Размещено на http://www.allbest.ru

Описание технологического процесса утилизации попутного газа

Рассмотрим технологическую схему процесса сбора газа для его утилизации. Имеется шесть аналогичных участков, вследствие чего, будем рассматривать только один участок.

Краткие сведения о площадке строительства:

Месторождение «Кумколь» расположено на территории Кызылординской области, в 260 км севернее г. Кызылорда, в радиусе 20,0 км населенных пунктов нет. Климат резко-континентальный, с жарким летом и умеренно-холодной зимой. Сейсмичность района - 6 баллов.

Сам участок (объект управления) включает в себя следующие сооружения:

· Компрессорная станция (КС). На участке сбора попутного газа существуют две компрессорные станции. Технологический процесс КС описывался выше. Расчетные параметры работы КС:

Ш производительность - 6250 м³/час;

Ш (150 тыс м³/сут), в т.ч.;

Ш от ГУ-21 - 875 м³/час (21 тыс м³/сут);

Ш от ГУ-22 - 958 м³/час (23 тыс м³/сут);

Ш от ГУ-23 - 1292 м³/час (31 тыс м³/сут);

Ш от ГУ-24 - 3125м³/час (75 тыс м³/сут);

Ш давление на входе в КС - 0,83 бар;

Ш давление на выходе из КС- 6,89 бар;

· Щит системы управления (ЩСУ). Предназначен для управления технологическим процессом утилизации газа. Представляет собой модульное здание (MCC), в котором установлено следующее оборудование: пускатели, автоматы, реле, контроллеры, компьютер, частотный преобразователь и т.д. Каждый ЩСУ управляет КС и прилежащими к ней агрегатами. Следовательно, на участке их два;

· Резервуар метанола вместимостью 0,909м³(РМ) Для предотвращения гидратообразования на всех ГУ предусмотрены установки для закачки в газопроводы ингибитора (метанола) - блок реагентов (БР), состоящие из резервуара для метанола и насоса - дозатора крана и обратного клапана.

· Трансформаторная подстанция. По степени надёжности электроснабжения потребители площадки относятся ко II категории. Электроснабжение потребителей на напряжении 0,4 кВ осуществляется от трансформаторной подстанции КТПН - 630 - 6/0,4 У1 проходного типа, устанавливаемой на территории площадки в количестве двух штук;

· Прожекторная мачта с молниеотводом. Помещения модульных зданий компрессорных установок относятся к категории В-1а. Опасные участки территории площадки относятся к категории В-1г. В соответствии с СН РК2.04-29-2005 наружные установки, создающие согласно ПУЭ зону В-1г на всей территории РК по устройству молниезащиты относятся к зоне Б, II категории молниезащиты. Молниезащита осуществляется отдельно стоящими молниеотводами. На территории площадки молниезащита осуществляется отдельно молниеотводом, установленным на прожектор-ной мачте ПМЖ-22,8;

· Станция катодной защиты (СКЗ). Активная защита при почвенной коррозии осуществляется катодной поляризацией. Система катодной защиты наложенным током обеспечивает проектируемые сооружения достаточным поляризационным потенциалом. При осуществлении катодной поляризации подземных сооружений выдерживают средние значения минимального (-0.85 в) и максимального (-1.15 в) защитных потенциалов при помощи катодных установок. Защита футляров предусматривает гальванический способ с помощью протекторов. Технологическая система катодной защиты включает установку катодной защиты, состоящей из станции катодной защиты, обеспечивающей вероятность безотказной работы не менее 4000 ч., анодного заземления и соединительных проводов (кабелей), а также контрольно-измерительных пунктов;

· Факельная установка (ФУ). Факельная установка для сброса газа из сборных газопроводов при аварийных ситуациях устанавливается на компрессорной станции. Факельная установка размещается с подветренной стороны от компрессорной станции на расстоянии 100м от ограждения и состоит из:

Ш факельного ствола высотой 15м диаметром Д200мм с оголовком Ду200;

Ш газового затвора;

Ш одной дежурной горелки с электроискровым розжигом;

Ш панели розжига и контроля факельной установки.

Панель розжига и контроля размещается за обвалованием факельной установки. Схемой автоматизации предусматривается местный и дистанционный розжиг, передача сигналов на щит контроллера.;

· Резервуар для конденсата (РК). При сборе газа образуется его конденсат, который собирается конденсатосборник, а затем закачивается обратно в нефтепровод;

Принципиальная технологическая схема сбора попутного газа (рисунок 2.1), подача его на компрессорную станцию и закачка в газосборный коллектор характеризуется следующими решениями:

На нефтяных скважинах установлены групповые установки: ГУ-21, ГУ-22, ГУ-23, ГУ-24, на факелах которых, сжигается попутный газ, присутствующих при добычи нефти из скважин. Технологический процесс утилизации газа позволяет потушить эти факела и отправить его в газосборный коллектор для дальнейшей утилизации (на завод, обратной закачки в пласт).

Отбор попутного газа от групповых установок осуществляется подключением к надземным газовым линиям после нефтегазовых сепараторов. Точки подключения были определены в результате обследовательских работ по согласованию с сотрудниками ПККР.

Рисунок 2.1 - Технологическая схема сбора попутного газа

Основная проблема перегонки попутного газа, это возможность гидратообразования в газопроводе, так как изначально попутный газ представляет собой газоконденсатную смесь. Возникновению технологических осложнений вследствие гидратообразования при обработке газа способствуют высокое давление и низкая температура, а также присутствие легких компонентов (Q - С4, СОг и H2S). Образующиеся кристаллогидраты уменьшают проходное сечение трубопроводов и технологического оборудования, вплоть до образования сплошных пробок. Для предотвращения этого вида технологических осложнений используются простейшие и многоатомные спирты, в том числе метанол и гликоли. Вследствие чего, для его предотвращения на ГУ и на компрессорных станциях предусматривается блочная автоматизированная установка подачи ингибиторов (метанола) - блок реагентов (БР), состоящие из резервуара для метанола и насоса - дозатора;

Отобранный с групповых установок газ собирается в узле сбора, а затем сливается в единую линию. В местах слияния потоков газа от групповых установок предусматриваются узлы надземной запорной арматуры для возможности отключения отдельных сборных трубопроводов.

Далее, для компримирования попутного газа и подачи его в газосборный коллектор предусматриваются блочно-комплектные установки центробежных винтовых компрессоров, представляющие из себя компрессорные станции (КС).

В процессе компримирования попутного газа внутри КС, проходя через скрубберы, он разделяется на газовую и жидкую фазы. Далее, газ отправляется на главный компрессор, с целью его сжатия для отправки на коллектор, а конденсат, осевший в скруббере - в конденсатосборник (К). По заполнению резервуара конденсатом, его откачивают насосы, установленные на насосной станции, обратно в существующие нефтепроводы, с целью обогащения нефти.

Агрегаты КС рассчитаны на определенные параметры (расход и давление) для нормальной работы. Так как реально нельзя гарантировать, что они не превысят установленных порогов, необходимо предусматривать такую возможность, иначе это приведет к плохим последствиям. С целью обеспечения безопасности, на участке, в районе размещения компрессорных станций, в 100м от ограждения с подветренной стороны предусматриваются факельная установка (ФУ) для сжигания газа в аварийных ситуациях.

Данный факел является технологическим. На него также выходит линия подачи пилотного газа с КС, с целью безопасности. Так как полностью тушить нельзя - опасно. Но сжигаемый объем пилотного газа не превышает допускаемых норм.

Проектируемые компрессорные станции размещаются на площадках, по возможности равноудаленных от источников подачи попутного газа, с целью безопасности[7].

Описание технологического процесса на компрессорной станции PROPAK systems

Основной процесс сбора, отчистки и отправка попутного газа осуществляется на компрессорных станциях. Следовательно, этот процесс необходимо конкретизировать для лучшего представления всего процесса утилизации попутного газа на исследуемом участке.

Ниже приводится описание блока агрегатированного газового компрессора, разработанного и изготовленного для компании «Харрикейн Хайдрокарбонз Лтд.», в который входит винтовой компрессор, электродвигатель, воздушный охладитель, системы охлаждения и смазки оборудования, скрубберы, масляный коагулятор, напорный трубопровод и дополнительные устройства, которые используются для компрессии смеси природного газа для установки на площадке месторождения Кумколь (Казахстан).

Входящий поток представлен смесью нейтрального природного газа. Газ подается под давлением 591 кПа (избыт.) и при температуре 50 °С. Требуемая производительность компрессора по газу составляет 2,90 футов3 в день (MMS) при давлении на всасывании равном 97 кПа (избыт.) и температуре 30 °С.

Для защиты компрессора от экстремальных условий эксплуатации предусмотрены реле давления, температуры, уровня и вибрации, которые отключают блок в случае нарушения условий технологического процесса (например, потеря давления на входе, блокирование линии выпуска, отказ клапана и т.д.). Также предусмотрены индикаторы давления, перепадов давления, температуры и уровня, которые будут контролировать технологические условия в режиме реального времени.

Технологический газ подается фланец всасывания наверху компрессора и проходит через Т-образный всасывающий фильтр, не допускающий попадания чужеродных субстанций в компрессор. Затем поток газа направляется в скруббер (V-100-1) технологического газа, обеспечивающий первичную отчистку газа от конденсата. Скрубберы оборудованы сетчатым туманоуловителем из нержавеющей стали, удаляющим из технологического потока жидкокапельную субстанцию. На каждом скруббере измеряется уровнь жидкости контроллером «Fisher» L2 ( LС-100-1, 120-1). В случае накопления чрезмерного уровня жидкости в сосуде срабатывает на отключение компрессора реле уровня «Murphy» L1100 ( LSH-110-1, 120-1), подсоединенное к панели управления. Также для автоматического контроля уровня жидкости в сосуде скруббера установлен клапан контроля уровня «Fisher» D2 FloPro ( LCV-110-1, 120-1). Когда уровень жидкости в определенном скруббере достигает заранее определенного предела, контроллер уровня посылает сигнал на клапан контроля уровня (LCV-110-1, 120-1) для слива жидкости в спускной коллектор. Клапан контроля уровня жидкости закрывается, когда уровень жидкости достигает определенного нормативного предела.

После отчистки из скруббера газ поступает на вход основного компрессора. Двигателем компрессора является двигатель Hyundai 350 л/с WPII (таблица 2.2). Для контроля вибрации и запуска процедуры останова при сильной вибрации на местной панели в случае нарушения условий эксплуатации устанавливается реле вибрации акселерометрического типа Murphy модели VS2-EX на раме компрессора (VSH-101-1).

Таблица 2.2 - Основные параметры двигателя

Производительность	Hyundai	Серийный номер	22119RMM058004
Кожух	WPII	Классификация области	Класс 1, Подразд. 2, Группы D
Максимальная мощность	350 л/с	Скорость на полной мощности	2968 об/мин
Ток при полной нагрузке	438,2 А	Напряжение	400
Номинальный вращающий момент при полной нагрузке	85,7 кг-м	Частота	50
Фазы	3	КПД при полной нагрузке	94,5 %
Коэффициент мощности	0,91	Изоляция	«F»
Эксплуатационный коэффициент	1,15	Испытание на шум при 1 м	Н/П

Двигатель присоединен к картеру компрессора с помощью муфты привода Ringfeder модели «MMS-160». К муфте имеется доступ для обслужива-ния или осмотра, если снять защитное ограждение муфты.

Газ под давлением подают через компрессор, тем самым, сжимая его. При правильной технологии использования компрессора, необходимо производить смазку компрессора. При подаче газа в компрессор масло впрыскивается в поток газа и на подшипники роторов. Это масло используется для охлаждения потока газа и для смазки ротора. Масло регенерируется в коагуляторе (V-110-1) сразу же после выхода из компрессора. Коагулятор оборудован сетчатым туманоуловительным для удаления жидкокапельной субстанции из технологического потока. Пройдя через туманоуловитель, поток газа проходит через коагуляционный элемент, где из газового потока удаляется 99.5 % масла. За коагулятором установлен клапан регулировки противодавления (PRV-110-1), который поддерживает давление коагулятора на минимальном уровне 345 кПа (избыточн.). Это минимальное давление и представляет силу, впрыскивающую масло в поток газа и на подшипники со стороны всасывания. Для охлаждения масла компрессора используется отдельная гликолевая цепь. Тепло передается от масла через пластинчато-стержневой теплообменник (Е-100-1). Гликоль охлаждается в одном из стержней основный воздушных охладителей (С-110-1). Затем газ выходит через выходной фланец компрессора со стороны выпуска компрессора.

Блок технологического охладителя производства «Propak» VV1-60-96-I-R, (С-100-1, 110-1). Блок обеспечивает окончательное охлаждение технологического газа ниже, а также охлаждение цепи охладителя компрессорного масла.

После охлаждения, прежде чем выйти из салазок, поток газа проходит через еще один скруббер (V-120-1), для окончательной отчистки[8].

Разработка системы автоматизации процесса утилизации газа

Разработка информационной модели

Информационная модель объекта управления (ОУ) представляет собой совокупность регламентированных для него измеряемых технологических параметров, а также требуемой информации о положении и состоянии средств воздействия на процесс (СВП), характеризующих его поведение и состояние.

Разработка информационной модели заключается в составлении полного перечня измеряемых и контролируемых параметров для заданного ОУ, установления вида и места отображения.

Состав измеряемых функций и их формы отображения для рассматриваемой системы представлен в таблице 2.2.1.

Таблица 2.3 - Состав измеряемых функций и их формы отображения.

№	Наименование измеряемого параметра	Поз.	Место и форма отображения	Диапазон
			ОП	По месту
			I	R	A	I
					H	L
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Давление на входе КС-1	PT-018A	+	+	+	+	+	0-4 бар
2	Давление на выходе КС-1	PT-019	+	+	+	+	+	0-4 бар
3	Давление на входе КС-2	PT-018B	+	+	+	+	+	0-8 бар
4	Давление на выходе КС-2	PT-020	+	+	+	+	+	0-8 бар
5	Давление на выходе ГУ-21	PI-002-21	-	+	-	-	+	0-4 бар
6	Давление на выходе ГУ-22	PI-002-22	-	+	-	-	+	0-4 бар
7	Давление на выходе ГУ-23	PI-002-23	-	+	-	-	+	0-4 бар
8	Давление на выходе ГУ-24	PI-002-24	-	+	-	-	+	0-4 бар
9	Давление на входе в коллектор	PI-022	-	+	-	-	+	0-4 бар
10	Давление на входе ФУ	PI-001	-	+	-	-	+	0-8 бар
11	Давление в РК	PT-029	+	+	+	+	+	0-8 бар
12	Давление на выходе насоса P-1	PT-028A	+	+	+	+	+	0-8 бар
13	Давление на выходе насоса P-2	PT-028B	+	+	+	+	+	0-8 бар
14	Расход на ФУ(пилотный газ)	FT-012	+	+	+	+	+	0-7000 м3/ч
15	Расход на ФУ (линия сброса)	FT-013	+	+	+	+	+	0-500 м3/ч
16	Температура на выходе ГУ-21	TI-003-21	-	+	-	-	+	-20-80 оС
17	Температура на выходе ГУ-22	TI-003-22	-	+	-	-	+	-20-80 оС
18	Температура на выходе ГУ-23	TI-003-23	-	+	-	-	+	-20-80 оС
19	Температура на выходе ГУ-24	TI-003-24	-	+	-	-	+	-20-80 оС
20	Температура на входе КС-1	TI-004-1	-	+	-	-	+	-20-80 оС
21	Температура на входе КС-2	TI-004-2	-	+	-	-	+	-20-80 оС
22	Температура ротора-1-1	TT-008-1-1	+	+	+	+	-	0-150 оС
23	Температура ротора-1-2	TT-008-1-2	+	+	+	+	-	0-150 оС
24	Температура ротора-1-3	TT-008-1-3	+	+	+	+	-	0-150 оС
25	Температура ротора-2-1	TT-008-2-1	+	+	+	+	-	0-150 оС
26	Температура ротора-2-2	TT-008-2-2	+	+	+	+	-	0-150 оС
27	Температура ротора-2-3	TT-008-2-3	+	+	+	+	-	0-150 оС
28	Температура подшипника-1-1	TT-009-1-1	+	+	+	+	-	0-110 оС
29	Температура подшипника-1-2	TT-009-1-2	+	+	+	+	-	0-110 оС
30	Температура подшипника-2-1	TT-009-2-1	+	+	+	+	-	0-110 оС
31	Температура подшипника-2-2	TT-009-2-2	+	+	+	+	-	0-110 оС
32	Температура обмоток-1-1	TT-010-1-1	+	+	+	+	-	0-150 оС
33	Температура обмоток-1-2	TT-010-1-2	+	+	+	+	-	0-150 оС
34	Температура обмоток-1-3	TT-010-1-3	+	+	+	+	-	0-150 оС
35	Температура обмоток-2-1	TT-010-2-1	+	+	+	+	-	0-150 оС
36	Температура обмоток-2-2	TT-010-2-2	+	+	+	+	-	0-150 оС
37	Температура обмоток-2-3	TT-010-2-3	+	+	+	+	-	0-150 оС
38	Уровень РК	LT-040	+	+	+	+	+	0-150
39	Уровень РК (аварийный)	LSHH-039	+	+	-	+	+	150 см
40	Уровень скруббера-1	LI-020-1	-	+	+	+	+	0-100%
41	Уровень скруббера-2	LI-020-2	-	+	+	+	+	0-100%
42	Уровень дрен.емкости	LI-022	-	+	+	+	+	0-100%
43	Газоанализатор-1	AT-103						20%
44	Газоанализатор-2	AT-102						20%
45	Извещатель пламени 1	RT-100	+	+	+	+	+	-
46	Извещатель пламени 2	RT-101	+	+	+	+	+	-

Таблица 2.4 - Состав функций дистанционного управления

№	Наименование СВП	Поз.	Вид ДУ	Отображение информации и состоянии СВП
			c ОП	По месту	Индикация состояния
					I	Запорная арматура	насосы
						L	H	L	H
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Отсечной клапан коллектора	B1	+	+	+	-	-	-	-
2	Регулирующий клапан наФУ	A1	+	+	+	-	-	-	-
3	Воздушный компрессор	D1	+	+	+	+	+	-	-
4	Гликолевый охладитель	D2	+	-	+	-	-	-	-
5	Охладитель технологического газа	D3	+	-	+	-	-	-	-
6	Печь обогрева	D4	+	-	+	-	-	-	-
7	Насос	D5	+	+	+	-	-	+	+
8	Насос	D6	+	+	+	-	-	+	+
9	Насос подачи метанола	D7	+	+	+	-	-	+	+
10	Вытяжной вентилятор	D8				-	-	-	-
11	Жалюзи	D9	+	-	+	-	-	-	-
12	Сигнализация	S1	+	+	+	+	+	+	+
13	Пожарная сист.	S2	+	+	+	+	+	+	+

Составление и анализ макроструктуры автоматизируемого процесса

В данной работе объектом автоматизации является технологический процесс (ТП) утилизации попутного газа. Этот ТП представляется как элемент некоторой изолированной системы, который соединен с остальными внешними, по отношению к нему, технологическими связями (ТС).

Внешние ТС макроблока можно подразделить на два вида:

· Входные ТС подачи исходных рабочих сред или различных видов энергии, необходимых для осуществления ПП;

· Выходные ТС выдачи готовых видов продукции или энергии, полученных в результате осуществления ПП.

Входные ТС ТП утилизации попутного газа:

· Трубопровод подачи метанола, ТС-1;

· Трубопровод подачи газа с ГУ-21, ТС-2;

· Трубопровод подачи газа с ГУ-22, ТС-3;

· Трубопровод подачи газа с ГУ-23, ТС-4;

· Трубопровод подачи газа с ГУ-24, ТС-5;

Выходные ТС ТП утилизации попутного газа:

· Трубопровод подачи газа с коллектора на завод, ТС-6;

· Трубопровод откачки конденсата из РК в нефтепровод, ТС-7;

· Сжигание газа на факельной горелке в атмосферу ТС-8;

Рассмотренная макроструктура позволяет проанализировать достаточность объема информационного обеспечения для управления автоматизируемым процессом.

Составление и анализ микроструктуры автоматизируемого процесса

В соответствии с исходной ПТС выделяются:

· Аппараты или машины, выполняющие ТО совместно с измеряемыми в них промежуточными параметрами ТП;

· Внутренние ТС ТП между аппаратами совместно с измеряющими в них промежуточными параметрами ТП СПВ, выполняющих операции управления подачи - отводом рабочих сред для осуществления ТО.

На ПТС выделяем следующие технологические аппараты:

1. Общий узел сбора газа с ГУ-21, ГУ-22, ГУ-23, ГУ-24 для дальнейшей подачи на КС-1, КС-2 (ТО-1), параметр P₁= 0,83 бар;

2. Конденсатосборник, выполняющий ТО сбора конденсата газа в резервуаре, параметр - L₁= 0-150 см, (ТО-2);

3. Факельная установка, выполняющая ТО аварийного сброса (сжигания) газа, параметр - F₁= 100 м³/cут (ТО-3);

4. Насосы, выполняющий ТО откачки конденсата из резервуара в нефтепровод, параметр - L₂= 150-170 см, (ТО-4);

На ПТС выделяются следующие ТС ТП:

1. Трубопровод подачи метанола на КС-1, КС-2 (ВТС-1) содержит насос подачи метанола D₁.

2. Трубопровод подачи попутного газа с ГУ-21, ГУ-22, ГУ-23, ГУ-24 через общий узел на КС-1,2 (ВТС-2) не содержит СВП.

3. Трубопровод подачи попутного газа с КС, с ее выхода на коллектор (ВТС-3) содержит отсечной клапан B₁.

4. Трубопровод подачи попутного газа с КС, с ее выхода на конденсатосборник (ВТС-4) не содержит СВП.

5. Трубопровод откачки конденсата с резервуара РК в нефтепровод, (ВТС-5) содержит насосы D₅, D₆.

6. Трубопровод подачи попутного газа с КС, с ее выхода на факельную линию (ВТС-6) содержит отсечной клапан А₁ (аварийный сброс)

7. Трубопровод подачи попутного газа с КС, с ее выхода на факельную линию (ВТС-7) не содержит СВП (пилотный газ).

8. Сжигание газа на факельной горелке в атмосферу (ВТС-8).

Организационная структура ТП утилизации попутного газа

В соответствии с рассмотренной макроструктурой (рисунок 2.2) и микроструктурой (рисунок 2.3) организационная структура ТП утилизации попутного газа будет иметь вид как показано на рисунке 2.4.

Организационная структура данного ТП отражает четырех уровневую иерархию его рабочих операции и операции управления, в соответствии с которой выделяют:

· 1 низший подуровень (ПУ) управления отдельными СВП;

· 1 уровень управления отдельными ТО;

· 2 уровень управления в целом ТП;

· уровень управления всеми ТП.

Рисунок 2.4 - Организационная структура ТП утилизации попутного газа

Разработка функциональной схемы автоматизации

Функциональная схема автоматизации (ФСА) является основополагающим документом технического обеспечения. ФСА предназначена для реализации функций управления и в данном проекте состоит из следующих подсистем управления:

· Информационная подсистема;

· Подсистема дистанционного управления;

· Подсистема автоматического регулирования;

Состав функций каждой подсистемы определяется при проектировании автоматизации на этапе составления технического задания. На практике используют два метода построения ФСА: с привязкой управляющих информационных функций к операторскому пункту управления и без. В данной дипломной работе предлагается взять первый способ построения.

Функциональная схема автоматизации представлена в Приложении Е.

Проектирование структуры КТС системы автоматизации

Сравнительный анализ контрольно-измерительных приборов

В соответствии с функциями информационной системы управления выбираем технические средства автоматизации. В каналы измерения технологических параметров входят: отборные устройства, первичные и нормирующие преобразователи, вторичные преобразователи.

При выборе приборов руководствуемся соответствием их технических характеристик параметрам среды (давление, диаметр трубопровода, температура и- т.д) в местах установки датчиков, вторичных приборов. Учтем, что для обеспечения точности номинальные значения измеряемых параметров должны находится во второй половине выбираемого диапазона измерений, а также выбираем датчики с классом точности не более 0,5.

При прохождении производственной и преддипломной практик было изучено достаточно большое количество материалов по изучению измерений на базе приборов фирмы «Endress+Hauser». Принципы измерений у различных производителей в целом не отличаются, разве только если техническая реализация принципа измерения, что в общем может повлиять на точность измерения, на сроки службы прибора, его надежность и т.д.

Для того чтобы уметь грамотно подбирать прибор, необходимо иметь представление об оборудовании других производителей. Таких, как Fisher Rosemount - США, Wika - Германия, Siemens - Германия, Метран -Россия, АВВ - Германия, Yokogawa - Япония, Krohne - Германия, Endress+Hauser - Германия и др. Характерной особенностью зарубежных фирм является высокая цена выпускаемых приборов в сравнении с российскими фирмами. Но по надежности, качеству и безотказности они берут вверх над отечественным производителем.

Для того чтобы иметь визуальное представление сравнения контрольно-измерительного оборудования, предлагается сравнить приборы измерения расхода (расходомеры) ведущих производителей. Основной критерий анализа это сравнение приборов, основанных на одном принципе измерения и одного класса. Результаты приводятся в Таблице 2.2.4 - Сравнительный анализ расходомеров. Для их сравнения рассматриваются шесть основных критерия по которым и выполняется подбор.

Таблица 2.8 - Сравнительный анализ расходомеров

Начнем с первой позиции. Accuracy - точность, показывает на сколько данный прибор точно показывает измерения (погрешность). Из представленного списка производителей лидирует Yokogawa AXF и Endress+Hauser Promag 55S. В этой же позиции таблицы указано исполнение прибора (раздельное-remote или компактное-com), которое играет не маловажную роль в процессе производства, так как не всегда есть возможность монтажа прибора целиком, а иногда требуется удаленное исполнение во взрывоопасный зонах, с целью удаления трансмиттера. Здесь лидирующие позиции разделяют Yokogawa AXF, Siemens Transmg2 и Endress+Hauser Promag 55S.

Вторая позиция Liner- футеровка. Она защищает рабочий участок сенсора от рабочей среды, т.е. если рабочая среда-песок, то лучшая футеровка это натуральная резина или полиуретан, иначе песок разрушит поверхность трубы, в которую встроен сенсор. Здесь лидируют Rosemount 8707, Krohne Altolux SC150, Endress+Hauser Promag 55S и Siemens Transmg2.

Третья позиция Size- размер. Диаметр тубы в который возможен монтаж прибора. Здесь лидируют Yokogawa AXF SC150 и Siemens Transmg2.

Четвертая позиция Electrode- электроды сенсора, с который снимается сигнал в трансмиттер. Выделяются такие приборы как Yamatake Magnew, Yokogawa AXF и Endress+Hauser Promag 55S.

Пятая позиция Communication- коммуникация (протоколы передачи данных). Здесь лидируют Siemens Transmg2, Endress+Hauser Promag 55S и ABB SM4000, так как протоколы во многом способствуют к подключению процесса. И данные приборы поддерживают все необходимые протоколы.

Шестая позиция Min.Conductivity- минимальная проводимость.Это величина проводимости рабочей среды необходимой для точного измерения. И здесь лидируют Yokogawa AXF и Foxboro IMT96.

Итак, подведя итоги краткого анализа, можно сделать следующие выводы:

Для анализа были предложены приборы одного класса и принципа измерения. Выделить можно таких производителей как Yokogawa, Endress+Hauser и Siemens. Так как именно они обладают наилучшими характеристиками. Но, подбирая прибор, необязательно брать этих производителей, так как анализ рассматривался на различные технические условия, которые не все приборы могут поддерживать. Поэтому другие представленные приборы вовсе не являются плохими, наоборот где-то даже и выигрывают. Это еще раз подчеркивает правило: Индивидуальный прибор для индивидуального процесса.

Относительно рассматриваемого процесса, в проекте изначально были заложены датчики различных производителей: Метран, Fisher Rosemount, Yokogawa и Wika. Все из них соответствуют требованиям задачи, поставленной при проектировании. Выбор производителя в основном осуществлялся с точки зрения накопленной практики работы с ним. Например, если заказчик предпочитает датчики давления Siemens, то он и будет закупать их в дальнейшем, т.е. это так называемая политика отношений, которая складывается в результате долгого времени. Отсюда основная причина такого выбора оборудования.

В данной работе предлагается унифицировать контрольно-измерительное оборудование. Под унификацией понимается приведение всего оборудования к одному производителю. Унификация позволит решить некоторые сложности, возникающие при эксплуатации, которые неизбежны при использовании оборудования разных производителей. Сложность заключается в следующем:

· в содержании специалистов, которые будут обслуживать его при неисправности (сервис);

· в содержании необходимых специалистов персонала эксплуатации;

· в необходимости выделения большого пространства для хранения запасных частей для оборудования на складах;

Это, как правило, влечет за собой дополнительные затраты и неудобства. Исходя из вышеизложенного, предлагается подобрать одного производителя. На основании изученной литературы предлагается взять приборы фирмы «Endress+Hauser». Эта фирма полностью удовлетворяет требованиям задачи, поставленной при проектировании и позволяет подобрать практически любой прибор для любого процесса.

Датчики компании Endress+Hauser позволяют проводить высокоточные измерения в жидкостях, газах и парах во всех отраслях промышленности. Модульный дизайн всех элеметов конструкции приборов, от рабочего соединения до электроники позволяет снизить расходы на запчасти и уменьшить суммарную стоимость прибора. Исполнение датчиков с корпусом из нержавеющей стали имеет заслуженную популярность в пищевой промышленности благодаря своим гигиеническим свойствам. Для применений в агрессивных атмосферах предлагается версия приборов с алюминиевым корпусом. Пылевлагозащита корпусов достигает IP68/ Nema6P. Приборы могут комплектоваться всеми популярными типами соединений с процессом, в том числе специальными типами для гигиенических применений.

Электроника приборов предлагаются со следующими типами блока электроники:

· Аналоговая электроника (выходной сигнал 4 ... 20 мА). Приборы с аналоговой электроникой имеют очень малое время отклика и идеально подходят для измерения в очень быстрых процессах. К тому же, приборы этой модификации имеют очень привлекательную цену. Подстройка границ и нуля шкалы таких приборов осуществляется посредством DIP-переключателей и потенциометра.

· Цифровая электроника (выходной сигнал 4…20 мА с наложенным протоколом HART®). Диагностика и настройка приборов может осуществляться удаленно.

· Полностью цифровая электроника PROFIBUS PA с протоколом Profile 3.0 позволяет осуществить полную интеграцию прибора в цифровую сеть предприятия.

Настройка данных приборов производится с помощью трех кнопок расположенных сверху крышки блок электроники. Так как эти кнопки работают по принципу гиркона сквозь стенку прибора, степень защиты корпуса осталась на прежнем высоком уровне.

Таким образом, чтобы внести изменения в настройки прибора нет необходимости открывать корпус прибора. Более того, интеллектуальное меню отображает на большом четырехстрочном дисплее только те параметры настройки, которые имеют отношение к выбранному режиму измерений, будь то измерение давления, расхода или уровня.

Корпус прибора сконструирован таким образом, что многострочный дисплей с показаниями может быть повернут на любой угол в двух плоскостях. К тому же, он может быть расположен на крышке корпуса электроники или в отдельном от прибора корпусе. что обеспечивает удобное чтение показаний практически с любой позиции.

С добавлением в приборы меню быстрой настройки „Quick Setup“ срок ввода в эксплуатацию уменьшился до нескольких минут. Для осуществления глубокой настройки используется основное меню, которое автоматически изменяется для каждой измерительной задачи - будь то измерение перепада давления на фильтре, расхода через сужающее устройство или гидростатического уровня жидкости в емкости. Анализ рабочих параметров, имитация сигнала и просмотр сервисных значений также могут быть проведены непосредственно из интеллектуального меню или на персональном компьютере с помощью программного обеспечения Time of Flight (ToF Tool), поставляемого в комплекте с каждым прибором.

Среди новшеств - чип памяти HistoROM/M-DAT, который позволяет хранить информацию о настройках прибора, предупреждениях и аварийных сигналах, возникших в процессе работы, вести 25- часовой архив измерений. Дублирование настроек на несколько приборов и их восстановление в случае замены прибора осуществляется автоматически - стоит лишь вставить чип HistoROM из уже настроенного прибора в новый. Датчики класса S являются полностью модульными - в случае выхода из строя одного элемента нет необходимости менять весь прибор и держать большой склад запасных частей. К тому же блок электроники функционально не связан с измерительной частью и может быть подключен к любому типу сенсоров по необходимости.

Чип памяти HistoROM®/M-DAT позволяет дублировать дважды сделанные настройки на другие преобразователи давления простым переносом чипа.

Выбор технических средств измерения и нормирование технологических параметров

Для рассматриваемого ТП необходимо подобрать датчики измерения расхода, уровня, давления и температуры.

Выбор расходомера. Прежде всего, при выборе следует руководствоваться следующими требованиями к процессу: рабочая среда измерения (ее фазы и состав); диапазон измерения; температура рабочей среды; температура окружающей среды; давление рабочей среды; взрывозащита; подключение к процессу; проводимость среды; точность измерения; и другие параметры;

Согласно ТП, необходимо подобрать два расходомера. Один из которых измеряет расход попутного газа на факел (линия аварийного сброса), другой - расход пилотного газа на факел (линия технологического сброса).

С помощью специального программного пакета «Applicator» (аппликатор) фирмы «Endress+Hauser» подберем расходомер.

Рисунок 2.5 - Подбор газа для ТП в аппликаторе

Подбор расходомера начинается с выбора газа. Так как в рассматриваемом ТП попутный газ представляет собой газовую смесь (Таблица 2.1 - Газовая

смесь), то сначала необходимо составить эту смесь, основным элементом которой, является метан (Рисунок 2.5). Поэтому пока выбираем метан. Теперь необходимо перейти к выбору предполагаемого расходомера. На данный газ лучше всего ставить кориолисовый или вихревой расходомер, но если учесть, что вихревым принципом измерения трудно измерить ноль и очень малые потоки, то выбираем первый вариант (Рисунок 2.6).

Рисунок 2.6 - Подбор расходомера в аппликаторе

После того, как выбран расходомер, перейдем к составлению газовой смеси (Рисунок 2.7). Даем название новой смеси, определяем ее состояние (жидкость, газ), определяем группу отношения (опасная или нет), стабильность газа, определяем параметры рабочей среды: давление и температура.

Рисунок 2.7 - Подбор газовой смеси в аппликаторе

утилизация газ компрессорный измерительный

Согласно таблицы 2.1, заполняем газовую смесь в процентном соотношении. Затем программа вычисляет параметры составленного газа.

На рисунке 2.8 представлена калькуляция искомого прибора. В левой части окна нужно вводить необходимые параметры процесса, материалы, из которых изготовлен сенсор, а также способ подключения к процессу.

Рисунок 2.8- Калькуляция расходомера в аппликаторе

В правой части окна программа рассчитывает результаты прибора. Если данный прибор не подходит под требуемые параметры, тогда высвечивается сообщение предупреждения с подсказкой замены. Данная калькуляция может быть сохранена и представлена заказчику.

Аналогично выбирается и второй расходомер.

Выбор датчика давления. Другим необходимым для измерения параметром является давление. Оно одно из самых критичных параметров большинства процессов производства в нефтеперерабатывающей, химической, целлюлозно-бумажной и энергетической промышленностях. Датчики давления обеспечивают не только безопасность протекания технологических процессов, но и предоставляют данные для вычисления расхода в трубопроводах и уровня жидкости в емкостях.

Для измерения давления попутного газа выбираем датчики PMP-71 и PMP-41. Датчики этого типа применяются для измерения давления жидкости, пара и газа, в том числе и кислородосодержащих смесей. Основная погрешность этих датчиков составляет ±0,05% и ±0,1% от измеряемого диапазона, обеспечивают непрерывное преобразование измеряемой величины в унифицированный аналоговый токовый сигнал. В конструкции электронных преобразователей используется микропроцессорная электроника, которая позволяет:

· реализовать широкий набор функций настройки и калибровки датчиков;

· повысить точность настройки и снизить суммарную погрешность измерений при работе датчика в реальных условиях эксплуатации;

· расширить диапазон возможных перенастроек датчика (25:1, 16:1, 10:1);

· обеспечить непрерывную самодиагностику.

Установка "нуля" осуществляется простым нажатием на внешнюю кнопку без разгерметизации корпуса электропреобразователя и без нарушения требований взрывозащиты.

Выбор датчиков температуры. Датчики температуры выбираются по диапазону измерения и длине монтажной части, которая по возможности должна находится в середине трубопровода с целью измерения истинной температуры среды.

Выбранные измерительные приборы для процесса сведены в таблицу 2.4.

Таблица 2.9 - Перечень измерительных приборов

№	Наименование	Тип датчика	Точ-ность	Диапазон измерения	Кол-во
1	2	2	4	5	6
1	Давление на входе КС-1	Endress+Hauser Cerabar S PMP71-5B11F11RAAAA*	0,075	0-4 бар	4
2	Давление на входе КС-2
3	Давление на выходе КС-1			0-8 бар
4	Давление на выходе КС-2
5	Давление на выходе ГУ-21	Endress+Hauser Cerabar M PMP41-HE13P1H11X4*	0,2	0-4 бар	8
6	Давление на выходе ГУ-22
7	Давление на выходе ГУ-23
8	Давление на выходе ГУ-24
9	Давление на входе в коллектор	Endress+Hauser Cerabar M PMP41-HE13P1H11X4*	0,2	0-4 бар	2
10	Давление на входе ФУ			0-8 бар
11	Давление в конденсатосборнике	Endress+Hauser Cerabar S PMP71-5B11H11RAAAA*	0,075	0-10 бар	3
12	Давление на выходе насоса P-1			0-8
13	Давление на выходе насоса P-2
14	Расход на ФУ (пилотный газ)	Promass 83F2F-PD1SAAEAAHBR*, DN200 Coriolis mass flowmeter	0.1	0-7000 м3/ч	2
15	Расход на ФУ (линия сброса)			0-500 м3/ч
16	Температура на выходе ГУ-21	RTD Thermometer TST40N-CD3CP12LA43***	0,5	-20-80 оС	8
17	Температура на выходе ГУ-22			-20-80 оС
18	Температура на выходе ГУ-23			-20-80 оС
19	Температура на выходе ГУ-24			-20-80 оС
20	Температура на входе КС-1			-20-80 оС
21	Температура на входе КС-2			-20-80 оС
22	Уровень конденсатосборника (текущий)	Levelflex M FMP40-7AA2AEJB21GA*	0,25	0-170 см	1
23	Уровень конденсатосборника (аврийный)	Prosonic M FMU40-4NB2C2*	0.2	150 см	1

Выбор исполнительных механизмов и пусковых устройств

Данный вариант системы автоматизированного управления не предусматривает полное обеспечение дистанционного управления воздействием на процесс. Запорная арматура и регулирующие клапаны на линиях подачи газа с ГУ не снабжены средствами дистанционного управления и приспособлены лишь для ручного управления. А запорная арматура и регулирующие клапана внутри КС полностью автоматизированы. По ТП следует осуществить управление и контроль за линиями сброса газа на факельную установку и на общий коллектор. Для этого необходимо выбрать запорную арматуру и регулирующие клапаны с элекроприводом или с электромагнитным приводом. При выборе запорной арматуры и регулирующих клапанов учитываем характеристики среды и трубопровода.

Исполнительные механизмы выбираем по крутящим моментам и времени полного закрытия. Пусковые устройства выбираем с учетом совместимости с исполнительными механизмами.

Анализ средств автоматизации ТП. Выбор ПЛК

Программируемый логический контроллер (ПЛК) - это электронное устройство, управляющее машинами или процессами. PLC принимает поступающие сигналы, обрабатывает их в соответствии с установленной программой и далее передает их управляемым приборам и устройствам.

Основное предназначение программируемых логических контроллеров - это анализ и сбор информации с различных датчиков, сравнение полученных данных, логическая обработка полученных сигналов по заранее установленной схеме, и наконец - передача управляющих сигналов.

Программа создается с помощью специального программного обеспечения, с ее помощью могут в любом порядке соединяться входы и выходы, измеряться время или выполнятся различные вычислительные операции.

Важными показателями PLC является максимальное число входов и выходов, размер оперативной памяти и скорость вычислений.

Но также как и контрольно-измерительное оборудование их нужно индивидуально подбирать для реализации конкретных технических задач. Где-то требуется большая производительность, точность и т.д., а где-то это совсем не требует большого значения.

В настоящее время существует большое количество ПЛК разных фирм производителей. Их различие заключается в производительности, в объеме памяти, в скорости обработки сигнала, в количестве возможных входов-выходов.

Применение программируемых логических контроллеров в системах управления и сбора данных позволяет достичь следующих результатов:

· значительно упростить управление и контроль на объекте.

· сократить затраты на кабельные коммуникации, идущие к датчикам;

· увел...