- •1. Стационарные и нестационарные процессы
- •2. Структурная схема автоматизации
- •3. Составление функциональной схемы автоматизации
- •4. Основные принципы автоматизации технологических процессов
- •32. Регулятор подачи долота электрический рпдэ- 6.
- •5. Исполнительные устройства в сау
- •6. Организация асу тп
- •7. Оптимизация контрольно-управляющей системы
- •8. Одноконтурная сар
- •9. Расчет одноконтурной сар
- •10. Выбор критерия оценки эффективности
- •11. Выбор критерия оценки эффективности средств контроля и управления
- •12. Выбор исполнительного механизма
- •13. Выбор канала связи для контроля состояния рассредоточенных объектов
- •14. Выбор типа регулятора
- •15. Моделирование технологических процессов
- •16. Объединяемость выборок по критерию Вилькоксона
- •17. Минимизация ошибки аварийной сигнализации
- •18. Основные особенности объектов НиГп
- •19. Вероятностные характеристики потерь объектов нгп.
- •20. Статистика учёта нефти «Рубин»
- •21. Станция учёта нефти кор масс
- •22. Структурная схема “Сириус -1”
- •23. Структурная схема «Сириус-1» в режиме максимальной мощности.
- •24. Централизация контроля и управления эп кс.
- •25. Спутник – вмр (измерительная часть)
- •26. Спутник – вмр (технологическая часть)
- •27. Электрический канал связи по трубам из скважин.
- •28. Регулирование производительности насосных скважин
- •29. Катодная защита трубопроводов. Схема паск.
- •30. Передача информации по лэп
- •33. Математическое моделирование процесса бурения.
- •31. Автоматическое управление процессом бурения.
- •34. Основные принципы работы генераторных датчиков. Их использование в нефтяной и газовой промышленности.
- •35. Основные принципы работы параметрических датчиков.
- •36. Возможные варианты структуры ивк.
- •1. Стационарные и нестационарные процессы
- •2. Структурная схема автоматизации
- •3. Составление функциональной схемы автоматизации
24. Централизация контроля и управления эп кс.
К омпрессорная станция — это сложный комплекс технологических объектов. Основным здесь является газоперекачивающий агрегат, повышающий давление газа 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), по производительности и т.д. Компрессорный цех представляет собой совокупность работающих на общую нагрузку ГПА и общецехового оборудования (устройство подготовки газа, узел подключения, режимные краны, агрегаты воздушного охлаждения газа, система пожаротушения и так далее).
Для более эффективного управления транспортировкой природного газа целесообразно комплексно автоматизировать технологические объекты, поэтому разрабатываются не только САУ ГПА, но и САУ компрессорных цехов и станций.
Главная производственная единица КС является компрессорный цех (КЦ). Для централизации контроля и управления КС создаётся АСУ ТП компрессорной станций или АСУ ТП КЦ. В эту систему входят:
- САУ компрессорных цехов, состоящую из отдельных САУ ГПА, САУ пожаротушения; САУ агрегата воздушного охлаждения газа.
- диспетчерских пунктов, состоящих из АРМов, серверов, панелей управления ГПА, КЦ.
Основные функции контроля, управления и регулирования САУ КЦ:
- Обнаружение отклонений от установленных режимов функционирования технологических объектов цеха. В случае невозможности удержать параметры технологических объектов в допустимых пределах САУ КЦ формирует команды на аварийное отключение соответствующих объектов либо цеха целиком.
- Контроль команд оператора и их запрет, если они могут привести к аварийной ситуации.
- Непрерывный контроль цепей датчиков и исполнительных механизмов.
- Формирование предупредительных сообщений в случае выявления неисправности в цепях.
- Непрерывная самодиагностика оборудования САУ КЦ и др.
Основные функции управления, контроля, регулирования САУ ГПА:
- управление режимом работы ГПА;
- автоматическая проверка пусковой готовности;
- автоматическая защита ГПА по технологическим параметрам;
- автоматическое управление исполнительными механизмами и кранами газовой обвязки ГПА по заданным алгоритмам;
- дистанционное управление исполнительными механизмами и вспомогательным оборудованием на работающем или неработающем агрегате и др.
Система пожарообнаружения, управления пожаротушением и контроля загазованности обеспечивает решение следующих задач: пожарообнаружение в защищаемых отсеках; определение концентрации метана в помещениях ГПА (контроль загазованности) и др.
25. Спутник – вмр (измерительная часть)
26. Спутник – вмр (технологическая часть)
Автоматизированная система сбора и обработки информации о производительности нефтяных скважин «Спутник BMP» предназначена для автоматического измерения и регистрации производительности каждой из подключенных к установке нефтяных скважин, а также вычисления суммарного их суточного дебита. Система обеспечивает: разделение продукции скважин по сортам, прием резиновых разделителей для очистки выходных линий скважин от парафина, автоматическую защиту промысловых коллекторов при повышении давления в них выше предельно допустимого, выдачу в систему телемеханики информации о суточном дебите и аварийных сигналов.
В качестве измерительного прибора в установке применяют вибрационные массовые расходомеры (BMP), измеряющие массу поступающей из скважин газонефтяной смеси и расход отдельных составляющих ее компонентов на потоке без предварительной сепарации.
Групповая измерительная установка состоит из технологического блока I и блока вторичных приборов и аппаратуры II. Все первичные преобразователи вибрационных массовых расходомеров монтируются на приемной емкости, чем обеспечиваются надлежащая жесткость закрепления первичного преобразователя и исключение возможности их затопления при снижении объема газа в извлекаемом из скважин флюиде. Подключение каждой скважины к первичному преобразователю осуществляется через свой обратный клапан и управляемый трехходовой клапан. Последний позволяет любую скважину или все скважины одновременно переключать с измерения на промысловый коллектор, что бывает необходимо при ремонте или поверке одного из первичных преобразователей.
В блоке вторичных приборов и аппаратуры II размещены блоки предварительной обработки по одному на каждую скважину, коммутатор и полукомплект телемеханики, обеспечивающий передачу информации, получаемой от вибрационного массового расходомера на диспетчерский пункт промысла. В блоке II размещены также преобразователь напряжения в частоту и цифровой преобразователь давления, позволяющие передавать на ДП усредненное за время измерения значение коллекторного давления. Если за время измерения вибрационный массовый расходомер, подключенный к данной скважине, показал дебит, меньший минимально возможного, то через телемеханику на ДП вне очереди идет аварийный сигнал АС - остановка скважины.
В измерительной системе вибрационного массового расходомера информация о работе каждой скважины может быть получена только после обработки данных по этой скважине на диспетчерском пункте. Скважина при этом оказывается непрерывно подключенной к групповой измерительной установке, и объем памяти и мощность ЭВМ на диспетчерском пункте непомерно возрастают. Значительно рентабельнее иметь на каждой установке микро-ЭВМ, которая будет выполнять все служебные функции и вычислительные работы, связанные с обработкой получаемой с каждой скважины информации. На диспетчерский пункт по определенной программе или по запросу передается только интересующая промысел информация.