15. Задачи и функции системы автоматизации при управлении процессом внутрипромысловой перекачки нефти. Схема регулирования производительности днс

Система автоматизации ДНС предусматривает:

1) местный контроль давления и температуры в сепараторах;

2) дистанционный контроль давления и уровня сепараторах; температуры и расхода газа на выходе ДНС;

3) регулирование давления и уровня жидкости в НГС-1 и СВ-1;

4) сигнализация превышения уровня жидкости в сепараторах, превышение и понижение давления в НГС-1 и О-1; 5) автоматизация печей П-1 типа ПТБ-10; 6) автоматизация насосных агрегатов

7) регулирование производительности ДНС

Внутрипромысловая перекачка нефти

НПС находящаяся в начальном пункте нефтепровода называется головной. На головной НПС осуществляется прием нефти от поставщиков. Диаметр трубопровода зависит от транспортируемой пропускной способности. При движении нефти по трубопроводу она теряет сообщаемую ей насосами энергию на преодоление трения о стенки трубопровода. Восполнение потерь энергии в трубопроводе при движении нефти осуществляется последующими (промежуточными) НПС.

Технологический процесс ДНС.

Если давление в системе промыслового сбора нефти и попутного газа недостаточно для транспортирования отсепарированной нефти на установки ее подготовки, то в схеме обустройства нефтяных промыслов применяют ДНС. На ДНС осуществляют сепарацию нефти и газа с целью безкомпрессорного транспорта газа на газоперерабатывающий завод и насосного транспорта нефти на центральный пункт сбора и УПН, а также для предварительного сброса и подготовки пластовой воды, для насосного транспорта воды на КНС.

Обводненная газонефтяная смесь с замерных установок поступает в НГС-1 первой ступени сепарации, в связи с сильной обводненностью нефти в нее вводятся ингибитор солеотложения и деэмульгатор. В НГС-1 из газонефтяной смеси выделяются легкие фракции попутного нефтяного газа. Газ поступает в газосепаратор ГС-1, где происходит улавливание капельной жидкости. После чего попутный газ под давлением поступает на ГПЗ. Часть газоконденсата из ГС-1 поступает на вход печей П-1 и используется в качестве топлива. Жидкая фрация из НГС-1 поступает на вход печей, где нагревается до 35 град. После П-1 жидкость направляется в НГС-2, и затем в сепаратор-отстойник(сброс воды).Обезвоженная нефть поступает в БЕ-1 на насосы БН-1/1 и БН-1/2 и транспортируется через узел учета нефти до центрального пункта сбора. БЕ-1 предназначен для сопряжения производительности установок и насосных агрегатов, при этом на выходе насосов устанавливаются клапаны для регулирования их подачи . За счет этого производится автоматическое регулирование производительности ДНС.

16. Задачи и функции системы автоматизации компрессорных станций магистральных газопроводов. Схема автоматизации гпа с газотурбинным приводом

Компрессорные станции магистральных газопроводов

Главным параметром при автоматическом управлении на каждой компрессорной станции является давление газа на нагнетании, которое поддерживается ПИ-регулятором на заданном уровне путем соответствующего одновременного изменения частоты вращения работающих ГПА.

Давление нагнетания станции измеряется газоохладителями. Два параметра могут воздействовать на систему управления для перерегулировки по давлению нагнетания: низкое давление на всасывании или высокая температура газа на нагнетании, замеренная за газоохладителями.

Любой из этих двух параметров может вызвать управление частотой вращения нагнетателей посредством переменного сигнала перерегулировки.

Если при управлении КС по главному параметру температура газа на нагнетании превысит заданную величину, то управление режимом КС переходит на ПИ-регулятор температуры газа на нагнетании, который будет автоматически поддерживать данный регулируемый параметр, путем соответствующего одновременного изменения частоты вращения работающих ГПА .

Если при управлении КС по давлению или по температуре газа на нагнетании, давление газа на всасывании КС понизится ниже допустимой величины, то управление режимом КС переходит на ПИ-регулятор давления газа на всасывании, который будет автоматически поддерживать данный регулируемый параметр, путем соответствующего, одновременного изменения частоты вращения работающих ГПА.

КС оборудована аппаратурой для замера и расчета общего потока газа по газопроводу.

Кроме производительности на станции замеряются плотность газа, точка росы и его теплотворная способность. Анализаторы содержания влаги или точки росы и теплотворной способности передают сигналы на регистрирующий прибор, находящийся в здании операторной

На станции производится контроль и регистрация давления во всех технологических аппаратах, температуры газа до и после электрических обогревателей. Регулирование уровня конденсата. Сигнализация перепада давления на фильтрующих элементах фильтров сепаратора.

Схема автоматизации ГПА с газотурбинным приводом

Приводом нагнетателя является газотурбинная установка, состоящая из газогенератора авиационного типа и силовой турбины. Продукты сгорания направляются на турбину высокого давления газогенератора и далее на силовую турбину, которая приводит в действие нагнетатель.

Раскрутка газогенератора до режима холостого хода осуществляется с помощью газового пневмодвигателя. Газ из агрегатного блока подготовки топливного и пускового газа поступает к двигателю. Газ проходит через фильтр для удаления механических примесей и разделяется для пусковой и топливной системы ГПА. Газ поступает в коллектор топливного газа. Регулятор снижает давление топливного газа, а также по сигналу от щита управления агрегатом открывает или прекращает подачу газа в топливный коллектор.

СА включает:

1) систему регулирования подачи топлива ; 2) систему контроля частоты вращения турбин ГПА;

3) систему контроля температуры элементов ГПА; 4) систему контроля вибрации;

5) систему контроля осевого положения ротора нагнетателя; 6) система контроля загазованности.