Отчет по практике на Канчуринском ПХГ

Введение

 

Актуальность дипломного проекта  заключается в том, что в настоящее время на рынке имеется достаточный выбор аппаратных и программных средств для компоновки систем управления, как например, Siemens, GE Fanuc, Rockwell Automation и т.п. Поэтому реновация или модернизация агрегатных и станционных подсистем, выполняющих логические операции, не вызывает особых затруднений. Многие фирмы, привлекаемые кажущейся простотой решения предстоящих задач, охотно берутся за выполнение подобных работ. Однако основные задачи по управлению СПХГ, при этом, не решаются. Кардинальные решения при оснащении СПХГ современными системами связаны с разработкой алгоритмов регулирования, учитывающих технологические особенности СПХГ как объекта регулирования и, соответственно, созданием контуров, реализующих эти алгоритмы. К таким контурам относятся агрегатные подсистемы антипомпажного регулирования, цеховые и станционные системы распределения общестанционной или общецеховой нагрузки между отдельными ГПА или цехами, наличие интеллектуальных контуров ограничения на агрегатном и вышестоящих уровнях и весь взаимосвязанный комплекс этих контуров, обеспечивающих статические и динамические режимы. В этой части система автоматического регулирования компрессорных цехов (САР КЦ) находится вне конкуренции благодаря уже разработанным и реализованным аппаратно и программно запатентованным алгоритмам, накопленному опыту инсталляции, «ноу-хау» и массовости внедрения на СПХГ в странах мирового сообщества.

Целью дипломного проекта является повышение оптимального распределения нагрузки между газоперекачивающими агрегатами.

 

1 Анализ существующей системы управления компримирования газа

 

1. Описание технологического процесса компримирования газа

 

Природный газ в настоящее время  является основным топливным ресурсом для всех отраслей промышленности, а также активно применяется в качестве моторного топлива на транспорте. Кроме того, газ является сырьем для химической промышленности, он используется для синтеза различных сложных органических веществ. Таким образом, природный газ как ресурс занимает важное место в мировой экономике.

Для увеличения давления природного газа на входе газопровода используются компрессорные станции, называемые дожимными. В процессе движения по газопроводу газ теряет часть энергии сопротивлением стенок трубы и теплообмену с окружающей средой. Потеря энергии приводит к снижению давления, для компенсации которого, применяются линейные компрессорные станции, увеличивающие давление газа до прежнего значения. Как дожимные, так и линейные компрессорные станции состоят из центробежных компрессоров (нагнетателей), приводимых во вращение газотурбинными двигателями, топливом для которых служит часть перекачиваемого газа. Центробежный нагнетатель с приводным газотурбинным двигателем составляют газоперекачивающий агрегат (ГПА). Кроме нагнетателя и двигателя, в состав ГПА входят технологические краны, и различные вспомогательные системы (система смазки двигателя и нагнетателя, система масляных уплотнений, система охлаждения двигателя, система утилизации тепла выхлопных газов и т. д.).

 Компрессорная станция состоит  из нескольких газоперекачивающих  агрегатов, причем станция проектируется таким образом, чтобы при обеспечении требуемой суммарной мощности оставался резервный ГПА. Совокупность газоперекачивающих агрегатов и соединяющих их труб называют компрессорным цехом, кроме компрессорного цеха компрессорная станция состоит из узла подключения цеха к магистральному газопроводу, аппаратов воздушного охлаждения газа, блока подготовки топливного газа и других подсистем. Мощность привода ГПА бывает различной. В настоящее время в различных странах установились приблизительно одинаковые ряды типоразмеров ГПА: 6-8 МВт, 10-12 МВт, 16-18 МВт и 25 МВт.

Задачу управления компрессорными станциями можно условно разделить на несколько подзадач: обеспечение безопасной работы, обеспечение транспортировки необходимого количества газа и обеспечение максимальной эффективности технологического процесса. Эти задачи имеют определенный порядок приоритетов. На первом месте стоит задача обеспечения безопасности, на втором обеспечение транспортировки заданного количества газа, и на последнем задача обеспечения максимальной эффективности работы.

При всасывании в компрессорную  установку газ попадает на двухступенчатый  входной фильтр-скруббер. Фильтр-скруббер представляет собой сосуд вертикального типа, выполненный из коррозионно-стойкой стали. Фильтр обеспечивает удаление жидких фракций в первой ступени очистки, твердых частиц во второй ступени очистки и оборудован датчиками перепада давления, дренажными клапанами и насосом откачки конденсата. ДКУ, применяемые на объектах энергетики и работающие с природным газом, как правило, не оснащаются скруббером, так как его функции выполняют фильтры предварительной очистки или блоки подготовки топливного газа (БПТГ).

Сжатие газа происходит в винтовом компрессоре с впрыском масла  в область сжатия, что обеспечивает уплотнение и смазку роторов, а также  первичное охлаждение газа. Компрессорный  агрегат (компрессор и главный двигатель) оборудован системой контроля вибрации. Двигатель также оснащен системой контроля температуры подшипниковых узлов.

Регулирование производительности компрессорной  установки осуществляется при помощи двухуровневой системы, что позволяет  максимально быстро и корректно  реагировать на изменение режима работы сопряженной газотурбинной установки или изменение параметров входного газопровода.

После сжатия в компрессоре газомасляная смесь поступает на фильтр-сепаратор  первой ступени очистки, где за счет силы тяжести происходит основное отделение масла от газа. В нижней части сепаратора расположен масляный бак, в котором для нагревания масла до необходимой температуры установлен электронагреватель. Для обеспечения высокой степени очистки газа от масла применяются коалесцирующие фильтры-картриджи, установленные в фильтре-сепараторе.

Масло охлаждается в масляном теплообменнике, который в зависимости от исполнения может быть воздушным или жидкостным, и после очистки на масляном фильтре поступает на всасывание масляных насосов. Затем часть масла поступает на фильтр тонкой очистки для подачи в компрессор. Для контроля и регулирования параметров работы компрессорной установки маслосистема комплектуется регулирующими клапанами и необходимыми приборами КИПиА.

После отделения масла газ поступает  в коалесцентный фильтр второй ступени  очистки, где также происходит очистка  газа от масла и механических примесей. Отделившиеся капли масла выносятся потоком газа на вход в компрессор.

После очистки газ поступает  на газовый охладитель. Учитывая качество исходного газа и проектные требования, перед газовым охладителем может  устанавливаться фильтр дополнительной очистки. Как правило, это происходит при реализации проектов по компримированию попутного нефтяного газа.

По завершению процесса подготовки газ попадает в выходной трубопровод  и либо направляется в турбины  ПГУ или ГТЭС, либо закачивается в газотранспортную систему для  дальнейшей транспортировки конечным потребителям.

 

 

1.3 Перечень контролируемых  и регулируемых параметров

 

-автоматическое управление исполнительными механизмами в соответствии с заданными алгоритмами работы;

-дистанционное управление исполнительными механизмами от системы вышестоящего уровня по цифровому каналу связи;

-автоматический останов КЦ по аварийным технологическим защитам и по команде от системы вышестоящего уровня;

-автоматическое управление исполнительными механизмами КЦ на рабочих режимах с целью поддержания в заданных пределах параметров работы КЦ; автоматические блокировки функций автоматического, дистанционного и местного управления при отклонении параметров от допустимых значений; автоматический контроль параметров с сигнализацией отклонений параметров от нормы;

-обеспечение работоспособности ПКР КЦ при отказах отдельных датчиков и контроллеров

1. Перечень параметром сигнализации, защиты и измерения.

Наименование параметра	Вид сигнализации, защиты, измерения
Частота вращения роторов  турбин	А1; И
Частота вращения ротора нагнетателя	А1; И
Частота вращения ротора пускового устройства	А1
Мощность на муфте  ГТУ-нагнетатель	И
Температура газа на выходе из ГТУ	И; П1; А1
Разность температур газа на выходе из ГТУ	И; П1
Наличие факела в камере сгорания	А
Вибрация ГТУ и нагнетателя	И; П1; А1
Осевые сдвиги роторов  турбины и нагнетателя	И; А1,2
Давление масла смазки ГТУ и нагнетателя	И; П2; А2
Температура масла смазки ГТУ и нагнетателя	И; П1; А1
Температура вкладышей  подшипников или масла на сливе	И; П1; А1
Уровень масла в маслобаках	И; П2
Уровень масла в аккумуляторе масла	И; П2
Перепад давления «масло-газ» в системе	И; П2; А2
Давление масла или  воздуха в системе защиты	И; А2
Давление топливного газа	И; П2; А2
Расход топливного газа	И
Давление пускового газа	И
Разрежение на входе  компрессора	И; П1
Неисправность воздухозаборного устройства (отключен вентилятор отсоса, открыта дверь)	И
Температура атмосферного воздуха	И
Температура после компрессора	И
Давление после компрессора	И
Температура перед компрессором	И
Давление масла после  главных, вспомогательных и аварийных  насосов	И
Давление масла в  системе регулирования	И
Перепады давления на масляных фильтрах систем смазки, регулирования  и уплотнения	И
Давление газа на входе  нагнетателя	И
Давление газа на выходе нагнетателя	И; П1
Температура газа на входе  нагнетателя	И
Температура газа на выходе нагнетателя	И
Расход газа через  нагнетатель	И
Открытие противопомпажного  крана нагнетателя (режим близок к помпажу)	П
Давление масла уплотнения нагнетателя	И
Самопроизвольная перестановка кранов нагнетателя	А
Неправильная последовательность пусковых операций	А
Включение в работу резервных  и вспомогательных насосов	П
Включение противообледенительной системы	С
Напряжение постоянного  тока	П
Неисправность системы управления	П
Уровень концентрации газа в блоке контейнера ГПА или  здании	И; П1; А1
Пожар в блоке контейнера ГПА или здании	А
Авария на компрессорной  станции	А
Количество пусков	И
Количество часов работы под нагрузкой	И
Состояние ГПА (готов к пуску, пуск, работа, авария, неисправность)	С
Положение механизмов ГПА (насосов, вентиляторов, запорной арматуры и др.)

 

1.4 Постановка задачи

 

Внедрить систему ПКР КЦ предназначеную для управления различными видами технологического оборудования компрессорного цеха.

Обеспечить выполнение следующих функций:

• управление основным и вспомогательным технологическим оборудованием компрессорного цеха на всех режимах работы;
• непрерывный контроль, индикацию и регистрацию технологических параметров с представлением необходимой информации оператору;
• связи с системой верхнего уровня.

Реализовать на базе контроллера серии "Control Logix", сертифицированного для применения в Российской федерации.

 

1.5 Недостатки существующей системы управления

 

До внедрения систем САР КЦ, при использовании существующих систем регулирования эксплуатация компримирующего оборудования СПХГ характеризуется следующими факторами:

• сложность запуска ГПА, длительность и ненадежность процесса формирования групп ступеней сжатия и ввода их на закачку. При этом, как правило, имеет место повышенная занятость не только оперативного персонала, но и руководящего состава СПХГ;
• существенная зависимость завершенности загрузки ГПА, сбора всей цепи компримирования на закачку от уровня квалификации специалистов. Для успешного завершения этих операций, помимо оперативного персонала, зачастую необходимо обязательное присутствие технических руководителей различных служб СПХГ;
• повышенное количество аварийных остановов компрессорных цехов при возмущающих воздействиях как со стороны магистрального газопровода, так и при аварийном останове хотя бы одного ГПА в общей цепи компримирования;
• чрезмерный расход газа на рециркуляцию и стравливание, повышение температуры газа в процессе рециркуляции и, соответственно, расхода электроэнергии на его охлаждение, перерасход топливного газа и масла, потеря времени на закачку, повышенная занятость оперативного персонала;
• недостаточная защищенность объекта и сохранение его безопасности в нештатных ситуациях;
• недостаточно развитое информационное обеспечение систем и представление информации, которое не позволяет оценивать в достаточной мере состояние ГПА, основополагающих режимных параметров (например, положение рабочей точки нагнетателя и т.д.), осуществлять раннюю диагностику элементов газовоздушного тракта, наличия помпажных ситуаций и т.п.;
• повышенный износ и повреждаемость двигателя, связанные с неоправданным количеством аварийных остановов и пусков, в том числе незавершенных;
• работа в зоне пониженных к.п.д. ГТУ из-за невозможности непрерывной корректировки во времени оперативным персоналом режимов работы одновременно на всех агрегатах при условии переменности давления (расхода) на входе в скважину при закачке или на выходе из скважины в период откачки;
• отсутствие возможности автоматического формирования групп ступеней сжатия, заданного распределения нагрузки между совместно работающими ГПА при одновременном поддержании заданного значения цехового (группового) параметра, исключения помпажных ситуаций и максимальной загрузки ГПА при использовании существующих систем регулирования;
• чрезмерная психологическая и физическая нагрузка персонала в период запуска и формирования «вручную» групп ступеней сжатия и подключения их к газохранилищу (или к магистральному газопроводу).

 

 

 

Заключение

 

В рамках преддипломной практики был  проведен анализ системы управления, позволивший определить цели и задачи создания новой системы управления, анализ программного обеспечения и комплекса технических средств для реализации проекта, экономическая целесообразность модернизации системы. Была построена концептуальная модель системы, включающая в себя функциональную, информационную, математическую модели. Были предложены алгоритмы по которым будет происходить процесс автоматического регулирования компресорных цехов.

Для внедрения разработанной системы автоматического регулирования компресорных цехов Канчуринско-муссинского комплекса ПХГ были решены следующие задачи:

• снижение количества аварийных остановов и, соответственно, пусков агрегатов, сократив количество сбрасываемого и затрачиваемого на пуск газа;
• одновременное регулирование основных параметров ступеней сжатия (соответствующих групп ГПА), повышение загрузки ГПА и их работу в зоне повышенных к.п.д., а также автоматическое распределение нагрузки между группами ГПА и отдельными агрегатами;
• существенное повышение количества закачиваемого в единицу времени газа в ПХГ и, соответственно, сокращение времени закачки, что, в свою очередь, снижает расход топливного газа, электроэнергии, смазочных материалов;
• снижение затрат на ремонт основного оборудования благодаря сокращению количества остановов и пусков и уменьшению динамических перегрузок, путем плавного регулирования рабочих процессов, а также ограничения температуры, что, как следствие, приводит к уменьшению ремонтов кранов, трубных коммуникаций и изоляции;
• выполнение процесса закачки в ПХГ с учетом приемистости пласта. При этом, в зависимости от количества закачиваемого газа и давления в пласте системы САР КЦ позволяют оперативно реконфигурировать всю цепь компримирования, не опасаясь аварийных остановов;
• существенное снижение психологической и физической нагрузок персонала, уменьшение количества персонала, практическое исключение руководящих лиц, участвующих в процессах пуска и формирования групп ГПА в ступенях сжатия и всей цепи компримирования на закачку (откачку) газа.

 Преимуществами использования САР КЦ являются:

-модернизирует существующие системы регулирования ГПА, изменяя систему регулирования частоты вращения, включая исполнительные органы;