Системы автоматизации процессов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Системы автоматизации процессов НТС

Задачи автоматизации

Комплекс задач автоматизации процессов НТС во многом определяется их технологическими схемами. При разработке газовых и газоконденсатных месторождений снижается пластовое давление, т.е. изменяются параметры газа. Это приводит к изменением технологической схемы установки и, в свою очередь, к изменению комплекса задач автоматизации от начала до конца разработки месторождения.

Задачами системы автоматизации процессов НТС является автоматическое регулирование:

- дебита скважины;

- уровня жидкости в технологических аппаратах;

- расхода ингибитора гидратообразования;

- температурного режима;

- давление газа в аппаратах и трубопроводах.

В системах добычи газа основным регулируемым параметром является давление газа. Поддержание заданного давления газа на выходе с промысла создает наилучшие условия для работы компримирующих агрегатов головной компрессорной станции. Сложность автоматической стабилизации давления определяется рассредоточенностью ГСП и их связью через промысловый газосборный коллектор, а также неравномерностью отбора газа магистральным газопроводом.

Для получения максимального количества конденсата, обеспечения достаточной степени осушки газа и экономической работы установок сепарации весьма важным является поддержание температуры в сепараторах, не превышающее ±1,5-2,0 єС номинального значения. Стабилизация теплового режима имеет существенное значение и для предотвращения гидратообразования в конденсатосборниках и в выходных трубопроводах. Для обеспечения плавления кристаллогидратов в нижней части низкотемпературных сепараторов необходимо обеспечить поддержание температуры жидкости в диапазоне 15-20 єС. Понижение температуры жидкости 3-5 єС может привести к нагромождению кристаллогидратов, попаданию гидратов в трубопровод и его закупорке.

Для рационального использования дроссельного эффекта автоматическое регулирование должно обеспечить поддержание заданного перепада давления на регулирующем органе и стабилизацию его в сепараторе при переменном режиме работы скважин.

Уровень жидкости в конденсатосборнике должен поддерживаться в заданных пределах, чтобы трубы теплообменника были полностью покрыты конденсатом. При этом увеличивается теплоотдача жидкости и ускоряется растворение кристаллогидратов. Система автоматики должна осуществлять своевременный отвод насыщенного ДЭГ и конденсата из разделителя, предотвращать повышение уровня жидкости в отсеках насыщенного ДЭГ и конденсата выше допустимого.

Система автоматизации должна обеспечить надежность и экономичный режим ввода ингибитора в газовый поток, иметь возможность дистанционно пускать и отключать скважины, контролировать основные параметры технологического процесса.

Рисунок 3.1 - Технологическая схема НТС с вертикальными сепараторами

Принципы построения систем автоматизации процессов НТС рассмотрим на примере установки НТС с одноступенчатым теплообменником и двумя ступенями редуцирования газа. Технологическая схема НТС газа с вертикальными сепараторами, датчиками контроля технологических параметров и исполнительными устройствами приведена на рис.3.1.

Данная технологическая схема построена на основе технологической схемы НТС с применением ингибиторов гидратообразования (рис. 1.4). Сепаратор С1 является сепаратором первой ступени, а сепаратор С2 - низкотемпературным сепаратором. Первая ступень редуцирования газа осуществляется штуцером Ш1, а вторая ступень - штуцером Ш2. Сухой газ из сепаратора С2 проходит в межтрубное пространство теплообменника Т1, где нагревается сырым газом, и через замерную диафрагму 1-1 направляется в коллектор группового пункта. Впрыск концентрированного диэтиленгликоля осуществляется из емкости Е2 высоконапорным дозировочным насосом Н1. Разделение конденсата и насыщенного ДЭГ, сбрасывамых из сепараторов С1 и С2, осуществляется в разделительной емкости Е1. Отделение от насыщенного ДЭГ влаги осуществляется в устройстве регенерации УР.

Для лучшего разделения смеси конденсат - насыщенный ДЭГ сепаратор С2 и емкость Е1 снабжены змеевиковыми подогревателями. Подогрев производится частью газа высокого давления, который после сепаратора С1 направляется в огневой подогреватель газа ОП и через змеевики подогреваемых аппаратов вновь возвращается в газовый поток перед теплообменником Т1. Подогрев газа в огневом подогревателе ОП и насыщенного ДЭГ в устройстве регенерации УР осуществляется при сжигании топливного газа ТГ в их топках.

Автоматическое регулирование дебита скважины

Для эффективной разработки газовых и газоконденсатных месторождений необходимо поддерживать режим работы скважины на заданном уровне или изменять его по определенной программе. Режим работы скважины зависит от ее дебита. Для стабилизации дебита или программного его регулирования применяются системы автоматического регулирования, построенные на пневматических средствах автоматики. Одна из таких систем (7.9) показана на рис. 3.2. Система автоматического регулирования дебита скважины состоит из камерной диафрагмы 1-1 (см. также рис. 3.1) типа ДК, дифманометра с пневмовыходом 1-2 типа ДС-П, блока извлечения квадратного корня 1-6 типа ПФ1.17, пропорционально- интегрального (ПИ) регулятора 1-3 типа ПРЗ.21, вторичного регистрирующего прибора 1-4 типа ПВ10.1Э (или ПВ 10.1П) и регулирующего штуцера Ш2 типа ШРП-1 с исполнительным механизмом 1-5. Выходной сигнал блока 1-6 пропорционален текущему значению расходы газа, добываемого из скважины, и виде давления пневматического сигнала Р_Т поступает на ПИ - регулятор 1-3.

Рисунок 3.2 - Система автоматического регулирования дебита скважины

Вторичный прибор 1-4 снабжен переключателем рода работы (с автоматического регулирования на дистанционное управление и обратно) и ручным задатчиком. Заданное значение давления Р_З, пропорциональное заданному значению расхода газа, устанавливается ручным задатчиком и подается на ПИ-регулятор 1-3. Выходной сигнал регулятора

(3.1)

поступает на исполнительный механизм 1-5 регулируемый штуцер и при

(3.2)

равен нулю. При рассогласовании текущего Р_т и заданного Р_з значений давлений ПИ-регулятор выдает сигнал Р_вых на пневматический мембранный привод 1-5 штуцера Ш2, меняя площадь его проходного сечения.

Выходные сигналы с регулятора 1-3 и блока 1-6, а также сигнал с ручного задатчика поступают на вторичный прибор 1- 4, т.е. в нем регистрируются значения трех параметров: текущего и заданного значения дебита и давления в линии исполнительного механизма 1-5 штуцера Ш2. Задание регулятору 1-3 можно задавать также блоком 1-11 ограничения сигнала системы автоматического регулирования производительностью промысла.

Таким образом, рассмотренная система при изменении расхода газа через диафрагму 1-1 будет восстанавливать заданный дебит скважины изменением площади проходного сечения штуцера Ш2. Это, в свою очередь, является возмущающим воздействием по отношению к давлению в сепараторе С1 (рис.3.1.), которое при помощи манометра с пневмодатчиком 3-2 типа МП-П2, помещенного после теплообменника Т1, преобразуется в текущее значение давления газа в сепараторе С1. В случае рассогласования текущего и заданного (подается с задатчика вторичного прибора 3-4) значений давлений регулятор 3-3 изменит проходное сечение штуцера Ш1 типа ШРП-1 исполнительного механизма 3-5, восстанавливая заданное значение давления в сепараторе С1.

Следует отметить, что регуляторы 1-3 и 3 -3, а также вторичные приборы 1-4 и 3-4 в данной системе используется одного и того же типа.

Автоматическое регулирование уровня жидкости

Наличие кристаллогидратов и абразивных частиц в потоках жидкости на установках НТС, а также медленное поступление жидкости в емкости и большие перепады давления на регулирующих органах обусловили применение для отвода жидкостей из технологических аппаратов специальных регуляторов двухпозиционного действия. Система позиционного регулирования уровня жидкости осуществляется в сепараторах С1, С2 и в разделительной емкости Е1.

На рис. 3.3 показана система автоматического регулирования уровня жидкости в сепараторе С1. При изменении уровня жидкости чувствительный элемент 1 (буёк) датчика уровня 2 типа УБ-П воздействует на позиционный регулятор 3 типа ПР1.5, формирующий при минимальной и максимальном уровнях жидкости в емкости пневматический сигнал, воздействующий на пневмопривод 4 клапана 5 и соответственно закрывающий его. В качестве элементов 1-3 могут использоваться регуляторы уровня типа РУЖ и Р-2Д, а исполнительного органа 3, 5 клапаны с пневмоприводом типа ОМК 5М, КЭП и К4ЗП.

Автоматическое регулирование расхода ингибитора гидратообразования

Предупреждение гидратообразования при подготовке газа к дальнему транспорту - одно из основных мероприятий по повышению надежности газоснабжения. Наиболее опасное место образования гидратов - низкомпературный сепаратор. Поэтому непрерывный ввод ингибитора гидратообразования в газовый поток осуществляется перед теплообменником Т1 (рис.3.1). При постороении системы автоматического ввода ингибитора следует учитывать, что заданное значение расхода ингибитора должно определяться дебитом газа, поступающего из скважин, т.е. система регулирования расхода ингибитора должна иметь в качестве возмущающего воздействия дебит скважины. Изменение температуры в сепараторе также существенно влияет на необходимый расход ингибитора.

В Краснодарском СПКБ «Промавтоматика» разработана система АВИ для автоматического ввода ингибитора гидратообразования в поток газа на газовых и газоконденсатных промыслах. В качестве ингибитора гидратообразования может применяться метанол, ДЭГ или раствор хлористого кальция. В систему связанного регулирования расхода ингибитора с коррекцией по температуре входят (рис. 3.4): датчик расхода ингибитора 4-1 типа ДР-22 в комплекте с дифманометром 4-2 типа ДС-П, блок извлечения квадратного корня 4-6 типа ПФ1.17, вторичный прибор типа ПВ10.1Э (или ПВ1.10П) для регистрации расхода ДЭГ и пневматического сигнала в мембранном приводе 4-5 регулятора расхода жидкости типа РРЖ, термометра сопротивления 7-1 типа ТСМ, автоматический электронный мост 7-2 типа ЭМД-232.

Рисунок 3.4 - Система автоматического регулирования расхода ДЭГ

На пропорционально-интегральный регулятор соотношения 4-3 типа ПРЗ.24 поступают пневматические сигналы с блоков извлечения квадратного корня 4-6 и 1-6 (рис. 3.2), пропорциональные соответственно расходу ингибитора G₄ и расходу газа G₁ c коррекцией по температуре датчиком 7-2. Регулятор соотношения 4-3 формирует регулирующее воздействие на исполнительный орган 4-5. Задание регулятору формируется по расходу газа и температуре сепарации. Изменение любого из них вызывает изменение выходного сигнала регулятора и соответственно расхода ингибитора. Вторичный прибор 4-4 при необходимости позволяется перейти с режима автоматического регулирования соотношения расход газа - расход ингибитора на режим ручного дистанционного управления исполнительным механизмом 4-5. При изменении задания регулятору дебита скважины 1-3 (рис.3.2) заданное значение регулятору 4-3 также изменяется и в соответствии с его выходным сигналом исполнительный орган 4-5 устанавливает новый расход ингибитора.

Автоматическое регулирование температурного режима

Задача автоматического регулирования температурного режима установок низкотемпературной сепарации сводится к стабилизации температуры в низкотемпературном сепараторе С2 (рис. 3.3), огневом подогревателе ОП и в установке регенерации ингибитора УР.

На рис. 3.5 показана система температурной стабилизации газа в низкотемпературном сепараторе С2.

Рисунок 3.5 - Система автоматического регулирования температурного режима

В данной системе температура сепарации газа в сепараторе С2 (рис.3.1) регулируется изменением расхода холодного газа через теплообменник Т1. Температура газа воспринимается термобаллоном 2-1 и измеряется манометрическим жидкостным термометром 2-2 типа ТДЖ-1Х с пределами измерения 213ч313К. Выходной пневматический сигнал с термометра 2-2 поступает на изодромный регулятор (ПИ-регулятор) 2-3 типа ПРЗ.21, где он сравнивается с заданием от вторичного пневматического прибора 2-4 типа ПВ 10.1Э (или ПВ1.10П). Регулирующее воздействие, пропорциональное сигналу рассогласования текущего и заданного значения температур, с выхода регулятора 2-3 поступает на исполнительный механизм 2-5 клапана типа 25с 48нж, изменяя количество холодного газа, проходящего через теплообменник Т1. Во вторичном приборе 2-4 производится регистрация трех параметров: текущее и заданное значение температур в сепараторе С2 и давление в линии исполнительного механизма 2-5.

Система стабилизации температурного режима в огневом подогревателе ОП и устройстве регенерации ингибитора УР (рис.3.1) аналогичны рис.3.5. Регулирование температурного режима осуществляется за счет изменения количества топливного газа ТГ в огневом подогревателе элементами (6-1) - (6-5), а в устройстве регенерации - элементами (5-1) - (5-5). Типы применяемых элементов аналогичны элементам (2-1) - (2-5) (рис.3.5).

Принципы и системы регулирования производительности промысла

Отбор газа с промысла не является постоянным, а изменяется в силу различных и случайных причин, зависящих от потребителя, от времени года, от времени суток. В соответствии с (10) максимальные колебания часовой нагрузки магистрального газопровода не превышают ±5%, а суточной нагрузки - ±8% от их средних значений. В основе построения системы регулирования производительности промысла лежит принцип поддержания постоянного давления в начале газосборного коллектора, характеризующий соответствие производительности промысла газопотреблению. При нарушении этого соответствия давление отклоняется от заданного значения.

При построении системы регулирования на промысле выделяют две группы скважин: с регулируемым дебитом (для компенсации внешних возмущений) и с нерегулируемым дебитом (в течение длительного промежутка времени остается постоянным). На рис.3.6. приведена схема группирования скважин промысла. Скважины с регулируемым дебитом объединяются на одном регулируемом ГСП (РГСП), а скважины с нерегулируемым дебитом - в базовые ГСП (БГСП). Работой регулируемого ГСП управляет центральный регулятор давления ЦРД, воспринимающий отклонение текущего значения давления газа в газосборном коллекторе от заданного значения.

Рисунок 3.6 - Схема группирования скважин промысла

Блоки соотношения и ограничения БСО устанавливают требуемое соотношение между дебитами скважин регулируемого ГСП и поддерживают дебит каждой скважины в допустимых пределах. Известно, что один регулируемый ГСП может компенсировать от 2 до 5% изменения производительного промысла от номинального значения. Если отбор газа с промысла изменяется на большую величину, то производительность промысла изменяется дистанционно с диспетчерского пункта за счет дебита скважин базовых ГСП. Затем регулируемый ГСП вновь переводится на автоматический режим компенсации отбора газа с промысла. Система автоматического регулирования производительностью ГСП показана на рис.3.7.

Рисунок 3.7 - Система автоматического регулирования производительностью ГСП

Текущее значение давление газа в коллекторе при помощи манометра 8-2 (типа МП-П2 с пневмодатчиком) передается на вторичный прибор (типа ПВ 10.1Э) 8-4 и ПИ - регулятор (изодромный типа РЗ.21) 8-3, где оно сравнивается с заданным значением давления, подаваемым с ручного задатчика вторичного прибора. При рассогласовании текущего и заданного значений давления ПИ- регулятор выдает корректирующий импульс параллельно на все блоки БСО. При помощи блока умножения сигнала на постоянный коэффициент 1-10 типа ПФ1.9 достигается требуемое соотношение между дебитами скважин регулируемого ГСП. Если из всех скважин допускается одинаковый отбор газа, то прибор 1-10 исключается из БСО. Блок ограничения сигнала 1-11 типа ПП 11.1 поддерживает дебит скважины в допустимых пределах. Выходной сигнал с блока БСО изменяет задание регулятору 1-3 системы автоматического регулирования дебита скважины (рис.3.2). Следует отметить, что в этом случае задатчик вторичного прибора 1-4 отключен. Далее вступает в действие система автоматического регулирования дебита каждой скважины регулируемого ГСП. Принцип ее работы рассмотрен в разделе 3.2.

Дебит скважин на базовых ГСП регулирует при помощи систем, отличающихся от системы рис.3.7 отсутствием ПИ-регулятора 8-3 и блока БСО. Заданные значения расхода газа устанавливаются оператором при помощи ручного задатчика прибора 8-4 или диспетчером промысла по системе телемеханики. скважина жидкость расход стабилизация

Размещено на Allbest.ru