Объекты транспорта газа

К основным объектам автоматизации процесса транспорта газа относятся (рис. 3):

Рис.3. Объекты магистрального газопровода.

- компрессорная станция/цех;

- газоперекачивающие агрегаты;

- удаленные технологические объекты КС;

- газораспределительные станции;

- подземные хранилища газа;

- узлы учета газа;

- линейные крановые площадки.

Ø Компрессорные станции (КС) магистральных газопрово­дов предназначены для компримирования транспортируемого газа до давления, обеспечивающего его подачу от источников газа до потребителей. Основными параметрами КС являются количество транспор­тируемого газа, давление и температура газа на входе и вы ходе станции.

По технологическому принципу КС делятся на головные (ГКС), размещаемые обычно в непосредственной близости от месторождений газа, и промежуточные, располагаемые по трассе газопровода, в соответствии с его гидравлическим расчетом.

На ГКС газ не только компримируется, но и подготавли­вается к транспорту. Для обеспечения требований, предъ­являемых к транспортируемому газу, на головных станциях газопровода производится сепарация, осушка, очистка, уда­ление сероводорода и углекислоты, охлаждение и замер ко­личества газа.

На промежуточных КС обязательно произво­дится очистка газа от механических примесей и, при необхо­димости, его охлаждение.

Бесперебойная работа КС обеспечивается согласованным функционированием всего комплекса сооружений, который по степени значимости может быть разделен на объекты основ­ного и вспомогательного назначения.

К основным объектам КС относятся площадки приема и пуска очистных устройств, установки очистки газа от механи­ческих примесей, газоперекачивающие агрегаты, коллекторы газа высокого давления, узел охлаждения газа.

К объектам вспомогательного назначения относятся: узел редуцирования давления пускового, топливного газа и газа на собственные нужды; электростанция или трансформаторная подстанция при внешнем источнике энергоснабжения; котельная или установка утилизации тепла уходящих газов; склад горюче-смазочных материалов; ремонтно-эксплуатационный блок; служебно-эксплуатационный блок; служба связи; объекты водоснабжения, канализации и очист­ные сооружения.

Ø Одним из основных объектов процесса транспорта газа является газоперекачивающий агрегат, повышающий давление газа в газопроводе путем его сжатия. ГПА состоит из центробежного компрессора, двигателя и вспомогательного технологического оборудования. Агрегаты различаются по многим признакам: по единичной мощности (от 4 до 25 МВт), по типу двигателя (газотурбинные или электроприводные) и т.д.

Как правило, единичной мощности ГПА недостаточно для обеспечения нужной степени сжатия и объемной производительности. Поэтому несколько ГПА обычно объединяют в компрессорные цеха (КЦ).

Таким образом, компрессорный цех представляет собой совокупность работающих на общую нагрузку ГПА и общецехового оборудования (установка подготовки газа, узел подключения, режимные краны, агрегаты воздушного охлаждения газа, система пожаротушения и т.д.).

Для более эффективного управления процессом транспорта природного газа целесообразно комплексно автоматизировать технологические объекты, поэтому производят не только системы автоматического управления (САУ) ГПА, но и компрессорных цехов (САУ КЦ).

Ø Для выдачи газа в сеть потребителя сооружают газораспределительные станции (ГРС), обычно расположенные вблизи от потребителя (город, населенный пункт, промышленные предприятия), т. е. в конце газопро­вода или отвода от него. Основным назначением ГРС является редуцирование высокого давления газа магистрального газопровода до давления, необходимого потребителю в каждом отдельном случае. Кроме этого, на ГРС производят очистку газа от механических примесей и влаги, учет передаваемого потребителю газа, регулирование давления газа в за­данных пределах. При необходимости, предусматривают одоризационные установки необходимой мощности.

Ø Газоизмерительные станции (ГИС) предназначены для учета природного газа, добываемого на месторождении перед подачей его в нитку газопровода. ГИС также сооружаются вблизи границ при транспортировке газа на экспорт. Эти объекты обеспечивают коммерческий учет газа.

Ø Подземные хранилища газа (ПХГ) предназначены для обеспечения бесперебойного газоснабжения потребителей при возможных резких колебаниях в потреблении газа (лето, зима). Подземное хранилище газа – сложный технологический объект, включающий в себя пласт-коллектор, скважины, шлейфы, компрессорную станцию, цех подготовки и осушки газа, а также другие объекты промыслового и вспомогательного назначения.

Ø В местах отводов от основной магистрали, перемычек, водных преград на газопроводе устанавливают запорную арматуру (крановые площадки), которая также является объектом автоматизации и диспетчерского управления.

Выводы

Для технологических процессов добычи нефти и газа характерна значительная рассредоточенность объектов по площадям (добывающие скважины, нагнетательные скважины, групповые замерные установки, кустовые насосные станции и т. д.). Известно, что наиболее крупные российские месторождения нефти и газа находятся в Западной Сибири и на Крайнем Севере (холодно). Но не всегда имеется возможность разместить контроллеры в отапливаемых помещениях. С другой стороны, рассредоточенность объектов по большим площадям накладывает свои требования к каналам связи. Специфичны и требования к контроллерам с точки зрения количества поддерживаемых вводов/выводов (аналоговых, дискретных).

Управление технологическими процессами добычи нефти и газа сводится к управлению оборудованием - электроцентробежными или штанговыми насосами, групповыми замерными установками, кранами. Управление реализуется командами открыть, закрыть, включить, выключить(дискретное управление). Практически отсутствует непрерывное управление технологическими параметрами с обратной связью. Широко развиты функции контроля, сигнализации аварийных ситуаций, блокировок.

С другой стороны, многие технологические процессы сосредоточены на сравнительно небольших площадях. Это установки подготовки нефти, установки комплексной подготовки газа, дожимные насосные станции и т. п. Контроллеры, как правило, устанавливаются в отапливаемых помещениях и с точки зрения условий эксплуатации к ним предъявляются менее жесткие требования. Взаимодействие контроллеров между собой и с верхним уровнем реализуется посредством специализированных сетей. Объемы автоматизации существенны, а отсюда вытекают свои требования к «интеллекту» контроллеров и количеству поддерживаемых вводов/выводов.

Объектами управления в технологических процессах транспорта нефти и газа являются насосные и компрессорные агрегаты, цеховые и станционные краны, вспомогательное оборудование, а также линейные участки нефте- газопроводов, газораспределительные станции и т. п. Для линейных участков характерны контроль параметров, сигнализация отклонений и дискретное управление кранами. К тому же эти объекты удалены от пунктов управления на значительные расстояния. В то же время насосные и компрессорные станции - «компактные» объекты, при автоматизации которых наряду с контролем, сигнализацией и дискретным управлением реализуются функции непрерывного управления (регулирования).

По-другому строится управление процессами переработки нефти и газа. Наряду с задачами контроля и сигнализации отклонений здесь широко развиты функции стабилизации технологических параметров в режиме с обратной связью (непрерывное управление). Схемы автоматизации установок переработки нефти и газа включают десятки, а то и сотни контуров регулирования. Управление такими процессами требует применения более сложных алгоритмов (каскадные системы, системы с компенсацией возмущений, системы со взаимозависимыми параметрами, адаптивные системы, системы оптимального управления). Остаются функции контроля, сигнализации, блокировок.

Таким образом, каждый объект нефтегазовой отрасли обладает своими особенностями с точки зрения его автоматизации. Исходя из этих особенностей, выдвигаются и соответствующие требования к архитектуре, а также аппаратным и программным средствам АСУТП.

Для автоматизации непрерывных технологических процессов переработки нефти и газа, а также нефтехимических процессов наиболее адаптированы DCS-системы. Характерная черта управляющих процессоров (контроллеров) DCS-систем - способность поддерживать большое количество контуров ПИД-регулирования (DCS-системы будут подробно рассмотрены на лекции №5).

Для рассредоточенных объектов, таких, как нефтяные и газовые промыслы, а также для объектов транспорта нефти и газа применяют системы, построенные на базе PLC и программного обеспечения SCADA. Задачей таких систем является обеспечение автоматического дистанционного наблюдения и дискретного управления функциями большого количества распределенных устройств (часто находящихся на большом расстоянии друг от друга и от диспетчерского пункта). Количество возможных устройств, работающих под управлением систем диспетчерского контроля и управления, велико и может достигать нескольких сотен. Для этих систем наиболее характерной задачей является сбор и передача данных, которая реализуется дистанционно расположенными (удаленными) терминальными устройствами (RTU).