Студопедия

КАТЕГОРИИ:


Архитектура-(3434)Астрономия-(809)Биология-(7483)Биотехнологии-(1457)Военное дело-(14632)Высокие технологии-(1363)География-(913)Геология-(1438)Государство-(451)Демография-(1065)Дом-(47672)Журналистика и СМИ-(912)Изобретательство-(14524)Иностранные языки-(4268)Информатика-(17799)Искусство-(1338)История-(13644)Компьютеры-(11121)Косметика-(55)Кулинария-(373)Культура-(8427)Лингвистика-(374)Литература-(1642)Маркетинг-(23702)Математика-(16968)Машиностроение-(1700)Медицина-(12668)Менеджмент-(24684)Механика-(15423)Науковедение-(506)Образование-(11852)Охрана труда-(3308)Педагогика-(5571)Полиграфия-(1312)Политика-(7869)Право-(5454)Приборостроение-(1369)Программирование-(2801)Производство-(97182)Промышленность-(8706)Психология-(18388)Религия-(3217)Связь-(10668)Сельское хозяйство-(299)Социология-(6455)Спорт-(42831)Строительство-(4793)Торговля-(5050)Транспорт-(2929)Туризм-(1568)Физика-(3942)Философия-(17015)Финансы-(26596)Химия-(22929)Экология-(12095)Экономика-(9961)Электроника-(8441)Электротехника-(4623)Энергетика-(12629)Юриспруденция-(1492)Ядерная техника-(1748)

Автоматизация работы газоперекачивающей станции





Доверь свою работу кандидату наук!
1500+ квалифицированных специалистов готовы вам помочь

 

 

В технологическом процессе работы газоперекачивающей станции используются турбокомпрессорные установки с приводом от газотурбинного двигателя. Технологическая схема такой установки показана на рис. 99. На схеме изображена только та часть газотурбинного двигателя, в которой расположена силовая газовая турбина.

Турбокомпрессорные установки имеют несколько ступеней сжатия. Первая ступень такого компрессора через магистральную задвижку (ЗМ) засасывает газ из магистрального газопровода. Для повышения эффективности процесса сжатия газа его необходимо периодически охлаждать. Этот процесс выполняется в специальных теплообменниках, куда газ подается после каждой ступени сжатия.

В теплообменник наряду с газом по отдельному тракту подается охлаждающая вода, которая нагревается за счет температуры сжатого газа, отводя от него избыточное тепло. При охлаждении понижается давление газа, что повышает эффективность работы последующих ступеней его сжатия в турбокомпрессоре. После выходной ступени сжатия охлажденный газ подается через вторую магистральную задвижку в выходную магистраль.

Для нормальной работы такого компрессора необходимо смазывать под давлением все его трущиеся части, что обеспечивается системой принудительной смазки, в которой должно поддерживаться необходимое давление и температура масла. Давление и расход газа в магистральном газопроводе постоянно меняются, поэтому необходимо постоянно регулировать производительность турбокомпрессора. В технологии работы турбокомпрессора предусмотрен вариант регулирования его производительности. По этому варианту избыточный объем сжатого газа на выходной ступени турбокомпрессора через вентиль В1 снова направляется на вход первой ступени.

 

 

Рис. 99. Технологическая схема турбокомпрессорной установки

 

При определенных режимах работы турбокомпрессора может возникнуть такой случай, при котором производительность его выходной ступени будет ниже, чем его производительность на входе. Такой режим работы турбокомпрессора является аварийным, так как при этом может возникнуть срыв потока газа на рабочих лопатках выходной ступени. Такой режим работы компрессора называют помпажным. Режим помпажа считается аварийным, и система управления не должна его допускать. Для этой цели специальной заслонкой производится регулирование производительности входной ступени турбокомпрессора, а в случае возникновения явления помпажа в работу вступает противопомпажный клапан ПК, который сбрасывает часть газа в специальную емкость при этом временно увеличивая производительность на выходе компрессора.



В системе автоматизации турбокомпрессора установлены следующие датчики и исполнительные устройства:

Т1температуры газа на входе первой ступени;

Т2температуры газа на входе второй ступени;

Т3 температуры газа на входе третьей ступени;

Т4 температуры газа на выходе турбокомпрессора;

Т5температуры масла в системе смазки;

Т6 температуры подшипников компрессора;

Т7температуры воды в теплообменнике;

Р1давления газа на входе первой ступени;

Р2давления газа на входе второй ступени;

Р3 давления газа на входе третьей ступени;

Р4давления газа на выходе турбокомпрессора;

Р5давления масла в системе смазки;

Р7 – давления воды в теплообменнике;

Q1 – расхода газа на входе турбокомпрессора;

Q2 – расхода газа на выходе турбокомпрессора;

ЗМ задвижка газовая магистральная;

ЗВ водяная задвижка;

В1 – вентиль, соединяющий выходную ступень с атмосферой.

 

ЗВ является в этой системе регулятором расхода охлаждающей воды, изменение которого поддерживает заданную температуру на каждой ступени сжатия газа. Величина этой температуры регистрируется датчиками Т2, Т3, Т4.

Все датчики и исполнительные устройства системы автоматики турбокомпрессора подключены к соответствующим портам микроконтроллера, являющегося основой этой системы управления. Структура этой системы показана на рис. 100.

 

 

 

Рис. 100. Структура системы автоматизированного управления турбокомпрес-

сором

 

Эта система устроена по уровневому типу. На верхнем информационном уровне этой системы расположен компьютер оператора, связанный через информационную сеть с функциональными элементами нижележащих уровней. На нижнем уровне расположены управляющие контроллеры. Один из них управляет технологическим процессом работы турбокомпрессоров газоперекачивающей станции, а другой управляет работой приводного газотурбинного двигателя.

Система автоматики газотурбинного двигателя является встроенной и связана с управляющим контроллером турбокомпрессора через информационную сеть системы управления. Режим работы этого двигателя определяется нагрузкой на турбокомпрессор газоперекачивающей станции, поэтому он задается этим турбокомпрессором.

В теплообменник наряду с газом по отдельному тракту подается охлаждающая вода, которая за счет температуры сжатого газа нагревается, отводя от него избыточное тепло. На многих газоперекачивающих станциях тепло охлаждающей воды используют для бытовых целей. За счет этого повышается общий КПД установки.

По алгоритму управления газоперекачивающей станцией после ввода величины задающих сигналов выполняется цикл ожидания нажатия кнопки «Пуск». После нажатия этой кнопки первоначально производится опрос датчиков давления газа на входной и выходной магистралях. Только в случае необходимого перепада этого давления дается команда на запуск приводного газотурбинного двигателя газокомпрессорной установки. Этот запуск производится под управлением контроллера системы управления этого двигателя, и после выхода его на рабочий режим управление работой всей системы передается контроллеру газотурбинного агрегата.

 

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Мирский М.И. Рудничная автоматика/ М.И.Мирский. − М.:Недра, 1992. −376с.

2. Системы и устройства автоматики для горных предприятий на основе микроэлектроники и микропроцессорной техники / Л.Г. Мелькумов [и др.]. − М.: Недра, 1992. − 452с.



3. Угрюмов В.Г. Цифровая схемотехника: учеб. пособие /В.Г. Угрюмов.− 2-е изд. / − СПб.: БХВ-Петербург, 2004. − 783с.

4. Персональные ЭВМ и микроЭВМ. Основы организации: справочник/ А.А. Мячев [и др.]. − М.: Радио и связь,1991. − 317с.

5. Питер А. Язык Ассемблера для IBM PC и программирования/ А. Питер − М.: Высшая школа, 1992. − 253с.

6. Андреев Е.Б. Технические средства систем управления технологическими процессами нефтяной и газовой промышленности: учеб. пособие./ Андреев Е.Б., Попадько В.Е; Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И.М. Губкина − М.: Нефть и газ, 2005. − 270с.

7. Храменков В.Г. Контроль и автоматизация технологических процессов при бурении геологоразведочных, нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие/ В.Г. Храменков. − Тюмень: Изд-во Тюмен. гос. политехн. ин-та, 2004. − 299с.

8. Сажин Р.А. Элементы систем автоматики: конспект лекций/ Р.А. Сажин − Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2007. − 98с.

 

 

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ ……………………………………………………………………….…..3

1. УПРАВЛЕНИЕ И ЕГО ВИДЫ. .…………………..……………………………..3

1.1. Ручное управление. .………………………………..………………………….4

1.2. Автоматическое управление………………………..…………………………5

1.2. 1. Устройства автоматического управления, работающие по принципу

компенсации отклонения результата управления от заданной

величины…………………………………………………………………..5

1.2.2. Устройства управления, работающие по принципу компенсации

внешнего воздействия на объект управления…………………………..6

1.3. Автоматизированное управление…………………………………………….7

2. ИНФОРМАЦИЯ И ЕЕ РОЛЬ В УПРАВЛЕНИИ. .……………………….……..8

2.1. Формы отображения информации …………………………………………..8

2.2. Технические средства получения информации…………………………….10

3.КЛАССИФИКАЦИЯ СИСТЕМ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ…...11

3.1. Классификация систем автоматического управления по выполнению задач

управления……………………………………………………………………..11

3.2. Классификация систем автоматического управления по назначению……13

3.3. Классификация систем автоматического управления по принципу

работы…………………………………………………………………………14

3.3.1. Системы непрерывного и дискретного действия……………………….14

3.3.2. Системы прямого и непрямого управления……………………………..15

3.3.3. Системы, работающие по принципу компенсации отклонения

результата управления от заданной величины………………………….15

3.3.4. Системы, работающие по принципу компенсации внешнего

возмущения………………………………………………………………..16

3.3.5. Статические и астатические системы автоматического управления….17

4. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА АВТОМАТИЗАЦИИ……………………...…..19

4.1. Технические средства получения информации, или датчики ………..……19

4.1.1. Датчики линейных и угловых перемещений ..…………………….19

4.1.2. Датчики уровня…………………………………………………………..27

4.1.3. Датчики скорости…………………………………………………………..30

4.1.4. Датчики усилия и момента………………………………………………...32

4.1.5. Датчики температуры……………………………………………………..35

4.1.6. Датчики давления…………………………………………………………..37

4.1.7. Расходомеры………………………………………………………………..40

4.2. Релейные элементы автоматики ……………………...……………………...42

4.2.1. Электромагнитные реле…………………………………………………...43

4.2.2. Пневматические реле……………………………………………………...46

4.2.3. Элекрогидравлические и механические реле …………………………..46

4.3 . Источники внешней энергии, или усилители сигналов …...……………….47

4.3.1. Усилители электрических сигналов….………………………..…………47

4.3.2. Пневматический усилитель сигналов…………………………..………...52

4.3.3. Гидромеханический следящий усилитель сигналов ...……………..…..52

4.4. Исполнительные устройства……………………………………………..…..53

4.4.1. Исполнительные двигатели вращения…………………………………..53

4.4.2.Линейные исполнительные двигатели систем автоматики………….....59

5. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ЦИФРОВЫХ СИСТЕМ

АВТОМАТИЗАЦИИ ..……………………………………………………….….61

5.1. Логические элементы цифровой автоматики…………………………….....61

5.2. Запоминающие элементы цифровой автоматики………………………….62

5.2.1. Триггеры …………………………………………………………………..62

5.2.2. Регистры памяти……………………………………………………………65

5.3. Двоичные счетчики……………………………………………………….....68

5.4. Шифраторы…………………………………………………………………..69

5.5. Дешифраторы………………………………………………………………..70

5.6. Мультиплексоры……………...……………………………………………..71

5.7. Распределители……………………………………………………………...72

5.8. Сумматоры…………………………………………………………………..73

5.9. Аналого-цифровой преобразователь………………………………………74

5.10. Цифроаналоговый преобразователь ………………………………………77

5.11. Элементы микропроцессорных систем.…………………… ….………...78

5.11.1. Структура микропроцессорных систем………….…………………….79

5.11.2. Структура микропроцессора ………………………………….…….….80

5.11.3. Запоминающие устройства микропроцессорных систем…….……….83

5.11.4. Программируемый параллельный интерфейс, параллельные

порты микропроцессорных систем………………………….……...87

5.11.5. Программируемый таймер………………………..…………….……...89

5.11.6. Программируемый последовательный интерфейс,

последовательные порты микропроцессорных систем……………..90

5.12. Программируемые контроллеры………...………………………..…..…..94

5.12.1. Структура распределенной системы управления……………….…....95

5.12.2. Программное обеспечение распределенной системы управления ...98

6. АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПРОЦЕССОВ В

НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ……………….... .99

6.1. Автоматизация процесса бурения нефтяных или газовых скважин……...99

6.1.1. Регулирование параметров при бурении нефтяных или газовых

скважин…………….……………………………………………………..102

6.1.2. Микропроцессорная система управления процессом бурения

нефтяных или газовых скважин…………..………………………….…106

6.2. Автоматизация процесса добычи и первичной подготовки нефти…….....107

6.2.1. Автоматизация группового замера дебита скважин………………...…109

6.2.2. Автоматизация технологического процесса первичной сепарации

нефти………………………………………………………………….…..115

6.2.3. Автоматизация работы дожимной насосной станции……………..….118

6.3. Автоматизация работы газоперекачивающей станции…………..………..124

Список литературы ……………………………………………………………….128


 

Учебное издание

 

 

Поможем в написании учебной работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой




Дата добавления: 2014-12-26; Просмотров: 2138; Нарушение авторских прав?;


Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет



ПОИСК ПО САЙТУ:


Читайте также:
studopedia.su - Студопедия (2013 - 2022) год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! Последнее добавление




Генерация страницы за: 0.05 сек.