ИНФОРМАЦИОННО-УПРАВЛЯЮЩАЯ СИСТЕМА УСТАНОВКИ ГЛИКОЛЕВОЙ ОСУШКИ ГАЗА

1 2 3

---

АВТОМАТИЗАЦИЯ, УКПГ, ОСУШКА, ДИЭТИЛЕНГЛИКОЛЬ, ВЛАЖНОСТЬ, ТОЧКА РОСЫ, ДАТЧИК, CONTROLLOGIX 5580, АЛГОРИТМ, ПРОГРАММА, САР, НАСТРОЙКИ РЕГУЛЯТОРА, SCADA, ИНТЕРФЕЙС ОПЕРАТОРА

 

Объектом исследования является установка гликолевой осушки газа на УКПГ.

Цель работы – проектирование информационно-управляющей системы установки гликолевой осушки газа с учетом специфики технологического объекта и современного уровня развития средств промышленной автоматизации.

Для повышения качества управления установкой гликолевой осушки газа разработана информационно-управляющая система с классической трехуровневой структурой.

На нижнем уровне применены приборы КИПиА преимущественно производства Siemens. Контроллер ControlLogix 5580 был выбран в качестве наилучшего решения для построения ИУС установки.

Для верхнего уровня ИУС разработан выбрана конфигурация АРМ оператора. Программное обеспечение АРМ оператора установки разработано с применением программного пакета RSView32. 

Рассчитаны оптимальные настройки для системы автоматического регулирования уровня ДЭГа а абсорбере.

Содержание

Введение

1 Технологический процесс осушки газа

1.1 Общая характеристика установки осушки газа в составе газового промысла

1.2 Описание технологического процесса установки осушки

2 Автоматизация технологического процесса гликолевой осушки газа

2.1 Описание функциональной схемы автоматизации

2.2 Архитектура АСУ ТП установки регенерации ДЭГа

2.3 Выбор технических средств нижнего уровня

2.3.1 Требования к техническим средствам КИПиА

2.3.2 Первичные преобразователи

2.3.3 Исполнительные механизмы

3 Программируемый логический контроллер в ИУС гликолевой осушки газа

3.1 Обоснование выбора контроллера

3.2 Выбор проектной конфигурации контроллера

3.3 Разработка программного обеспечения контроллера

3.3.1 Алгоритмы управления

3.3.2 Программная реализация алгоритмов

3.4 Верхний уровень АСУ ТП

3.4.1 Рабочее место установки гликолевой осушки газа

3.4.2 Выбор инструментария для разработки интерфейса оператора

3.5 Выбор протокола обмена информацией

3.6 Схема внешних электрических соединений

4 Расчет оптимальных настроек регулятора уровня

4.1 Идентификация объекта регулирования по переходной характеристике

4.2 Определение параметров настройки регулятора

4.3 Выводы по разделу

Заключение

Список использованных источников

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

Приложение Д

Введение

Прирост ежегодной добычи газа в России обусловлен, с одной стороны, расширением экспорта газа в Европу из-за природно-климатических факторов (холодные зимы в Европе), с другой стороны, повышением конкурентоспособности российского газа по сравнению с другими энергоносителями [1]. 

Основными видами продукции российских газодобывающих предприятий являются природный газ, подаваемый в газотранспортную систему, качество которого регламентируется СТО Газпром 089-2010 [2]. Этот документ устанавливает требования к значениям температур газа (точек росы по углеводородам и водной фазе). Температура на выходе установки комплексной подготовки газа (УКПГ) должна точно поддерживаться на уровне 0…минус 2 °С. 

В промысловых условиях обеспечение довольно жестких требований к точке росы газа зависит от многих эксплуатационных показателей – рабочих значений давления и температуры, состава газа на входе установки, концентрации регенерированного абсорбента и т.д. Точность измерения и поддержания на заданном уровне технологических параметров должна быть весьма высокой. К примеру, температура поступающего в абсорбер диэтиленгликоля, с одной стороны, не должна превышать температуру газа больше, чем на 6-8 °С, это может привести к увеличению его потерь, а с другой стороны, не должна быть ниже температуры газа, так как это приводит к вспениванию абсорбента и возникновению явления захлебывания тарелок с увеличением перепада давления в колонне [3]. 

В области добычи и подготовки газа к транспорту приоритетными задачами на сегодняшний день и на долгосрочную перспективу являются разработка и внедрение АСУ ТП, использующих последние достижения в области вычислительных средств, систем автоматизации и коммуникации [4].

Целью работы является проектирование информационно-управляющей системы установки гликолевой осушки газа с учетом специфики технологического объекта и современного уровня развития средств промышленной автоматизации.

 

Технологический процесс осушки газа

Общая характеристика установки осушки газа в составе газового промысла

 

Установка гликолевой осушки газа осуществляет подготовку к транспорту природного газа, добываемого из сеноманской залежи Уренгойской площади Уренгойского газоконденсатного месторождения. Длина залежи составляет 180 км, ширина от 23 до 50 км, площадь газоносности 4750 км2. Начальное значение пластового давления Рпл=12,5 Мпа [5]. 

Установка гликолевой осушки функционирует в составе установки комплексной подготовки газа (УКПГ), которая включает в себя:

• систему внутрипромысловых газосборных коллекторов от кустов скважин;

• здание переключающей арматуры;

• цех очистки газа;

• два коллектора сбора сырого газа после ППА на ДКС I ступени;

• два технологических цеха №1 и 2 очистки и осушки газа с двумя установками вакуумной регенерации ДЭГа в каждом цехе по 6 технологических ниток осушки газа;

• два коллектора осушенного газа, подключенных к ДКС-2 ступени;

• два узла редуцирования газа на собственные нужды;

• аварийная дизельная электростанция;

• 12 секций аппаратов воздушного охлаждения АВО 1-12;

• коллектор сброса газа на факел;

• узел замера газа;

• факел Ду 1000, Н-45м;

• две системы канализации промстоков и хозстоков с насосной станцией и очистными сооружениями;

• склад ГСМ и метанола с насосами;

• блок вспомогательных помещений;

• блок производственно-подсобных помещений [4].

Описание технологического процесса установки осушки

 

В целях предупреждения крайне нежелательного осложнения, которое может возникнуть в процессе транспортировки газа – гидpатообpазования –примененяются установки осушки газа высокой надежности и эффективности. Относительная влажность газа, транспортируемого по внутрипромысловым газосборным коллекторам непосредственно от скважин, составляет 100% (газ насыщен влагой). В следствие этого, при снижении температуры (за счет теплообмена с окружающей средой, прежде всего в зимнее время, и за счет дросселирования, связанного с потерями давления на трение) возможна конденсация жидкости.

Предотвращение этого явления и ликвидации образовавшихся кристаллогидратов (гидpатных пробок) возможно путем подачи в коллекторы газосборной сети метанола в качестве ингибитора гидpатообpазования.

Также имеет место тенденция по мере падения пластового давления увеличения содержания пластовой воды и мехпримесей в газе. Однако требования к газу, к компримируемому агрегатами ГПА-Ц-16, высоки и должны в точности соответствовать СТО Газпром 089-2010 [2].

Сырой газ из общего коллектора Ду 1000 12-ю параллельными потоками с температурой 10-12 оC и давлением 3,49-3,79 МПа поступает на технологические нитки осушки. Все нитки идентичны. Описание технологического процесса обработки газа приводится для одной из них.

Технологическая цепочка каждой нитки состоит из: сепаратора С-201, многофункционального абсорбера А-201 и блока фильтров Ф-201.

Назначение сепаратора С-201 – отделить газ от пластовой воды и конденсата. Отсепарированная жидкость сбрасывается в разделительную емкость Е-310 через фильтр.

Абсорбер А-201 – аппарат колонного типа высотой 16 м и диаметром 1200 мм, разделенный функционально на три секции: секция сепарации, секция абсорбции и секция улавливания гликоля.

В нижней сепарационной части абсорбера А-201 происходит доулавливание пластовой воды. Уровень жидкости в сепарационной части абсорбера регулируется клапаном регулятором с сигнализацией максимального и минимального уровня на пульте. Газ, содержащий конденсационную влагу, из сепарационной части абсорбера поступает в поглотительную секцию абсорбера, где многократно контактируя с раствором ДЭГа, осушается. Механизм осушки газа представляет собой процесс абсорбции влаги, находящейся в парообразном состоянии, концентрированным раствором диэтиленгликоля. Концентрированный ДЭГ, сливаясь вниз по тарелкам, поглощает влагу из газа, при этом сам насыщается влагой и концентрация его снижается с 99,3% вес. до 97,3 вес. Насыщенный ДЭГ собирается на глухой тарелке абсорбера и автоматически отводится на установку регенерации ДЭГа.

Расход газа через технологическую нитку регулируется клапаном регулятора, установленном на выходе газа из фильтра Ф-201, и контролируется диафрагмой, установленной на выходе осушенного газа из абсорбера 

Насыщенный раствор ДЭГа с концентрацией 97,3+-0,2% весов. Собирается на глухой тарелке поглотительной секции абсорбера и через клапан регулятора уровня поступает в выветриватель В-301. Уровень НДЭГа поддерживается клапаном регулятора со световой сигнализацией максимального и минимального уровня. При снижении уровня на глухой тарелке абсорбера ниже минимально допустимого, срабатывает отсечной клапан установленный на линии выхода НДЭГа перед клапаном-регулятором.

Расход регенерированного ДЭГа в абсорбер в зависимости от расхода газа регулируется с помощью насосов Н-201 за счет изменения числа оборотов двигателя. 

Количество РДЭГа, подаваемого в абсорбер, замеряется на линии подачи РДЭГа в абсорбер с сигнализацией в операторной по минимальному расходу. 

Осушенный газ со всех технологических ниток собирается в общий коллектор Ду 1000 и проходит транзитом через узел замера газа. 

В каждом технологическом цехе имеется узел редуцирования газа на собственные нужды. Отбор газа производится с линии осушенного газа Ду- 700. Газ с температурой 15-17 оС поступает на узел редуцирования. Редуцирование газа производится клапанами-регуляторами давления до давления 0,3 МПа. Узел редуцирования состоит из трех струн параллельно подключенными клапанами-регуляторами давления. Газ с узла редуцирования подается на собственные нужды: в котельную и пит/ание пилотной горелки факела.

Очищенный и осушенный в соответствии с СТО Газпром 089-2010 до точки росы по воде минус 20 оС в холодный период года и минус 10оС — в теплый, газ по индивидуальным для каждого цеха коллекторам Ду 1000 транспортируется на ДКС, расположенную по схеме после УКПГ, где дожимается до давления в магистральном газопроводе и затем направляется в межпромысловый коллектор [5].

Автоматизация технологического процесса гликолевой осушки газа

Описание функциональной схемы автоматизации

 

Схема автоматизации функциональная установки осушки газа приведена в приложении А. На схеме предусмотрены объемы автоматизации в соответствии с [6] для выполнения следующих функций:

На трубопроводе общего коллектора:

• контроль:

1. расхода газа;
2. давления газа;
3. температуры газа;

В сепараторе С-1:

• управление:

1. отсечным клапаном при превышении давления на входе;

• регулирование:

1. уровня в сепараторе;

• контроль:

1. расхода сырого газа перед сепаратором;
2. давления сырого газа перед сепаратором;
3. температуры сырого газа перед сепаратором;
4. влажности газа перед сепаратором;
5. давления в сепараторе;
6. перепада давления на фильтре;
7. температуры в сепараторе;
8. давления газа после сепаратора;
9. температуры газа после сепаратора;

• сигнализация:

1. давления в сепараторе;
2. температуры газа после сепаратора;
3. перепада давления на фильтре.

На трубопроводе сброса газа на факел:

• контроль:

1. расхода газа;
2. давления газа;

В абсорбере А-201:

• контроль:

1. уровня воды;
2. уровня ДЭГа;
3. давления в абсорбере;
4. перепада давления;
5. расхода НДЭГа на выходе;
6. концентрации НДЭГа на выходе;
7. концентрации РДЭГа на входе;
8. влажности газа на выходе;
9. давления газа на выходе;

• регулирование:

1. уровня воды;
2. уровня ДЭГа;

• сигнализация:

1. мин. уровня ДЭГа (датчик поз.-32а, клапан- кл 12);
2. давления;
3. перепада давления;

Кроме этого, предусмотрено автоматическое управление запорной и регулирующей арматурой для всех позиций, обозначенных на схеме автоматизации.

 

Архитектура АСУ ТП установки регенерации ДЭГа

 

ИУС установки гликолевой осушки газа, как компонент, интегрированный в АСУ ТП УКПГ, имеет архитектуру, показанную на рисунке Б.1 приложение Б, основанную на классической трехуровневой модели построения системы [7-9]:

• нижний – полевой уровень;
• средний – уровень базовой автоматизации;
• верхний – уровень управления технологией.

На нижнем уровне находится полевое оборудование: датчики, исполнительные механизмы и их вторичные приборы, щиты станций управления. В задачи оборудования этого уровня входит измерение физических параметров и их преобразование в стандартные типы электрических сигналов, получение управляющих сигналов от оборудования среднего уровня (контроллеры) и непосредственное управление технологическим оборудованием в соответствии с этими сигналами.

Уровень базовой автоматизации создается с применением высокопроизводительных программируемых логических контроллеров с распределенной системой ввода-вывода.

На верхнем уровне осуществляется централизованный контроль и управление технологическим процессом. В состав оборудования верхнего уровня входят рабочие станции операторов-технологов (автоматизированные рабочие места) и серверы.

В общем случае система диспетчерского контроля и управления (SCADA-система), реализуемая на верхнем уровне, выполняет следующие функции:

• сбор данных с измерительных приборов и контроллеров;
• визуализация технологического процесса в режиме реального времени;
• построение и вывод трендов важнейших технологических параметров;
• предоставление возможности дистанционного ручного и автоматизированного управления технологическим процессом;
• автоматическая диагностика состояния и режимов работы оборудования с последующей сигнализацией о внештатных ситуациях и превышении допустимых значений параметров технологического процесса;
• формирование и выдача блокировок в схемы управления оборудованием, системы локальной автоматики при отклонении параметров от допустимых пределов;
• ведение архивов значений параметров, событий, управляющих директив и донесений об их исполнении;
• протоколирование действий операторов с целью анализа показателей процесса и нештатных ситуаций;
• предоставление информации на АРМ в виде мнемосхем, графиков, столбиковых диаграмм, таблиц с разграничением прав доступа пользователей к затребованной информации;
• подготовка и генерирование отчетов о ходе технологического процесса.

Иерархическая организация структуры обусловлена следующими факторами: 

• расположением контролируемых и управляемых технологических объектов; 
• наличием аппаратных помещений для размещения технических средств;
• обеспечением высокого уровня надежности системы; 
• уменьшением затрат на кабельную продукцию и монтажных работ.

Выбор технических средств нижнего уровня

Требования к техническим средствам КИПиА

 

Требования к средствам измерения и сигнализации [5]:

• все преобразователи должны обеспечивать преобразование измеряемого параметра в унифицированный выходной сигнал 4-20 мА;
• все реле сигнализации должны поддерживать работы с сигналом 24 В;
• все датчики должны иметь искробезопасное исполнение;
• преобразователь давления должен обеспечивать измерение давления в диапазоне 0,5-8,5 МПа;
• средство измерения температуры должно обеспечивать измерение температуры в диапазоне от -10 до +70 оС;
• средство измерения расходов ДЭГа, воды и газового конденсата должно обеспечивать измерение расхода до 30 м3/час;
• средство измерения расхода газа должно обеспечивать измерение расхода до 500000 30 м3/час;
• средство измерения уровня должно обеспечивать измерение уровня в диапазоне от 200 до 1000 мм;
• средство измерения перепада давления должно обеспечивать измерение перепада от 0,01 до 0,3 МПа;
• средство измерения точки росы должно обеспечивать измерение температуры точки росы в диапазоне от -30 до 0 оС;
• сигнализатор уровня должен срабатывать в диапазоне от 300 до 400 мм.

Требования к исполнительным механизмам:

• блоки управления приводами исполнительных механизмов, устанавливаемых на трубопроводную арматуру, должны обеспечивать преобразование положение рабочего органа в унифицированный выходной сигнал, а так же иметь микропереключатели крайних и промежуточных положений рабочего органа для дискретного сигнала 24 В;

• дистанционное переключение режима дистанционный/местный;
• дистанционная передача сигнала состояния дистанционный/местный;
• индикация положения рабочего органа.

Первичные преобразователи

 

Для измерения давления применен преобразователь SITRANS P 7MF4032-EX, внешний вид которого показан на рисунке 2.1, а технические характеристики – в таблице 2.1 [10].

 

Рисунок 2.1 – Внешний вид преобразователя давления

SITRANS P 7MF4032

Таблица 2.1 – Технические и метрологические характеристики преобразователя давления SITRANS P 7MF4032

 

Принцип действия датчика основан на воздействии измеряемого давления на мембраны измерительного блока, что вызывает деформацию упругого чувствительного элемента и изменение сопротивления пьезосопротивления.

Для измерения перепада давления, а также замера расхода газа (по принципу измерения перепада давления через сужающее устройство) применяется преобразователь SITRANS P 7MF4333, внешний вид которого показан на рисунке 2.2, а технические характеристики – в таблице 2.2 [10].

Рисунок 2.2 – Датчик перепада давления SITRANS P 7MF4333

Таблица 2.2 – Характеристика датчик перепада давления SITRANS P 7MF4333

 

Принцип действия аналогичен описанному выше преобразователю давления.

 

Для измерения температуры применен преобразователь температуры SITRANS T-Ex (рисунок 2.3) c никелевым измерительным резистором, преобразователем SITRANS TH400-Ex и полевым индикатором SITRANS TF-Ex (рисунок 2.4). Технические и метрологические характеристики датчика приведены в таблице 2.3 [11].

Рисунок 2.3 – Термометр сопротивления SITRANS TH400-Ex

Рисунок 2.4 – Полевой индикатор SITRANS TF

Таблица 2.3 – Технические и метрологические характеристики термометра сопротивления SITRANS TH400

 

Прибор SITRANS TH400 имеет принцип действия, основывающийся на изменении значения омического сопротивления в следствии изменения температуры. Измененное значение сопротивления преобразуется в унифицированный выходной сигнал измерительным преобразователем.

В качестве средства измерения уровня применен уровнемер SITRANS LC 300, внешний вид которого показан на рисунке 2.5, а технические характеристики – в таблице 2.4 [12].

 

Рисунок 2.5 – Уровнемер SITRANS LC 300

Таблица 2.4 – Технические и метрологические характеристики уровнемера SITRANS LC 300

 

При емкостных изменениях создается переменный конденсатор, получаемый из установки вертикального измерительного электрода в резервуар. Стенка резервуара обычно представляет собой электрод сравнения конденсатора. Диэлектрик соответствует тому материалу, который находится между этими двумя электродами. Он состоит из содержания резервуара (воздух, пар, жидкость, сыпучее вещество или их комбинация) и, при изоляции измерительного электрода, из изоляционного слоя. Диэлектрик дает фактическое значение емкости, пропорциональное уровню. 

Для сигнализации уровня используется сигнализатор Pointek CLS, внешний вид которого показан на рисунке 2.6, а технические характеристики – в таблице 2.5 [13].

Рисунок 2.6 – Сигнализатор уровня Pointek CLS 300

Таблица 2.5 – Технические характеристики сигнализатора уровня Pointek CLS 300

 

Принцип работы основан на том, что звуковые волны отражаются от препятствия, которыми являются объекты измерения. Излучатель ультразвукового уровнемера, посылает ультразвуковые волны, часть которых отражается от объекта измерения и возвращается назад в приемник. В датчике принятый отраженный сигнал преобразуется встроенной электроникой в напряжение. Контроллер измеряет время, за которое сигнал проходит путь от излучателя, отражается от объекта и возвращается в приемник.

Для измерения расхода ДЭГа и газового конденсата используется преобразователь расхода SITRANS MASS MC2 с преобразователем сигнала MASS 6000, внешний вид которого показан на рисунке 2.7, а технические характеристики – в таблице 2.6 [13].

Рисунок 2.7 – Датчик расхода MASS MC2 с преобразователем MASS 6000

Таблица 2.6 – Технические и метрологические характеристики датчика расхода MASS MC2.

 

При движении измеряемой среды через сенсор проявляется физическое явление, известное как эффект Кориолиса. Поступательное движение среды во вращательном движении сенсорной трубки приводит к возникновению кориолисового ускорения, которое, в свою очередь, приводит к появлению кориоливовой силы. Эта сила направлена против движения трубки, приданного ей задающей катушкой, т.е. когда трубка движется вверх во время половины ее собственного цикла, то для жидкости, поступающей внутрь, сила Кориолиса направлена вниз. Как только жидкость проходит изгиб трубки, направление силы меняется на противоположное.  Сила Кориолиса и, следовательно, величина изгиба сенсорной трубки прямо пропорциональны массовому расходу жидкости.

Для измерения температуры точки росы применен прибор, выпускаемый НПО «Вымпел», анализатор КОНГ-Прима-10, внешний вид которого показан на рисунке 2.8, а технические характеристики – в таблице 2.7 [15].

Рисунок 2.8 – Анализатор точки росы КОНГ-Прима-10

Таблица 2.7 – Технические и метрологические характеристики анализатора точки росы КОНГ-Прима-10

 

Источником излучения является лазерный светодиод, поляризованный свет от которого через систему оптических линз под специально заданным углом попадает на кремниевую пластину (зеркало или ЧЭ).

Зеркало охлаждается трехкаскадной термоэлектронной батареей. Отраженный от зеркала свет регистрируется по трем каналам: основному, работающему по отражению света и двум дополнительным и, работающим по рассеянию света.

По различной реакции каждого информационного канала на образование на зеркале при его охлаждении конденсата, происходит дифференцирование компонентного состава конденсата (вода, лед, гидраты, углеводороды и др.)

Принцип регистрации образования на зеркале пленки конденсата основан на использовании эффекта Брюстера. При падении поляризованного света на плоскую поверхность под определенным углом («углом Брюстера»), на границе раздела сред «газ — кремниевая пластина» весь свет становится преломленным и поглощается пластиной аморфного кремния. При изменении свойств, границы раздела сред (при появлении новой границы раздела: «газ — пленка конденсата») часть света отражается. Изменения интенсивности отраженного луча фиксируется фотоприемником, сигнал которого является основным интерференционным каналом.

 

Исполнительные механизмы

 

В качестве исполнительного механизма для регулирования технологических параметров был выбран клапан с электроприводом РэмТЭК с блоком управления ЭРА-10.

Взрывозащищенные многооборотные регулирующие электроприводы РэмТЭК устанавливаются на предприятиях нефтеперерабатывающей, химической, горнодобывающей и газодобывающей промышленности.

Конструкция многооборотных приводов РэмТЭК (рисунок 2.9) исключает возможность быть источником воспламенения.

Технические характеристики электропривода приведены в таблице 2.8 [16].

Таблица 2.8 – Технические характеристики РэмТЭК

 

Рисунок 2.9 – Взрывозащищенный электропривод РэмТЭК

 

Полный список приборов приведен в приложении В.

---

1 2 3