрические приемопередающие преобразователи с отражателями, связанные через приемопередающее устройство с генератором зондирующих импульсов. Отражатели расположены на разных расстояниях от приемоизлучающих поверхностей пьезоэлектрических преобразователей, которые подсоединены к приемопередающему устройству одной линией связи. Приемопередающее устройство связано через коммутатор с усилителем, выход которого соединен со входами блока компараторов, четыре других входа соединены с четырьмя выходами блока одновибраторов, еще один выход которого подключен к управляющему входу коммутатора. Вход блока одновибраторов соединен с выходом генератора зондирующих импульсов. Первый выход блока компараторов соединен с релейным блоком и первым блоком контроля разности временных интервалов, второй выход блока компараторов соединен с первым блоком контроля разности временных интервалов, а третий выход блока компараторов связан с блоком контроля временных интервалов и вторым блоком контроля разности временных интервалов, другой вход которого подключен к четвертому выходу блока компараторов. Блок контроля временных интервалов и оба блока контроля разности временных интервалов соединены с выходом генератора зондирующих импульсов.
Ультразвуковой сигнализатор уровня (патент России №2178152) относится к ультразвуковой технике контроля уровня жидких сред и может быть применен в нефтеперерабатывающей, химической и других отраслях промышленности. Ультразвуковой сигнализатор уровня содержит пьезоэлектрический преобразователь, который акустически связан с внешней поверхностью стенки резервуара и соединен с помощью соединительного кабеля с усилителем мощности. Параллельно пьезоэлементу включены первый детектор, выход которого соединен с центральной жилой соединительного кабеля, и вторичная обмотка согласующего трансформатора. Первичная обмотка трансформатора подключена через первый разделительный конденсатор к соединительному кабелю. Один из концов соединительного кабеля соединен со входом второго детектора и через второй разделительный конденсатор - с выходом усилителя мощности. Вход усилителя мощности соединен с генератором непрерывных колебаний, управляемым напряжением (ГУН), и с делителем частоты. Выход делителя частоты связан с формирователем пилообразного напряжения и через сумматор - с управляющим входом ГУН. Второй вход сумматора соединен с первым потенциометром. Выход второго детектора соединен с одним из входов сумматора-усилителя, другой вход которого соединен со вторым потенциометром, а выход - с одним из входов компаратора. Другой вход компаратора подключен к третьему потенциометру, а выход связан с блоком индикации и релейным блоком. Технический результат состоит в повышении чувствительности сигнализатора уровня и расширении температурного диапазона контролируемой среды.
Патентные исследования показали, что существующие на сегодняшний день средства сигнализации уровня жидкости разнообразны по своему устройству и принципу действия и обладают как достоинствами, так и недостатками.
3. Автоматизация блока фильтров-сепараторов
3.1 Структура системы
Система имеет многоуровневую распределенную иерархическую структуру и включает в себя центральное автоматизированное рабочее место оператора со средствами операторского интерфейса. С рабочего места оператора производится контроль и управление основными объектами подготовки нефти.
Количество переменных, обрабатываемых, отображаемых, регистрируемых на автоматизированном рабочем месте оператора, составляет не менее 1000.
Время полного опроса всех измеренных сигналов технологического объекта не превышает 1 секунды. Время выдачи управляющих сигналов и воздействий внутри каждого контура регулирования или технологического устройства не превышает 1 секунды. Время обновления статической информации на экране монитора операторской станции не превышает 2 секунд от момента выбора видеокадра. Время обновления динамической информации на экране монитора операторской станции не превышает 3 секунд от момента ее обновления.
Система обеспечивает круглосуточное ведение технологического режима, обеспечивает сохранение состояния исполнительных устройств, при любых неисправностях системы управления, а также при переходе на резервное питание. В системе предусмотрены программные и аппаратные средства защиты от неквалифицированных действий персонала, способных привести к нарушениям технологического режима. Живучесть системы обеспечивает выполнение следующих технических решений:
операторская выполнена дублировано;
обеспечивается автономная работоспособность системы при отключении электропитания в течение не менее 30 минут за счет применения источника бесперебойного питания.
Система обеспечивает диагностику ее технических средств в режиме нормальной работы. Средний полный срок службы системы - 10 лет. В течение указанного полного срока службы допускается проведение средних ремонтов путем замены отдельных блоков и деталей. Система построена на базе лицензионных программных и технических средств и исключает необходимость пользовательской доработки.
3.2 Функции системы управления
Система обеспечивает выполнение следующих функций:
- функций управления технологическим процессом, в том числе блокировки;
- информационные функции;
функции обслуживания системы.
Система обеспечивает следующие функции управления:
автоматическое регулирование;
управление с рабочего места оператора;
блокировки и защиты.
Система обеспечивает следующие функции автоматического регулирования (см. рисунок 1.2):
уровня жидкости в фильтр-сепараторов ФС-1/1, ФС-1/1. Регулирование выполняется по ультразвуковым сигнализаторам уровня типа Magnetrol Echotel на фильтр-сепараторов, регулирующим клапаном КЛ-5/1 для верхнего уровня и КЛ-6/1 для нижнего уровня для ФС-1/1, и КЛ-5/2 и КЛ-6/2 для ФС-1/2 на выпуске конденсата в дренажную емкость Е-1;
давление газа на ГТУ датчиком давления типа Метран-100-Exia-ДИ-1161, регулирующим клапаном КЛ-3 сбрасывая газ с избыточным давлением на факел;
давление газа на котельную датчиком давления типа Метран-100-Exia-ДИ-1161, регулирующим клапанами КЛ-2/1 и КЛ-2/2.
Средства контроля и автоматизации, установленные на блоке фильтр-сепараторов, предусматривают:
контроль минимального и максимального уровня на фильтр-сепараторах ФС-1/1, ФС-1/2;
контроль перепада давлений на фильтр-сепараторах ФС-1/1, ФС1/2;
контроль температуры газа до теплообменников;
контроль давления газа после каждого теплообменника (Т-1/1-Т1/4);
контроль давления газа на ГТУ;
контроль температуры газа на ГТУ, до теплообменников и после каждого теплообменника;
контроль температуры теплоносителя до теплообменников;
управление клапанами;
управление вентилятором.
Система обеспечивает дискретное (логическое) управление автоматической откачкой конденсата из фильтр-сепараторов при достижении верхнего уровня.
Система обеспечивает технологические защиты:
автоматический сброс газа на факел при нарушении герметичности или отключения электроэнергии;
автоматическая остановка двигателей насосов при попадания теплоносителя в газопровод.
Система обеспечивает сбор и предоставление оператору информации от измерительных приборов о значениях технологических параметров, проводит сравнение их с заданными границами и в случае выхода значения какого-либо параметра за допустимые границы сигнализирует об этом оператору. По запросу оператора информация на экран монитора выводится в виде мнемосхем с индикацией на них значений технологических параметров и их отклонений от нормы, стандартных видеограмм, графиков и таблиц, текстовых сообщений, отчетов.
Система обеспечивает автоматическое выполнение следующих неоперативных информационных функций:
ведение оперативной документации (сводок, рапортов);
накопление и хранение ретроспективной информации о ходе технологического процесса, состоянии системы, расчет и хранение статистических данных;
представление информации по запросам.
Период накопления информации: смена, сутки, месяц, квартал, год. Система обеспечивает возможность изменения уставок и блокировок, параметров регулирования. Доступ к инженерным функциям защищен паролем.
3.3 Рабочее место оператора
Оборудование операторской станции управления технологических процессов и операторской станции системы пожаротушения (системные блоки компьютеров, мониторы, лазерные принтеры) размещаются в помещении операторной на специализированных столах-пультах. На приборных щитах располагаются вторичные преобразователи, сигнализаторы загазованности. Соединительные кабели от шкафов станций управления, питание рабочего места прокладываются под фальшполом. Питание операторской станции и станции управления производится от источника бесперебойного питания. Основным средством представления информации оператору является графический дисплей. Взаимодействие оператора с "системой" обеспечивается операторским интерфейсом, включающим в себя иерархическую систему меню, мнемосхем процесса и стандартных экранов. Мнемосхемы процесса - это графическое изображение технологического оборудования. Мнемосхемы в максимальной степени отражают структуру, реальное состояние процесса и полевого оборудования систем. На мнемосхемах процесса отображаются:
состав технологического оборудования;
динамика изменения параметров процесса;
численные значения точек процесса;
состояние механизмов и агрегатов.
По степени детализации отображения информации операторский интерфейс включает следующие виды мнемосхем:
обзорные мнемосхемы;
групповые мнемосхемы;
детальные мнемосхемы.
На обзорной мнемосхеме УПН изображены все основные узлы контролируемого объекта. Управление технологическим процессом производится с помощью манипулятора "мышь". Окна выбора основных узлов расположены на нижнем поле каждой мнемосхемы. Выбирая нужный узел, переходят на мнемосхему этого узла. При выходе параметра за установки в каком-либо узле, мнемосхема этого узла по вызову оператора появляется на экране. Световой сигнал снимается после приведения параметра в норму. Сообщение об аварийной сигнализации записывается в файл с указанием времени и даты. По запросу диспетчера файл может быть выведен на печать. Файл содержит данные об авариях за месячный период. Количественная информация о процессе и состоянии оборудования отображается па мнемосхемах в виде численных значении параметров. Значения аналоговых параметров приводятся на мнемосхемах в специальных окнах, цвет, которого меняется от зеленого (параметр в норме) до красного (выход параметра за аварийную уставку). Цветовое кодирование запорной арматуры (задвижки, кран) - "открыта", зеленый цвет; "закрыта", красный цвет. Аналогичное кодирование цветом для исполнительных механизмов и агрегатов.
В системе предусмотрена аварийная и предупредительная сигнализация при отклонениях технологического процесса и нарушениях в работе оборудования. Сигнализация производится изменением цвета графического отображения сигнала на мнемосхеме; подсветкой аварийного табло на мнемосхеме; звуковым сигналом; отображением на экране аварийной сигнализации с указанием времени и даты и записью в файл. По запросу оператора файл может быть выведен на печать. Файл содержит данные об авариях за месячный период. Для определения причины возникновения аварийного сигнала, оператор должен перейти на мнемосхему соответствующего узла. Если причина в неисправности технологического оборудования, то на мнемосхеме появиться соответствующее текстовое сообщение. Рамка параметра, вышедшего за уставку, меняет цвет.
Аварийная сигнализация сопровождается звуковым сигналом. Действие звуковой сигнализации продолжается до момента квитирования сообщения оператором. Цветовая индикация отклонений на мнемосхеме и отображение отклонений на экране текущей аварийной сигнализации сохраняются до тех пор, пока значение параметра не войдет в норму. Все текущие сигнализации выводятся на отдельный видеокадр, перейти на который оператор может с помощью меню, находящегося в нижней части любой мнемосхемы. На экране сигнализации отображается время появления сигнала, наименование (позиция) сигнала, узел, к которому относится данный сигнал, величина сигнала и уставка. Цветовая индикация соответствует типу сигнализации (зеленый цвет - параметр в норме, красный цвет - авария). Строка записи на экране сигнализации сохраняется до тех пор, пока значение параметра не войдет в норму. Оператор может выбрать, отображать на экране все текущие сигнализации или сигнализации для отдельных групп (узлов). Для этого в левой части экрана сигнализации имеются кнопки с наименованием групп (узлов).
Экран трендов обеспечивает отображение текущих (в реальном времени параметров) значений параметров в виде временных графиков - графическая информация об изменении аналоговых параметров, имеющихся на данной мнемосхеме.
Экран аварийной сигнализации содержит в хронологическом порядке перечень сообщений об отклонениях контролируемых параметров - истории сигнализации, на котором зарегистрированы все события, вызвавшие срабатывание сигнализации за прошедшие сутки и текущую смену. На этом же экране фиксируются действия оператора.
Экран формирования отчетов содержит меню с перечнем формируемых отчетов - двухчасовой, сменный, суточный. Средства формирования отчетов имеют возможность импорта данных из сервера и поддерживают необходимые вычисления.
Экран событий ("Архив") В системе регистрируются все происходящие события:
аварийные сигналы;
действия оператора;
состояния всех входных и выходных сигналов на контрольных пунктах.
На каждой мнемосхеме в верхней части экрана содержится меню, позволяющее перейти к просмотру необходимого объекта (рисунок 3.1).
Оператор может перейти к экрану истории событий с помощью меню, находящегося в верхней части любой мнемосхемы. Оператор может выбрать для просмотра на экране событий сигналы, относящиеся к определенному узлу, аналогично тому, как это делается на экране текущей сигнализации. Все происходящие в Системе события регистрируются в файле, который может быть распечатан по запросу Оператора. В системе имеется защита от несанкционированного доступа. Идентификация пользователя осуществляется по имени и паролю.
Для регистрации входа в Систему необходимо выполнить следующие действия:
с помощью указателя (курсора) нажать клавишу с изображением ключа, находящуюся в нижнем меню любого видеокадра. При этом на экране появится окно парольной защиты;
установить курсор на поле "Имя пользователя" и нажать клавишу, после чего ввести имя;
установить курсор на поле "Пароль" и нажать клавишу, после чего ввести пароль.
Рисунок 3.1 - Сводный экран
В таблице 3.1 приведены уровни защиты и соответствующие им функции.
Таблица 3.1 - Уровни защиты
|
Уровень доступа |
Возможности |
|
|
"Гость" |
Только просмотр экранных кадров |
|
|
"Оператор" |
Возможности 1-го уровня: квитировать сообщения об авариях; переключать режимы управления - ручной/автомат; управлять технологическим оборудованием (регулирующие клапана, электрозадвижки, насосы) с компьютера |
|
|
"Администратор" |
Возможности 2-го уровня: доступ к рабочему столу Windows; перезагрузка компьютеров системы; запуск/останов программ; конфигурирование, настройка программ (к примеру, изменение уставок регулирования, условий автоматического управления насосами, задвижками и др.) |
|
|
"Администратор разработчик системы" |
Возможности 3-го уровня: раздача прав доступа пользователям (задание имен, паролей; уровней доступа) |
После этого положение ключа покажет соответствующую категорию пользователя. Администратор разработчика системы может назначать или изменять ранее назначенные права доступа пользователям.
Действия оператора в ответ на аварийную сигнализацию основаны на подтверждении (квитирования) аварийной сигнализации. При возникновении аварийной сигнализации оператор должен вызвать экран текущей сигнализации, где находится список аварийных параметров. Экран сигнализации имеет кнопку "Подтверждение", квитирующей все аварийные сигналы, имеющиеся в списке на экране. После квитирования аварийной сигнализации снимается звуковой сигнал, аварийные параметры прекращают мигать, но остаются подсвеченными до возвращения параметров к норме. Далее оператор должен принять необходимые меры к устранению неисправности.
Оператор может отключить блокировки и сигнализации для любого технологического узла. Отключение производится с экрана отключения блокировок и сигнализаций, перейти к которому можно с помощью меню в нижней части любой мнемосхемы. Если в Системе отключены блокировки и сигнализации, то кнопка "Отключение блокировок и сигнализаций" в меню подсвечивается красным цветом для напоминания об этом оператору.
Изменения уставок контролируемых параметров производится только пользователем, имеющим полномочия инженера-технолога. Оператору эти действия не доступны. Для того чтобы изменить значение уставки необходимо выполнить следующие действия:
навести курсор на поле выбранного параметра и нажать клавишу "мыши". При этом на экране появится специальное окно для изменения уставки. Значение уставки отображается в окне в численном виде и в виде столбца - индикатора;
изменить значение уставки, перемещая с помощью "мыши" движок регулятора или вводя числовое значение в поле уставки с помощью клавиатуры.
3.4 Функциональная схема автоматизации
Для обеспечения функционирования сооружений ГТЭС в заданных регламентом режимах работы, улучшения технико-экономических показателей и обеспечения безопасности эксплуатации технологических сооружений в автоматизированной системе управления технологическим процессом с учётом использования попутного газа как топливо заложены следующие критерии управления: максимальная точность измерения параметров; максимум поддержки безостановочной и большого объема работы; максимальная очистка газа; максимум надёжности ведения технологического процесса.
За счёт более высокого содержания этана (С2Н6), пропана (С3Н8), бутана (С4Н10) и пентана (С5Н12) попутный нефтяной газ является "жирным" топливом по сравнению с природным газом. Поэтому узел подготовки газа занимает здесь особое положение.
Функциональная схема автоматизации узла подготовки газ представлена на рисунке 3.2.
Для автоматизации управления установки применяют дистанционные измерительные устройства и элементы автоматики, перечисленные в таблице 3.2, которые позволяют получить быструю объективную информацию о работе, оперативно и точно установить заданный режим работы.
Таблица 3.2 - Перечень средств КИПиА УПГ
|
Позиция |
Наименование |
Кол. |
Примечание |
|
|
1-1, 1-2, 2-1, 2-2, 4-1, 4-2, 5-1, 5-2 |
Ультразвуковой сигнализатор уровня типа Magnetrol Echotel |
8 |
1ExdibIICT6X |
|
|
3-1,6-1 |
Датчик перепада давления типа Emerson модели 1151 |
2 |
1ExdIICT6X |
|
|
7-1,8-1 |
Датчик давления типа Метран-100-ДИ |
2 |
ExiaIICT5X |
|
|
9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16-1 |
Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ типа Метран-274 |
8 |
ExiaIICT6 |
|
|
1-3, 2-3, 4-3, 5-3, 8-2, 8-3 |
Электропривод типа РэмТЭК-02.Л. 20.7000.6.60.2. V. 20. УХЛ1 |
6 |
1ExdIIBT4 |
|
|
7-2 |
Электропривод типа РэмТЭК-02. Л.44.18000.6.100.2. V.23. УХЛ1 |
1 |
1ExdIIBT4 |
|
|
16-2 |
Пускатель магнитный ПМЛ |
1 |
Противоаварийная защита включает в себя:
- защита от превышения допустимой разницы давления на 0,1 МПа в фильтр-сепараторах. При этом регулируются клапаны для стока конденсата из фильтр-сепараторов, таким образом, чтобы нормализовать давление;
- защита от превышения давления 2,95 на входе ГТУ. При этом открывается клапан КЛ-3 на факел, чтобы нормализовать давление;
защита от превышения давления 0,3 МПа на входе котельной. Тогда узел отсечного клапана типа "нормально закрытого" КЛ-1/1 закроется, регуляторы давления КЛ-2/1,2 и узел отсечного клапана типа "нормально открытый" КЛ-1/2 откроется и при этом сбросит давление с трубопровода подачи газа на котельную.
В таблице 3.3 представлен перечень блокировок и их действий в соответствии с функциональной схемой автоматизации.
Таблица 3.3 - Блокировки и их действия
|
№ сценария защиты |
№ позиции |
Условие срабатывания |
Действие защиты |
|
|
1 |
3, 6 |
Превышение разницы давлений на 0,1 МПа |
Регулирование клапанов КЛ-5, КЛ-6 |
|
|
2 |
7-1 |
Превышение давления 2,95 МПа ГТУ |
Открытие клапана КЛ-3 на факел |
|
|
3 |
8-1 |
Превышение давления 0,3 МПа ГТУ на входе котельной |
Сброс газа на факел |
Комплекс технических средств автоматизации, установленный на технологическом оборудовании, обеспечивает:
измерение температуры:
а) газа на входе теплообменников T-1/1 - T-1/4;
б) газа на выходах каждого теплообменника T-1/1 - T-1/4;
в) теплоносителя на входе теплообменников T-1/1 - T-1/4;
г) в помещении блока фильтр-сепараторов.
Для дистанционного измерения температуры используется термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом постоянного тока ТСМУ типа Метран-274-Exia (100М);
измерение давления:
а) газа на входе в ГТЭС;
б) газ на входе в котельную.
Для дистанционного измерения давления используется датчик избыточного давления типа Метран-100-Exia-ДИ с микропроцессорными электронным преобразователем с индикатором, с кодом предела допускаемой основной погрешности 0,15, с выходным сигналом 4.20 мА и линейной характеристикой;
измерение перепада давления в фильтр-сепараторах ФС-1/1, ФС-1/2 осуществляется датчиком перепада давления типа Emerson 1151 Exd с выходом 4.20 мА с цифровым сигналом на базе HART-протокола;
контроль уровня в фильтр-сепараторах ФС-1/1, ФС-1/2 производится ультразвуковыми сигнализаторами уровня типа Magnetrol Ecotel Exia.
Рассмотрим два датчика более подробно: ультразвуковой сигнализатор уровня типа Magnetrol Ecotel 910 Exia и датчик давления типа Метран-100--ДИ-1161.
Ультразвуковой сигнализатор уровня типа Magnetrol Ecotel 910.
Контроль минимального и максимального уровня осуществляется ультразвуковым сигнализатором уровня типа Magnetrol Echotel.
Echotel 910 (рисунок 3.3) - это сигнализатор предельного уровня с преобразователем в виде зонда с ультразвуковым чувствительным элементом, выполненный в одном корпусе с двухпозиционным (DPDT) реле. Echotel 910 идеально подходит для защиты насосов (в том числе вакуумных), предотвращения переполнения резервуаров, сигнализации о достижении высокого или низкого уровня при работе с чистыми жидкостями с пеной или без нее.
Особенности:
не требует калибровки;
в стандартном исполнении имеет два электрических ввода и различные варианты корпуса;
встроенная схема усреднения сигнала гарантирует отсутствие ложных срабатываний при самом сильном пенообразовании или турбулентности;
уровень срабатывания/сигнализации определяется длиной зонда датчика, которая может быть выбрана в диапазоне от 30 мм до 2540 мм;
все материалы, контактирующие с рабочей средой - нержавеющая сталь 316/316L (1.4401/1.4404);
можно на месте выбрать "безопасный" вариант сигнализации при неисправности/обесточивании датчика: нормально закрытый или открытый контакт реле.
Рисунок 3.3 - Внешний вид Magnetrol Echotel 910
Принцип работы сигнализатора типа Echotel 910, изображенный на рисунке 3.4, заключается в использовании двух кристаллов для "передачи-приема". Электрический сигнал преобразуется в энергию ультразвука и передается через зазор к кристаллу-приемнику. Если в зазоре имеется воздух, то энергия ультразвука не будет получена приемником. Если в зазоре имеется жидкость, то энергия ультразвука преодолеет зазор и приведет в действие реле.
Электрические характеристики прибора показаны в таблице 3.4.
Таблица 3.4 - Характеристики Magnetrol Echotel 910
|
Характеристика |
Значение |
|
|
Напряжение питания (±10%) при переменном токе 50-60 Гц, В |
220 |
|
|
Напряжение питания (±10%) при постоянном токе, В |
24 |
|
|
Потребляемая мощность, ВА, номинально |
2,5 |
|
|
Температура электронного блока, єС |
минус 40 - +70 |
|
|
Давление рабочей среды при минус 40 єС - +120 єС, бар |
55 |
|
|
Время срабатывания, сек, типичное |
0,5 |
|
|
Воспроизводимость, мм |
2 |
Рисунок 3.4 - Принцип работы Magnetrol Echotel 910
Контроль перепада давления осуществляется датчиком перепада даления типа Emercon 1151.
Высокоточные интеллектуальные датчики давления серии 1151 обыкновенного и взрывозащищенного исполнений предназначены для точных измерений абсолютного, избыточного давлений, разности давлений газов, паров (в т. ч. насыщенных), жидкостей, уровня жидкостей (в т. ч. нагретых, химически активных) и дистанционной передачи выходных сигналов в системы автоматического контроля, регулирования и управления технологических процессов.
Множество вариантов исполнений датчиков по входным и выходным параметрам, по конструкционным материалам для любых промышленных сред позволяют выбрать наилучший для конкретного применения.
Характеристики:
- измеряемая среда: газ, жидкости (в т. ч. агрессивные);
диапазоны верхних пределов измерений, кПа:
а) абсолютное давление: 6,22 - 6895;
б) избыточное давление: 0,18 - 41369;
в) перепад давлений: 0,18 - 6895;
г) гидростатическое давление (уровень): 6,2 - 689,5;
- перенастройка диапазонов измерений: до 1-50;
- предел допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,075%;
- выходные сигналы:
а) 4.20 мА с цифровым сигналом на базе HART-протокола;
б) аналоговый 4.20, 10.50 мА;
Подобные документы
Пути утилизации попутного нефтяного газа. Использование сжигания попутного нефтяного газа для отопительной системы, горячего водоснабжения, вентиляции. Устройство и принцип работы. Расчет материального баланса. Физическое тепло реагентов и продуктов.
реферат [658,7 K], добавлен 10.04.2014Использование попутного нефтяного газа (ПНГ) и его влияние на природу и человека. Причины неполного использования ПНГ, его состав. Наложение штрафов за сжигание ПНГ, применение ограничений и повышающих коэффициентов. Альтернативные пути использования ПНГ.
реферат [544,7 K], добавлен 20.03.2011Компрессоры, используемые для транспортировки газов. Предел взрываемости нефтяного газа. Расчет годового экономического эффекта от внедрения блочных компрессорных установок для компрессирования и транспорта нефтяного газа. Удельный вес газа на нагнетании.
курсовая работа [2,7 M], добавлен 28.11.2010Сведения и геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Режим работы нефтесборных сетей месторождения. Проектирование трубопроводов системы сбора. Расчет экономической эффективности проекта.
дипломная работа [361,1 K], добавлен 11.03.2012Понятие нефтяных попутных газов как смеси углеводородов, которые выделяются вследствие снижения давления при подъеме нефти на поверхность Земли. Состав попутного нефтяного газа, особенности его переработки и применения, основные способы утилизации.
презентация [693,7 K], добавлен 10.11.2015Меры и оборудование для предупреждения попадания флюидов и попутного нефтяного газа в окружающую среду. Оборудование для предупреждения открытых фонтанов. Комплексы управления скважинными клапанами-отсекателями. Охрана труда и окружающей среды скважин.
дипломная работа [906,7 K], добавлен 27.02.2009- Автоматизация установки комплексной подготовки газа заполярного газонефтеконденсатного месторождения
Модернизация системы автоматизации цеха осушки газа путем подбора анализатора температуры точки росы. Описание функциональной схемы автоматизации. Уровень оперативно-производственной службы промысла. Методика расчета экономической эффективности проекта.
дипломная работа [2,5 M], добавлен 22.04.2015 Основные проектные решения по разработке Барсуковского месторождения. Состояние разработки и фонда скважин. Понятия о сборе, транспорте и подготовке нефти и газа на месторождении. Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции.
курсовая работа [2,6 M], добавлен 26.08.2010Характеристика Уренгойского газоконденсатного месторождения. Описание оборудования для очистки и одоризации газа. Рассмотрение источников и основных производственных опасностей на месторождении. Определение себестоимости газа, расчет заработной платы.
дипломная работа [4,5 M], добавлен 21.10.2014Определение показателей безотказности системы автоматического управления, регулирования, защиты, контроля и диагностики газотурбинной энергоустановки. Определение средней наработки на отказ аварийной защиты, на ложное срабатывание, на отказ блоков.
практическая работа [106,2 K], добавлен 25.10.2013
