Автоматизация узла абсорбции установки комплексной подготовки газа Восточно-Таркосалинского месторождения

52



Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение 

высшего образования

Санкт-Петербургский горный университет



Кафедра Автоматизации технологических процессов и производств



                                                                             Допускается к защите в ГЭК

                                                                             Заведующий кафедрой АТПП

                                                                             __________________Бажин В.Ю.

                                                                             “__” ____________2016 г.





Выпускная Работа

(выпускная квалификационная работа бакалавра)



на тему: «Автоматизация узла абсорбции установки комплексной подготовки газа Восточно-Таркосалинского месторождения».



Направление 15.03.04– Автоматизация технологических процессов и производств 

                     (шифр) 		                  (наименование направления)             



Автор: студент гр.  АПН-12             120180            ____________      / Глазунов А.А./

      			                                        (шифр)			      (подпись)                          (Ф.И.О.)   



Научный руководитель:            доцент                                                /Никитина Л.Н./

      	                         (должность)		                    (подпись)		   (Ф.И.О.)   	                              

Рецензент:         _____________________          _______________            /                         /

                	(должность)		                    (подпись)		                 (Ф.И.О.)   	























Санкт-Петербург

2016 год




КОНСУЛЬТАНТЫ

Экономика, учет и финансы:           ассистент        ________________   /Рубис С. А./

      			              (должность)	                               (подпись)	                              (Ф.И.О.)   

Безопасность производств:           профессор           _______________      /Бокий Б. В./

      					     (должность)	                       (подпись)		     (Ф.И.О.) 

Иностранный язык:	                                      _______________        /                   /

                           				    (должность)	                            (подпись)	                       (Ф.И.О.)   




     Министерство образования и науки Российской Федерации

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

Санкт-Петербургский горный университет



кафедра автоматизации технологических процессов и производств



                                        утверждаю

					            Заведующий кафедрой АТПП, Бажин В.Ю.

		                                                   _____________________ ______________

                                                                         «______»_______________________2016 г







ЗАДАНИЕ НА ВЫПУСКНУЮ 

КВАЛИФИКАЦИОННУЮ РАБОТУ БАКАЛАВРА



Студенту группы      Глазунову А.А                  АПН-12                                      120180  

			   (ФИО)		    шифр  группы			 индекс					

Тема: «Автоматизация узла абсорбции установки комплексной подготовки газа Восточно-Таркосалинского месторождения ”

Исходные данные: регламент установки комплексной подготовки газа и другая информация, полученная  во время прохождения производственной практики

Тема специальной части: синтез и сравнение ПИ, ПИД и fuzzy регулятора для регулирования расхода газа после себя, разработка программного обеспечения аварийного останова процесса осушки газа      ___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________



Требования к графической части проекта и пояснительной записке содержатся в Методических указаниях по проектированию.



Руководитель проекта:    доцент       ____________________              Никитина Л. Н.   

                           должность                       подпись                                             ФИО



Задание принял к исполнению студент                                                        Глазунов А. А.

						        подпись                                     ФИО

Дата выдачи задания:   «_____»________________2016 г.




Аннотация

В представленной работе была разработана система автоматизированного управления процессом осушки газа и составлен алгоритм оповещения и останова процесса в случае аварийной ситуации. Квалификационная работа выполнена с использование материалов полученных во время прохождения производственной и преддипломной практик в ООО «Новатэк Таркосаленефтегаз», а также различных нормативных и проектных материалов, полученных в процессе изучения передовых методов автоматизации. 

В процессе работы был выполнен подбор регулятора, рассчитаны основные экономические показатели и рассмотрены показатели безопасности производственного процесса.  Работа содержит пояснительную записку объемом 70 страниц, которая включает в себя: 25 рисунков, 14 таблиц, 3 приложения и 7 источников. 

Annotation

In the present study we have developed a system of automated control of gas dehydration process and the algorithm of alert and stop the process in case of an emergency. Qualifying work is done with the use of materials obtained during the passage of industrial practice in "Novatek Tarkosaleneftegaz" LLC, as well as various regulations and design materials obtained in the course of studying advanced automation techniques.

In the process, the selection was made controller, designed the main economic indicators and indicators of process safety are considered. The work contains an explanatory memorandum of 70 pages, which includes 25 figures, 14 tables, 3 and 7 of the application sources.




Оглавление

	Аннотация	4

	Введение	6

	1.Общая часть.	8

	1.1.Общая характеристика производства	10

	1.2.Технологическая характеристика	10

	1.3.Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции	10

	1.4.Описание технологического процесса на производстве	14

	2.Автоматизация линии осушки газа.	19

	2.1.Структура АСУ ТП	19

	2.2.Описание функциональной схемы автоматизации	19

	2.3.Описание технических средств автоматизации	21

	2.4.Уровень автоматического управления (САУ)	29

	3.Специальная часть	34

	3.1.Разработка алгоритма ликвидации аварийных ситуаций на линии осушки газа	34

	3.2.Подбор и настройка регулятора для управления давлением внутри абсорбера.	38

	4.Экономический расчет заработной платы и основных фондов	44

	5.Безопасная эксплуатация производства	49

	5.1.Опасные производственные факторы	49

	5.2.Технические решения, направленные на обеспечение безопасности	50

	5.3.Характеристика используемых веществ	56

	Список литературы	60












Введение

В данный момент каждое крупное производство в стране использует средства автоматизации, как в технологическом процессе так и в бизнес планировании. В связи с использованием АСУ ТП появилась возможность управлять процессом без непосредственного участия человека. В связи с этим уменьшается возможность аварийных ситуация связанных с человеческим фактором, а самое главное, появляется возможность более точно и рационально управлять процессом. 

В представленной работе будет рассмотрена установка абсорбции газа на основе цеха осушки газа УКПГ Восточно-Таркосалинского месторождения, обеспечивающая нужные показатели содержания воды в газе, для поставки его потребителю и в магистральный трубопровод транспортирующий газ нашим западным партнерам. 

Восточно-Таркосалинское месторождение было открыто в 1971 году. Добыча нефти на месторождении ведется с 1994 года по настоящий момент, разработка газовых залежей началась в 1998 году, так же с 2001 года ведется добыча конденсата – с 2001 года. На данный момент месторождение позволяет поставлять до 20 миллиардов м3 газа. Газовые скважины находятся на глубине до 1200 метров, залежи нефти начинаются на глубине 2900 метров.

Целью проекта является автоматизация линии абсорбции газа.

Задачами дипломного проекта являются:

Изучение технологии осушки природного газа;

Проектирование АСУ ТП для данной установки;

Подбор оборудования КИП и средств автоматизации;

Разработка алгоритма автоматического оповещения и блокировки в случае аварийной ситуации;

Подбор регулятора для регулирования расхода ТЕГа.

Точка росы является основным показателем содержания воды в газе, в свою очередь основной целью установки комплексной подготовки газа является снижение содержания воды в продукте, для уменьшения вероятности гидратообразования в трубопроводе. Таким образом актуальность данной работы обосновывается фундаментальностью данного процесса в технологической линии подготовки газа.

АСУ ТП обеспечивает согласованную работу оборудования в условиях непрерывного производства,  гарантирует сбор и хранение информации со всех участков производства, отличается высокой оперативностью действий и принятия решений, что позволяет повысить уровень безопасности во время эксплуатации технологического оборудования.

В бакалаврской работе был использован технический регламент УКПГ Восточно-Таркосалинского месторождения 2011 года.




1.Общая часть.

	В данном дипломном проекте рассматривается установка абсорбции газа в составе УКПГ  Восточно-Таркосалинсокго месторождения ООО «Новтек Таркосаленефтегаз». 

Абсорбция газа — поглощение отдельных компонентов из газовых смесей всем объемом абсорбента c образованием раствора. Абсорбция — основа технологического процесса извлечения паров воды.

Абсорбция — процесс избирательный и обратимый. Обратный процесс — выделение растворенного газа из раствора — называется десорбцией. Сочетание десорбции c абсорбцией позволяет многократно использовать поглотитель и выделять абсорбирующие компоненты в чистом виде. В процессе абсорбции природного газа в качестве абсорбента используется триэтиленгликоль, а в качестве абсорбируемого вещества оказывается капельная жидкость уносимая газом.

Разработка нефтегазовых месторождений на Ямале является стратегиской задачей нашей страны, огромные запасы не имеющие аналогов в России делают ЯМАЛ самым перспективным субьектом в качестве плацдарма для развития технологий промышленности, и не смотря на быстрое разведывание месторождений в других регионах, масштабы запасов на Ямале еще долгое время будут оставлять позади другие регионы в перспективах развития.

ООО «Новатэк Таркосаленефтегаз» является 100% дочерним обществом ОАО «Новатэк» имеет лицензию на разведку и добычу углеводородов на Восточно-Таркосалинском месторождении с 1971 года, добыча нефти производится с 1994 года, природного газа с 1998, газового конденсата с 2001.

Новатэк использует современное оборудование и сотрудничает со многими партнерами за пределами Российской Федерации, что бы достичь минимальных затрат для получения продукта наивысшего качества. 

Основным продуктом УКПГ является сухой газ.

Требования, предъявляемые к товарной продукции УКПГ, регламентируются отраслевыми (ОСТ) и государственными (ГОСТ) стандартами. 

Для газа, подаваемого в магистральные газопроводы, главным показателем качества является точка росы. В зимний период она не должна превышать -20 оС в летний -10 оС. Помимо этого ОСТ регламентирует такие потребительские свойства газа, как теплота сгорания и допустимое содержание сернистых соединений.

Природный газ представляет собой смесь газов, образовавшихся в результате анаэробного разложения органических веществ в недрах земли, тем самым относясь к группе осадочных горных пород и являясь полезным ископаемым. В условиях залегания в недрах земли или в пластовых условиях природный газ находится в газообразном состоянии в виде отдельных газовых скоплений – залежей либо в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, а также в растворенном состоянии в нефти или в воде.

В нормальных условиях, предусматривающих 101,325кПа и +20С, природный газ находится в исключительно газообразном состоянии, тогда как в других условиях может иметь кристаллическую форму в виде естественных газогидратов. 




1.1.Общая характеристика производства

1.2.Технологическая характеристика

Товарной продукцией, получаемой на УКПГ, является природный газ, соответствующий СТО 089-2010. Готовая товарная продукция замеряется (хозрасчетный замер) и по подземному газопроводу внешнего транспорта (далее – ГВТ) подается в систему магистральных газопроводов Уренгой-Сургут-Челябинск с давлением до 7,5МПа. 

Расчетный компонентный состав пластового газа на входе УКПГ на 2015 год представлен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 

Расчетный компонентный состав газа на 2015 год.

Состав

мольная доля

масс, доля

Азот

0,0009996

0,0011432

Метан

0,79551

0,51769

Диоксид углерода

0,00534

0,00954

Этан

0,08322

0,10152

Пропан

0,04015

0,07182

изо-Бутан

0,00972

0,02292

н-Бутан

0,01239

0,02922

изо-Пентан

0,00459

0,01343

н-Пентан

0,00413

0,01208

Метанол

0,00006

0,00008

Вода

0,00709

0,00519

Сумма С5+

0,04651

0,24202

Мол. масса

24,65



1.3.Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции

Сопутствующие пластовому газу пластовые воды слабо минерализованы. По своему химическому составу воды преимущественно хлоридно-натриевые. Характеристика пластовых вод указана в таблице 2.2.




Таблица 2.2

Характеристика пластовых вод

№

п/п

НАИМЕНОВАНИЕ

Значения

1

Общая минерализация, г/л

16,4-19,5

2

Ионы Na+ + К+, % экв.

92 98

3

Ионы C?-, % экв.

9398

4

Ионы Са++, % экв.

35

5

Ионы Mg++, % экв.

2 3

6

Карбонаты, % экв.

2 7

7

Сульфаты, % экв.

не обнаружены

8

Нитраты, % экв.

не обнаружены

9

Микрокомпоненты, мг/л





- бром

35,2 46,9



- йод

11,6 14,9



- фтор

0,5 2,5



- аммоний (NH4)

12,6

10

Плотность, г/см3

1,007 1,090

 




Таблица 2.3

Характеристика и показатели качества применяемых химических реагентов: абсорбента, ингибиторов гидратообразования и коррозии

№ п/п

Наименование показателей

Ед-ца измерения

Норма по ТУ, ГОСТ, проект

Показ-ли, обязат. для проверки

Примечание

1

2

3

4

5

6

1

Триэтиленгликоль (ТЭГ)

СН2СН2-ОН

О

СН2-СН2-О-

-СН2СН2ОН

ТУ 6-01-5-88







Высококонцентрированный 98,5% ТЭГ марки А, применяется в качестве абсорбента влаги в схеме осушки газа; горючая взрывобезопасная жидкость

Твсп = + 1540С

Тсамовоспл. = + 3710С

Концентрационные пределы воспламенения паров в воздухе: нижний 0,9% об.,
верхний 9,2 % об.

Относится к вредным веществам 3-го класса по ГОСТ 12.1.007, ПДК в воздухе рабочей зоны 10 мг/м3; смешивается с водой в любых соотношениях.

1.1

- плотность при 20С

г/см3

1,124-1,127

+



1.2

- внешний вид

бесцветная или желтоватая жидкость без механических примесей

+



1.3

- массовая доля воды, не менее

%

1,5-3,5

+



1.4

- массовая доля ТЭГ, не менее

%

96,5-98,5

+



1.5

- массовая доля механических примесей, не более

мг/дм3

5

+



1.6

- концентрация водородных ионов

рН

6,5-8,5

+



2

Регенерированный раствор триэтиленгликоля (РТЭГ)







Свойства регенерированного ТЭГа аналогичны свойствам чистого триэтиленгликоля.

2.1

- плотность при 20ОС

г/см3

1,124-1,127

+



2.2

- внешний вид

бесцветная или желтоватая жидкость

+



2.3

- массовая доля

ТЭГа, не менее

%









зимой



98,5

+





летом



96

+



2.4

- массовая доля механических примесей, не более

мг/дм3

5

+



2.5

- температура

0С

15-20

+



2.6

- показатель концентрации водородных ионов

рН

6,5-8,5

+







№ п/п

Наименование показателей

Ед-ца измерения

Норма по ТУ, ГОСТ, проект

Показ-ли, обязат. для проверки

Примечание

1

2

3

4

5

6

3

Насыщенный раствор триэтиленгликоля (НТЭГ)







Свойства насыщенного ТЭГа аналогичны свойствам чистого гликоля.

Насыщенный ТЭГ подается на установку огневой регенерации ТЭГа.

3.1

- плотность при 20ОС

г/см3

1,120-1,121

+



3.2

- внешний вид

бесцветная или желтоватая жидкость

+



3.3

- массовая доля ТЭГа, не менее











зимой



96,0

+





летом



93,5

+



3.4

3.5

3.6

- температура

начала разложения

- показатель

концентрации водородных ионов

- массовая доля механических примесей, не более

0С

рН

мг/дм3

206

6,5-8,5

50

+

+

+



 Продолжение таблицы 2.3 


1.4.Описание технологического процесса на производстве

	Предварительно отсепарированный и, в зависимости от принятой технологической схемы, сжатый газ из межцехового коллектора Ду1000 распределяется на пять потоков и пятью индивидуальными газопроводами Ду400 поступает в отделение осушки на технологические линии, в абсорберы 12А-01-1…5.

Технологические линии осушки идентичны.

Ниже приведено описание технологической схемы применительно к первой технологической линии - абсорберу 12А-01-1.

На входном газопроводе абсорбера установлен пневмогидравлический кран-отсекатель 12МК-03-1 имеющий три режима управления:

? местное, с изменением положения ручным дублером;

? дистанционное с АРМ оператора-технолога;

? автоматическое - закрытие при срабатывании блокировок S1-1, S2-1, S4-1, S12, S13, S14.

Измерение расхода газа, выходящего из абсорбера, выполняется расходомером переменного перепада 12FЕ-01-1 – 12FТ01-1 с приведением к нормальным условиям по температуре (поз.12ТТ-01-1) и давлению (поз.12РТ-01-1).

Регулирование расхода газа по технологической линии выполняется воздействием на регулирующий клапан поз. 12FPCV01-1, установленный на выходном газопроводе абсорбера. Задачей регулирования является равномерное распределение расхода газа на каждый работающий на данный момент абсорбер с коррекцией давления после себя.

Из входных коллекторов газ поступает в сепарационную секцию абсорбера 12А-01-1, где из отсепарированного газа выделяется остаточная капельная жидкость (пластовая вода) и механические примеси.

Выделившаяся из газа жидкость по уровню отводится из сборника жидкости и поступает в сборный коллектор и далее выводится из отделения осушки и поступает в цеха сепарации №1 или №2 в отделение дегазации пластовых вод в дегазаторы Д-101-1,2,3.

Уровень жидкости в сепарационной секции абсорбера 12А-01-1 автоматически регулируется воздействием на клапан поз. 12LCV-02-1 с регистрацией и сигнализацией аварийно-максимального (LAHH) и минимального (LALL) уровней. Предусмотрен местный указатель уровня – LG.

Для предотвращения проскока газа в отделение дегазации в дегазаторы Д-101, имеющие ограниченную пропускную способность по газу, при аварийно-низком уровне, индивидуальный датчик поз.12LSТ01, автоматически закрывается (LALLCо) электроприводная задвижка 12МК10-1.

Электроприводная задвижка 12МК-10-1 имеет три режима управления:

? местное, с изменением положения ручным дублером;

? дистанционное с АРМ оператора-технолога;

? автоматическое - закрытие при срабатывании блокировок S5-1, S12, S13, S14.

Контроль давления и температуры в сепарационной секции выполняется по месту техническим манометром (поз.12PI-01-1) и термометром (поз.12TI-01-1).

Природный газ из сепарационной секции через полуглухую тарелку поступает в массообменную секцию абсорбера. В противотоке сверху вниз стекает триэтиленгликоль, поступающий в абсорбер на верхнюю пятую тарелку. Конструкцией абсорбера предусмотрена возможность подачи РТЭГа на третью тарелку. На контактных тарелках происходит барботажный массообмен влажного газа и гигроскопического гликоля, при котором абсорбцией извлекается водяной пар из газового потока.

С верхней тарелки отводится в секцию фильтрации осушенный газ, в полуглухую тарелку стекает насыщенный ТЭГ.

Количество РТЭГа, подаваемого в абсорбер на осушку, зависит от расхода газа, температуры контакта, концентрации РТЭГа.

Регулирование расхода РТЭГа, поступающего в абсорбер 12А01-1, с коррекцией по влажности осушенного газа выполняется воздействием на клапан поз. 12FMCV 02-1 с индикацией и регистрацией расхода РТЭГа и влажности газа, а также сигнализацией минимального расхода (FAL) и максимальной влажности (МАН) по датчику 12МТ01-1.

Для предотвращения обратного хода газа в трубопровод подачи РТЭГа перед входом в абсорбер на трубопроводе установлен обратный клапан.

На трубопроводе подачи РТЭГа в абсорбер установлена электроприводная задвижка 12МК 08-1, имеющая три режима управления:

? местное, с изменением положения ручным дублером;

? дистанционное с АРМ оператора-технолога;

? автоматическое - закрытие при срабатывании блокировок S6, S12, S13, S14.

Насыщенный абсорбируемой влагой гликоль (НТЭГ) стекает на полуглухую тарелку массобменной секции абсорбера и под контролем уровня на тарелке поступает в сборный цеховой коллектор насыщенного ТЭГа и далее в цех регенерации НТЭГа. Уровень НТЭГа на полуглухой тарелке массообменной секции абсорбера 12А-01-1 регулируется воздействием на клапан поз. 12LCV-01-1 с индикацией его значений.

Предусмотрен местный указатель уровня на полуглухой тарелке LG. Для предотвращения проскока газа в дегазаторы НТЭГа цеха регенерации гликоля при аварийно низком уровне и срабатывании блокировки (LALCо) автоматически закрывается электроприводная задвижка 12МК-09-1.

Электроприводная арматура 12МК-09-1 имеет три режима управления:

? местное, с изменением положения ручным дублером;

? дистанционное с АРМ оператора-технолога;

? автоматическое - закрытие при срабатывании блокировок S4-1, S12, S13, S14.

Контроль температуры отводимого из абсорбера 12А-01-1 НТЭГа выполняется дистанционно с показанием на АРМ оператора-технолога, датчик температуры 12ТТ-02-1 установлен на полуглухой тарелке. Предусмотрен также местный контроль температуры 12TI-02-1, термометр установлен на выходящем трубопроводе.

Дополнительно по абсорберу 12А-01-1 предусматривается:

? контроль перепада давления на фильтрующей секции датчиком поз.12PdT01-1 с индикацией, предупредительной (PdAH) и аварийной (PdAHН) сигнализацией максимально допустимого значения на АРМ оператора-технолога;

? контроль перепада давления по абсорберу выполняется на АРМ оператора-технолога по показаниям значений давления газа на входе в абсорбер, поз. 12РТ01-1, на выходе из абсорбера, поз. 12РТ02-1.

Из абсорбера 12А01-1 газ, осушенный до требуемых кондиций ("минус" 20оС в зимний период, "минус" 10оС в летний период), по индивидуальному газопроводу Ду400 выводится из отделения и поступает в общий коллектор товарного газа Ду1000 межцеховых коммуникаций.

? На индивидуальном выходном газопроводе Ду400 абсорбера 12А-01-1 установлены по ходу газа:

? предохранительный клапан 12ПК-02-1;

? датчик контроля "точки росы" газа поз.12МТ-01-1;

? боковой отвод для разгрузки Ду80 с пневмоприводным краном 12МК-05-1 и дроссельной шайбой Ду25;

? датчик расхода газа 12FE-01-1;

? боковой отвод Ду50 для отбора газа на технологические нужды ДКС и ГФУ сжигания промышленных стоков.

? клапан регулирования расхода, поз. 12FPCV01-1;

? датчики контроля давления, поз.12РТ02-1 и 12РТ03-1 (до и после регулирующего клапана поз. 12FPCV01-1);

? пневматический кран 12МК-04-1.

Продувочный пневмоприводной кран 12МК-05-1 имеет три режима управления:

? местное, с изменением положения ручным дублером;

? дистанционное с АРМ оператора-технолога;

? автоматическое - открытие при срабатывании блокировки S14 (остановка цеха осушки при пожаре).

Пневмокран 12МК-04-1 имеет три режима управления:

? местное, с изменением положения ручным дублером;

? дистанционное с АРМ оператора-технолога;

? автоматическое - закрытие при срабатывании блокировок S1-1; S2-1; S3-1; S12; S13; S14.

Перечень дистанционно управляемых кранов с пневмоприводом и электроприводных задвижек, установленных в цехе осушки на каждой технологической линии (абсорбере) и на узле концевого охлаждения РТЭГа, приведен в таблице 3.6.

Сигналы положения дистанционно управляемых кранов и задвижек "открыто-закрыто" выведены на АРМ оператора-технолога. В случае автоматического закрытия кранов либо задвижек, в исходное положение арматура "переставляется" дистанционно после ликвидации аварии.

В качестве пневмоагента приводов кранов используется транспортируемый по трубопроводу газ (краны оборудуются индивидуальными фильтрами-осушителями).

Электрозадвижки комплектуются приводами во взрывозащищенном исполнении, питание напряжением 380В, 50Гц.

Установленный на выходном газопроводе Ду400 предохранительный клапан поз. 12ПК-02-1 предназначен для защиты абсорбера 12А-01-1 от превышения давления при тепловом расширении газа и паров ТЭГа при пожаре.

При аварийном срабатывании предохранительного клапана сбрасываемый газ поступает в цеховой свечной коллектор высокого давления Ду400, Ру4,0МПа, который далее, на межцеховых коммуникациях, подключается к общему свечному коллектору высокого давления Ду1000, Ру4,0МПа свечи рассеивания УКПГ – Св-1,2.

Разгрузка технологической линии при аварийной либо плановой остановке выполняется по продувочному трубопроводу высокого давления Ду80 Ру4,0МПа, который подключается к цеховому свечному коллектору Ду400 Ру4,0МПа.



Схема линии цеха осушки газа, цех состоит из пяти идентичных линий



Рисунок 2.1 Схема цеха осушки газа





2.Автоматизация линии осушки газа.

2.1.Структура АСУ ТП

АСУ ТП УКПГ Восточно-Таркосалинского месторождяния предназначена для управления процессом в режиме реального времени и получения выходного продукта заданного качества. Кроме того, система предназначена для уменьшения аварийной опасности, увеличения экономической выгоды. 

	 Система выполняет функции:

Сбора и обработки информации о состоянии процесса.

Расчета управляющих воздействий и направления управляющего сигнала на объект управления.

Поддержания наиболее рационального режима работы.

Выявления и предотвращения аварийных ситуаций.

Отображения текущих параметров процесса.

Записи и хранения информации о состоянии процесса в определенные периоды времени, срабатывании сигнализаций.

Учета наработки оборудования.

Формирования отчетов.

АСУТП организуется в виде распределенной системы управления на базе DeltaV фирмы Emerson Process Management.

2.2.Описание функциональной схемы автоматизации

Средства контроля и автоматизации выполняют по цеху осушки газа следующие функции:

- Местное измерение температуры и давления газа в сепарационной секции;

- Местное измерение температуры НТЕГа на полуглухой тарелке и на выходе из абсорбера;

- Автоматическое регулирование уровня жидкости в сепарационной секции абсорбера электроприводным клапаном Клр2;

- Автоматическое регулирование уровня НТЕГа на полуглухой тарелке абсорбера электроприводным клапаном Клр3;

- Автоматическое регулирование подачи РТЕГа электроприводным клапаном Клр4 по температуре точки россы газа на выходе из абсорбера;

- Аварийная сигнализация по давлению в абсорбере;




Наименование оборудования, приборов и средств автоматизации

Обозначение оборудования, приборов и средств автоматизации

Количество ед. оборудования, приборов и средств автоматизации







Контроллер

Emerson Delta-V MD Plus VE3006

1

Преобразователь перепада давления

Метран-100-Ех-ДД-1495-02-МП-t8-010-40кПа-16-24-С-ВИ/К1/4

1

Преобразователь избыточного давления

Метран-100-Ex-ДИ-1430-02-МП1-t10-015-40кПа-25-42-ШР22/А30-М20СКТ

2

Уровнемер

Сапфир-22МП-ДУ-Ех

3

Преобразователь точки росы

КОНГ-ПРИМА-2

1

Термопреобразователь сопротивления

Метран 250-ТП-Ex

3

Таблица 3.1

Перечень средств контроля и автоматизации

Таблица 3.2

Перечень условий включения средств противоаварийной защиты

№ позиции защиты

Условия

Действия

1

Загазованность цеха осушки газа 10-20% 

1) Закрытие входного крана Клр1

2) Включение аварийной вентиляции

2

Превышение аварийной уставки уровня жидкости в сепарационной части абсорбера

1) Автоматическая отсечка запорного клапана Клр1

2) Открытие сливного Клр2

3) Открытие Клр5 на свечу

2

Превышение аварийной уставки давления в абсорбере 9,5МПа

1) Закрытие входного крана Клр1

2) Открытие сливного клапана Клр2

3) Открытие Клр5 на свечу

4) Открытие Клр6 для подачи азота, для продувки системы






2.3.Описание технических средств автоматизации

Интеллектуальные датчики давления серии Метран-100 предназначены для измерения и непрерывного преобразования в унифицированный аналоговый токовый сигнал или цифровой сигнал в стандарте протокола HART, или цифровой сигнал на базе интерфейса RS485 следующих входных величин: избыточного давления, абсолютного давления, давления разрежения, разности давлений, гидростатического давления.

Датчики имеют обыкновенное (Метран-100) и взрывозащищенное (Метран-100-Ех) исполнение. Датчики имеют два типа взрыва защиты: взрывобезопасный ExibIICT5X, особовзрывобезопасный ExiaIICT5X. Представленные датчики соответствуют ГОСТ 22782.5-78 и предназначены для установки в зонах с уровнем взрывоопасности согласно 7.3 ПУЭ-86 и другим нормативным документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных условиях. 

Датчики выполнены в виброустойчивом противокоррозионном покрытии. По устойчивости к климатическим воздействиям датчики класифицируется по следующим видам исполнения: УХЛ* категории размещения 3.1 по ГОСТ 15150-69 (исполнение В4 по ГОСТ 12997-840, но для работы при тем- пературе от плюс 5_5 до плюс 50 °C; У* категории размещения 2 по ГОСТ 15150-69 (исполнение С4 по ГОСТ 12997-84),_5 но для работы при темпе- ратуре от – 30 до плюс 50 °C. Выпускаются по ГОСТ 22520-85, ТУ 4212-001-12580824-93.

Устройство и работа датчика Метран-100-Ех-ДИ. 

Конструкция датчика представлена на рисунке 3.1. Сенсорный блок датчика состоит из корпуса 1, рычажного тензопреобразователя 2, измерительной мембраны 3, жесткого центра со штоком 4, электронного преобразователя 5, штуцера 6. Измеряемое избыточное давление Р воздействует на мембрану 3 и преобразуется в усилие на жестком центре, которое через шток 4 передается на рычаг тензопреобразователя 2. Перемещение конца рычага вызывает деформацию измерительной мембраны тензопреобразователя. На измерительной мембране размещены тензорезисторы. Тензорезисторы соединены в мостовую схему. Деформация измерительной мембраны вызывает изменение сопротивления тензорезисторов и разбаланс мостовой схемы. Электрический сигнал, образующийся при разбалансе мостовой схемы, подается в электронный преобразователь 5. Электронный преобразователь преобразует электрический сигнал от тензопреобразователя в стандартный токовый выходной сигнал. 










Рисунок 3.1 - Схема датчика Метран-100-Ех-ДИ: 

1 – корпус; 2 – рычажный тензопреобразователь; 3 – измерительная мембрана, 4 – шток; 5-электронный преобразователь; 6-штуцер; Р-измеряемое давление.

Устройство и работа датчика Метран-100-Ех-ДД. 

	Между фланцем 1 и корпусом 2 крепится мембрана 3. К 3 мембране приваривается жесткий центр 4. Жесткий центр с помощью тяги 5 соединен с рычагом тензопреобразователя 8. Положительное давление подается в камеру 6, а отрицательное в камеру 7. Измеряемое давление, поданное в камеру 6 или 7, воздействует на мембрану и перемещает ее. Перемещение мембраны через жесткий центр 4 и тягу 5 передается на рычаг тензопреобразователя. Перемещение рычага вызывает деформацию мембраны тензопреобразователя, с которой жестко соединен рычаг. На мембране тензопреобразователя расположены тензорезисторы. Деформация мембраны тензопреобразователя вызывает изменение сопротивления тензорезисторов, что приводит к возникновению электрического сигнала. Электрический сигнал с сенсорного блока поступает для обработки в электронный преобразователь. 




	

	Рисунок 3.2 - Схема измерительного блока датчика Метран -100-Ex-ДД: 1 – фланец; 2 – корпус; 3 – мембрана, 4 – центр, 5 – тяга; 6, 7 – камера; 8 – тензопреобразователь.



Преобразователь измерительный уровня буйковый САПФИР-22ДУ-Ex.

Преобразователи (рисунок 3.3) предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами, в том числе, со взрывоопасными условиями производства и обеспечивают непрерывное преобразование значения измеряемого параметра - уровня жидкости или уровня границы раздела жидких фаз как нейтральных, так и агрессивных сред — в стандартный токовый выходной сигнал дистанционной передачи [4].

Преобразователь состоит из измерительного блока (рисунок 3.5) и электронного преобразователя.





Рисунок 3.3 - Измерительный блок преобразователя измерительного уровня буйковый САПФИР-22ДУ-Ex: 1 – буек; 2 – рычаг; 3 – втулка; 4 – мембрана; 5 – гидравлический демпфер; 6 – лента; 7 – тензопреобразователь; 8 – клеммный зажим; 9 – дроссель; 10 – крышка; 11 – основание; 12 – трубчатый корпус; 13 – ограничитель; 14 – колпачок.

	Термопреобразователь сопротивления Метран 281 Exd.

Вкачестве первичного преобразователя в Метран 281 используются чувствительные элементы из термопарного кабеля с номинальной статической характеристикой (НСХ) типа К по ГОСТ 6616.  Диапазон измеряемых   температур -50…1000 oС.  Погрешность по аналоговому и цифровому сигналу сигналу 0,3%.






Рисунок 3.4 - Термопреобразователь сопротивления Метран 281-Ехd. 



Рисунок 3.5 – Схема подключения преобразователя сопротивления Метран 281-Exd.

Анализатор точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-2».

Предназначен для измерения температуры точки росы по влаге природного газа или других газов при рабочем давлении во взрывоопасных зонах и передачи информации в другие системы.

Прибор также может использоваться в качестве индикатора конденсируемости углеводородов, содержащихся в природном газе.

ПТР «КОНГ-Прима-2» широко применяются в системах газодобывающей промышленности в качестве датчика точки росы по влаге в течение последних 10 лет.

Преобразователь выполнен во взрывозащищенном исполнении и может устанавливаться во взрывоопасных зонах в соответствии с маркировкой 1ExsdIIAT3.

Особенности:

измерение точки росы при рабочем давлении до 10 МПа;

короткий цикл измерения точки росы (не более 8 минут);

миниатюрный волоконно-оптический чувствительный элемент;

автоматическая диагностика состояния чувствительного элемента и других компонентов измерителя;

автоматическая регенерация чувствитель.......................