Содержание книги "Системы автоматизации в газовой промышленности
"
Предисловие
Введение
ГЛАВА 1. Основные технологические процессы добычи, транспорта и распределения природного газа
1.1. Общие сведения о месторождениях природного газа и его свойствах
1.2. Основные технологические процессы добычи, транспорта и распределения газа
ГЛАВА 2. Системы и средства автоматизации технологических объектов газового промысла
2.1. Общие сведения о газовом промысле
2.2. Автоматизация газовых и газоконденсатных скважин
2.2.1. Компоновка газовой скважины
2.2.1.1. Наземное оборудование газовых скважин
2.2.1.2. Подземное оборудование газовых скважин
2.2.2. Выбор технологического режима эксплуатации газовых скважин
2.2.3. Средства измерения и контроля на скважине
2.2.3.1. Измерение дебита
2.2.3.2 Периодический замер дебита
2.2.3.3. Стационарное измерение дебита
2.2.3.4. Измерение давления и температуры
2.2.3.5. Контроль состояния призабойной зоны пласта
2.2.4. Средства измерения и контроля газоконденсатных скважин
2.2.4.1. Общие сведения о многофазной расходометрии
2.2.4.2. Микроволновый расходомер РГЖ-001
2.2.4.3. Многофазные расходомеры серии «Поток»
2.2.4.4. Многофазный расходомер ESMER
2.2.4.5. Передвижная установка для исследования газоконденсатных скважин
2.2.5. Системы автоматизации на кустах газовых скважин
2.3. Общая характеристика процессов подготовки газа
2.3.1. Технологические схемы процессов низкотемпературной сепарации
2.3.2. Технологические аппараты установок НТС
2.3.2.1. Сепараторы и теплообменники
2.3.2.2. Разделительные емкости
2.3.2.3. Огневые подогреватели газа
2.3.2.4. Установка регенерации диэтиленгликоля
2.3.3. Общие принципы автоматизации процессов НТС
2.3.4. Автоматизация установки НТС
2.3.4.1. Автоматическое регулирование дебита скважины
2.3.4.2. Автоматическое регулирование уровня жидкости
2.3.4.3. Автоматическое регулирование расхода ингибитора гидратообразования
2.3.4.4. Автоматическое регулирование температурного режима
2.3.5. Принципы и системы регулирования производительности промысла
2.4. Комплексная подготовка газа на промысле
2.4.1. Структурная схема установки комплексной подготовки газа (УКПГ)
2.4.2. Технологическая схема УКПГ
2.4.3. Автоматизация площадки переключающей арматуры
2.4.4. Автоматизация ДКС
2.4.5. Автоматизация аппаратов воздушного охлаждения
2.4.5.1. САУ АВО на основе дискретного регулирования
2.4.5.2. САУ АВО на основе непрерывного регулирования
2.5. Измерение влагосодержания газа на УКПГ
2.5.1. Температура точки росы как основной показатель качества подготовки природного газа
2.5.2. Проблемы измерения температуры точки росы по воде и по углеводородам
ГЛАВА 3. Автоматизация объектов магистрального транспорта газа
3.1. Общие сведения о транспорте газа
3.2. Устройство магистрального газопровода
3.3. Автоматизация компрессорной станции
3.3.1. Краткая характеристика объекта автоматизации
3.3.2. Автоматизация газоперекачивающего агрегата
3.3.2.1. Принцип работы газоперекачивающего агрегата
3.3.2.2. Параметры, контролируемые на ГПА
3.3.2.3. Защиты ГПА
3.3.3. Системы автоматического управления ГПА
3.3.3.1 Микропроцессорная система контроля и управления ГПА типа МСКУ 4510 и МСКУ 5000
3.3.3.2 САУ ГПА типа MARK VIe
3.3.4. Антипомпажное регулирование
3.3.4.1. Общие сведения о помпаже
3.3.4.2. Система антипомпажного регулирования
3.3.4.3. Алгоритмы вычисления расстояния до границы помпажа
3.3.4.4. Операционные режимы антипомпажного регулятора
3.3.4.5. Антипомпажный клапан фирмы Mokveld
3.3.5. Запорная арматура
3.3.5.1. Общие сведения о запорной арматуре
3.3.5.2. Шаровые краны
3.3.5.3. Пневмогидропривод
3.3.6. Автоматическое управление компрессорной станцией
3.3.6.1. Функции, выполняемые САУ КС
3.3.6.2. Структурная схема САУ КС
3.3.6.3. Система цехового регулирования
3.4. Системы автоматизации подземного хранилища газа
3.4.1. Назначение и виды подземных хранилищ газа (ПХГ)
3.4.2. Технологические процессы ПХГ
3.4.3. Системы автоматизации ПХГ
3.4.3.1. Виды систем автоматизации станций ПХГ, особенности объектов автоматизации
3.4.3.2. Локальная система автоматизированного управления технологическими процессами газосборного пункта СПГХ
3.4.3.3. Интегрированные АСУ ТП станций ПХГ
3.4.3.4. Использование на СПХГ технологий интеллектуальных скважин и месторождений
3.5. Электрохимическая защита МГ от коррозии
3.5.1. Общие сведения об электрохимической коррозии
3.5.1.1. Катодная защита газопроводов
3.5.1.2. Протекторная защита газопроводов
3.5.1.3. Электродренажная защита газопроводов
3.5.2. Средства автоматизации катодной защиты газопровода
3.5.2.1. Основные элементы установки катодной защиты
3.5.2.2. Электроды сравнения
3.5.2.3. Выпрямители
3.5.2.4. Средства контроля защитного потенциала
3.5.3. Системы автоматического мониторинга состояния катодной защиты
3.5.3.1. Необходимость использования систем автоматического мониторинга катодной защиты
3.5.3.2. Основные объекты, подлежащие мониторингу, и контролируемые параметры
3.5.3.3. Структура системы автоматического мониторинга катодной защиты
3.5.3.4. Система мониторинга станций катодной защиты ООО «Оскол-Энергомаш»
3.5.3.5. Автономный комплекс телемеханики серии АКТЕЛ-3-СКЗ
3.6. Коммерческий учет газа
3.6.1. Общие сведения об учете газа
3.6.2. Назначение и виды узлов учета газа, требования к ним
3.6.3. Измерение расхода на коммерческих УУГ
3.6.3.1. Методы и средства измерения расхода газа
3.6.3.2. Анализ применимости различных методов измерения расхода на коммерческих УУГ
3.6.4. Состав узла учета газа, контролируемые параметры
3.6.5. Автоматизированная система коммерческого учета газа
ГЛАВА 4. Автоматизация объектов распределения газа
4.1. Основные понятия и определения
4.2. Автоматизация ГРС
4.2.1. Назначение ГРС
4.2.2. Устройство и работа ГРС
4.2.3. Установки для ввода одоранта
4.2.3.1. Принцип одоризации
4.2.3.2. Ручная одоризационная установка капельного типа
4.2.3.3. Автоматический одоризатор типа БОЭ
4.2.3.4. Комплекс одоризации ОГ-1
4.2.3.5. Автоматический комплекс одоризации «Флоутэк-ТМ-Д»
4.2.4. Регуляторы давления
4.2.4.1. Регулятор давления типа РДУ-32
4.2.4.2. Регулятор давления РДУ 80
4.2.4.3. Регулятор давления газа типа ЛОРД
4.3. Учет газа на ГРС
4.3.1 Измерительный комплекс «Суперфлоу-II E»
4.3.2. Корректор газа СПГ-761
4.4. Автоматизация ГРС
4.5. Информационно-измерительный комплекс «Магистраль-2»
4.6. Автоматизация ГРП
ГЛАВА 5. Системы автоматизации технологических процессов сжижения природного газа
5.1. Общие сведения о сжиженном природном газе
5.2. Производство СПГ
5.2.1. Установка сжижения с классическим каскадным циклом
5.2.2. Установка сжижения с однопоточным циклом на смешанном многокомпонентном хладагенте
5.2.3. Система хранения и отгрузки СПГ
5.3. Система автоматизации резервуара для хранения СПГ
5.4. Средства измерения и контроля для технологических процессов сжижения газа
5.4.1. Измерение уровня СПГ в резервуарах хранения
5.4.1.1. Емкостные измерители уровня СПГ с постоянным изменением (вариацией) емкости
5.4.1.2. Ультразвуковые измерители
5.4.1.3. Гидростатические измерители уровня
5.4.1.4. Поплавковые измерители уровня (уровнемеры)
5.4.1.5. Резонансный уровнемер
5.4.1.6. Сигнализаторы предельного уровня СПГ
5.4.2. Измерение давления, температуры и объема СПГ
5.4.3. Измерение плотности СПГ
5.4.4. Система контроля уровня, температуры и плотности модели 6290 LTD
5.4.5. Определение состава СПГ
5.4.5.1. Непрерывный отбор пробы СПГ
5.4.5.2. Точечный (разовый) отбор проб СПГ
5.4.5.3. Система анализа
5.4.6. Измерение расходов СПГ и холодного газа
5.4.7. Приборы для контроля подготовки оборудования к подаче СПГ
5.5. Метрологическое обеспечение СПГ
ГЛАВА 6. Автоматизация процессов получения и подготовки попутного нефтяного и сланцевого газа
6.1. Общие сведения о попутном нефтяном газе
6.2. Учет количества ПНГ
6.3. Переработка ПНГ на газоперерабатывающих заводах
6.3.1. Общие сведения о переработке ПНГ
6.3.2. Мембранные установки подготовки природного и попутного нефтяного газа
6.3.3. Газоперерабатывающие заводы
6.3.4. Установки переработки попутного нефтяного газа
6.4. Сланцевый газ
6.4.1. Бурение скважин в сланцевых породах
6.4.2. Автоматизация добычи из газовых сланцевых скважин
6.4.3. Особенности разработки сланцевых месторождений
6.4.4. Экологические риски, возникающие при добыче сланцевого газа
ГЛАВА 7. АСУ ТП в газовой промышленности
7.1. Классификация, функции и структуры АСУ ТП
7.1.1. Классификация АСУ ТП
7.1.2. Функции АСУ ТП
7.1.3. Структуры АСУ ТП
7.2. Программируемые контроллеры
7.2.1. Определение, история появления и развития контроллеров
7.2.2. Общие проблемы выбора базовых средств автоматизации
7.2.3. Классификация ПЛК
7.2.3.1. Контроллеры на базе персональных компьютеров (ПК)
7.2.3.2. Локальные программируемые контроллеры
7.2.3.3. Сетевые комплексы контроллеров
7.2.3.4. ПЛК для маломасштабных распределенных систем управления
7.2.3.5. ПЛК для полномасштабных распределенных АСУ ТП
7.2.4. Структурные компоненты ПЛК
7.2.5. Системное и прикладное программное обеспечение. Понятие цикла работы ПЛК
7.3. Системы программирования ПЛК на языках стандарта МЭК 61131-3
7.3.1. Язык релейно-контактных схем LD
7.3.2. Список инструкций IL
7.3.3. Структурированный текст ST
7.3.4. Диаграммы функциональных блоков FBD
7.3.5. Функциональные блоки стандартов МЭК 61499 и МЭК 61804
7.3.6. Последовательные функциональные схемы SFC
7.3.7. Программное обеспечение
7.3.7.1. Среда разработки CoDeSys
7.3.7.2. Среда разработки ISaGRAF
7.4. Промышленные сети
7.4.1. Общие сведения
7.4.2. Уровень датчиков и актуаторов
7.4.2.1. AS-интерфейс
7.4.2.2. HART-протокол
7.4.3. Уровень технологического оборудования (контроллерный уровень)
7.4.3.1. Протокол Modbus
7.4.3.2. Profibus
7.4.4. Диспетчерский уровень и уровень управления цехом
7.4.5. Уровень высшего руководства (сети верхнего уровня)
7.5. SCADA-системы, используемые в газовой отрасли
7.5.1. Основные свойства и характеристики SCADA-систем
7.5.2. Показатели некоторых SCADA-систем
7.5.2.1. SCADA-система iFix
7.5.2.2. SCADA-система TraceMode
7.5.2.3. SCADA-система WinCC
7.5.2.4. SCADA-система Gamos
7.5.2.5. SCADA-система Genesis
Список использованных источников
