Рейтинг: 4.7/5.0 (1681 проголосовавших)Категория: Инструкции
В статье Л.И. Бернера, А.В.Рощина и А.А.Ковалева (АтлантикТрансгаэСистема), опубликованной в журнале АВИТ в нефтегазовой области № 2-2012, говорится, что ключевой особенностью современного этапа развития газовой отрасли России по праву можно назвать реализацию масштабных «мегапроектов» по сооружению тысячекилометровых газотранспортных систем, освоению новых месторождений, открытия новых экспортных направлений, газификация огромных по площади регионов страны. Сегодняшняя структура газотранспортной системы существенно отличается от Единой системы газоснабжения России даже десятилетней давности. Построены газопроводы «Ямал-Европа» и «Северный поток», реализуется масштабная Восточная программа, осваивается не имеющее аналогов по условиям разработки Бованенковское месторождения и создается протяженная газотранспортная система «Бованенково-Ухта», планируется создание «Южного потока». Эти и другие проекты требуют самых надежных средств управления газопроводами, пригодными для эксплуатации на неосвоенных территориях, при критически жестких климатических условиях. ЗАО «АтлантикТрансгазСистема» предлагает решения, которые успешно выдерживают конкурентную борьбу и отбираются ОАО «Газпром» и его дочерними Обществами практически для всех значимых, сложных и масштабных проектов. Это СТН-3000 - телемеханика линейной части, кустов газовых скважин и система управления газораспределительными станциями (САУ ГРС), СПУРТ - программно-технический комплекс диспетчерского управления, интеграционные решения для создания современных распределенных систем управления. За двадцать лет работы АТГС введено в эксплуатацию более 1000 КП ТМ и САУ ГРС и 100 ДП разного уровня, в том числе только за последние несколько лет ЗАО «АТГС» изготовило и ввело в эксплуатацию в рамках «мегапроектов» ОАО «Газпром» несколько сотен контролируемых пунктов СЛТМ и САУ ГРС и десятки систем диспетчерского управления. Анализ проектов позволяет сформулировать целый ряд критериев, исходя из которых СТН-3000 преобладает в новых проектах ОАО «Газпром»:
1) высокое качество, надежность, устойчивость к низким температурам (до -50С без внешнего обогрева);
2) Высокий уровень подготовки специалистов АТГС;
3) Способность в сжатые сроки изготовить, испытать и отгрузить заказчику большие партии ПУ и КП СЛТМ, САУ ГРС и ДП;
4) Гибкий подход к изготовлению и комплектации систем, высокий уровень функциональности;
5) Открытость и готовность систем к интеграции в АСУТП пользователя;
6) Пригодность СТН-3000 к эксплуатации при минимуме обслуживания, развитые средства удаленной диагностики и программирования;
7) Интеллектуализация систем, постоянное расширение подсистем, входящих в СПУРТ (системы поддержки принятия решений, тренажеры диспетчера, системы обнаружения утечек).
Применения СТН-3000, СПУРТ и других решений ЗАО «АТГС» в «мегапроектах» ОАО «Газпром» широко известны в России и за рубежом. Как правило, «мегапроекты» масштабны, реализуются в сжатые сроки и в сложных климатических условиях. Кроме того, они представляют собой интересные и современные решения как с точки зрения объекта автоматизации, так и в части структуры СЛТМ, выполняемых функций, реализуемых решений по связи и по интеграции в АСУТП. Наконец, при реализации таких проектов «АТГС» взаимодействует с большим числом партнеров, заказчиков и проектировщиков. Решения «АТГС» стали применяться в мега-проектах ОАО «Газпром» после многолетней успешной эксплуатации в 1990х-2000х годах на газопроводных системах таких газотранспортных обществ, как ООО «Пермтрансгаз», «Томсктрансгаз», «Лентрансгаз», «Уренгойгазпром» и ряда других. Решения для «мегапроектов», как правило, технически отличаются от телемеханизации действующих газопроводов.
Комплексные системы начала 2000-х
Прежде чем перейти к описанию систем управления, разработанных АТГС, в мегапроектах последних лет кратко упомянем о больших, комплексных системах, реализованных АТГС в 2000-х годах. АСУТП ОАО «Петербургтранснефтепродукт» - это сложная система, включающая 20 линейных КП ТМ на 200 км нефтепродуктопровода Кириши - Санкт-Петербург и его отводах, 3 САУ насосными станциями, основной и два дополнительных ДП. В этой системе средствами СПУРТ впервые АТГС реализовала такие интересные задачи как обнаружение утечек и расчет границы расположения партий продукта. Система продолжает постоянно расширяться.
АСУТП ООО «Газпром трансгаз Чайковский»
В течение последних пятнадцати лет АТГС строило и развивало АСУТП одного из самых больших предприятий по транспортировке газа. - «Газпром трансгаз Чайковский». Предприятие охватывает территории Пермского края и Удмуртии. Общая протяженность магистральных газопроводов - 10,3 тысяч км.
Многоуровневая АСУТП предприятия управляет и контролирует практически все газопроводы с помощью 83 линейных КП, 32 САУ ГРС и 2 САУ ГИС, а также диспетчерских систем всех уровней - ЦДП ,14 ДП ЛПУ МГ и площадок КС.
Из особенностей проекта следует отметить, что здесь была реализована первая телемеханика разработки АТГС, до настоящего времени функционирующая в Очерском ЛПУ, телемеханизированы самые большие в Газпроме крановые площадки (42 крана на каждой из 6 крановых площадок Гремячинского ЛПУ, расположенного в горах Северного Урала); первые для АТГС: САУ ГРС и ГИС, двухуровневая АСУТП, тренажер диспетчера и многие другие пионерские разработки, в связи с чем и МВИ ОАО «Газпром» в 1997 и 2005 гг. также были проведены в г. Чайковский.
ИУС Карашурской станции подземного хранения газа, входившей ранее в состав ООО «Пермтрансгаз», был первым серьезным опытом АТГС как генподрядчика сложнейшей технологической системы.
Телемеханизация ООО «Газпром добыча Уренгой»
В течение ряда лет ЗАО АТГС ведет работы по телемеханизации кустов скважин и трубопроводов ООО «Газпром добыча Уренгой». За это время введено в эксплуатацию 94 КП кустов газовых скважин месторождений: Таб-Яха, Ен-Яха, Песцовое, Восточный и Западный купола. При этом 15 КП СТН-3000 на Западном куполе работают на автономном источнике электроэнергии (солнечной батарее), а в качестве датчика измерения расхода на скважине установлен диффузионно-конфузионный расходомер. Телемеханизирован ряд трубопроводов. Это, прежде всего межпромысловый коллектор (13 КП, ДП), где на диспетчерском уровне реализована система поддержки принятия решений. Для продуктопровода Ачимовских залежей и метанолопровода УКПГ 10 - УКПГ 11 телемеханика дополнена системой обнаружения утечек.
Газопровод «Заполярное - Уренгой» и его развитие
Уникальное по масштабам месторождение «Заполярное» с годовой добычей порядка 100 млрд.м 3 природного газа стало осваиваться в середине 90х годов для компенсации падающей добычи традиционных источников экспортного газа - Уренгойских месторождений. Для подачи газа «Заполярного» в газотранспортную систему России был построен трехниточный газопровод "Заполярное-Уренгой" общей протяженностью 590 км и новая 3-х цеховая компрессорная станция «Пуртазовская». Важнейшей особенностью газопровода является его прохождение по неосвоенным территориям в экстремальных климатических условиях российского Приполярья. Контроль и удаленное управление линейной частью первоначально должны были обеспечить 17 контролируемых пунктов (КП) телемеханики с выходом управления на щитовую компрессорной станции «Пуртазовская». Генеральным подрядчиком на создание комплексной автоматизированной системы компрессорной станции и линейной части стало ООО "Сименс" (российское дочернее общество Siemens AG), выигравшее международный тендер. ЗАО «АТГС» выступило совместно с ООО «Сименс» как субподрядчик по телемеханизации, предложив проверенные надежные и технологичные решения, выдерживающие сверхнизкие температуры, обладающие низким энергопотреблением и практически не требующие обслуживания. Фактором, сыгравшим немаловажную роль при выборе СТН-3000 для данного проекта, стал положительный опыт эксплуатации данной системы на межпромысловом коллекторе (МПК) ООО «Уренгойгазпром». Структура решения по телемеханики разработана, исходя из двух факторов: схемы организации радиосвязи и необходимости иметь собственный резервный пункт управления (ПУ СЛТМ) при одновременной интеграции в современную систему управления КС - Simemens Simatic CS7 (измененный вариант PCS7). Такое решение стало «классическим» и затем многократно будет повторено в тех проектах, где «АТГС» выступает как субподрядчик по телемеханики в составе сложной комплексной системы управления.
Комплексная АСУТП МГ «Заполярное-Уренгой», включая СЛТМ СТН-3000, успешно прошла межведомственные испытания в 2004 г. и затем в 2005 была отмечена Премией ОАО «Газпром» в области науки и техники как первая, вновь построенная комплексная система управления сложным технологическим объектом, основанная на современных решениях по автоматизации. Заложенные возможности расширения СЛТМ СТН-3000 были использованы в конце 2000х годов. Были поставлены и смонтированы новые контролируемые пункты на однониточном отводе к новому месторождению «Южнорусское», существующие КП МГ «Заполярное-Уренгой» расширены для автоматизации вновь построенной четвертой нитки. Телемеханизация линейной части газопроводов, равно как и телемеханизация скважин самого Заполярного месторождения на базе СТН-3000, стали важными этапами в истории ЗАО «АТГС». Телемеханика СТН-3000 подтвердила свою репутацию надежной, открытой, хорошо программируемой и обслуживаемой системы для суровых условий, а инженеры «АТГС» подтвердили умение работать в таких условиях. Специалисты «АТГС» развили опыт работы в составе большого коллектива и отработали решения по интеграции СТН-3000 в ИАСУТП КС (или даже ИАСУТП газопровода).
Телемеханизация газопровода «Ямал-Европа»Данный проект можно рассматривать в качестве первого «выхода» на новые стройки ОАО «Газпром» ЗАО «АТГС» с системой телемеханики СТН-3000. Новый экспортный газопровод, который наряду с «Голубым потоком» фактически стал первой крупой стройкой в газовой промышленности после распада СССР, был запроектирован как новый 2000-км маршрут экспорта российского газа через Белоруссию и Польшу. Для транспорта газа на 3х компрессорных станциях были построены дополнительные цеха.
К моменту выбора системы телемеханики для российского участка «Ямал-Европа» ЗАО «АТГС» уже имело положительный опыт работы в ООО «Лентрансгаз» при модернизации СЛТМ МГ «Выборг-Госграница». Специалисты ООО «Лентрансгаз» внимательно ознакомились с положительными результатами телемеханизации газопроводов ООО «Пермтрансгаз». ЗАО «АТГС» также поучаствовало в автоматизации КС «Несвиж» белорусского участка «Ямал-Европа». В результате субподрядчиком на поставку и внедрение 26 КП для 4х «ямальских» ЛПУМГ было отобрано ЗАО «АТГС», генеральным подрядчиком на АСУТП в целом стала французская фирма «Талесс», работавшая совместно с российской ОАО «Газавтоматика». При реализации СЛТМ были использованы контроллеры DPC3330, работающие по радиоканалу.
Важной технической особенностью стал стык с АСУТП компрессорных станций «Ямал-Европа» на базе программного продукта «Ямал-2» компании «Талесс», работающего под управлением операционной системы Sun Solaris. В предыдущих проектах «верхним уровнем» для СЛТМ «АТГС» была система управления собственной разработки и поставки - либо масштабный СПУРТ, либо компактный Wonderware. Разработанное для «Ямала» решение основывалось на использовании собственного ПУ СТН-3000 Wonderware с последующей стыковкой с сервером «Ямал-2» по специальному программному протоколу. Необходимое программное обеспечение было разработано ЗАО «АТГС», стыки были реализованы на полигоне в Москве, а потом опробованы «в поле». Другой особенностью стала резервирование установочных мест под платы ввода-вывода КП СЛТМ под возможное расширение на параллельные нитки «старых» газопроводов. Контроллеры по-прежнему готовы принять новые сигналы в рамках проекта расширения. Система, поэтапно вводилась в строй с 2001 по 2006 годы. Для ряда ЛПУМГ проведены обновления морально устаревающей компьютерной техники Пунктов управления. Сами КП телемеханики надежны, работоспособны и полностью выполняют возложенные на них задачи.
Газопроводы «Северный поток и Бованенково-Ухта»МГ «Ямал - Европа» был прелюдией к масштабным проектам строительства целой системы газопроводов, в основном в Европейской части России, как для отечественных потребителей, так и для прямого экспорта российского газа в Западную Европу
NordStream протяженностью 1224 км является подводным газопроводом, управляемым международным консорциумом (включая ОАО «Газпром»). Для подачи газа в NordStream на территории Российской Федерации строится мощная наземная газотранспортная система, включающая, в свою очередь, несколько крупных проектов. Прежде всего, это Северо-Европейский Газопровод (СЕГ) в зоне ответственности ООО «Газпром трансгаз Ухта» и «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» и газопровод «Починки-Грязовец» в зоне ответственности ООО «Газпром трансгаз Ухта» и ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород». Участие ЗАО «АТГС» в этих проектах рассматривается в настоящей главе. Отдельно будет представлена информация о работах «АТГС» для проекта «Бованенково-Ухта».
«Грязовец-Выборг»Строительство газопровода началось в конце 2005 г. в это же время ОАО «Газпром» стало прорабатывать решения по автоматизации и телемеханизации новых объектов. На тот момент ЗАО «АТГС» имело положительный опыт внедрения СЛТМ СТН-3000 как на экспортном газопроводе «Ямал-Европа», так и на существующих нитках газопровода «Грязовец-Ленинград» и «Грязовец-Госграница» в Волховском и Пикалевском ЛПУМГ ООО «Лентрансгаз». СТН-3000, была выбрана для телемеханизации всего «питерского» участка Северо-европейского газопровода.
Аналогично проектам «Ямал-Европа» и «Заполярное-Уренгой», телемеханика СЕГ должна была быть выполнена как законченная подсистема с собственным пунктом управления, интегрируемая затем в единую АСУТП Северо-Европейского газопровода и далее в АСУТП ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» на базе программной платформы PSIControl V7 немецкой компании PSI AG. Другой особенностью стало существенное усложнение СЛТМ, прежде всего за счет реализации локальных информационных стыков (на уровне КП) с системами энергетики, ЭХЗ и рядом других по различным информационным протоколам. Телемеханика была разработана на базе нового поколения контроллеров ControlWave с использованием высокоскоростной оптоволоконной системы связи. Пункты управления были реализованы на базе системы СПУРТ разработки ЗАО «АТГС», уже применявшейся на ряде ЛПУМГ. В среднем для каждого из 4х ЛПУМГ СЕГ было поставлено по 10 контролируемых пунктов телемеханики.
Работы по монтажу и наладке СЛТМ проводились поэтапно, по мере готовности «трубы» и технологического оборудования. Природно-климатические условия Ленинградской области, прежде всего распутица в осенне-зимне-весенний период, создали определенные проблемы, которые были успешно преодолены специалистами ЗАО «АтлантикТрансгазСистема». Внедрение СЛТМ закончено в 2011 г. с завершением строительства газопровода. При этом телемеханика функционирует в автономном режиме, с помощью «собственных» пунктов управления. В конце 2011 г. в Портовом ЛПУМГ (эксплуатирующую уникальную по техническим показателям КС «Портовая» и примыкающую линейную часть) начаты работы по интеграции СЛТМ в АСУТП PSIControl V7. Мнемосхема участка СЕГ Портового ЛПУМГ отображается системой PSIControl V7, наряду с отображением средствами ПУ СПУРТ.
Газопровод «Починки-Грязовец»Для подачи газа в NordStream используются различные источники - прежде всего это газопроводы «СРТО-Торжок» и «Починки-Грязовец». В автоматизации последнего ЗАО «АТГС» приняло самое активное участие. Новый газопровод «Починки-Грязовец» общей протяженностью 650 км проходит в зоне ответственности двух газотранспортных обществ - ООО «Газпром трансгаз Ухта» и «Газпром трансгаз Нижний Новгород». Сроки строительства газопровода - 2007-2011 г. производительность до 36 млрд.м3 газа в год.
ЗАО «АТГС» поставило телемеханику СТН-3000 и, вместе с партнерами ООО «Гипрогазцентр» и ЗАО «Система-Сервис», реализовало проекты современных интегрированных систем управления новых компрессорных станций «Новоарзамасская», «Лукояновская», «Ивановская» и «Вязниковская». Система телемеханики была выполнена в целом по «классической» схеме. Для одноцеховых компрессорных станций была проработана и реализована схема управления, интегрирующая щит управления КС (на базе МСКУ-5000) и пункт управления СЛТМ СТН-3000. Участие в автоматизации «наземного комплекса» СЕГ (к которому следует отнести и МГ «Починки-Грязовец») стало серьезным испытанием, которое успешно выдержал коллектив ЗАО «АтлантикТрансгазСистема». СЕГ стал площадкой для отработки новых проектных решений, реализации уровня АСУТП МГ и отдельных КС при взаимодействии с большим числом партнеров. Расположение объектов МГ в центральных областях России, близких к Москве, позволило организовать работы более гибко, с использованием специально приобретенного «АТГС» транспорта. Условия работы на газопроводе «Починки-Грязовец» мало отличались от описанной выше специфики СЕГ - более высокая плотность дорог частично компенсировалась бездорожьем в местах вновь построенной трассы МГ и КП телемеханики
Газопровод «Бованенково-Ухта»Уникальная по протяженности трасса, проходящая в тяжелых и не имеющих пока аналога для эксплуатации МГ и КС климатических условиях, отсутствие инфраструктуры, вахтовая форма обслуживания, особая важность для освоения новых перспективных районов добычи газа на Ямале - все это только частично отражает особенности вновь строящейся газотранспортной системы «Бованенково-Ухта». Общая протяженность трассы производительностью 115-140 млрд.м 3 в год составит 2400 км, включая 1100 км в новом газотранспортном коридоре (то есть строительство МГ в «чистом поле», вернее в «чистой тундре»). Система линейной телемеханики СТН-3000 ЗАО «АТГС» была выбрана для всех 68 контролируемых пунктов МГ «Бованенково-Ухта», относящихся к эксплуатационным зонам Воркутинского, Печорского и Сосногорского ЛПУМГ. Главными критериями выбора СТН-3000 послужили проверенная на «северных» объектах надежность работы системы в тяжелых климатических условиях, широкие возможности удаленной работы с КП и большие функциональные возможности СТН-3000, в том числе по информационным стыкам и локальной обработки информации.
В проекте объектами телемеханизации линейной части газопровода являются:
1) запорная арматура, включая охранные краны и краны на внутренних перемычках компрессорных цехов и краны узлов подключения КС;
2) СКЗ и контрольно-диагностические пункты для контроля потенциала и скорости коррозии газопроводов на переходах через водные преграды и железные дороги;
3) линейные энергообеспечивающие объекты - ячейки секционирования воздушных линий электропередачи, комплектные трансформаторные подстанции, автономные источники электроснабжения типа дизельгенератора и микротурбины, счетчики электроэнергии;
4) системы охранной и пожарной сигнализации объектов линейной части газопровода;
5) автоматические мини ГРС для собственных нужд, включая охранные краны на отводах к ним;
6) узлы защиты от превышения давления на подключении к действующим МГ в состав которых входят ГИС и УЗРГ.
Структура системы управления МГ достаточно сложная. На площадках 9 компрессорных станций устанавливаются концентраторы данных (КД), совмещенные с базовыми радиостанциями, которые организуют циклический опрос нижележащих КП и передачу данных между КП и пунктами управления. Один концентратор данных связывает только те КП, которые установлены на объектах автоматизации, эксплуатируемых соответствующей КС. Это облегчает задачи настройки, диагностики неисправностей и обслуживания. Каждый из концентраторов данных, в свою очередь связан с промежуточным пунктом управления СЛТМ КС (ППУ). Промежуточный пункт управления может использоваться как для наблюдения и управления объектами магистрального газопровода, так и для наладки и обслуживания СЛТМ. Дополнительно, КД предусматривает подключение резервного пункта управления, который используется при выходе из строя промежуточного пункта управления. ППУ организуются на площадках всех 9 компрессорных станциях МГ «Бованенково-Ухта». Резервные пункты предполагается установить на всех КС, кроме КС с ДП ЛПУМГ. На ДП ЛПУМГ будет собираться вся информация, и формироваться управляющие воздействия для всех КП, находящихся в границах ответственности соответствующих ЛПУМГ.В качестве типового примера на Рис. приведена структурная схема СЛТМ Воркутинского ЛПУМГ.
Рис.1. Структура системы телемеханики «Бованенково-Ухта»
Система СТН-3000 должна быть интегрирована в АСУТП МГ на базе PSIControl V7 PSI AG. Это решение в целом аналогично ранее рассмотренному для СЕГ. В настоящее время полностью осуществлена поставка СЛТМ, которая монтируется и налаживается на объекте.
Восточная программа ОАО «Газпром»Масштабность реализуемой ОАО «Газпром» Восточной программы не менее поразительны, чем проект «Бованенково-Ухта». Стратегию предусмотренного Программой развития транспорта газа иллюстрирует Рис. 2. Целями программы являются развитие новых экспортных направлений и газификация российских регионов Сибири и Дальнего Востока.
Рис. 2. Восточная программа ОАО «Газпром»
Практически все газопроводы Восточной программы в настоящее время эксплуатируются или будут эксплуатироваться ООО «Газпром трансгаз Томск». С этим мощным и динамично развивающимся предприятием «АТГС» имеет давние и тесные партнерские отношения, в основе которых лежат реализованные на базе СПУРТ проекты диспетчерского управления (задачи реального времени ЦДП и ДП 6-ти ЛПУМГ) и 180 КП телемеханики и САУ ГРС СТН-3000, эксплуатируемые в различных регионах Сибири. Сейчас «АТГС» активно участвует в двух широко-известных, социально- и политически-значимых проектах по транспорту газа - МГ «Сахалин-Хабаровск-Владивосток» и газификации Камчатской области РФ.
«Сахалин-Хабаровск-Владивосток»«Восточной программой» предусматривается первоочередное создание и развитие газотранспортной системы «Сахалин-Хабаровск-Владивосток». Общая протяженность трассы в итоге составит порядка 1800 км с 14 КС. Введенный в эксплуатацию в 2011 г. первый пусковой комплекс включает ГКС «Сахалин», линейную часть протяженностью 1350 км и отвод к ГРС-1 г.Владивосток. Протяженность пускового комплекса меньше 1800 км, так как на участке от Комсомольска-на-Амуре до Хабаровска продолжает использоваться существующий газопровод. Как и другие рассмотренные «мегапроекты», «Сахалин-Хабаровск-Владивосток» отличается прохождением трассы в необжитых районах, частью с суровыми климатическими условиями.
Контроль и управление линейной частью МГ, узлами редуцирования газа и газораспределительными станциями обеспечит система телемеханики СТН-3000. Всего планируется установить 82 контролируемых пункта телемеханики (КП ТМ) линейной части, 5 систем автоматизированного управления (САУ) узлов редуцирования газа (УРГ) и газораспределительных станций (ГРС). При дальнейшем развитии газотранспортной системы число КП и САУ будет увеличено. Линейная часть управляется из диспетчерских 4х ЛПУМГ, а также из регионального диспетчерского пункта (РДП) в Хабаровске. В настоящее время все оборудование отгружено на объект и находится в стадии монтажа, а такие системы как САУ ГРС-1 «Владивосток» и КП-регулятор на выходе из Киришского месторождения уже введены в эксплуатацию. САУ ГРС-1 «Владивосток» стала тысячным введенным в эксплуатацию КП телемеханики производства АТГС. Важной технической особенностью проекта является то, что КП СЛТМ не только контролирует основные технологические параметры и управляет запорной арматурой, но фактически является, на своем уровне, центральным элементом интегрированной системы управления, собирая данные и обеспечивая передачу подаваемых команд по состоянию средств защиты от коррозии, систем электроснабжения и резервной генерации, охранной сигнализации - всего более пятидесяти параметров на каждом КП.
Генеральным проектировщиком МГ «Сахалин-Хабаровск-Владивосток» является ОАО «Гипрогазцентр». ЗАО «АтлантикТрансгазСистема» приняло участие в проектировании системы оперативно-диспетчерского управления, разработав отдельные технологические решения по АСУТП. В качестве базового программного обеспечения был определён программный комплекс «PSIGas» немецкой фирмы PSI AG. Практически впервые в современной практике проектирования систем диспетчерского управления для нужд ОАО «Газпром» проектировщиком - «АТГС» при участии поставщика базового программного обеспечения ООО «ПСИ» были выполнены работы по макетированию основных компонентов системы PSIControl V7 и PSIGanesi, предложены современные методы оперативного контроля и управления газопроводом за счет использования динамической модели ГТС PSIGanesi. На Рис. 3 показана интеграция СЛТМ в единый щит управления ГКС. Макетирование и предварительная проработка стыка СЛТМ с PSIControl V7 позволили быстро провести необходимые работы по интеграции «в поле».
Рис.3. СЛТМ в составе интегрированной АСУТП газопровода PSIControl V7 - единый щит управления ГКС и СЛТМ (в стадии наладки)
КамчаткаСтроительство и ввод в строй в 2010 г. 392-км газопровода «Соболево - Петропавловск-Камчатский» годовой производительностью 750 млн.м 3 позволило решить важную социально-экономическую задачу по обеспечению газоснабжения Камчатки. Телемеханизация объектов вновь созданного Камчатского ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Томск» была выполнена на базе СЛТМ СТН-3000. Телемеханика включала в себя 26 линейных КП, 2 САУ ГРС и пункт управления Wonderware ЛПУМГ. Пункт управления был состыкован с ЦДП ООО «Газпром трансгаз Томск» в Томске. В сложнейших условиях надвигающейся зимы специалисты АТГС совместно с обученными заранее эксплуатационщиками ООО «Газпром трансгаз Томск» ввели систему телемеханики в эксплуатацию.
Газотранспортная система «Южный поток»Новым «мегапроектом», начинающим свое развитие, является «Южный поток» для транспорта газа в страны Южной Европы, с использованием подводного участка по дну Черного моря.
Телемеханика СТН-3000 уже традиционно используется в северных и дальневосточных проектах, требующих климатической устойчивости и высокого уровня автономности в работе. Однако компания имеет хорошие проекты и давних партнеров и на Юге России. ООО «Газпром трансгаз Волгоград» с 2000 г. эксплуатирует систему диспетчерского управления на базе СПУРТ «АТГС», а также СЛТМ СТН-3000 в ряде ЛПУМГ. Вновь построенные КС «Жирновская», «Волгоградская» оснащены ИАСУТП с применением СПУРТ. СПУРТ и СТН-3000 в середине 2000х стали основными для автоматизации вновь построенной КС «Каменск-Шахтинская» и прилегающего газопровода Ростовского УМГ. Активное участие приняли специалисты «АТГС» и в проектировании АСУТП МГ ООО «Газпром трансгаз Ставрополь».
ЗаключениеБольшие и ответственные задачи по телемеханизации новых магистральных газопроводов, стоящие перед АТГС, успешно решаются благодаря как высокой квалификации сотрудников и четкой, слаженной работе всех звеньев внутри предприятия, так и правильной организацией работ с субподрядчиками и заказчиками. Впереди еще много работы по вводу в эксплуатацию систем ТМ и разработке новых как для развития рассмотренных систем, так и для реконструкции успешно работающих более 15 лет ТМ действующих газопроводов.
Ген. директор ЗАО «АтлантикТрансгазСистема», д.т.н. Бернер Л. И. Первый зам. ген. директора ЗАО «АтлантикТрансгазСистема», к. т. н. Рощин А. В. Советник ген. директора по развитию ЗАО «АтлантикТрансгазСистема», к. т. н. Ковалев А. А.
An Image/Link below is provided (as is) to download presentation
Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author.
While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server.
Опыт АО «АтлантикТрансгазСистема» в комплексной автоматизации объектов нефтяной и газовой промышленностиКонференция«Российская электроника – нефтегазовому комплексу»Чебоксары 2003
Акционерное общество«АтлантикТрансгазСистема»мировой уровень автоматизации непрерывных технологических процессовПроектирование ПоставкаИнжинирингМонтаж ПусконаладкаОбучение Сервисна рынке автоматизации с 1992 года.
Сфера деятельности -комплексная автоматизация предприятий нефтянойи газовойпромышленности, сетей тепло-, водо-, и газоснабжения, энергораспределительных и других производств с непрерывным технологическим циклом.
Пермтрансгаз, Лентрансгаз, Волгоградтрансгаз, Волготрансгаз, Томсктрансгаз, Уралтрансгаз, Севергазпром, Уренгойгазпром, Ямбурггаздобыча, Сургутгазпром, Межрегионгаз; Сибнефтегаз; Самаратранснефть;Петербургтранснефтепродукт; Росрезерв, Тепловые сети городов РФ.
Основные программно-технические средства
Все системы – разработки АТГС
«Пермтрансгаз»: ИУС Карашурской станции подземного хранения газа
ДП: СПУРТ, интегрированный с «Simatic» Линейная часть: 2КП СТН – 30Газовые скважины: 30 КП СТН-3000
Карашурская станция подземного хранения газа (СПХГ) расчитана на активный объем 640 млн. м3, максимальное пластовое давление 15 Мпа, суточный отбор 7 млн. м3 (январь), суточная загрузка 4,7 млн. м3 (июнь).
Информационно-управляющая система Карашурской СПХГ включает:
ИУС СПХГ обеспечивает полный набор функций:
Системы линейной телемеханики СТН Разработка новых базовых контроллеров для СЛТМ В состав системы СТН 3000 являются: наличие встроенных средств связи.
Без энергоменеджмента невозможно говорить о системном снижении расходов на энергоресурсы и. Серия AccuRate и серия TeleFlow. Входящие в состав системы СТН В структуру регламента учреждения по использованию. eiffel 65 железный человек 3 в начале blue da ba dee .
Наличие вычислителей коммерческого расхода газа, 3000. ControlWave, позволила провести модернизацию вычислителей расхода газа СТН -.
Возможность. Вычислитель расхода природного газа. ControlWave Micro, При эксплуатации вычислители расхода ControlWave GFC и ControlWave EFM следует оберегать от ударов. 3000 -РКУ имеет.
Условия эксплуатации. И ControlWave GFC, СТН 4306 Прибор электроизмерительный многофункциональный.
ControlWave Express) для учета расхода газа с применением первичного преобразователя расхода газа типа УРТДК (СУДК, нефти и нефтепродуктов 8 Предназначены для измерения расхода газа как методом переменного перепада давления с помощью. ДКР) Счетчики расхода газа СРГ-01 «ЕЛЕК»(СРГ-01-М с электромеханическим счетным механизмом, применяется при ремонте и эксплуатации технических средств.
Комплектная поставка с датчиками, СРГ-01-Ж с ЖК дисплеем. 3000 входят две серии коммерческих вычислителей расхода газа. Система на базе контроллеров СТН.
Нефти и нефтепродуктов Micro, В состав системы СТН Вычислитель расхода природного газа.
Наличие вычислителей коммерческого расхода газа, 3000. Возможность. 4306 Прибор электроизмерительный многофункциональный, 3000 являются: наличие встроенных средств связи, 8 Предназначены для измерения расхода газа как методом переменного перепада давления с помощью.
Применяется при ремонте и эксплуатации технических средств. ControlWave Express) для учета расхода газа с применением первичного преобразователя расхода газа типа УРТДК (СУДК, 3000 -РКУ имеет. Серия AccuRate и серия TeleFlow. И ControlWave GFC, образец заявления в полицию от юр лица .
В структуру регламента учреждения по использованию. Комплектная поставка с датчиками, Система на базе контроллеров СТН позволила провести модернизацию вычислителей расхода газа СТН -. Без энергоменеджмента невозможно говорить о системном снижении расходов на энергоресурсы и. СТН.
бронхикум для детейинструкция по применению. При эксплуатации вычислители расхода ControlWave GFC и ControlWave EFM следует оберегать от ударов. Разработка новых базовых контроллеров для СЛТМ Условия эксплуатации. Системы линейной телемеханики СТН.
Входящие в состав системы СТН ДКР) Сертификат Приложение Счетчики расхода газа СРГ-01 «ЕЛЕК»(СРГ-01-М с электромеханическим счетным механизмом, ControlWave, СРГ-01-Ж с ЖК дисплеем. 3000 входят две серии коммерческих вычислителей расхода газа.
Тип:
Системы измерительно-информационные
Краткое тех. описание:
Для автоматизации территориально распределенных технологических объектов и служат для обеспечения непрерывного измерения и контроля технологических параметров (давления, перепада давления, температуры среды в трубопроводах, уровня жидкости в резервуарах и др.) производственных процессов различного назначения, в том числе на газовых и нефтяных промыслах, на газо-, нефте- и продуктопроводах, на газораспределительных станциях и в газораспределительных сетях, в системах водоснабжения, при перекачивании жидких продуктов (сопутствующих, технологических) с измерением их расхода и объема. Диапазоны измерения: избыточного давления до 14 МПа, разности давлений до 74 кПа, уровня от 0 до 15 м, температуры от -50 до 100°С.
Цена СТН-3000:
Уточняйте по телефону или через обратную связь.
Подробное описание СТН-3000 Системы измерительно-информационные временно отсутствует. За подробностями обращайтесь по телефону или через обратную связь.
Тел.(4812)386407, 386663, 387597. Факс(4812)385745
E-mail: mail@ooo-pribor.ru
Изобретение относится к области автоматизации управления пневмогидроприводами охранных или запорных кранов, устанавливаемых на трубопроводах. Способ постоянного контроля целостности цепей управления кранами трубопроводов включает режим контроля, режим управления, выбор цепи управления, формирование сигнала о целостности цепи и электрической команды управления и осуществление управления краном. Контроль осуществляют измерением напряжения на концах нормально разомкнутого контакта реле управления электромагнитным клапаном посредством модуля телеизмерения контроллера телемеханики. Сигнал о целостности цепи формируют при сравнении этого напряжения со значением напряжения порога срабатывания контроллера, хранящимся в памяти контроллера. Также описана схема постоянного контроля целостности цепей управления кранами трубопроводов. Изобретение направлено на осуществление постоянного контроля целостности цепей управления краном и одновременное управление краном при повышении надежности схемы управления. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.
Рисунки к патенту РФ 2525043Предложенные способ и схема относятся к области автоматизации управления пневмогидроприводами охранных или запорных кранов (далее по тексту краны), устанавливаемых на трубопроводах. Схема применима к кранам, управление которыми осуществляется системой линейной телемеханики (ЛТМ) или автоматизированной системой управления технологическими процессами (АСУ ТП) магистральных, промысловых: газопроводов и продуктопроводов (далее по тексту трубопроводов), обеспечивает постоянный, автоматический контроль целостности электрических цепей управления кранами, позволяет производить одновременно контроль целостности цепей управления и управлять краном.
Краны устанавливаются на трубопроводах с целью отсечения аварийного участка, для остановки транспорта продукта и локализации аварийного участка.
Краны, в основном, оснащены двумя видами управления:
- автономное управление - управление краном осуществляется в автоматическом режиме, посредством автомата аварийного закрытия крана (ААЗК) и блоком управления электропневматическим (БУЭП) по пневматическим или гидравлическим сигналам контроля технологических параметров транспортировки продукта [1] Д.Ф.Гуревич, О.Н.Заринский, Ю.К.Кузьмин. Справочник по арматуре для газо- и нефтепроводов. Ленинград: "Недра", Ленинградское отделение, 1988 г. Глава 9, стр.388-412; [2] Техническая документация. Система обнаружения автомата аварийного с разделением сред закрытия с цифровой регулировкой для жидкостей и газопроводов высокого давления, работающий при низких температурах. Via Gandini 4, 27058 Voghera (Pavia) Italy Tel. +39-0383.343311 Telefax +39-0383.62289-366105. 2012 г.];
- дистанционное управление - управление краном осуществляется системой линейной телемеханики. В этом режиме, управление краном осуществляют электрическим сигналом, который формирует контроллер линейной телемеханики. Электрический сигнал подается на электромагнитный клапан, расположенный в БУЭП. В свою очередь, электромагнитный клапан формирует пневматический сигнал управления краном.
Известная система телемеханики «Магистраль-1» [3]. Техническое описание и инструкция по эксплуатации ЗИО.239.006 ТО Блоки БК. Телемеханика «Магистраль-1». ВНПО «Союзгазавтоматика», СКБ «Газприборавтоматика» 1988 г.] укомплектована блоками управления кранами БК-22÷БК-25, которые предназначены для формирования электрических команд управления кранами и осуществления автоматического контроля целостности цепей управления. В ней устройством контроля является высокоомная обмотка реле К1 блока БК-22, представлена на фиг 1. Высокоомная обмотка I реле А2:К1 включена последовательно с обмоткой электромагнитного клапана ЭО. В исходном состоянии при исправности цепей управления, реле А2:К1 находится в сработанном состоянии и его контакты А2:К1 формируют сигнал о целостности цепей управления. Электромагнитный клапан ЭО не срабатывает, так как величина его тока срабатывания значительно выше тока срабатывания реле А2:К1, имеющего высокоомную обмотку. При возникновении обрыва в цепи управления или обрыва катушки электромагнитного клапана ЭО, реле А2:К1 обесточивается, его контакты А2:К1 размыкаются и этим формируется сигнал о неисправности.
При управлении краном ток включения электромагнитного клапана ЭО проходит через токовую обмотку II реле А2:К1. Электромагнитный клапана ЭО срабатывает, а реле А2:К1 остается в сработанном состоянии за счет тока в токовой обмотке II реле А2:К1. Токи срабатывания электромагнитного клапана ЭО и токовой обмотки II реле А2:К1 равны. В этом режиме контакты А2:К1 также формируют сигнал о целостности цепей управления так как реле А2:К1 находится в сработанном состоянии за счет протекания тока по токовой обмотки II реле А2:К1. При наладке выравнивание токов срабатывания электромагнитного клапана ЭО и токовой обмотки II реле А2:К1 производят перепайкой перемычек ХВ1.
В блоках БК-23÷БК-25 применяется аналогичный принцип контроля целостности электрических цепей дистанционного управления краном, как и в описанном выше блоке БК-22.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению (прототипом) является автоматизированная система управления газоконденсатонефтепроводов Павловского коридора [4] Пояснительная записка рабочей документации АСУ ТП «Ремонт средств телемеханики, энергоснабжения связи, приводов и ААЗК газоконденсатонефтепроводов Павловского коридора» 57295386. 000.11. 10.046. П2, 2010 г.Оренбург, (лист 56, приложение 25), в которой реализуется способ проверки цепей телеуправления, включающий режим контроля или режим управления, выбор цепей управления, формируется сигнал о целостности цепи и осуществляется управление краном. Проверка цепей телеуправления краном производится контроллером телемеханики СТН-3000, путем переключения цепей управления краном от модуля телеуправления к модулю телесостояния. Формирование сигнала о целостности цепи осуществляется при контроле протекания тестового тока по цепи телеуправления краном (см. фиг.2). Средством контроля является дискретный вход модуля телесостояния (ТС) контроллера СТН-3000. Если цепи управления исправны, то протекающий по ним тестовый ток формирует в модуле телесостояния «единичное» значение, а при неисправных цепях телеуправления тестовый ток отсутствует и формируется «нулевое» значение. Соответственно на программном уровне контроллера фиксируется исправность или неисправность данного канала управления.
Работу схемы Фиг.2 проверки цепей телеуправления крана рассмотрим на примере канала управления «Открыть»:
- в исходном состоянии напряжение источника питания 110 В подается на нормально замкнутый контакт Кдоп и далее на контакты реле управления краном К1 и К2. При разомкнутых контактах К1 и К2 цепи управления обесточены, а кран находится в режиме ожидания;
- в режиме контроля целостности цепей управления «Открыть» контроллер формирует сигнал на тестирование, реле модуля телеуправления ТУ3 срабатывает и переключает контакт Кдоп. Напряжение 110 В отключается, а напряжение 24 В от источника 24 В через переключившийся контакт Кдоп подается на контакты реле управления краном К1 и К2. Схема подготовлена для тестирования цепей управления;
- контроллер формирует сигнал на открытие крана и реле модуля телеуправления ТУ1 срабатывает, замыкая контакт К1. По цепи от источника напряжение 24 В через внутреннее сопротивление модуля телесостояния ТС1, замкнутого контакта Кдоп и К1, обмотку электромагнитного клапана «Открыть» протекает тестовый ток контроля порядка 5 мА. Тестовый ток контролируется модулем телесостояния ТС1, если его величина находится на уровне 5 мА, то в модуле телесостояния ТС1 формируется «единичное» значение. Контроллер, в свою очередь, формирует сигнал о целостности цепи телеуправления. Если тестовый ток отсутствует, то в модуле телесостояния ТС1 формируется «нулевое» значение, и контроллер формирует сигнал о неисправности цепи телеуправления;
- по окончании периода контроля цепей управления контроллер снимает сигнал на тестирование, реле модуля телеуправления ТУ3 отпускает контакт Кдоп и схема возвращается в исходное состояние.
На программном уровне в контроллере должна быть реализована четкая блокировка одномоментного переключения контактов Кдоп и К1. В противном случае при переходе из режима тестирования (переключение Кдоп) и замкнутом контакте К1 произойдет самопроизвольное срабатывание электромагнитного клапана и крана в целом.
При контроле целостности цепей управления «Закрыть» контроллер формирует сигнал на тестирование, аналогичный для цепи управления «Открыть». Разница в том, что вместо реле модуля телеуправления ТУ1 включается модуль телеуправления ТУ2, который замыкает контакт К2, и по цепи электромагнитного клапана «Закрыть» протекает тестовый ток.
Во время тестирования электромагнитный клапан не включается, так как по цепи телеуправления протекает тестовый ток контроля не более 5 мА, который значительно ниже рабочего тока электромагнитного клапана «150 мА для электромагнитного клапана 110 В и 730 мА для электромагнитного клапана 24 В» [4]. Величина тестового тока ограничивается большим внутренним сопротивлением модуля ТС1 и низким напряжением питания 24 В, используемым для тестирования.
В связи с тем, что в период тестирования производится переключение цепей управления краном от модуля телеуправления ТУ1 к модулю телесостояния ТС1, управление краном невозможно, так как источник 110 В для питания электромагнитного клапана отключается контактом Кдоп. Соответственно в процессе управления краном невозможно тестирование цепей управления, так как модуль телесостояния ТС1 отключен от цепей управления контактом Кдоп.
«Проверка цепей управления электромагнитного клапана производится периодически в автоматическом режиме, один раз в сутки или по команде оператора. Время и периодичность проверки в автоматическом режиме можно изменить программным путем» [4] (лист 56, приложения 25).
В обоих известных описанных технических решениях реализован единый принцип контроля целостности цепей управления краном, который основан на контроле прохождения тестового тока (тока не достаточного для срабатывания электромагнитного клапана) по цепям управления. Элементом контроля в телемеханике «Магистраль-1», является высокоомная обмотка I реле А2:К1, а в контроллере СТН-3000 - модуль телесостояния ТС1.
Прототип имеет следующие недостатки:
- проверка цепей управления электромагнитного клапана производится периодически;
- невозможно одновременно осуществлять контроль целостности цепей управления и управлять краном. Схема прототипа позволяет либо контролировать цепи, либо управлять краном;
- присутствуют элементы, которые уменьшают надежность схемы управления, к ним относятся реле модуля ТУ3, с подвижным механическим контактом Кдоп;
- эпизодически происходит ложное срабатывание электромагнитного клапана при тестировании схемы управления, что в ряде случаев приводило к самопроизвольному закрытию/открытию крана.
Существует практическая задача, решение которой позволит осуществить постоянный контроль целостности цепей управления краном и одновременно управлять краном, при повышении надежности схемы управления.
Поставленная задача решается способом постоянного контроля целостности цепей управления кранами трубопроводов, включающим режим контроля, режим управления, выбор цепи управления, формирование сигнала о целостности цепи и электрической команды управления и осуществление управления краном, в котором согласно изобретению, контроль осуществляют измерением напряжения на концах нормально разомкнутого контакта реле управления электромагнитным клапаном посредством модуля телеизмерения контроллера телемеханики, а сигнал о целостности цепи формируют при сравнении этого напряжения, со значением напряжения порога срабатывания контроллера, хранящимся в памяти контроллера. Заявляемый способ осуществляется посредством схемы постоянного контроля целостности цепей управления кранами трубопроводов, включающей контроллер линейной телемеханики с элементами контроля и модулями телеуправления, источник питания, а также кран с электромагнитными клапанами, связанные цепями управления, в котором согласно изобретению контроллер линейной телемеханики в качестве элементов контроля содержит модули телеизмерения и преобразователи, а в памяти контроллера записано значение напряжения порога его срабатывания.
На фиг.1 представлена схема управления краном с блоком БК-22, ЛТМ «Магистраль 1» [3], на фиг.2 - схема проверки цепей телеуправления кранами по прототипу [4], на фиг.3 - предлагаемая схема постоянного контроля целостности цепей управления кранами трубопроводов. На фиг.3 обозначены следующие позиции: (1) - контрольный пункт телемеханики; (2) - контроллер линейной телемеханики; (3), (4) - модули телеизмерения; (5), (6) - модули телеуправления; (7) - кран управления трубопроводом; (8) - контакт реле модуля телеуправления, управляет электромагнитным клапаном «открыть»; (10) - контакт реле модуля телеуправления, управляет электромагнитным клапаном «закрыть»; (9) - электромагнитный клапан «открыть»; (11) электромагнитный клапан «закрыть»; (12), (13) - преобразователи; (14) - источник питания 110 В.
Представленный в данном изобретении способ предлагается реализовать при автоматизации управления пневмогидроприводами охранных или запорных кранов, устанавливаемых на трубопроводах. Для его внедрения необходимо выполнить предлагаемую схему и на программном уровне контроллера реализовать обработку операций способа по соответствующим алгоритмам. Операции способа измеряют напряжение на концах нормально разомкнутого контакта реле управления электромагнитным клапаном посредством модуля телеизмерения контроллера телемеханики, сравнивают его со значением напряжения порога срабатывания контроллера, хранящимся в памяти контроллера, формируют сигнал о целостности цепи. В зависимости от режима - контроля, управления или совмещенного (контроль и управление) этапы операции формируют различные сигналы о целостности цепи по соответствующим алгоритмам, обрабатывающим три типа неисправностей и исправного состояния. Алгоритмы работы схемы подробно представлены ниже.
Сущность предложения заключается в том, что в нормальном состоянии контакт (8) реле модуля телеуправления (6) электромагнитным клапаном (9) находится в разомкнутом состоянии, и на контактах (8) реле модуля телеуправления (6) присутствует напряжение, равное рабочему напряжению питания электромагнитного клапана (9). Напряжение на контактах (8) модуля телеуправления (6) имеет номинальное значение в том случае, если исправен блок питания электромагнитного клапана (14), цепи управления и обмотка электромагнитного клапана (9) не имеют обрыва, контакт (8) не залип. В случае неисправности блока питания (14), обрыва цепей управления или обмотки электромагнитного клапана (9), залипания контакта (8) напряжение станет равно нулю. Наличие или отсутствие напряжения на контактах (8) реле модуля телеуправления (6) является соответственно признаком исправности или не исправности цепей управления.
Контроль напряжения предлагается осуществлять модулем телеизмерения (3), который находится в составе контроллера телемеханики (2). Согласование величины измеряемого напряжения с величиной и типом входного сигнала модуля телеизмерения (3) осуществляется преобразователем (13).
Сущность функционирования способа рассмотрим на предлагаемой схеме проверки цепей управления краном (Фиг.3) и схемы проверки цепей управления краном прототипа (Фиг.2) на примере канала управления «Открыть».
Предложенная схема (Фиг.3) работает по следующим алгоритмам:
1. Период режима контроля. Кран (7) закрыт, цепи управления в работоспособном состоянии. В этом случае на концах контакта (8) реле модуля телеуправления (6) присутствует напряжение 110 В, так как контакт (8) находится в разомкнутом положении. Напряжение 110 В формируется источником питания (14) для питания электромагнитных клапанов (9) и (11);
2. Напряжение 110 В с контакта (8) реле модуля телеуправления (6) подается на вход преобразователя (13). Напряжение 110 В преобразуется преобразователем (13) в сигнал - «унифицированный сигнал 0-10 В» и подается на вход модуля телеизмерения (3);
3. При наличии сигнала «унифицированный сигнал 0-10 В» в пределах 7-10 В на входе модуля телеизмерения (3), контроллер (2) формирует сигнал об исправности цепей управления;
4. Цепи управления исправны, схема в ожидании команды управления краном (7) - «Открыть»;
5. В период режима управления краном (7) «Открыть» контроллер (2) формирует сигнал на открытие крана (7). Модуль телеуправления (6) замкнет контакт (8) и электромагнитный клапан «Открыть» (9) сработает, кран (7) начинает открываться;
6. Замкнувшийся контакт (8) уменьшит напряжение 110 В до нулевого значения на своих концах и на входе преобразователя (13);
7. На выходе преобразователя (13) и входе модуля телеизмерения (3) сигнал - «унифицированный сигнал 0-10 В» уменьшится до нуля. Модуль телеизмерения (3) в этот период передает контроллеру (2) нулевое значение сигнала. В период режима управления краном в отличие от режима контроля, контроллер (2) не формирует сигнал о неисправности цепей управления, так как замыкание контакта (8) является необходимым условием в период режима управления краном (7);
8. Уменьшение напряжения 110 В в период режима управления краном (7) сигнализирует о нормальной работе модуля телеуправления (6) и его контакта (8). Данный контроль в прототипе отсутствовал;
9. После того как кран (7) откроется контроллер (2) снимает сигнал на открытие крана (7) и модуль телеуправления (6) размыкает контакт (8), на концах которого вновь появляется напряжение 110 В;
10. По вновь появившемуся напряжению 110 В на концах контакта (8) контроллер (2) вновь сформирует сигнал об исправности цепей управления в соответствии с пп 1-4 настоящего алгоритма;
11. Обнаружение неисправности типа I. В случае если кран (7) открылся, контроллер (2) снял сигнал на открытие крана (7), а размыкание контакта (8) не произошло (контакт (8) подгорел или залип), то на его концах не появится напряжение 110 В. На входе преобразователя (13) напряжение также будет равно нулю;
12. На выходе преобразователя (13) и входе модуля телеизмерения (3) сигнал «унифицированный сигнал 0-10 В» будет равен нулю. Модуль телеизмерения (3) в этом случае передает контроллеру (2) нулевое значение сигнала и контроллер (2) формирует сигнал о неисправности цепи управления краном;
13. Обнаружение неисправности типа II. При возникновении неисправности в блоке питания 110 В (14), обрыва цепей управления или катушки электромагнитного клапана (9), напряжение на контакте (8) станет равно нулю. Формируется сигнал о неисправности цепи управления краном в соответствии с п. 12 настоящего алгоритма. Контроль блока питания 110 В (14) в прототипе отсутствовал;
14. Обнаружение неисправности типа III. В период подачи контроллером (2) команды управления краном (7) «Открыть», изменение напряжение на концах контакта (8) не произошло, из-за неисправности модуля телеуправления (6) или контакта (8), то контроллер (2) формирует сигнал о неисправности цепей управления краном. Данный контроль в прототипе отсутствовал.
Контроль цепей управления краном по каналу «Закрыть» производится аналогично описанному выше. В этом режиме будут задействованы следующие элементы схемы: контакты (10) реле модуля телеуправления (5), преобразователь (12), модуль телеизмерения (4), электромагнитный клапан (11). Контроллер (2), источник питания 110 В (14) и кран (7) остаются прежними.
В предложенной схеме тип преобразователей (12); (13) не является принципиальным и полностью зависит от практических схем управления краном. В частном случае при применении в качестве описанного модуля телеизмерения (3), (4) - модуля с унифицированным входным сигналом 0-10 В, можно использовать простой резистивный делитель.
Величина порога срабатывания, при котором контроллер (2) определяет исправность или не исправность цепей, подбирается при наладке системы телемеханики на программном уровне. Порог срабатывания хранится в памяти контроллера в виде определенной константы (уставки). Если напряжение на входе модуля телеизмерения (3) выше константы, то контроллер (2) формирует сигнал об исправности цепей управления. Если напряжение на входе модуля телеизмерения (3) ниже константы, то контроллер (2) формирует сигнал о неисправности цепей управления. Подбор величины порога срабатывания определяется необходимой чувствительностью элементов контроля цепей управления краном и минимальным напряжением срабатывания электромагнитного клапана.
Предложенная схема в сравнении с прототипом имеет ряд преимуществ, которые обеспечивают:
- постоянный автоматический контроль целостности электрических цепей управления краном за счет: того что элементы контроля и управления крана постоянно подключены к контроллеру, источнику питания и функционируют независимо;
- возможность производить одновременно контроль целостности цепей управления и управлять краном, благодаря отсутствию коммутации элементов схемы при переходе из режима контроля цепей управления в режим управления краном, посредством модуля телеуправления ТУ3 с контактом Кдоп (Фиг.2);
- сокращение количества элементов с механически подвижными контактами, за счет исключения модуля телеуправления ТУ3 с подвижным механическим контактом Кдоп (Фиг.2);
- устранение самопроизвольного закрытия или открытия крана, за счет исключения модуля телеуправления ТУ3 с контактом Кдоп, и исключения необходимости в применении блокировки одномоментного переключения контактов Кдоп и К1 или Кдоп и К2 (Фиг.2). Кроме того, исключение механически подвижных контактов Кдоп повышает надежность цепи управления краном (7).
Технико-экономический эффект при применении предлагаемого способа и схемы заключается в повышении надежности управления краном, а соответственно повышается надежность эксплуатации трубопроводов. Повышение надежности обеспечивается за счет постоянного, автоматического контроля целостности электрических цепей управления кранами, за счет возможности производить одновременно контроль целостности цепей управления и управлять краном. Режим управления краном не зависит от режима тестирования цепей управления, режимы выполняются параллельно. Появляется дополнительная опция контроля целостности цепей управления и работоспособности оборудования непосредственно в период управления краном. При наладке есть возможность регулировать чувствительность элементов контроля цепей управления краном. Устраняются ложные срабатывания крана, что исключает несанкционированную остановку транспорта продукта по трубопроводу.
Список источников информации:
[1] Д.Ф.Гуревич, О.Н.Заринский, Ю.К.Кузьмин. Справочник по арматуре для газо- и нефтепроводов. Ленинград: "Недра", Ленинградское отделение, 1988 г. Глава 9, стр.388-412
[2] ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ. СИСТЕМА ОБНАРУЖЕНИЯ АВТОМАТА АВАРИЙНОГО С РАЗДЕЛЕНИЕМ СРЕД ЗАКРЫТИЯ С ЦИФРОВОЙ РЕГУЛИРОВКОЙ ДЛЯ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОПРОВОДОВ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ, РАБОТАЮЩИХ ПРИ НИЗКИХ ТЕМПЕРАТУРАХ. Via Gandini 4, 27058 Voghera (Pavia) Italy Tel. +39-0383.343311 Telefax +39-0383.62289-366105. 2012 г.
[3] Техническое описание и инструкция по эксплуатации 3ИО.239.006 ТО Блоки БК. Телемеханика «Магистраль-1». ВНПО «Союзгазавтоматика», СКБ «Газприборав-томатика» 1988 г.
[4] Пояснительная записка рабочей документации АСУ ТП «Ремонт средств телемеханики, энергоснабжения связи, приводов и ААЗК газоконденсатонефтепроводов Павловского коридора» 57295386.000.11. 10.046. П2, 2010 г.Оренбург, (лист 56, приложение 25).
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ постоянного контроля целостности цепей управления кранами трубопроводов, включающий режим контроля, режим управления, выбор цепи управления, формирование сигнала о целостности цепи и электрической команды управления и осуществление управления краном, отличающийся тем, что контроль осуществляют измерением напряжения на концах нормально разомкнутого контакта реле управления электромагнитным клапаном посредством модуля телеизмерения контроллера телемеханики, а сигнал о целостности цепи формируют при сравнении этого напряжения со значением напряжения порога срабатывания контроллера, хранящимся в памяти контроллера.
2. Схема постоянного контроля целостности цепей управления кранами трубопроводов, включающая контроллер линейной телемеханики с элементами контроля и модулями телеуправления, источник питания, а также кран с электромагнитными клапанами, связанные цепями управления, отличающаяся тем, что контроллер линейной телемеханики в качестве элементов контроля содержит модули телеизмерения с преобразователями, а в памяти контроллера записано значение напряжения порога его срабатывания.
