Система автоматического управления технологическими процессами куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского газоконденсатного месторождения

Таблица 3.2 - Объем автоматизации, перечень выходных сигналов

Объект	Наименование команды управления	Параметры нагрузки
		Напряжение	Коммутируемый ток
Задвижки Зд.1, Зд.2 - 2 шт.	Открыть	24 В	2 А
	Закрыть	24 В	2 А
	Стоп	24 В	2 А
Соленоидный клапан в БРМ4	Открыть/закрыть	24 В	0,65 А
Регулирующие клапаны КлР1, КлР2, КлР3, КлР4, КлР5	Регулирование		4-20 мА

Таблица 3.3 - Объем автоматизации, перечень входных сигналов

Наименование параметра	Диапазон измерения	Предупредительная уставка сигнализации	Аварийная уставка сигнализации	Управление	Тип датчика	Тип сигнала	Кол-во сигналов
Режим управления задвижкой Зд.1, Зд.2 - местный	НО				AUMA MATIC (Зд.1-, Зд.2)	DI 24 VDC	2
Режим управления задвижкой Зд.1, Зд.2 - дистанцион.	НО					DI 24 VDC	2
Состояние привода задвижки Зд.1, Зд.2 - неисправность	НЗ					DI 24 VDC	2
Состояние привода задвижки Зд.1, Зд.2 - готовность	НО					DI 24 VDC	2
Состояние задвижки Зд.1, Зд.2 - открыта	НО					DI 24 VDC	2
Состояние задвижки Зд.1, Зд.2 - закрыта	НО					DI 24 VDC	2
Состояние задвижки Зд.1, Зд.2 - заклинивание	НО					DI 24 VDC	2
Давление газа в трубопроводе на УКПГ перед (по ходу газа) Зд.1,МПа	0 … 16	L1=17,6	L2=14,4 H2=12,8	При H2, L2 закрыть Зд.1	Метран-150TG	(4 ... 20) мА, HART	1
Давление газа в трубопроводе на УКПГ перед (по ходу газа) КлР5, МПа	0 … 20	L1=18,2	L2=16,16 H=22,23	При H, L2 закрыть Зд.1	Метран-150TG	(4 ... 20) мА, HART	1
Давление метанола в трубопроводе с УКПГ после (по ходу метанола) Зд.2, МПа	0 … 16	L1=14,4	L2=12,8 Н=17,6	При Н, L2 закрыть Зд.2	Метран-150TG	(4 ... 20) мА, HART	1
Несанкционированный доступ в БТП					SQ1	DI 24 VDC	1
Температура в БТП, єС	-50 … 500		+5		Метран-286-01	(4 ... 20) мА, HART	1
Пожар в БТП						DI 24 VDC	1
Неисправность прибора пожарной сигнализации						DI 24 VDC	1
Контроль работы КТП						DI 24 VDC	1
Режим управления регулятором КлР1, КлР2, КлР3, КлР4, КлР5- местный	НО				AUMA MATIC (КлР1, КлР2, КлР3, КлР4, КлР5)	DI 24 VDC	5
Режим управления регулятором КлР1, КлР2, КлР3, КлР4, КлР5 - дистанционный	НО					DI 24 VDC	5
Состояние привода регулятора КлР1,иКлР2, КлР3, КлР4, КлР5- неисправность	НЗ					DI 24 VDC	5
Состояние привода регулятора КлР1,иКлР2, КлР3, КлР4, КлР5- готовность	НО					DI 24 VDC	5
Состояние регулятора КлР1, КлР2, КлР3, КлР4, КлР5- открыт	НО					DI 24 VDC	5
Состояние регулятора КлР1-- закрыт	НО					DI 24 VDC	5
Давление газа до и после КлР1, КлР2, КлР3, КлР4, МПа	0 … 25				Метран-150TG	(4 ... 20) мА, HART	8
Температура газа в трубопроводе ГС1 до КлР1, КлР2, КлР3, КлР4, °С	-50 … 500				Метран-286-06	(4 ... 20) мА, HART	4
Температура в КШОЭ № 1,2,3,4, °С	-50 … 500		+5		Метран-286-04	(4 ... 20) мА, HART	4
Расход, м3/ч	0,4-9,6			Регулиров. КлР1-4	Метран-150CD	(4 ... 20) мА, HART	4

Функциональная схема автоматизации куста газоконденсатных скважин № 1 представлена на рисунке 3.2.

3.7 Организация канала передачи информации

Для организации канала передачи информации между установкой комплексной подготовки газа и кустом газовых скважин № 1 применена волоконно-оптическая линия связи на воздушных линиях электропередач, для передачи информации по которой служит оптический самонесущий кабель марки ОКЛЖ-01-6-16-10/125-0,36/0,22-3,5/18-20,5. Прокладка оптического кабеля выполнена методом подвеса к элементам ВЛ при помощи линейной арматуры.

ВОЛС выполнено по технологии «кольцо» с использованием различных волокон одного кабеля и «горячим» резервом оборудования. Данное решение базируется на семействе PDH-мультиплексоров НТЦ «НАТЕКС» - FlexGain FOM4/FOM4E/FOM16E/FOM16OG и позволяет строить оптические PDH-сети пропускной способностью до 1 Гбит/с с подключением на уровне потоков Е1 Ethernet 10/100/1000BaseT к оборудованию доступа и системам передачи: гибким мультиплексорам, кросс-коннекторам n·64 кбит/с, радиорелейным системам, xDSL-модемам и т.д. Мультиплексоры семейства FlexGain предназначены для передачи от 4 до 16 потоков Е1 G.703 или смешанного TDMIP-трафика по одному или двум волокнам оптического кабеля.

3.8 Оборудование автоматизации объекта

Интеллектуальный датчик избыточного давления Метран 150TG. Внешний вид датчика представлен на рисунке 3.4.



Рисунок 3.4 - Интеллектуальный датчик избыточного давления Метран 150TG

На объекте используется 11 приборов данной марки, они предназначены для измерения давления газа и метанола в трубопроводах куста ГКС № 1.

Датчик имеет максимальный диапазон измерений 5-ой категории: от 0 до 68 МПа, давление перегрузки 100 МПа. Предел допускаемой основной погрешности ±0,075. Дополнительная погрешность датчиков, вызванная воздействием электромагнитных помех не превышает ±1% от диапазона изменения выходного сигнала.

Настройка и управление датчика осуществляется дистанционно при помощи управляющего устройства, поддерживающего HART-протокол.

Датчик состоит из сенсорного модуля и электронного преобразователя. Сенсорный модуль состоит из измерительного блока и платы аналого-цифрового преобразователя. Давление подается в камеру измерительного блока, преобразуется в деформацию чувствительного элемента и изменение электрического сигнала. Электронный преобразователь преобразует электрический сигнал в соответствующий выходной сигнал. В сенсорном модуле моделей 150TG используется тензорезистивный тензомодуль на кремниевой подложке. Чувствительным элементом тензомодуля (рисунок 3.5) является пластина 1 из кремния с пленочными тензорезисторами (структура КНК).



Рисунок 3.5 - Устройство датчика Метран 150TG 1-чувствительный элемент; 2-разделительная мембрана; 3- разделительная жидкость

Давление через разделительную мембрану 2 и разделительную жидкость 3 передается на чувствительный элемент тензомодуля. Воздействие давления преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрического сопротивления его тензорезисторов и разбаланс мостовой схемы. Электрический сигнал, образующийся при разбалансе мостовой схемы, измеряется АЦП и подается в электронный преобразователь. Электронный преобразователь преобразует это изменение в выходной сигнал [4].

Функционально канал преобразования сигнала измерительного блока (рисунок 3.6) состоит из АЦП, блока памяти АЦП, микроконтроллера с блоком памяти, цифро-аналогового преобразователя (ЦАП), стабилизатора напряжения, фильтра радиопомех, встроенной регулировки «нуля» и «диапазона», HART-модема. Кроме того, в электронные преобразователи входит ЖКИ - индикатор и блок защиты от переходных процессов.



Рисунок 3.6 - Функциональная схема датчика Метран 150TG

Конструктивно АЦП, блок памяти АЦП размещаются на плате АЦП, которая установлена в сенсорном модуле. Сенсорный модуль имеет также встроенный температурный сенсор для коррекции температуры. Остальные элементы функциональной схемы размещаются в корпусе электронного преобразователя. Плата АЦП принимает аналоговые сигналы тензомодуля, пропорциональные входной измеряемой величине (давлению) (Uр) и температуре (Ut), и преобразовывает их в цифровые коды. Энергонезависимая память предназначена для хранения коэффициентов коррекции характеристик сенсорного модуля и других данных о сенсорном модуле.

Микроконтроллер, установленный на микропроцессорной плате, принимает цифровые сигналы с платы АЦП вместе с коэффициентами коррекции, производит коррекцию и линеаризацию характеристики сенсора, вычисляет скорректированное значение выходного сигнала датчика и передаёт его в ЦАП. ЦАП преобразует цифровой сигнал, поступающий с микроконтроллера, в выходной аналоговый токовый сигнал. HART-модем, установленный на микропроцессорной плате, предназначен для выделения HART сигнала из токовой петли 4-20мА и преобразование его в стандартный цифровой сигнал, а также для осуществления обратной операции ? преобразование цифрового сигнала в HART сигнал и замешивание его в токовую петлю.

Блок регулирования «нуля» и « диапазона» предназначен для установки точек аналогового выходного сигнала 4 и 20мА на выбранные значения давления.

Настройка датчиков осуществляется по цифровому каналу связи.

Интеллектуальные датчики давления серии Метран-150 CD (рисунок 3.7) предназначены для непрерывного преобразования в унифицированный токовый выходной сигнал и/или цифровой сигнал в стандарте протокола HART входных измеряемых величин: избыточного давления; абсолютного давления; разности давлений.

В АСУ ТП куста ГКС № 1 данный датчик используется для измерения расхода газа методом перепада давления в выкидной линии скважины (от 0,4 до 9,6 тыс. м³/ч). На объекте установлено 4 датчика.

Рисунок 3.7 - Интеллектуальные датчики давления серии Метран-150

Датчики измерения перепада давления применяются комплектно с первичным преобразователем расхода БСУ-100/25 (сужающим устройством). Датчик перепада осуществляет преобразование измеренной разности давлений в непрерывный аналоговый выходной унифицированный сигнал тока [4].

Интеллектуальный преобразователь температуры Метран-286 предназначен для точных измерений температуры нейтральных, а также агрессивных сред, по отношению к которым материал защитной арматуры является коррозионностойким (рисунок 3.8).

Рисунок 3.8 - Интеллектуальный преобразователи температуры Метран-286

Данные датчики предназначены для измерения температуры газа в трубопроводах ГКС № 1, измерения температуры воздуха в блок-боксе БТП и шкафах КШО-Э, в общей сложности на объекте установлено 13 датчиков Метран-286. Управление датчиком осуществляется дистанционно. Связь с управляющими устройствами осуществляется:

- по аналоговому каналу - передачей информации об измеряемой температуре в виде постоянного тока 4-20 мА;

- по цифровому каналу - в соответствии с HART протоколом в стандарте Bell-202.

Сигнал первичного преобразователя температуры преобразуется в унифицированный выходной сигнал постоянного тока 4-20 мА с наложенным на него цифровым сигналом HART версии 5 с физическим интерфейсом Bell-202 с помощью электронного модуля, встроенного в корпус первичного преобразователя.

Диапазон измерений Метран-286: от минус 50 °С до плюс 500 °С. Предел допускаемой основной приведенной погрешности по аналоговому и цифровому сигналу ±0,15% [5].

Измеряемый параметр - температура в Метран-286 с помощью термопреобразователями сопротивления преобразуется в изменение омического сопротивления платинового чувствительного элемента. Аналоговый сигнал преобразуется с помощью АЦП в дискретный сигнал. Дискретный сигнал с помощью микропроцессорного преобразователя обрабатывается с целью:

- линеаризации номинальной статической характеристики преобразования;

- перестройки диапазонов измерений в пределах рабочего диапазона температур;

- самодиагностики составляющих узлов, детектирования обрыва или короткого замыкания.

С выхода МП дискретный сигнал поступает на ЦАП, осуществляющий преобразование дискретного сигнала в унифицированный токовый аналоговый сигнал 4-20 мА, а также на блок частотного модулятора, преобразующий дискретный сигнал в частотно-модулированный и наложенный на аналоговый сигнал.

Блок управления Auma Matic (схема управления MSPE 31700-FG8YС KMS TP204/209) предназначен для управления промышленной арматурой, вентилями, задвижками, заслонками или кранами [6] (рисунок 3.9).

Рисунок 3.9 - Многооборотные электроприводы AUMA MATIC

Блок БРМ 4 - блок дозирования ингибитора. Блок БРМ 4 представлен на рисунке 3.10.

Рисунок 3.10 - Блок дозирования ингибитора

Применяется при подготовке газа к транспортировке, предназначен для ручного и дистанционного управления расходом ингибитора. Блок дозирования ингибитора является составной частью системы подачи ингибитора в скважины кустов. Регулируемая среда -- метанол.

АСУ ТП реализована на базе оборудования производства компании GE IP. Для шкафов управления локальных САУ используется ПТК Rx3i PACSystem.

Применяемый ПТК обладает следующими качествами:

- модульный принцип построения;

- высокий срок эксплуатации;

- возможность интеграции с другим оборудованием с помощью стандартных сетей связи и программного обеспечения.

В составе ПТК шкафов управления и шкафов УСО используются модули платформы Rx3i:

- универсальная базовая плата;

- модуль питания;

- сетевой модуль Ethernet;

- модуль аналогового ввода;

- модуль дискретного ввода 24 VDC;

- модуль дискретного вывода 24 VDC;

- сетевой комплект Ethernet.

3.9 Функции программного обеспечения

Программное обеспечение контроллеров функционирует под управлением микропроцессора, выполняющего операции булевой логики.

Инструментальное программное обеспечение выполняет следующие операции в каждом цикле:

- подготовительные, включающие расчет времени цикла, определение режима выполнения, обновление таблиц ошибок;

- запись во внутренние регистры памяти аналоговых и дискретных данных;

- выполнение прикладной программы (алгоритмов пользователя);

- реализацию законов регулирования;

- обработку запросов от программных устройств резервированного сервера и интеллектуальных модулей;

- обработку сбоев и отказов модулей;

- проверку целостности прикладной программы пользователя подсчетом контрольной суммы.

Программирование контроллера (конфигурирование CPU, модулей ввода/вывода и специализированных модулей), а также отладка прикладных программ пользователя осуществляется с помощью сервисного программного обеспечения - пакета Logic Developer PLC Profession Edition.

Прикладное программное обеспечение контроллера выполняет следующие операции в каждом цикле:

- опрос и обработка информации от модулей ввода-вывода;

- анализ входных данных, формирование блока данных для передачи их на резервированный сервер уровня ОПС;

- регулирование параметров технологического процесса по уставкам поступающим с уровня ОПС;

- формирование и выдача на исполнительные механизмы выходных сигналов по заложенным алгоритмам;

- выполнение расчетных функций;

- выполнение алгоритмов противоаварийных блокировок.

Разработка специального программного обеспечения (прикладных программ пользователя) ПЛК производится на языке релейной логики с использованием редактора релейно-контактной логики (LD). Каждая операция реализуется функциональным блоком. Программа состоит из строк. Строка представляет собой последовательность функциональных блоков.

Редактирование программ включает следующие операции со строками или функциональными блоками: вставка, замена, уничтожение, копирование, поиск.

Просмотр таблиц, регистров обеспечивает просмотр и корректировку значений регистров в режиме on-line в процессе функционирования контроллера.

Регистры обеспечивают взаимодействие системного математического обеспечения с прикладными программами пользователя.

В начале цикла инструментальное математическое обеспечение записывает в регистры данные, полученные от модулей дискретных и аналоговых входов, а прикладное программное обеспечение (алгоритмы пользователя) выполняет обработку. В конце цикла инструментальное математическое обеспечение читает данные из регистров и передает их модулям дискретных и аналоговых выходов. Адреса регистров задаются в процессе конфигурирования контроллера.

Контроллер имеет следующие типы регистров:

- %AI - аналоговые входные переменные;

- %AQ - аналоговые выходные переменные;

- % I - дискретные входные переменные;

- %Q - дискретные выходные переменные;

- %M - дискретные внутренние регистры (кратковременная память);

- %R - аналоговые внутренние регистры;

- %T - дискретные временные (рабочие) регистры (оперативная память);

- %S - дискретные регистры статуса и ошибок - только чтение (системные данные - диагностика);

- %G - данные, получаемые или передаваемые коммуникационными модулями (глобальные данные);

- %W - память слов (режим слов).

Сбор аналоговых и дискретных параметров выполняется циклически. Обработка параметров ведется в течение периода опроса. Обмен данными с вышестоящим уровнем выполняется через внутренние регистры контроллера.

Синхронизация времени контроллера выполняется автоматически. Инициатором является верхний уровень управления, передающий значения своего времени на контроллер. В соответствии с переданным временем контроллер корректирует показания своего таймера.

АРМ инженера является ключевым рабочим местом, обеспечивающим изменение конфигурации АСУ ТП. АРМ инженера оснащена программным обеспечением, позволяющим реализовать рабочее место специалиста на базе трех системных блоков (сервер основной, резервный и АРМ инженера) и консоли управления включающей монитор, клавиатуру, манипулятор типа «мышь».

Программное обеспечение АРМа инженера обеспечивает инженера информацией обо всех имеющихся ресурсах системы, позволяет получить универсальный доступ к обзору всех производственных переменных. Общее и прикладное ПО АРМа инженера позволяет:

- добавить/удалить необходимые элементы системы с изменением или без их характеристик;

- изменить шкалы, границы сигнализации, названия и другие параметры настройки технологических переменных;

- создать или отредактировать существующие алгоритмы обработки данных;

- создать или отредактировать существующие алгоритмы регулирования параметров технологических процессов;

- создать или отредактировать существующие алгоритмы формирования команд управления;

- создать или отредактировать существующие логические алгоритмы определения состояния объектов;

- создать или отредактировать существующие алгоритмы диагностики элементов системы;

- создать или отредактировать существующие алгоритмы противоаварийных блокировок и сигнализации;

- создать или отредактировать существующие математико-логические расчёты;

- создать новые или откорректировать существующие мнемосхемы, в том числе с использованием библиотечных и шаблонных элементов;

- изменить правила формирования и глубину исторической БД;

- документировать данные проектов.

Ниже на рисунке 3.11 представлен чертеж формы документа видеокадра "Куст ГКС № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ".

Рисунок 3.11 - Чертеж формы документа видеокадра "Куст ГКС № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ"

3.10 Описание алгоритмов регулирования системы

Комплекс алгоритмов управления технологическими процессами УКПГ Кшукского и Нижне-Квакчикского ГКМ обеспечивают формирование общей стратегии совместного управления технологически связанным газопромысловым оборудованием для достижения стабильного, безопасного, надежного и качественного функционирования автоматизированного технологического комплекса.

Комплексные алгоритмы управления технологическим оборудованием УКПГ выделены в АСУ ТП в качестве функциональной подсистемы и реализуются в виде прикладного программного обеспечения на базе принятого программно-технического комплекса.

В реализуемой алгоритмической иерархии комплексные алгоритмы занимают промежуточное положение между локальными алгоритмами управления технологическими аппаратами и алгоритмами противоаварийной защиты. В состав комплексных алгоритмов входят:

- алгоритм обеспечения требуемого термобарического режима низкотемпературных сепараторов;

- алгоритм автоматического поддержания заданного давления в низкотемпературном сепараторе;

- алгоритм автоматического поддержания температуры газа в низкотемпературном сепараторе;

- алгоритм автоматического поддержания уровня жидкостей в емкостях;

- алгоритм автоматического регулирования давления газа по УКПГ;

- алгоритм автоматического поддержания расхода газа по УКПГ;

- алгоритмы защит и блокировок.

3.10.1 Алгоритм автоматического регулирования давления

Автоматическое поддержание заданного давления газа осуществляется за счет изменения степени открытия клапана-регулятора КлР5. В зависимости от рассогласования между заданным давлением газа и текущим измеренным значением происходит изменение положения регулирующего клапана, на величину dA. Графическое описание алгоритма представлено на рисунке 3.12.

При выполнении неравенства:

, (3.1)

Рисунок 3.12 - Блок-схема алгоритма автоматического поддержания давления газа

Выполняется процедура повышения давления, а при:

, (3.2)

выполняется процедура понижения давления. В случае если рассогласование между заданным и текущим измеренным значением давления газа превышает величину dP·N, то шаг открытия (закрытия) клапана увеличивается в K раз. Когда текущее измеренное значение давления станет меньше dP·N, то значение шага опять станет равно значению dA.

Измеряемые параметры:

- P -текущее измеренное значение давления газа после регулирующего клапана;

- A - текущее положение клапана-регулятора.

Заданные параметры:

- Pзад - заданное значение давления газа;

- dP - нечувствительность по давлению;

- dA - шаг открытия/закрытия клапана-регулятора;

- K - коэффициент увеличения шага изменения положения клапана-регулятора;

- N - коэффициент увеличения зоны нечувствительности (значение уточняется в процессе наладки).

Изначально проводится проверка условия:

. (3.3)

В случае, если

, (3.4)

шаг изменения положения клапана-регулятора равен dA.

Если

 , (3.5)

шаг изменения положения клапана-регулятора равен dA·K.

При выполнении условия (3.2) клапан-регулятор закрывается на величину шага изменения положения клапана-регулятора. При выполнении условия (3.1) клапан-регулятор открывается на величину шага изменения положения клапана-регулятора. Выполняется временная задержка t.

3.10.2 Алгоритм автоматического поддержания расхода газа

Автоматическое поддержание заданного расхода газа осуществляется за счет изменения степени открытия клапана-регулятора КлР1 - КлР4. В зависимости от рассогласования между заданным расходом газа и текущим измеренным значением происходит изменение положения регулирующего клапана, на величину dA. Графическое описание алгоритма представлено на рисунке 3.13.

Рисунок 3.13 - Блок-схема алгоритма автоматического поддержания расхода газа на выходе коллектора сырого газа КГС № 1

При

, (3.6)

выполняется процедура повышения расхода, а при:

, (3.7)

выполняется процедура понижения расхода. В случае если рассогласование между заданным и текущим измеренным значением расхода газа превышает величину dF·N, то шаг открытия (закрытия) клапана увеличивается в K раз. Когда текущее измеренное значение расхода станет меньше dF·N, то значение шага опять станет равно значению dA.

Измеряемые параметры:

- F -текущее измеренное значение расхода газа после регулирующего клапана;

- A - текущее положение клапана-регулятора.

Заданные параметры:

- Fзад - заданное значение расхода;

- dF - нечувствительность по расходу;

- dA - шаг открытия/закрытия клапана-регулятора;

- K - коэффициент увеличения шага изменения положения клапана-регулятора;

- N - коэффициент увеличения зоны нечувствительности.

Изначально проводится проверка условия:

|.. (3.8)

В случае, если:

|,, (3.9)

шаг изменения положения клапана-регулятора равен dA. Если

|, (3.10)

то шаг изменения положения клапана-регулятора равен dA·K.

При выполнении условия (3.6) клапан-регулятор закрывается на величину шага изменения положения клапана-регулятора. При выполнении условия (3.7) клапан-регулятор открывается на величину шага изменения положения клапана-регулятора.

4. Разработка системы автоматического регулирования

4.1 Гидратообразование в трубопроводах природного газа

В нефтедобывающей и нефтехимической промышленности трубопроводы различного калибра и назначения зачастую дают сбои из-за пробок, сужения проходного сечения и высокой вязкости транспортируемых жидкостей. Обогрев трубопроводов устраняет опасность их разрушения при замерзании.

Одной из важнейших проблем при эксплуатации трубопроводов транспорта газа является образование газогидратов. Отлагаясь на внутренних стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность и могут привести к аварийной остановке эксплуатации газопровода. Затраты нефтегазовых компаний на предупреждение и борьбу с газогидратными пробками составляют значительную часть стоимости эксплуатации месторождений. Поэтому сокращение эксплуатационных затрат на предупреждение и борьбу с гидратообразованием в промысловых системах добычи газа вызывает немалый интерес со стороны многих добывающих и эксплуатирующих компаний нефтегазовой отрасли [7].

Гидраты углеводородных газов являются неустойчивыми соединениями углеводородов с водой и представляют собой белые кристаллы, внешне похожие на снег или лед. Они состоят из одной или нескольких молекул газа (метана, пропана, углекислого газа и др.) и воды. Основными факторами, определяющими условия образования гидратов, являются состав газа, его давление, температура, полное насыщение газа парами воды.

Газовые гидраты в качестве причины, осложняющей эксплуатацию газопроводов, впервые (в 1934 г.) назвал американец Е.Г. Хаммершмидт [9]. Им было установлено, что газовые гидраты могут образовываться и накапливаться в газопроводах, вызывая их закупорку (рис. 4.1, рис. 4.2).



Рисунок 4.1 - Газогидратная пробка, извлеченная из трубопровода

Рисунок 4.2 - Схема образования гидратов в горизонтальной трубе: 1 - газопровод; 2 - гидраты

Наиболее часто закупорки газопровода происходят в зимний период в связи значительным охлаждением движущегося в трубопроводе газового потока. Образование гидратов может иметь место на всех газопроводах, за исключением транспортирующих газ с точкой росы паров воды ниже минимальной рабочей температуры.

К технологическим факторам, влияющим на образование гидратов, относят:

- недостаточно тщательные продувки газопровода перед пуском;

- отсутствие конденсатосборников и продувочных патрубков в пониженных местах газопровода или нерегулярное удаление из них скапливающейся жидкости;

- недостаточную очистку газа до подачи его в магистральный газопровод.

Способы предупреждения образования гидратов:

Поддержание температуры потока газа выше температуры гидратообразования с помощью подогревателей, теплоизоляции трубопроводов и подбора режима эксплуатации, обеспечивающего максимальную температуру газового потока.

Понижение температуры точки росы газа:

- уменьшением давления при транспорте газа (при этом наряду с понижением температур точек росы снижается также температура начала образования гидратов);

- нейтрализацией воды, выпадающей в жидком виде;

- очисткой газа от паров воды - газоосушка.

Уменьшение давления при транспорте газа обычно используется только для ликвидации гидратных пробок, но не как средство предупреждения образования гидратов, потому, что это связано с одновременным уменьшением пропускной способности газопровода.

Для понижения точки росы газа нейтрализацией выпадающей воды в поток газа вводят ингибиторы. В качестве ингибиторов гидратообразования используются метанол и этиленгликоль. Эффективность их применения зависит от условий гидратообразования. Ингибиторы, введенные в поток природного газа, частично поглощают водяные пары и переводят их в раствор, не образующий гидратов или же образующий их при более низких температурах.

Уменьшение плотности газа извлечением из него тяжелых углеводородов. При этом увеличивается давление и снижается температура, при которых начинают образовываться гидраты.

4.2 Гидратообразование в трубопроводе сброса газа с предохранительного клапана

Для снижения расчетного давления шлейфа на общем газовом коллекторе на кустовой площадке предусмотрена установка регулятора давления и предохранительного клапана (для защиты шлейфа от превышения давления).

Газ от предохранительного клапана сбрасывается в амбар по трубопроводу Ш89х8 (труба - 09Г2С, Р_исп = 36,88 МПа, протяженность 90 м), выделенному красным цветом на рисунке 4.3. Давление настройки предохранительного клапана 15,8 МПа.

Рисунок 4.3 - Трубопровод сброса газа с предохранительного клапана

В процессе проведения наладочных работ и пробной эксплуатации технологических систем куста газоконденсатных скважин № 1 Нижне-Квакчикского ГКМ выявлено следующее: при отработке сброса газа с предохранительного клапана наблюдается скапливание в трубопроводе сбросной линии гидратов углеводородов содержащихся в добываемом газе (конденсат, метанольная вода и т.д.). Причиной образования скоплений гидратов в трубопроводе является отсутствие естественного положительного наклона трубопровода сбросной технологической линии.

Вместе с тем, климат в районе Нижне-Квакчикского газоконденсатного месторождения характеризуется холодной, ветреной, малооблачной погодой. Самый холодный месяц - февраль, средняя месячная температура которого составляет минус 14,8 °С, а абсолютный минимум достигает минус 45 °С. Температура наиболее холодной пятидневки - минус 31 °С. Определено, что имеющейся теплоизоляционной окожуховки трубопровода для недопущения образования гидратных пробок в трубопроводе в период отрицательных температур недостаточно.

Образование гидратных пробок в трубопроводе сброса газа с предохранительного клапана общего газового коллектора куста газоконденсатных скважин № 1 повлечет к разрушению технологического трубопровода сбросной линии и невозможности выполнить защиту шлейфа общего газового коллектора от повышения давления в случае возникновения нештатных ситуаций.

Целесообразно использовать для обогрева трубопровода электрическую кабельную систему обогрева с целью компенсации тепловых потерь теплоизолированных трубопроводов.

С учетом климатических условий и физико-химических свойств добываемого газа в рабочем режиме необходимо поддерживать положительную температуру не ниже плюс 5 °С. При этом управление нагревом необходимо осуществлять по сигналам, поступающим от системы управления. Главным звеном в цепи управления является регулятор температуры, который реализует заданный алгоритм управления обогревом трубопровода. Регулятор контролирует температуру наружного воздуха посредством датчика температуры воздуха. На основе полученной информации регулятор управляет мощностью обогрева объекта (от 0% до 100%). Регулятор температуры автоматически включает обогрев системы и управляет мощностью обогрева при температуре ниже плюс 10 °С и автоматически отключает обогрев при температуре трубы выше плюс 10 °С (защита от перегрева).

4.3 Борьба с гидратообразованием. Электрическая кабельная система

В состав системы обогрева (рисунок 4.4) входят:

- нагревательная часть: нагревательные кабели и аксессуары для их крепления на трубопроводе, локальные элементы подогрева узлов трубопровода (фланцев, вентилей, насосов);

- распределительная сеть, обеспечивающая питание для всех элементов греющей части и передачу сигналов от датчиков до контроллера: силовые и информационные кабели, распределительные коробки и крепежные элементы;

Рисунок 4.4 - Типовая система электрообогрева трубопровода

- система управления: шкаф управления, терморегулятор, датчики температуры трубы и воздуха, пускорегулирующая и защитная аппаратура.

В соответствии с поставленной задачей (терморегулирование электрообогрева сбросного трубопровода Ш89х8, протяженность 90 м от предохранительного клапана) в состав разрабатываемой системы войдут:

- шкаф управления - установить в блок-боксе БТП в отсеке автоматики (минимизация затрат на прокладку силового кабеля);

- датчик температуры трубы и распределительная коробка - установить в месте наиболее уязвимом к остыванию;

- три секции саморегулирующейся нагревательной ленты по 30 м (две распределительные коробки);

- датчик температуры воздуха - установить на стенке блок-бокса БТП;

- кабель контрольный - 220 м;

- кабель электропитания - 420 м.

4.3.1 Выбор нагревательного кабеля

В зависимости от области применения используются нагревательные кабели различной конструкции, рассчитанные на разные диапазоны температур.

Резистивные - в этих кабелях тепло выделяется нагревательной жилой, окруженной изоляцией, экранами и защитными оболочками (рисунок 4.5). Они запитываются с двух или с одного конца (двухжильные кабели). К разновидностям этого типа относятся, в частности, плоские нагревательные ленты типа Логнлайн, бронированные, армированные и спиральные кабели. Резистивные кабели используются секциями определенной длины, зависящей от исполнения кабеля и напряжения питания.

Рисунок 4.5 - Резистивный нагревательный кабель

Простота конструкции, высокая технологичность и относительно низкая стоимость. Монтаж нагревательных секций на объекте занимает мало времени и не сложен. Плоское сечение двухжильных кабелей и лент обеспечивает хороший тепловой контакт с обогреваемой поверхностью. Они позволяют обогревать трубопроводы длиной до нескольких километров при питании с одного конца.

При этом существует необходимость использования секций строго заданной длины. Кабели Логнлайн зачастую требуют для питания высоковольтного оборудования и соблюдения, связанных с этим мер безопасности.

Зональные - специфическая разновидность резистивных кабелей (рисунок 4.6). Тепло выделяется в нагревательной спирали, имеющей через равные расстояния контакт с двумя токопроводящими жилами, благодаря чему формируются зоны тепловыделения, соединенные параллельно. Вся конструкция окружена изоляцией, экранами и защитными оболочками. Запитываются с одного конца. Используются отрезками, кратными длине зоны.

Рисунок 4.6 - Зональный нагревательный кабель

Возможность использования произвольными (с точностью до метра) длинами (до 200 м), отрезаемыми на объекте по месту. Высокие рабочие температуры (у кабелей марки AHT -- до плюс 350 °С). Тепловыделение, не зависящее от температуры. Возможность использования концевого участка до первого зонного контакта в качестве «холодного» монтажного конца.

Необходимость знания точного местонахождения зонных контактов и учет «зонной кратности» длины при проектировании.

Саморегулирующиеся - тепло выделяется в полупроводящей пластмассе, заполняющей пространство между двумя токопроводящими жилами (рисунок 4.7). При повышении температуры сопротивление пластмассы возрастает и тепловыделение падает, благодаря чему создается эффект саморегулирования. Конструкция окружена электроизолирующими и защитными оболочками и экранами. Запитываются с одного конца.

Рисунок 4.7 - Саморегулирующаяся нагревательная лента

Возможность использования произвольными (от 20 см) длинами, отрезаемыми «по месту». В ряде случаев не требуют использования регулирующей аппаратуры. Не перегреваются и не перегорают даже при самопересечении, так как каждый участок кабеля сам приспосабливается к окружающим условиям теплоотдачи.

Стартовый ток при низкой окружающей температуре существенно (в полтора-два раза) превышает номинальный рабочий ток системы обогрева, что необходимо учитывать при расчете питающей сети и защитных устройств. Практическая невозможность обеспечить форсированный обогрев, например.

По результатам анализа предложенных типов нагревательного кабеля определено, что наиболее подходящим в особенности в условиях существующей необходимости максимального обеспечения безаварийной эксплуатации объекта повышенной опасности, выбором является саморегулирующееся нагревательная лента.

Для разрабатываемой системы необходима саморегулирующееся электрическая нагревательная лента удовлетворяющая следующим требованиям:

- автоматическая регуляция тепловыделения в ответ на изменение температуры трубы;

- нарезка нужной длины без ущерба для характеристик;

- стойкость к перегреву и перегоранию даже при самопересечении;

- высокое тепловыделение;

- рабочее напряжение 220 В;

- высокая прочность к механическим воздействиям;

- включение в максимальном температурном диапазоне.

Вышеуказанные параметры определены на основании следующих исходных данных:

- диаметр трубопровода - 89 мм;

- толщина теплоизоляции трубопровода - 60 мм;

- расчетные теплопотери - 21,6 Вт/м.

Наиболее подходящей данным критериям является лента типа ВТС производства компании ООО «ССТ». А именно 30ВТС2-ВР, так как обладает следующими характеристиками:

- максимальная температура плюс 120 °C;

- максимально допустимая температура без нагрузки (1000 часов суммарно) 190 °C;

- минимальная температура монтажа минус 30 °C;

- электропитание - 220 - 240 В;

- максимальное сопротивление защитной оплетки не более 10 Oм/км;

- линейная мощность от 15 до 60 Вт/м;

- медная луженая оплетка;

- оболочка из фторполимера.

ВTС одобрена для использования в безопасных и взрывоопасных зонах согласно мировым стандартам, а также стандартам ГОСТ Р 51330 и ГОСТ Р МЭК 62086. Также саморегулирующееся тепловая лента ВTС фирмы ООО «ССТ» получил широкое распространение на объектах ОАО «Газпром». Конструкция саморегулирующейся тепловой ленты ВTС представлена на рисунке 4.8.

Рисунок 4.8 - Конструкция саморегулирующейся тепловой ленты ВTС

Согласно расчетам производителя, для трубопровода диаметром 89 мм и протяженностью 90 м потребуется установить три секции саморегулирующейся ленты по 30 м. В связи с чем, потребуется монтаж двух распределительных коробок.

4.3.2 Выбор датчиков температуры

В качестве чувствительных элементов разрабатываемой системы необходимы два датчика температуры, один предназначен для определения температуры воздуха, другой необходим для измерения температуры трубы.

Основным критерием выбора датчиков являются такие параметры как:

- температурный диапазон (принимая во внимание климатические показатели Нижне-Квакчикского ГКМ, необходимый диапазон измерения датчика находится в районе от минус 45 до плюс 30 °С);

- форм-фактор;

- соотношение «цена-качество».

По результатам проведенного анализа предложений различных производителей средств измерений, таких как «OJ Electronics» (Дания), «FuehlerSysteme eNET International GmbH» (Германия), ООО "ССТ" (Россия) и ПГ «Метран» (Россия) можно сделать вывод, что спектр предложений требуемых датчиков температуры, с достаточно широким диапазоном и точностью измерений (погрешность не более ±1°С) достаточно широк. Цена на данные приборы варьируется в районе от 300 до 1000 рублей. Наработка на отказ составляет не менее 100 000 часов, срок службы 10 лет.

В связи с незначительной стоимостью и с учетом положительного опыта эксплуатации датчиков температуры трубы TST01-2,0-П (рисунок 4.9) на технологических трубопроводах объектов Нижне-Квакчикского ГКМ, остановим выбор на данном приборе. При этом необходимо отметить, что данные датчики находятся в наличии на объекте.

Рисунок 4.9 - Датчик температуры трубы TST01-2,0-П

Ниже представлены основные характеристики датчика:

- выполнен в герметичном пластиковом корпусе;

- чувствительный элемент -- цифровой полупроводниковый датчик (DS18В20);

- диапазон измеряемых температур от минус 55 до плюс 60 °С;

- точность измерения температуры ±0,05 °С;

- стоимость - 365 р.

Принцип действия цифровых датчиков температуры DS18В20 фирмы "Dallas" основан на подсчете количества импульсов, вырабатываемых генератором с низким температурным коэффициентом во временном интервале, который формируется генератором с большим температурным коэффициентом.

Счетчик инициализируется значением, соответствующим минус 55 °C (минимальной измеряемой температуре). Если счетчик достигает нуля перед тем, как заканчивается временной интервал (это означает, что температура больше минус 55 °C), то регистр температуры, который также инициализирован значением минус 55 °C, инкрементируется. Одновременно счетчик предустанавливается новым значением, которое задается схемой формирования наклона характеристики. Эта схема нужна для компенсации параболической зависимости частот генераторов от температуры. Счетчик снова начинает работать, и если он опять достигает нуля, когда интервал еще не закончен, процесс повторяется снова. Схема формирования наклона загружает счетчик значениями, которые соответствуют количеству импульсов генератора на один градус Цельсия для каждого конкретного значения температуры. По окончанию процесса преобразования регистр температуры будет содержать значение температуры.

Далее более подробно о принципах работы кварцевых термометров. Кварцевые термометры - это автогенераторные преобразователи с частотным выходом, использующие в качестве чувствительного элемента пьезоэлектрический резонатор с сильной зависимостью частоты от температуры. Преимущество использования термочувствительных кварцевых резонаторов, прежде всего, заключается в их высокой чувствительности, высокой стабильности и простоте использования. Сигнал от резонаторов, возможно, сразу обрабатывать в цифровой форме, что удешевляет процесс контроля температуры. Измерение температуры с помощью термочувствительных кварцевых резонаторов основано на использовании анизотропии кристалла кварца. Выбирая соответствующую ориентацию среза пьезоэлемента относительно кристаллографических осей, можно изменять его термочастотную характеристику, которая в общем случае является нелинейной функцией температуры и описывается выражением [9].

где - температурный коэффициент частоты;

Т и Т₀ - калибровочное и опорное значение температуры;

f₀ - резонансная частота при температуре Т_0.

В широком диапазоне температур температурная частотная характеристика кварцевого резонатора с достаточной точностью аппроксимируется полиномом третьей степени (m = 3).

Для измерения температуры необходимы кварцевые резонаторы с максимальным температурным коэффициентом чувствительности и монотонным изменением температурной частотной характеристики на рабочем участке. Современные кварцевые термочувствительные резонаторы имеют чувствительность 2 Гц/°С и 4 Гц/°С для резонаторов с опорной частотой, равной 32 и 64 кГц соответственно.

Диапазон измеряемых температур ограничен снизу азотными температурами, а сверху - примерно величиной от плюс 150 до 200 °С. Ограничение определяется наличием провалов добротности резонаторов при использовании искусственного кварцевого сырья, а также уменьшением крутизны преобразования при понижении температуры. Для достижения высокой точности измерения температуры необходима индивидуальная градуировка с учетом нелинейных членов в аппроксимирующем полиноме, однако, в настоящее время это не является сложной задачей. Микропроцессор пересчитывает значение частоты, поступающее с кварцевого преобразователя, в значение температуры по индивидуальной градуировочной характеристике. Существуют термометры позволяющие измерять температуру в диапазоне от минус 30 до плюс 100 °С с точностью 0,06 °С.

Типовой кварцевый термометр состоит из трех основных узлов: чувствительного элемента, частотного преобразователя и специального вычислителя (микроконтроллер). Созданный на базе кварцевых резонаторов цифровой термометр можно использовать как многоканальную систему контроля температуры. Можно осуществить передачу частоты с преобразователя температуры на расстояния до нескольких сотен метров.

DS18B20 цифровой термометр с программируемым разрешением (рисунок 4.10), от 9 до 12-bit, которое может сохраняться в EEPROM памяти прибора.

Рисунок 4.10 - Датчиков температуры DS18B20

DS18B20 обменивается данными по 1-Wire шине и при этом может быть как единственным устройством на линии, так и работать в группе. Все процессы на шине управляются центральным микропроцессором. Диапазон измерений от минус 55°C до плюс 125°C и точностью 0,5°C в диапазоне от минус 10°C до плюс 85°C. В дополнение, DS18B20 может питаться напряжением линии данных (“parasite power”), при отсутствии внешнего источника напряжения.

Каждый DS18B20 имеет уникальный 64-битный последовательный код, который позволяет, общаться с множеством датчиков DS18B20 установленных на одной шине. Такой принцип позволяет использовать один микропроцессор, чтобы контролировать множество датчиков DS18B20, распределенных по большому участку.

Описание выводов датчика DS18B20 дается в таблице 4.1.

На рисунке 4.11 показана блок-схема DS18B20.

Таблица 4.1 - Назначение выводов

Вывод	Символ	Описание
1	GND	Общий (земля)
2	DQ	Ввода/вывода (Input/Output pin) данных. По этой линии подается питание в режиме работы с паразитным питанием.
3	VDD	VDD Вывод питания. Для режима работы с паразитным питание VDD необходимо соединить с общим проводом.

Рисунок 4.11 - Структурная схема датчика DS18B20

64-битовый ROM запоминает уникальный последовательный код прибора. Оперативная память содержит 2-байтовый температурный регистр, который хранит значение температуры по окончанию температурного преобразования. Два однобайтовых регистра температуры, контроля температуры (триггерной схемы TH и TL), и к регистру конфигурации. Регистр конфигурации позволяет пользователю устанавливать разрешающую способность цифрового преобразователя температуры к 9, 10, 11, или 12 битам, это и влияет на время конвертирования температуры. TH, TL и регистры конфигурации энергонезависимы (EEPROM), таким образом, они сохранят данные, когда прибор - выключен.

DS18B20 использует исключительно 1-Wire протокол - при этом формируется соединение, которое осуществляет коммуникацию на шине, используя всего один управляющий сигнал. Шина должна быть подключена к источнику питания через «подтягивающий» резистор, так как все устройства связаны с шиной, используют соединение через Z-состояния или вход открытого стока. Используя эту шину микропроцессор (устройство управления) идентифицирует и обращается к датчикам температуры, используя 64-битовый код прибора. Поскольку каждый прибор имеет уникальный код, число приборов, к которым можно обратиться на одной шине, фактически неограниченно.

Другая особенность DS18B20 - способность работать без внешнего питания. Эта возможность предоставляется через подтягивающий резистор. Высокий сигнал шины заряжает внутренний конденсатор (CPP), который питает прибор, когда на шине низкий уровень. Этот метод носит название «Паразитное питание». При этом максимальная измеряемая температура составляет плюс 100 °C. Для расширения диапазона температур до плюс 125 °C необходимо использовать внешнее питание.

Основной функциональный блок DS18B20 это его температурный преобразователь. Разрешающая способность температурного преобразователя может быть изменена пользователем и составляет 9, 10, 11, или 12 битов, соответствуя приращениям (дискретности измерения температуры) 0,5 °C, 0,25°C, 0,125°C, и 0,0625°C, соответственно. Разрешающая способность по умолчанию установлена 12-бит. В исходном состоянии DS18B20 находится в состоянии покоя (в неактивном состоянии). Чтобы начать температурное измерение и преобразование, подается команда начала конвертирования температуры [0х44]. После конвертирования, полученные данные запоминаются в 2-байтовом регистре температуры в оперативной памяти, и DS18B20 возвращается к неактивному состоянию. Если DS18B20 включен с внешним питанием, ведущий может контролировать конвертирование температуры (после команды [0х44]) по состоянию шины. DS18B20 будет формировать (ответ на слот времени чтения от устройства управления) логический «0» когда происходит температурное преобразование. И логическую «1», когда конвертирование выполнено. Если DS18B20 включен с паразитным питанием, эта технология уведомления не может быть использована, так как шину нужно подать высокий уровень (напряжение питания) в течение всего времени температурного преобразования. В этом случае устройство управления должно самостоятельно контролировать время конвертирования.

Выходные температурные данные DS18B20 калиброваны в градусах Цельсия. Температурные данные запоминаются как 16-битовое число со знаком (рисунок 4.12).

Рисунок 4.12 - Формат регистра температуры

Биты признака (S) указывают, является ли температура положительная или отрицательная: для положительных S = 0, а для отрицательных чисел S = 1. Если DS18B20 будет настроен для конвертирования 12-битной разрешения, то все биты в температурном регистре будут содержать действительные данные. Для 11-битной разрешающей способности, бит 0 не определен. Для 10-битной разрешающей способности, биты 1 и 0 неопределенны, и для 9 битной разрешающей способности 2, 1 и 0 не определенны.

В таблице 4.2 представлены примеры данных цифрового выхода и соответствующей температуры, для 12- битной разрешающей способности.

Таблица 4.2 - Соответствие данных цифрового выхода температуре

Температура	Цифровой выход (двоичный)	Цифровой выход (Hex)
+125°C	0000 0111 1101 0000	07D0h
+85°C	0000 0101 0101 0000	0550h
+25.0625°C	0000 0001 1001 0001	0191h
+25.0625°C	0000 0000 1010 0010	00A2h
+0.5°C	0000 0000 0000 1000	0008h
0°C	0000 0000 0000 0000	0000h
-0.5°C	1 111 111 111 111 000	FFF8h
-10.125°C	1 111 111 101 011 110	FF5Eh
-25.0625°C	1 111 111 001 101 110	FE6Fh
-55°C	1 111 110 010 010 000	FC90h

После того, как DS18B20 выполнит температурное преобразование, температурное значение - сравнивается со значением, записанным в регистры TH и TL. Регистры TH и TL энергонезависимы (EEPROM), таким образом, они сохранят данные, когда устройство обесточено. К TH и TL можно обратиться через байты 2 и 3 согласно карте памяти.

4.3.3 Монтаж системы автоматического регулирования обогрева

Греющие секции смонтировать на поверхности трубы, пустив по низу.

Электропитание подвести к нагревательным секциям через коробки соединительные РТВ401 (рисунок 4.13), которые предназначены для подключения к силовой сети саморегулирующихся нагревательных лент.

Рисунок 4.13 - Коробка соединительная РТВ401

Коробка крепится непосредственно на трубопроводе. Коробка позволяет выполнить подключение до 2 ниток саморегулирующихся нагревательных лент к силовому кабелю.

Конструкция корпуса обеспечивает защиту от проникновения влаги и пыли IP66 и высокую коррозионную стойкость. Кабельный ввод коробки предназначен для подключения небронированных силовых кабелей диаметром от 7 до 18 мм или бронированных силовых кабелей диаметром от 12,5 до 20,5 мм (сечение от 1,5 до 10 ммІ).

На площадку куста газоконденсатных скважин № 1 подведена линия электропередачи ВЛ-10 кВ, электроснабжение потребителей электроэнергии на напряжение 0,4 кВ предусмотрено от блок-бокса БТП-Э-Меркурий-А с трансформатором 25 кВА. Кабели, питающие трехфазные потребители должны содержать пять проводников:

- фазные проводники (три штуки);

- нулевой рабочий проводник;

- защитный (заземляющий проводник).

Из всего многообразия кабельной продукции, представленной на современном рынке, жестким требованиям электро и пожаробезопасности соответствуют только два типа кабелей: ВВГ и NYM. С учетом положительного опыта эксплуатации кабеля типа ВВГ решено использовать его. Внутренние сети должны быть выполнены кабелем, не распространяющим горение, то есть с индексом «НГ» (СП - 110 - 2003 п. 14.5). Кроме того, электропроводки должны быть с пониженным дымовыделением, на что указывает индекс «LS». С учетом максимальной пусковой нагрузки 4,59 кВт и протяженностью кабельной линии сечение одной жилы примем 2,5 мм². Для питания электрощита использовать кабель ВВг-НГ-LS 5х2,5. Электропитание электрогреющих секций выполнить кабелем Вббшв 4х4 (напряжение питания 220В, протяженность кабельной линии 240 м). На рисунке 4.14 представлена схема организации электроснабжения греющих секций.

Рисунок 4.14 - Схема энергообеспечения

Для подключения контрольных кабелей от контроллера до датчика температуры трубы использовать коробку соединительную РТВ403 (рисунок 4.15), которая предназначена для подключения кабелей системы управления электрообогревом. Коробка позволяет выполнить подключение 1 или 2-х кабелей управления. Конструкция корпуса обеспечивает защиту от проникновения влаги и пыли IP66 и высокую коррозионную стойкость. Кабельные вводы коробки предназначены для подключения небронированных кабелей диаметром от 7 до 18 мм и бронированных кабелей диаметром от 12,5 до 20,5 мм.