Газоперекачивающие станции

Газоперекачивающие станции

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:

Т1 – температуры газа на входе первой ступени;

Т2 – температуры газа на входе второй ступени;

Т3 – температуры газа на входе третьей ступени;

Т4 – температуры газа на выходе турбокомпрессора;

Т5 – температуры масла в системе смазки;

Т6 – температуры подшипников компрессора;

Т7 – температуры воды в теплообменнике;

Р1 – давления газа на входе первой ступени;

Р2 – давления газа на входе второй ступени;

Р3 – давления газа на входе третьей ступени;

Р4 – давления газа на выходе турбокомпрессора;

Р5 – давления 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-

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.

Газоперекачивающие станции от компании «ЧКЗ-ПОВОЛЖЬЕ»

После того, как природный газ добыт из недр Земли или со дна океана, его необходимо как-то доставить к потребителю. В настоящее время наиболее распространен способ транспортировки природного газа с помощью сети трубопроводов. Но как же заставить газ перемещаться по трубам на большие расстояния? Именно здесь нашли свое применение газоперекачивающие станции. Для этого их располагают непосредственно в месте добычи газа, а также через определенные промежутки длины трубопровода. Это нужно для того, чтобы избежать чрезмерного падения давления газа в трубопроводе вследствии действующих между стенкой трубы и газом сил трения.

Газоперекачивающая станция состоит из:

• Компрессора;
• Приводного двигателя;
• Вспомогательного оборудования.

Как и газовые компрессоры , газоперекачивающие станции незаменимы в нефтеперерабатывающей и нефтедобывающей промышленности.

Компрессор для газоперекачивающих станций

Газоперекачивающие станции могут быть оснащены разными типами компрессоров и приводных двигателей:

• Поршневыми или винтовыми компрессорами;
• Дизельный двигатель, двигатель внутреннего сгорания, электродвигатель, паровая или газовая турбина.

Выбирая газоперекачивающие станции необходимо учитывать особенности каждого типа компрессоров.

ООО «ЧКЗ» в настоящее время освоил выпуск своей перспективной разработки — газовых винтовых компрессорных установок для сжатия природного газа с золтониковой системой регулирования производительности и станций на их основе. Станции производятся во взрывозащитном исполнении с системой газового пожаротушения, азотной рампой и контроллером фирмы Allen Bradley — лидера в сфере автоматизации промышленных процессов. Выпускаются станции, рассчитанные как на высокое входное давление, так и на минимальное избыточное (вакуумное давление).

Выбор газоперекачивающих компрессорных станций

Основными характеристиками, на которые рекомендуется ориентироваться, выбирая газоперекачивающие компрессорные станции, являются:

• Объем перекачиваемого газа;
• Давление и температура газа на выходе;
• Химический состав газа;
• Влажность;
• Тип привода;
• Характеристики места установки станции;
• Режим эксплуатации;
• Допустимое содержание масла в газе на выходе;
• Тип автоматики;
• Класс исполнения.

Эти параметры являются ключевыми. Подобрать оптимальные газоперекачивающие компрессорные станции можно только на основании учета вышеперечисленных факторов. Наши специалисты помогут вам подобрать современную газоперекачивающую станцию и другое необходимое оборудование, а также выполнят его шеф-монтаж и пуско-наладочные работы. Обращаясь к нам, вы получаете высококачественное современное компрессорное оборудование , высокий профессиональный сервис и гарантию от одного года до трех лет.

Газоперекачивающие компрессорные станции

Для транспортировки природного газа требуются газоперекачивающие компрессорные станции. Они, как правило, оборудованы компрессором, приводным двигателем и вспомогательным оборудованием.

Компрессоры для газоперекачивающих компрессорных станций могут быть поршневыми или винтовыми. В качестве приводного двигателя может применяться дизельный двигатель или двигатель внутреннего сгорания, газовая или паровая турбина, электродвигатель.

Каждый вид компрессоров имеет свои особенности, которые необходимо учитывать, выбирая оборудование для компрессорной станции. Наиболее значимыми являются следующие характеристики:

• Объем газа, который будет перекачиваться
• Температура и давление газа на выходе
• Влажность и химический состав перекачиваемого газа
• Тип используемого привода
• Природные характеристики места установки (высота над уровнем моря, максимальная и минимальная температура)
• Предполагаемое количество наработки в часах
• Допустимое содержание масла в газе на выходе
• Класс исполнения (сейсмостойкий, взрывозащитный и т. д.)
• Тип автоматики (пневматическая или электрическая)

При выборе оборудования для газоперекачивающей компрессорной станции необходимо обращать пристальное внимание на эти параметры.

Станции для перекачки метана

Метан – это газ, который часто называют «болотным». Всем известен его специфический запах. На самом деле метан – это бесцветный газ без запаха. В него специально добавляют одоранты (специальные добавки), чтобы его можно было распознать при утечке.

Метан взрывоопасен. Кроме этого, при высоких концентрациях в закрытых помещениях он может вызвать удушье, потому что вытесняет кислород, являясь более тяжелым газом. Для промышленных целей метан не одорируют, поскольку на всех производствах стоят специальные датчики, которые в случае утечки газа сразу это показывают.

Метан – это простейший углевод и его источником являются живые организмы. На 95% он имеет биологическое происхождение. Метан – это основной компонент попутных нефтяных, природных, а также рудничного и болотного газов.

Он образуется при термической переработке нефти и нефтепродуктов, гидрировании и коксовании каменного угля. Он горит в воздухе и образует с ним взрывоопасные смеси.

Метан очень широко используется как промышленное и бытовое топливо и в качестве сырья для промышленности. Его также используют как источник водорода при производстве аммиака, для получения водяного газа. Окисление смеси метана с аммиаком лежит в основе производства синильной кислоты.

Наиболее известно применение метана в качестве автомобильного топлива. Но плотность метана намного ниже, чем бензина. Поэтому, для заправки им автомобиля при атмосферном давлении нужен был бы бак в 1000 раз больший, чем обычно. Поэтому его плотность увеличивают при помощи сжатия газа. Для его хранения в сжиженном состоянии используются специальные баллоны, которые ставят на автомобили.

При атмосферном давлении каждый его кубометр в сжиженном виде занимает в 600 раз меньший объем, чем в газообразном. Таким образом, запасы сжиженного метана можно создавать в любом месте. Транспортировка сжиженного метана позволяет осуществлять торговлю им при помощи морских перевозок в танкерах.

Сжатие (компримирование) метана производится на специальных станциях для его перекачки.

Газоперекачивающие станции

Изобретение относится к транспортировке газообразного углеводородного топлива по трубопроводам большой протяженности, проложенным по морскому дну.
Недостатки существующих платформ: низкая надежность станции обусловленная рядом причин:
1. Отсутствием дублирующих систем
2. Наличие одного газового нагнетателя.
3. Расположение газового нагнетателя вне станции.
4. Отсутствие внешнего источника питания электроэнергией.
5. Катастрофические последствия при поломке газового нагнетателя, приводящие к прекращению подачи газа в газовую магистраль.
6. Наличие задвижек вне станции и отсутствие дистанционного управления ими.
Задача создания изобретения: повышение надежности работы станции.
Предложенное техническое решение обладает новизной, изобретательский уровень и промышленной применимостью. Новизна подтверждается патентными исследованиями, а изобретательский уровень – достижением нового технического результате при использовании новых технических решений.
Газоперекачивающая станция на морской платформе (рис. 1…5) предназначена для повышения давления газа, подведенного по входной магистрали 1 и его передачи в выходную магистраль 2, между которыми установлен байпасный трубопровод 3, с запорными кранами 4 и 5. Входная и выходная газовые магистрали 1 и 2 установлены горизонтально на подставках 6 на морском дне. Станция установлена в контейнере 7 на морской платформе 8, которая, в свою очередь, содержит основание платформы 9, установленное на 4-х опорах 10, которые опираются в грунт 11. Станция установлена в контейнере 7, разделенном перегородкой 12 на герметичные отсеки: двигательный отсек 13 и газоперекачивающий отсек 14. Выходное устройство 15 частично установлено в контейнере 7.

Газоперекачивающая станция содержит маслоохладители 54, к которым подстыкования подводящий трубопровод воды 55 с водяным насосом 56 и отводящий трубопровод воды 57. По линии масла маслоохладители 44 соединены трубопроводами 58, содержащим насос 59 и трубопроводом 60 с газотурбинным приводом 16 и газовыми нагнетателями 30. Блок управления 50, коммутатор 51 и аккумуляторы 53 установлены в техническом помещении 61. На основании платформы 9 установлены жилое помещение 62 и вертолетная площадка 63 (рис. 2).
Газовый нагнетатель 30 (рис. 5) представляет собой центобежный компрессор и со-держит, установленные в корпусе 64 на валу 65 крыльчатку 66 , имеющую ступицу 67. К корпусу 64 подсоединены входной корпус 68, а на выходе – выходной корпус 69.

Автор статьи: Патентный поверенный РФ Болотин Николай Борисович

Поделиться “Морская газоперекачивающая станция”

О компании

Контроллеры

Газоперекачивающие компрессорные станции

АСУ ТП КС предназначена для автоматизированного управления технологическим процессом транспортировки газа с целью обеспечения заданного графика поставок газа с минимальными энергозатратами и потерями газа.

Автоматизированное управление включает в себя сбор и обработку режимно – технологической информации, контроль фактического состояния основного и вспомогательного оборудования реконструируемых объектов компрессорной станции, диагностику технического состояния оборудования, подготовку принятия решений по управлению и выработку управляющих воздействий, их передачу и реализацию, контроль выполнения решений в динамике производственного процесса.

Типовой перечень объектов автоматизации АСУ ТП КС:

– Узел подключения КС

Состав АСУ ТП КС:

– Пульт контроля и управления КС

Основными целями создания АСУ ТП КС являются:

– поддержание заданных параметров технологического процесса в автоматическом режиме – достигается реализацией алгоритмов автоматического управления и алгоритмов обработки аварийных ситуаций локальными САУ объектов и комплексом программно-технических средств пульта контроля и управления КЦ (ПКУ КЦ);

– повышение оперативности контроля и управления технологическим процессом компримирования газа достигается путем предоставления широкого спектра информации о работе КЦ оператору;

– реализация дистанционного контроля и управления технологическими объектами и процессами на промплощадке КС (в том числе управление газоперекачивающими агрегатами КЦ) и прилегающих участках газопровода из единого поста – пульта контроля и управления КЦ, сбором и передачей технологической информации на верхний уровень управления ДП ЛПУ и ЦДП;

– достижение высоких технико-экономических показателей работы компрессорной станции – реализуется за счет поддержания оптимального технологического режима в рамках заданных технологических ограничений с использованием рекомендаций, выдаваемых функциональной подсистемой расчета режимно-технологических параметров, обеспечения высокой оперативности контроля и управления, обеспечения надежности функционирования комплекса АСУ ТП КС;

– обеспечение максимальной безопасности эксплуатации объектов и сохранения условий окружающей среды – достигается за счет автоматического контроля выхода параметров за технологические и аварийные границы, выработке решений по управлению ЭГПА и цехом в целом с целью предотвращения попадания режимов в критические зоны, идентификации аварийных ситуаций, выбором и реализацией соответствующих алгоритмов аварийной защиты.

В АСУ ТП КС реализован модульный принцип построения с использованием однотипных приборов, что сокращает среднее время восстановления работоспособности с использованием комплекта ЗИП до 1 часа.

Распределенная автоматизированная система управления технологическим процессом транспортировки газа компрессорной станции (АСУ ТП КС) представляет собой интегрированную информационно-управляющую систему, включающую в себя САУ КЦ и САУ ЭГПА. Диспетчерское управление цеховыми технологическими объектами и техпроцессом цехов осуществляется с пультов контроля и управления каждого цеха.

Проектная документация выполнена в соответствии с нормативно-техническими документами:

– ГОСТ 34.201-89 “Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем”;

– ВРД 39-1.8-055-2002 «Типовые технические требования на проектирование КС, ДКС и КС ПХГ. Глава 10. Требования к проектированию АСУ ТП КЦ (КЦ)», Утверждены распоряжением ОАО «Газпром» №86 от 6 мая 2002 г;

– «Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов ВРД 39-1 10-006-2000», утвержденные Председателем Правления РАО «Газпром» Р.И. Вяхиревым 09.12.2000 г.;

– «Правила устройств электроустановок» (ПУЭ);

– ВППБ 01-04-98 «Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности»;

– «Концепция противопожарной защиты объектов ОАО «Газпром» (Распоряжение №12 ОАО «Газпром» от 29.01.09).

– «Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные газопроводы» ОНТП 51-1-85, Москва 1985 г.;

– СТО Газпром 4.2-0-003-2009 «Типовая политика информационной безопасности автоматизированной системы управления технологическими процессами»;

– “Основные положения по комплексной автоматизации, телемеханизации и автоматизированным системам управления технологическими процессами транспортировки газа” ОП АТ и АСУ ТП ТГ, г. Москва 1995 г., утвержденные В.В. Ремизовым;

– “Отраслевая система оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ) ЕСГ России. Общесистемные технические требования”. Части I, II, III, г. Москва 1997 г.;

– РД 50-682-89. “Комплекс стандартов и РД на АС. Общие положения”;

– РД 50-680-89 “АС. Основные положения”;

– РД 50-34.698-90 “АС. Требования к содержанию документов”.

Автоматизированная система управления энергоснабжением компрессорной станции (АСУ Э КС) предназначена для автоматизированного контроля и управления объектами энергоснабжения КС. Она представляет собой централизованную систему управления с децентрализацией управления локальными объектами энергоснабжения. АСУ Э имеет следующие уровни иерархии:

– верхний уровень – пульт контроля и управления КЦ (ПКУ КЦ) выполняет управление и контроль режимами работы объектов энергоснабжения КС и дистанционное управление с диспетчерского пункта КЦ;

– нижний уровень – шкафы управления (ШУ) и локальные системы автоматического управления (локальные САУ) технологическими установками и объектами АСУ Э (выполняет сбор информации о состоянии технологического объекта управления (ТОУ) и выдает управляющие сигналы на исполнительные механизмы в режиме автоматического управления ТОУ по заданным алгоритмам и по командам верхнего уровня;

– подсистема связи, состоящая из комплекса средств коммуникации и каналов связи – осуществляет связь между компонентами АСУ Э и АСУ ТП КЦ. Связь между верхним и нижним уровнем управления радиальная, оптоволоконная – осуществляется при помощи локальной управляющей информационной сети Ethernet 100 Мбод.

Структура АСУ Э.

АСУ Э состоит из следующих подсистем:

– Автоматизированная система управления электроснабжением (АСУ ЭС);

– Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ);

– Автоматизированная система контроля и учета энергоресурсов (АСКУ ЭР);

– Подсистема технического учета электроэнергии;

– САУ теплоснабжения (САУ Т);

– САУ водоснабжения (САУ В);

– САУ канализационно – очистных сооружений (САУ КОС).

АСУ Э построена по двухуровневой схеме:

Верхний уровень управления АСУ Э:

– пункт контроля и управления АСУ Э КЦ (ПКУ КЦ) территориально размещается в ДПУ КЦ и включает в себя:

а) АРМ энергетика;

б) АРМ ИЭ и АСКУ ЭР;

в) Серверная консоль с серверами АСУ Э (Сервер единого времени, Сервер основной, Сервер резервный, Сервер архива, Сервер ТУЭ);

г) Сетевые средства (Шкаф сетевой КЦ);

д) Принтеры отчетности и событий;

– дополнительные АРМы оперативного состава АСУ Э территориально размещаются в выделенных помещениях службы ЭВС:

а) АРМ инженера-релейщика;

б) АРМ инженера ТВС.

Нижний уровень управления АСУ Э включает в себя следующие подсистемы автоматизированного управления и оборудование:

– АСУ ЭС ЗРУ (ЗРУ 10 кВ, щитовое оборудование);

– АСУ ЭС КТП АВО газа КЦ;

– АСУ ЭС КТП СН №1,2;

– АСУ ЭС БКТП КОС;

– САУ В (СХПВ, артезианские скважины);

– САУ Т (дистанционный контроль и управление котельной, учет расхода газа и тепла);

– Многофункциональные микропроцессорные электросчетчики подсистемы АСКУЭ;

– Многофункциональные микропроцессорные электросчетчики технического учета электроэнергии на выводах потребителей ЗРУ;

– Аппаратура АСКУ ЭР (учет и передача данных о расходе газа, воды и тепла на собственные нужды КС).

ПТК подсистем АСУ Э разрабатываются ООО внедренческой фирмой «ЭЛНА» в рамках проекта на базе контроллеров «ЭЛПК» и контроллеров других типов, совместимых с энергооборудованием объектов КС.

Решения по функционированию АСУ Э КС

АСУ Э КС предназначена для работы в автоматизированном режиме, как человеко-машинная система, включающая в себя программно – технический комплекс (ПТК) и средства интерфейса “персонал – ПТК”, при этом основным постом контроля и управления является ДПУ КЦ КС.

Функционирование ПТК АСУ Э КС осуществляется в непрерывном режиме без постоянного обслуживания с проведением регламентных работ в период плановых остановок и ревизии оборудования.

Функции АСУ ЭС

АСУ ЭС предназначена для контроля и управления системой электроснабжения КС и обеспечивает выполнение следующих основных функций:

– дистанционный контроль и управление выключателями главной электрической схемы напряжением выше 1000 В и выключателей питания КТП-10/0,4 (вводных, секционных, аварийного питания и др.);

– дистанционный контроль состояния аварийной дизельной электростанции;

релейная защита шин распределительных устройств и отходящих присоединений на базе установленных по проекту интеллектуальных контроллеров ЦРЗА с учетом требований ПУЭ.

– контроль состояния и диагностика электрооборудования (положения выключателей, устройств и автоматики нижнего уровня, оценка остаточного ресурса выключателей и тп.);

– предупредительная и аварийная сигнализация возникновения нештатных и аварийных режимов;

– регистрация последовательности срабатывания защит и противоаварийной автоматики;

– технический учет потребляемой (вырабатываемой) активной и реактивной электроэнергии и мощности;

– регистрация аварийных процессов на вводах и отходящих линиях ЗРУ-10 кВ.

Функции АСКУЭ

Подсистема АСКУЭ в составе АСУ Э предназначена для учета потребления электро­энергии и обеспечивает выполнение следующих основных функций:

– расчетный (коммерческий) учет потребляемой (вырабатываемой) активной и реактивной электроэнергии и мощности;

– формирование информации о потребление электроэнергии в многотарифном режиме и передача (по запросу) данных на ДП ЛПУ, (ЦДП).

Функции САУ Т

Система контроля и управления объектами теплоснабжения (САУ Т) обеспечивает вы­полнение следующих основных функций:

– контроль параметров (температуры, давления и расхода прямой и обратной сетевой
воды, подпиточной воды, температуры и давления в разных точках теплосети);

– контроль наличия напряжения на сборках 0,4 кВ котельной и положения вводных
выключателей;

– сигнализация состояния сетевых и подпиточных насосов, технологических задви­
жек с электроприводом;

– сигнализация состояния приточной и вытяжной вентиляцией и ее элементов;

– сигнализация пожара, загазованности (по Cp и CO) и состояние другого технологического оборудования в котельной.

Функции САУ В и САУ КОС

Система контроля и управления объектами водоснабжения (САУ В) и система контроля и управления канализационно-очистными сооружениями (САУ КОС) обеспечивает выполнение следующих основных функций:

– контроль параметров (давление и температура воды в узловых точках системы, расход воды, уровни и температура воды в резервуарах, перепады давления в фильтрах механической очистки);

– контроль наличия напряжения на сборках 0,4 кВ питания насосных станций и положения вводных выключателей;

– дистанционное управление насосами хозяйственно-питьевого назначения (пожарные насосы должны включаться кнопками непосредственно с ДП КС или расположенными на территории объекта минуя САУ водоснабжения);

– дистанционное управление задвижками с электроприводом;

– учет расхода воды и стоков;

– аварийная и предупредительная сигнализация возникновения аварийных и ненормальных режимов (отключение насосов, снижения давления, переполнение емкостей)

– сигнализация состояния элементов приточной и вытяжной вентиляции;

– сигнализация пожара в технологических помещениях, контролируемых САУ В.

Функции АСКУ ЭР

Подсистема АСКУ ЭР в составе АСУ Э предназначена для учета вырабатываемой теплоэнергии, потребления расходов воды и газа на собственные нужды объектов КС и обеспечивает выполнение следующих основных функций:

– фактический учет вырабатываемой тепловой энергии котельной КС;

– учет расходов воды объектами САУ В и САУ Т;

– учет расхода газа на собственные нужды технологическими и хозяйственными

– формирование информации о потреблении вышеперечисленных параметров и пере­
дача (по запросу) данных на сервер АСУ Э.

Организация контроля и управления объектами автоматизации

Контроль параметров технологического процесса и оборудования объектов АСУ Э обеспечивается автоматическим опросом первичных датчиков, обработкой полученной информации и отображением всей полученной информации в удобном для восприятия оператором виде на экране дисплея персональных компьютеров АРМ сменного инженера-электрика (основного и резервного) и АРМ-ов оперативного персонала службы ЭВС КС. Кроме того, система обеспечивает автоматическое ведение архива по основным технологическим параметрам и создание отчетных форм документов с возможностью их распечатки по запросу оператора (диспетчера).

Управление технологическими объектами и вспомогательным оборудованием АСУ Э в штатном режиме осуществляется по двухуровневой схеме:

– на уровне ПТК объектов – в автоматическом режиме путем реализации заданных алгоритмов оперативного управления и аварийных защит;

– на уровне ПКУ КЦ – путем подачи команд управления оператором с терминала ПЭВМ АРМ сменного инженера-электрика (основного и резервного) или АРМов оперативного персонала службы ЭВС КС, согласно выделенным полномочиям.

В нештатных ситуациях предусмотрено ручное управление технологического объекта управления с местных пультов шкафов управления локальных САУ.

Решения по комплексу технических средств АСУ Э КС

АСУ Э построена на базе программно-технических средств разработки и поставки ООО внедренческая фирма «ЭЛНА» и является проектно-компонуемым изделием. Состав и количество функциональных устройств изделия определяется заказом в соответствии с конфигурацией конкретного КЦ (КС) и представляет собой совокупность шкафов управления (ШУ) подсистем объектов АСУ Э (нижний уровень управления), и программно технические средства пультов контроля и управления (ПКУ) КЦ (верхний уровень управления), объединенных локальной информационно-управляющей сетью.

В технические средства АСУ Э КС входят:

– технические средства диспетчерского пункта (ПКУ КЦ1,2);

– технические средства САУ локальных объектов (шкафы управления, станции
локальные технологические);

– средства системной интеграции;

– технические средства электропитания системы.

Технические средства диспетчерского пункта КС

Комплекс технических средств ПКУ КЦ (верхнего уровня) имеет в своем составе:

– АРМ инженера электрика (КЦ);

– АРМ АСКУ ЭР (КЦ 1);

– Серверная консоль с серверами АСУ Э и системой спутниковой навигации (КЦ 1),

– шкаф АИИС АСКУЭ;

– Сетевой шкаф КЦ;

– АРМ инженера ТВС (служба ЭВС);

– АРМ инженера – релейщика;

Серверы и рабочие станции, используемые в системах, унифицированы для указанных уровней (типы процессоров, шин, внешних устройств и т.п.) с целью удобства их сопровожде­ния. Унификация осуществляется по функциональному признаку (сервера АСУ Э- основной и резервный, сервер базы данных (архива), АРМ сменного инженера-электрика(основной и резервный), АРМ оперативного состава службы ЭВС и пр.).

Рабочие станции (АРМ) и серверы представляют собой IBM-совместимые ПЭВМ на базе Intel в промышленном исполнении с дисплеями.

АРМы укомплектованы удобной клавиатурой с поддержкой русского языка и безопасным плоскопанельным монитором достаточного размера для размещения нужного количества окон.

Для получения твердых копий документов (оперативных журналов, таблиц, графиков и пр.) в состав оборудования ДП КС включены сетевые принтеры.

Серверы и сетевые средства системной интеграции размещаются в шкафах (серверном и сетевом – соответственно) в помещениях аппаратных зданий ДПУ КЦ 1,2.

Технические средства локальных объектов подсистем АСУ Э

Средствами автоматизации нижнего уровня АСУ Э являются ПТК локальных объектов, представляющие собой приборные стойки (шкафы).

Технические средства локальных объектов АСУ Э представляют собой шкафы управления, содержащие один или два контроллера ЭЛПК, разработки ООО внедренческая фирма «ЭЛНА», построенных по единым конструктивно-компоновочным принципам, с унифицированными модулями УСО, буферными узлами и источниками электропитания, что облегчает проектную компоновку каждой конкретной САУ и ее последующую модернизацию.

Шкафы управления представляют собой законченные изделия с выполненным внутренним монтажом, готовыми для подключения внешних кабелей.

Аппарат воздушного охлаждения газа (далее АВО) обеспечивает охлаждение газа на выходе компрессоров до необходимых по технологии температур.

Центральный контроллер в шкафу управления производит сбор данных с датчиков температуры t1-t16, сопоставляет с режимами работы двигателей, с их параметрами (частота, остаточный ресурс, запрет управления) выбирает оптимальный с точки зрения энергоэффективности режим работы. Управляющие воздействия поступают на ЧРП для формирования управляющего воздействия на электродвигатель, а также на экран АРМ оператора для контроля за тех.процессом. Все процессы, происходящие в САУ, как и данные, собираемые системой о режимах и параметрах работы АВО, заносятся в архив на сервере САУ АВО.