LUCRARE DE LICENŢĂ - acse.pub.roacse.pub.ro/wp-content/uploads/2013/07/Monitorizarea-si-controlul-unei-statii-de... · platform conine structuri enorme din beton fixate pe platforma

Universitatea Politehnica din Bucureşti

Facultatea de Automatică şi Calculatoare

Departamentul de Automatică şi Ingineria Sistemelor

LUCRARE DE LICENŢĂ

Monitorizarea şi controlul unei staţii de

separare multicomponent gaz-petrol

Absolvent

Marius Mirel Lică Măntulescu

Coordonator

Prof.dr.ing. Dumitru Popescu

Bucureşti, 2013

Monitorizarea şi controlul unei staţii de separare multicomponent gaz petrol

ii

Cuprins INTRODUCERE ........................................................................................................................ 1

CAPITOLUL 1 ANALIZĂ DE PROCES .................................................................................. 2

1.1 Descrierea procesului de extracţie .................................................................................... 2

1.1.1 Zăcămintele de gaz şi petrol ....................................................................................... 4

1.1.2 Forarea şi extracţia ..................................................................................................... 5

1.1.3 Elementele componente ale puţului ........................................................................... 6

1.2 Prelucrarea gazului şi a petrolului în cadrul staţiei de separare. ....................................... 8

1.2.1 Sistemul de colectare .................................................................................................. 8

1.2.2 Separarea .................................................................................................................... 8

1.2.3 Descrierea instalaţiei tehnologice de separare ........................................................... 9

1.3 Instrumentaţie utilizată în cadrul staţiei de separare ....................................................... 12

1.3.1 Tipuri de traductoare ................................................................................................ 13

1.3.2 Utilizarea traductoarelor în staţia de separare .......................................................... 16

1.3.3 Elemente de execuţie ................................................................................................ 19

1.4 Controlul şi reglarea parametrilor pentru fiecare unitate ................................................ 20

CAPITOLUL 2 ANALIZĂ DE SISTEM ................................................................................. 23

2.1 Cerinţele sistemului ........................................................................................................ 23

2.1.1 Cerinţele instrumentelor de măsurare ...................................................................... 23

2.1.2 Cerinţe de funcţionare ale robinetelor ...................................................................... 24

2.1.3 Cerinţe de funcţionare ale panourilor de control ...................................................... 25

2.2 Funcţiile sistemului ......................................................................................................... 25

2.2.1 Sistem de închidere în situaţii de urgenţă(ESD) ...................................................... 26

2.2.2 Sistem de control distribuit(DCS) ............................................................................ 27

2.2.3 Sitem de detectare foc si gaz(F&G) ......................................................................... 29

CAPITOLUL 3 SOLUŢII DE AUTOMATIZARE ................................................................. 31

3.1 Structuri de reglare convenţionale .................................................................................. 31

3.1.1 Principiul modelului intern ....................................................................................... 31

3.1.2 Structura de reglare cu două grade de libertate ........................................................ 32

3.1.3 Structura de reglare combinata ................................................................................. 32

3.1.4 Structura de reglare în cascadă ................................................................................. 32

3.2 Sisteme convenţionale de reglare .................................................................................... 33

3.2.1 Reglarea automată a debitului .................................................................................. 33

3.2.2 Reglarea automată a nivelului .................................................................................. 34

3.2.3 Reglarea automată a presiunii .................................................................................. 34


iii

CAPITOLUL 4 PROIECTAREA SISTEMELOR DE REGLARE ......................................... 36

4.1 Reglarea debitului conductei de alimentare a vasului de separare ................................. 36

4.2 Reglarea nivelului vasului de separare în cascada .......................................................... 43

CAPITOLUL 5 DOCUMENTAŢIE DE PROIECTARE ........................................................ 52

5.1 Schema de flux tehnologic .............................................................................................. 52

5.2 Schema tehnologică cu automatizare .............................................................................. 52

5.3 Lista I/O .......................................................................................................................... 53

5.4 Specificaţie tehnica aparate ............................................................................................. 54

5.5 Specificaţie tehnică echipamente .................................................................................... 55

5.6 Schema generala de conexiuni ........................................................................................ 55

5.7 Scheme conexiuni circuite .............................................................................................. 55

5.8 Jurnal de cabluri .............................................................................................................. 55

5.9 Amplasamente şi trasee................................................................................................... 55

5.10 Scheme de montaj ......................................................................................................... 56

5.11 Specificaţii materiale montaj ........................................................................................ 56

5.12 Aspecte privind protecţia mediului, securitate şi prevenire factori risc ........................ 56

5.12.1 Aspecte privind protecţia mediului ........................................................................ 56

5.12.2 Aspecte ale securităţii şi sănătăţii în munca ........................................................... 57

5.12.3 Aspecte privind prevenirea/eleiminarea factorilor de risc ..................................... 57

CAPITOLUL 6 CONCLUZII .................................................................................................. 58

ANEXA 1 – DOCUMENTAŢIE DE PROIECTARE ............................................................. 59

ANEXA 2 – ALGORITMI ....................................................................................................... 75

BIBLIOGRAFIE ...................................................................................................................... 76


1

INTRODUCERE

Deoarece industria petrochimică reprezintă una dintre cele mai puternic dezvoltate

industrii pe plan mondial, am simţit nevoia realizării unei analize mai detaliate asupra

proceselor de prelucrare ale gazului şi petrolului. Din multitudinea procedeelor ce conduc la

formarea produşilor derivaţi din cadrul acestei industrii, prezenta lucrare se concentrează

asupra subiectului de monitorizare şi control ale unei staţii de separare multicomponent gaz-

petrol.

Motivaţia alegerii acestei teme pentru a fi dezvoltată în cadrul lucrării, se datorează

gradului ridicat de automatizare necesar realizării monitorizării şi controlului procesului de

separare al multicomponentului, alcătuit dintr-un amestec de hidrocarburi solide, lichide şi

gazoase.

Astfel, lucrarea este structurată în 6 capitole:

Capitolul I se focalizează asupra analizei procesului şi este structurat în 4 subcapitole.

Capitolul aduce informaţii ce vizează descrierea proceselor de extracţie, forare şi prelucrare

ale gazului şi petrolului, descrierea instalaţiei tehnologice şi împărţirea acesteia pe unităţi

tehnologice cu roluri separate, enumerarea tipurilor de instrumentaţie utilizate în cadrul

instalaţiilor şi prezentarea filozofiilor de reglare şi de control utilizate în cadrul fiecărei

unităţi.

Capitolul II este împărţit în 2 subcapitole în care este prezentată analiza de sistem.

Aceasta conţine cerinţele sistemului de control şi monitorizare, ce includ cerinţele

instrumentelor de măsurare, cerinţele de funcţionare ale robineţilor şi cerinţele de funcţionare

are panourilor de control şi funcţiile pe care sistemul trebuie să le îndeplinească: oprire în

situaţii de urgenţă, control distribuit şi sistemul de detectare a focului şi a gazelor.

Capitolul III indică principalele soluţii de automatizare şi scoate în evidenţă

structurile de reglare convenţional utilizate pentru controlul automat şi sistemele

convenţionale de reglare ale parametrilor tehnologici.

Capitolul IV se axează pe proiectarea sistemelor de reglare pentru controlul valorilor

parametrilor, utilizate în cadrul staţiei de Separare multicomponent. Proiectarea regulatoarelor

se realizează pentru debitul de alimentare al Separatorului şi pentru nivelul compuşilor din

interiorul acestui Separator în corelaţie cu debitul de evacuare.

Capitolul V este structurat în 12 subcapitole în care sunt prezentate şi realizate parţial

principalele elemente specifice unei documentaţii de proiectare, şi anume: scheme de flux

tehnologic, scheme tehnologice de automatizare, specificaţii tehnice ale instrumentaţiei şi

echipamentelor, lista intrărilor şi a ieşirilor din cadrul procesului, scheme de conexiuni

circuite, jurnal de cabluri, amplasamente şi trasee, scheme de montaj, specificaţii materiale de

montaj şi aspecte privind protecţia mediului, sănătate şi securitate în muncă.

Capitolul VI rezumă conţinutul lucrării prin scoaterea în evidenţă a principalelor idei

prezentate şi adaugă părerile personale ale autorului prezentei lucrări.

Pentru realizarea Capitolului V, am colaborat timp de mai multe săptămâni cu

personalul societăţii S.C. IPA S.A. şi am avut plăcerea de a cunoaşte specialişti în domeniul

proiectării sistemelor de automatizare.


2

CAPITOLUL 1

ANALIZĂ DE PROCES

1.1 Descrierea procesului de extracţie

Principala sursă de energie utilizată în majoritatea ramurilor economice este

reprezentată de petrol. În momentul de faţă sunt 7.2 miliarde de persoane în întreaga lume şi

majoritatea utilizează energie provenită din petrol în fiecare zi.

În lucrarea (Håvard, 2010), sunt prezentate principale moduri de extracţie a gazului şi

a petrolului din zăcăminte. În aceeaşi lucrare este precizat faptul că petrolul şi gazul sunt

exploatate, în aproape toate părţile lumii, de puţuri mici cu o producţie de 100 de barili pe zi,

până la puţuri de capacităţi mari cu o producţie de 4000 de barili pe zi. Sunt extrase din

zăcăminte aflate pe uscat, denumite şi onshore sau din rezervoare aflate în zonele epipelagică

(200 m adâncime), mesopelagică (200-1000 m adâncime) şi bathipelagică (1000-4000 m) ale

mărilor şi oceanelor, care poartă numele de offshore. Zăcămintele exploatate offshore pot fi

aflate la o adâncime mică, de 20 de metri sau la adâncime mare de 2000-3000 de metri.

Extracţia petrolului onshore poate fi făcută cu ajutorul sondelor cu o valoare de aproximativ

10 mii de dolari iar în cazul extracţiei offshore sunt utilizate platforme de foraj cu o valoare de

10 miliarde de dolari. Indiferent de tipul de exploatare, în principiu procesul de extracţie este

asemănător.

Instalaţiile de extracţie prezintă diferite dimensiuni şi funcţii.

Figura 1.1 Instalaţii de extracţie a gazului şi a petrolului.

În cadrul producţiei onshore gazul şi petrolul sunt extrase din câteva milioane de

puţuri aflate în întreaga lume. Un câmp de sonde pentru colectarea gazului poate căpăta

proporţii foarte mari prin încorporarea a câtorva mii de sonde aflate la sute de kilometri

depărtare una de cealaltă, iar prin reţeaua de colectare să alimenteze o staţie de procesare. În

cazul petrolului, acesta este colectat în rezervoare de depozitare şi apoi ridicat de către

cisterne, vase petroliere sau vagoane de marfă la intervale regulate de timp. În cazul puţurilor

cu o capacitate mare, acestea sunt conectate direct la staţiile de separare prin conducte. Recent


3

s-a început extragerea şi prelucrarea ţiţeiului greu aflat în zone nisipoase sau şisturi

bituminoase, aceste procese necesitând o tehnologie avansată şi costuri ridicate deoarece şi-au

pierdut din compuşii volatili şi pot fi extraşi cu ajutorul injecţiei de abur şi a unui proces de

separare a bitumului şi a nisipului.

Producţia offshore prezintă o gamă de structuri în funcţie de adâncimea apei. În

(Håvard, 2010) este realizată împărţirea în mai multe categorii:

Complex de platforme pentru adâncime scăzută a apei, care sunt caracterizate prin

platforme independente care conţin diferite părţi de procesare şi utilităţi asociate,

conectate cu ajutorul unor punţi. Platformele individuale includ: platforma de forare,

platforma coloană, platforma de procesare, platforma pentru generarea energiei

electrice şi platforma de acomodare/staţionare a produsului.

Platforma fixată gravitaţional cu ajutorul unei greutăţi din beton. Acest tip de

platformă conţine structuri enorme din beton fixate pe platforma continentală a mărilor

şi oceanelor. De obicei au celule de stocare a petrolului. Sunt utilizate în ape cu

adâncimea cuprinsă între 100 şi 500 de metri. Betonul este turnat într-o locaţie de pe

uscat şi conţine destul aer în celulele de stocare a petrolului pentru a ţine structura în

stare de plutire până la coborârea acesteia pe fundul mării.

Turnurile conforme, sunt alcătuite dintr-un turn îngust ataşat unei fundaţii situate pe

fundul mării, care se extinde până la platformă. Acest turn este flexibil şi spre

deosebire de picioarele rigide ale platformelor fixe, permite operarea în cadrul apei

mult mai adânci, deoarece rezistă mai bine presiunilor exercitate de vânt şi curenţi de

apă. Acest tip de platformă este utilizată în ape cu o adâncime cuprinsă între 500 şi

1000 de metri.

Unitatea de producţie plutitoare: în cadrul acestui tip de producţie, toate sistemele sunt

localizate pe o structură plutitoare. Tehnologia principală este amplasată pe puntea

platformei, în timp ce corpul ei este utilizat pentru depozitarea şi descărcarea

petrolului în tancuri pentru transfer. Acestea pot fi:

o Vase platformă, ce reprezintă o platformă amplasată pe un vas petrolier

o Platforme cu picior sub tensiune, care constau în structuri fixate cu ajutorul

unor tendoane verticale conectate la fundul mării. Această structură poate fi

utilizată în cazul apelor cu adâncime mai mare de 2000 de metri.

o Platformele semi-submersibile prezintă aproximativ aceeaşi structură ca şi în

cazul platformelor cu picior sub tensiune, doar că permit o mişcare verticală şi

laterală mai amplă.

o Platforma de tip SPAR. Aceste tipuri de platforme deţin un corp cilindric care

nu se extinde până pe fundul mării. Corpul cilindric este utilizat pentru a

stabiliza platforma în apă şi poate absorbi chiar şi forţa unui potenţial uragan.

Acest tip de platformă este transportată până la punctul de fixare pe direcţie

orizontală şi apoi partea de jos este încărcată cu apă, ceea ce face platforma să

se poziţionate pe direcţie verticală. Sunt utilizate în cadrul unei adâncimi ale

apei de până la 3000 de metri. Fixarea acestui tip de platformă se realizează cu

ajutorul unor lanţuri şi funii cu formaţiuni cilindrice la capăt numite ancore cu

sucţiune. Cilindrii sunt poziţionaţi şi apoi aerul din interiorul lor este scos cu

ajutorul unor pompe asigurând astfel fixarea acestora de fundul mării.


4

o Sisteme de producţie submarine localizate pe fundul mării. Acestea au rolul de

a transfera gazul şi petrolul prin intermediul ţevilor amplasate în apă. Sunt

utilizate în apele cu o adâncime de 500 de metri sau mai mult. Forajul şi

exploatarea zăcământului este realizată prin intermediul unei instalaţii aflate la

suprafaţă.

Figura 1.2. Tipuri de platforme offshore

1.1.1 Zăcămintele de gaz şi petrol

Petrolul este prezentat în (Håvard, 2010) drept un amestec alcătuit din peste 200 de

compuşi organici, majoritatea dintre aceştia fiind alchene şi hidrocarburi aromatice. În natură

se găsesc diferite tipuri de petrol în care compuşii organici se află în diferite concentraţii.

Densitatea petrolului este dată de un număr de clasificare dat de American Petroleum Institute

sau pe scurt API. Cu cât indicele API este mai mare cu atât petrolul are o densitate mai

scăzută. În general indicele API este cuprins între 7 şi 52, dar majoritatea indicilor sunt

cuprinşi între 20 şi 45. În cazul în care tipurile de petrol cu indici API diferiţi nu sunt

amestecate atunci indicele poate determina calitatea petrolului. Dacă aceste tipuri sunt

amestecate atunci indicele nu poate fi utilizat decât pentru a măsura densitatea amestecului.

Un amestec de tipuri de petrol care de exemplu are indicele API 40, nu poate produce aceleaşi

cantităţi de distilaţi ca şi în cazul unui compus natural cu indicele API 40.

Gazul natural este alcătuit în mare parte din gaz metan, dar de cele mai multe ori nu

este în totalitate pur. Amestecul de hidrocarburi este extras cu ajutorul a 3 tipuri de puţuri:

puţuri de extracţie a petrolului, puţuri de extracţie a gazului şi puţuri de extracţie a

condensatului. Indiferent de sursa din care este extras gazul, acesta este în combinaţie cu

hidrocarburi precum: etan, propan, butan, pentan şi în plus, vapori de apă, hidrogen sulfurat,

dioxid de carbon, heliu, nitrogen şi alţi compuşi, cum este specificat şi în (Håvard, 2010).

Procesarea gazului natural constă în utilizarea unor metode de separare ale metanului de

ceilalţi compuşi. Chiar dacă este necesară separarea celorlalţi compuşi de gazul metan, acest

lucru nu înseamnă că restul compuşilor nu sunt utili şi trebuie distruşi. Aceştia reprezintă

produşi secundari şi sunt utilizaţi în cadrul industriei petrochimice.


5

Petrolul şi gazul sunt de obicei întâlniţi în zăcăminte formate în interiorul rocilor

poroase cum ar fi gresii sau calcare. Zăcămintele de gaz şi petrol au fost formate din depozite

de materiale organice precum plantele şi animalele datând din perioadele geologice timpurii,

în urmă cu 100-200 de milioane de ani, peste care s-au depus cantităţi de nisip şi nămol şi care

datorită temperaturii şi presiunii ridicate s-au transformat în hidrocarburi.

Un zăcământ de petrol se formează doar în cazul în care stratul de rocă poroasă este

acoperită de un strat de rocă fără porozităţi, precum sarea, şisturile sau creta, roci care previn

scurgerile hidrocarburilor aflate în zăcământ. Prin mişcarea plăcilor tectonice depozitele de

hidrocarburi se deplasează către stratul impermeabil şi se stratifică. Gazul reprezentând un

compus mai uşor trece în partea de sus a zăcământului, urmat de petrol, iar în partea de jos

este prezentă o cantitate de apă fosilă.

Când un puţ este forat în cadrul structurii unui zăcământ, presiunea hidrostatică

împinge hidrocarburile în afară rocii poroase şi implicit în puţul sondei. Astfel gazul, petrolul

şi apa fosilă sunt extrase din cadrul zăcământului.

Figura 1.3 Structura unui zăcământ de gaz şi petrol

1.1.2 Forarea şi extracţia

Principalele metode de forare sunt prezentate în (Håvard, 2010). Astfel înainte de

forarea unui puţ este realizată o inspecţie seismică a zăcământului şi apoi se realizează

forarea. Inspecţia seismică se face prin transmiterea pulsurilor sonice în straturile din subsol.

Undele trimise sunt apoi receptate cu ajutorul unor geofoane, sunt înregistrate şi prelucrate de

supercomputere care înlătura zgomotele, pentru a se crea o imagine exactă. Acelaşi principiu

este realizat şi în domeniul medicinei, în cadrul ecografiilor. Principalele componente ale

platformei de foraj sunt capul de forare (derrickul), podeaua, troliu, discul şi echipamentul de

manipulare a noroiului. Modul de funcţionare poate fi hidraulic sau electric. Vârful de forare

este acţionat prin presiune şi cu ajutorul unui cuplu de rotaţie, iar întregul ansamblu este

controlat de troliu. Braţul de foraj este asamblat din segmente de ţeavă de aproximativ 30 de

metri lungime. Troliul trebuie să fie controlat cu precizie astfel încât să nu se suprasolicite şi

să rupă braţul de foraj.


6

Puţurile pot avea orice adâncime, de la aproape de suprafaţă până la mai mult de 6000

de metri. De cele mai multe ori gazul şi petrolul sunt formate la o adâncime de 3000-4000 de

metri, unele zăcăminte putând urca înspre suprafaţă datorită eroziunii rocilor.

Un zăcământ de gaz şi petrol se poate întinde până la câteva zeci de kilometri. În cazul

onshore sunt forate puţuri pe acea suprafaţă, însă pe partea de offshore platforma se afla într-o

singură locaţie şi petrolul trebuie colectat de pe întreaga suprafaţă. Modalitatea de a se realiza

acest lucru se numeşte forare direcţională şi presupune echiparea capului de forare cu un

motor care odată activat de la suprafaţă împinge capul în direcţie orizontală. Prin această

metodă se realizează o reţea de conducte care se întinde pe suprafaţa întregului zăcământ.

Odată cu petrolul şi gazul este scos şi noroiul din zăcământ. Acesta pătrunde prin ţeava

braţului de foraj şi se ridică la suprafaţă. Noroiul scoate fragmentele de rocă la suprafaţă,

curăţa şi răceşte braţul de foraj, lubrifiază ţeava braţului, echilibrează presiunea pentru a nu se

realiza scurgeri de gaz sau petrol etc.

1.1.3 Elementele componente ale puţului

Construirea unui puţ are mai multe etape: inserarea carcasei, instalarea capului de

sondă şi instalarea echipamentelor de ridicare.

Instalarea carcasei reprezintă un pas important în cadrul procesului de forare a puţului.

Acest proces constă în inserarea unor conducte metalice în interiorul găurii forate. Conductele

au rolul de a nu permite gazului şi petrolului să iasă în altă direcţie, ci doar în direcţia sondei.

Alegerea tipului carcasei se face în funcţie de caracteristicile straturilor în care este realizată

forarea, diametrul găurii, temperaturile şi presiunile din interiorul zăcământului. Diametrul

găurii şi implicit a carcasei scade cu cât adâncimea la care puţul este forat creşte. Pentru

diferite adâncimi sunt utilizate 4 tipuri de carcase: carcasa de dirijare, carcasa de suprafaţă,

carcasa intermediară şi carcasa de producţie.

După ce carcasa este instalată corespunzător, sunt inserate conducte în interiorul

puţului care ajung până în zăcământ, astfel petrolul şi gazul pătrunzând prin aceste conducte

sunt extrase la suprafaţă.

Capetele de sondă sunt montate în partea de sus a puţului. Acestea au rolul de a regla

şi monitoriza extracţia petrolului şi a gazului din zăcământ. Totodată au rolul de a preveni

scurgerile şi de a opri erupţiile necontrolate, datorate presiunilor mari din interiorul puţului.

Capetele de sondă trebuie să aibe capacitatea de a rezista la presiuni de până la 140Mpa/1400

bari.


7

Figura 1.4 Capul de sondă

Capetele de sondă conţin 3 componente principale, specificate şi în (Håvard, 2010):

capul carcasei, capul tuburilor şi capul de distribuţie (Christmas Tree). Capul carcasei face

legătura între carcasa puţului de foraj şi capul de sondă, capul conductelor este reprezentat de

conexiunea dintre conductele din interiorul puţului de foraj şi capul de sondă, iar capul de

distribuţie este compus din ţevi, 4 valve principale şi un manometru pentru indicarea presiunii

din interiorul acestuia.

Puţurile sunt de 2 tipuri: puţuri pentru producţie, care au rolul de a extrage gazul şi

petrolul din zăcământ şi puţuri pentru injectare, utilizate cu scopul de a injecta apă şi gaz în

zăcământ, pentru a menţine constantă presiunea hidrostatică din interiorul lui.

Puţurile de producţie sunt cu o curgere liberă a compuşilor sau cu ridicare. Cele cu o

curgere liberă au suficientă presiune hidrostatică pentru a ridica petrolul şi gazul la suprafaţă

şi a menţine un debit convenabil. Celălalt tip de puţ de producţie realizează o ridicare

artificială a hidrocarburilor. Acest tip este folosit în cazul în care presiunea hidrostatică din

interiorul zăcământului este prea scăzută. Ridicarea artificială poate fi realizată cu pompe de

sucţiune sau cu pompe de adâncime.

Figura 1.5 Pompa cu sucţiune


8

1.2 Prelucrarea gazului şi a petrolului în cadrul staţiei de separare.

Prelucrarea gazului şi a petrolului constă în preluarea componenţilor de la nivelul

sondelor şi transmiterea acestora printr-un sistem de colectare către o Staţie de Separare a

componenţilor. Aceşti componenţi sunt preluaţi apoi şi transmişi către rafinării sau combinate

petrochimice.

1.2.1 Sistemul de colectare

Sistemul de colectare este compus dintr-un sistem de conducte, atât subterane cât şi

subacvatice, în funcţie de locul în care sonda este amplasată. Conductele sunt prinse de

capetele de sondă prin intermediul valvelor din capul de distribuţie.

În cazul conductelor scurte nu apar probleme, însă în cazul conductelor lungi se pot

forma unele formaţiuni de nămol, care migrează în interiorul conductei. Aceste formaţiuni pot

dăuna procesului de separare deoarece se creează suprapresiuni şi sistemul se opreşte pentru a

menţine siguranţa în funcţionare. În plus în interiorul conductei se pot crea zone în care

produsul condensează iar din cauza presiunii ridicate se produce un fenomen de îngheţare,

fenomen întâlnit în special în cazul conductelor aflate sub apă. Pentru prevenirea acestui

fenomen, se injectează etilenglicol în interiorul conductei.

Circulaţia compuşilor între puţuri şi staţia de separare este controlată cu ajutorul unor

valve. În acest mod, produsul care provine de la fiecare puţ intră în Staţia de Separare pe una

sau mai multe linii în bateria colectoare (manifold). Fiecare linie care pătrunde în baterie este

echipată cu o valvă pneumatică, pentru a opri accesul produşilor în cadrul bateriei în cazul

unei situaţii de oprire de urgenţă. Conductele utilizate au un diametru corespunzător debitului

extras de sondă.

1.2.2 Separarea

Separarea reprezintă procesul prin care gazul este separat de petrol şi de apă. Vasul de

Separare este componenta principală a instalaţiei de separare. Produşii separaţi sunt apoi

trimişi către anumite instalaţii pentru a fi procesaţi.

Gazul este trimis către o instalaţie de filtrare, apoi este preîncălzit şi trimis către un

bloc de separare a dioxidului de carbon şi de filtrare a particulelor. După separarea de dioxidul

de carbon, este realizată o separare de ceilalţi componenţi, cum ar fi nitrogenul. Produsul

rezultat este gazul metan.

Petrolul obţinut în urma procesului de separare, este transmis prin conducte către

rafinării. Pentru a nu se forma dopuri în cadrul conductelor, este utilizat un sistem de piguire

pe fiecare conductă.

Sistemul de piguire conţine un lansator de pig amplasat la începutul conductei şi un

receptor la sfârşitul conductei, care colectează pigul respectiv. Instalaţia de piguire creează o

presiune diferenţială în interiorul conductei şi permite pigului să se deplaseze în interiorul

conductei. Pigul are acelaşi diametru ca şi conducta, iar prin deplasare curăţă conducta de

petrolul depus pe marginea conductei. Aceste depuneri pot fi foarte dăunătoare, deoarece pot


9

creşte presiunea în interiorul conductei. Un alt sistem de piguire este utilizat şi în cazul

conductelor din cadrul staţiei de separare prin care circulă gazul metan.

Figura 1.6 Pigul şi sistemul de lansare a pigului

Apa rezultată în urma separării este preluată de o instalaţie de purificare a apei pentru

a se reduce gradul de poluanţi şi apoi poate fi transmisă către o staţie de epurare sau poate fi

deversată ca apă reziduală.

1.2.3 Descrierea instalaţiei tehnologice de separare

Instalaţia tehnologică de Separare este compusă din: baterii (pentru producţie şi pentru

test), vasul de separare, un vas de separare a lichidului şi a hidrocarburilor lichide care urcă în

instalaţie odată cu gazul şi opţional, se poate introduce o instalaţie de prelucrare/purificare a

gazului.

Instalaţia de prelucrare a gazului conţine: filtre primare, preîncălzitor al gazului, filtre

de separare a dioxidului de carbon şi a particulelor fine şi membrane de separare a altor

componenţi. Modul detaliat de funcţionare şi componentele instalaţiei de prelucrare a gazului

nu vor fi dezvoltate în cadrul acestei lucrări, deoarece instalaţia se comandă la cheie de la

anumite firme specializate în domeniu şi nu sunt cuprinse în arhitectura unei staţii de separare

convenţionale. Schema instalaţiei tehnologice din cadrul unei staţii de separare echipată cu

instalaţie de prelucrare a gazului este reprezentată în Figura 1.7 din Anexa 1.

În cadrul staţiei de separare poate fi utilizată şi o instalaţie de testare care are rolul de a

analiza şi a realiza măsurători. Astfel pot fi analizaţi compuşii care provin din fiecare

zonă/sondă de extracţie. O altă întrebuinţare a instalaţiei de testare este de a produce

combustibil în timp ce procesul nu se execută. Combustibilul este utilizat pentru generarea

energiei electrice. Cu instalaţia de testare se poate măsura cantitatea de compuşi care provin

de la o sondă sau un anumit număr de sonde. Instalaţia de testare poate ţine locul instalaţiei

de producţie în cazul unui defect major al vasului de separare principal sau a conductelor

aferente acestuia.

Bateria este utilizată pentru colectarea gazului, apei şi a petrolului într-o singură

conductă care intră apoi în vasul de separare. O altă întrebuinţare a bateriilor este comutarea

amestecului de hidrocarburi între instalaţia de producţie şi instalaţia de testare. Acestea sunt

construite pentru presiuni ridicate sau pentru presiuni scăzute.


10

Figura 1.8 Baterii pentru petrol şi gaz

Vasul de separare, prezentat şi în (Håvard, 2010), realizează separarea compuşilor

utilizând densitatea diferită a acestora. Separarea se poate realiza şi cu ajutorul a trei vase de

separare. Fiecare vas are o presiune din ce în ce mai mică pentru a permite controlul

produşilor volatili şi a nu se produce instabilitate şi hazarde în funcţionare. Compuşii sunt

lăsaţi în general 5 minute în interiorul vasului, pentru a se produce separarea naturală sau se

poate realiza o separare continuă în care nivelul petrolului este controlat cu ajutorul debitului

de evacuare. În acest mod gazul se va ridica în partea de sus a recipientului, apa în partea de

jos, iar petrolul va pluti pe suprafaţa apei. În urma primei etape de separare, concentraţia apei

din amestecul cu petrolul este redusă la o cotă de sub 5%. Pentru a se reduce şi mai mult

concentraţia apei din amestec, se poate repeta procesul de separare în cadrul altor separatoare.

În zona de admisie a vasului de separare se afla un sistem de captare a nămolului, o

formaţiune dăunătoare procesului. Totuşi curgerea produsului în interiorul vasului nu trebuie

făcută în mod laminar, deoarece datorită turbulenţelor din timpul curgerii se eliberează bulele

de gaz aflate în amestecul de petrol şi apă.


11

Figura 1.9 Vas de separare

Deoarece gazul este un compus mai uşor, zona de evacuare a acestuia se afla în partea

superioară a vasului de separare. Înainte de evacuare gazul este trecut printr-un separator de

picături.

În partea de jos a vasului de separare se afla un perete despărţitor, de o anumită

înălţime, care are rolul de a permite doar stratului de petrol să treacă peste. Apa este oprită de

peretele despărţitor şi trimisă către o conductă de evacuare din incinta vasului. Petrolul ajuns

pe partea cealaltă a peretelui este trimis către o altă conductă de evacuare. Fiecare conductă de

evacuare, aflată în partea de jos a vasului de separare, deţine o structură cu un număr de

flanşe, care împiedică formarea unui vârtej la pătrunderea produsului în cadrul conductei. În

acest fel se împiedică perturbaţiile din masa lichidului, iar petrolul nu poate pătrunde în

conducta de evacuare a apei.

Vasul de separare poate fi echipat şi cu un capac de acces în interiorul său.

Figura 1.10 Structura vasului de separare


12

Opţional după separare, petrolul poate fi dirijat către o instalaţie pentru filtrare. În

această unitate, concentraţia apei din amestecul cu petrolul va fi redusă la sub 0.1%. În

interiorul instalaţiei de filtrare se creează un câmp electric ce rupe legăturile dintre apă şi

petrol.

O altă prelucrare opţională a petrolului în cadrul staţiei de separare este reprezentată de

eliminarea sărurilor. Sărurile precum clorura de magneziu, sodiul sau calciul se elimină cu

ajutorul unei instalaţii de eliminare printr-o metodă electrostatică.

Un alt tip de vas, prezentat în (Bechtel, 2013), are funcţia de a separa picăturile de apă

şi hidrocarburile lichide care urcă în instalaţie în acelaşi timp cu gazul. În cadrul vasului este

introdus gaz cu o concentraţie mai mare de hidrogen sulfurat pentru a elimina picăturile de

apă şi hidrocarburile lichide. După această etapă, gazul este trecut printr-o structură care are

rolul de a absorbi aminele.

În cadrul staţiei de separare sunt cuprinse şi instalaţii anexe, că de exemplu instalaţia

de producere a aerului instrumental, instalaţii de generare a energiei electrice, faclele,

instalaţie pentru gospodărie ape, instalaţie pentru protecţie în caz de incendiu etc. În general

aceste instalaţii auxiliare sunt livrate de furnizori consacraţi, că „pachete” la instalaţia

tehnologică propriu-zisă de separare.

Instalaţia de producere a aerului instrumental este utilizat pentru a introduce aer în

instalaţiile cu presiune scăzută dar poate fi folosită şi pentru aer condiţionat în zonele în care

acesta este necesar. Deoarece staţia nu este echipată cu o instalaţie de răcirea a apei, aceasta se

va realiza tot cu ajutorul aerului instrumental. Sistemul este alcătuit din 2 compresoare, un

recipient, în care pătrunde aerul, filtre şi uscătoare.

Generatorul de energie electrică este alimentat cu gaz. Gazul va fi preponderent metan,

cu o presiune de 18 bari şi o temperatură între 25 şi 40 de grade Celsius. Toată staţia consumă

în jur de 520 kW iar generatorul este capabil să asigure o tensiune de 400V trifazat cu o

frecvenţă de 50 Hz.

Faclele au rolul de a arde reziduurile gazoase, de a asigura aerisire şi purjare. Faclele

sunt de două tipuri, facla de sus aflată în vârful unui turn şi facla de jos poziţionată orizontal.

Turnul este proiectat pentru a arde fără fum şi cu o protecţie care nu permite aerului să intre în

interiorul turnului. Facla de jos, poziţionată orizontal are rolul de a distruge compuşii mai grei,

ce nu pot fi ridicaţi către facla aflată în turn.

Instalaţia gospodărie ape are rolul de a livra apă potabilă în scopuri sanitare, nu pentru

băut. Apa este furnizată cu un debit de şi filtrată pentru eliminarea particulelor în

suspensie cu o dimensiune de până la 50 de microni la o presiune de 2.5 bari(g).

1.3 Instrumentaţie utilizată în cadrul staţiei de separare

Indiferent de instalaţie, de importanţă maximă sunt mărimile de intrare şi mărimile de

ieşire. Achiziţionarea din cadrul procesului a valorilor acestor mărimi este realizată de

traductoare. Mărimile care sunt măsurate în cadrul procesării compuşilor în staţia de separare

multicomponent sunt: temperatura, presiunea, nivelul, debitul şi concentraţia. Concentraţia

este masurată doar în cazul în care este utilizată o instalaţie de purificare a gazului.


13

Traductoarele au rolul de a traduce o mărime fizică într-un semnal electric. Cel mai

întâlnit semnal electric este cel unificat de curent 4-20 mA. Există şi un alt tip de semnal

electric unificat, cel de tensiune. Acest semnal se măsoară în volţi şi se realizează prin trecerea

curentului printr-o rezistenţă calibrată.

În cazul unui traductor, starea de 0 activ are rolul de a semnaliza starea de defect. Pot

exista consecinţe foarte mari în cazul în care starea de 0 activ nu este luată în considerare.

Fiecare traductor are un domeniu de variaţie care depăşeşte limitele de 4mA-20 mA.

Domeniul real este de 3.96 mA-23.2 mA. Cât timp semnalul este între 3.96 mA – 23.2 mA

înseamnă că traductorul funcţionează corespunzător. Dacă traductorul indică sub 3.96 mA

ceea ce este echivalent cu starea de 0 activ, înseamnă că este defect. Domeniul de variaţie este

utilizat pentru a indica atunci când mărimile măsurate depăşesc limita inferioară de 4 mA, sau

cea superioară de 20 mA.

1.3.1 Tipuri de traductoare

Ţinându-se cont de principalele mărimi măsurate, tipurile de traductoare utilizate în

cadrul staţiei de separare multicomponent sunt: traductoare de temperatură, traductoare de

presiune, traductoare de nivel, traductoare de debit şi traductoare de concentraţie respectiv

umiditate.

Măsurarea temperaturilor este de primă importanţă, deoarece în orice instalaţie în care

utilajele sunt conectate la curent electric, se produce o încălzire a materialelor prin care

curentul circulă.

Traductoarele de temperatură utilizate în cazul unei staţii de separare sunt

termocuplele şi termorezistenţele. Termorezistenţele sunt alcătuite din 2 fire, de preferabil

sunt realizate din platină datorită conductanţei termice ridicate, dar pot fi şi din cupru.

Transformarea temperaturii în semnal de 4-20 mA se realizează prin inserarea

termorezistenţei într-un braţ de punte. Prin termorezistenţă se introduce un curent fix de

ordinul mA, iar în funcţie de temperatură, tensiunea la bornele termorezistenţei are valoarea

rezistenţei, care este funcţie de temperatură, înmulţit cu valoarea curentului fix după formula:

U=R x Curent fix (1.1)

O altă posibilitatea este amplasarea termorezistenţei în interiorul unei punţi de

măsură. Cea mai comună valoare a unei termorezistenţe este de 100 Ω. În afara firelor,

traductorul mai conţine un convertor rezistenţă - tensiune şi un convertor tensiune - curent.

Termorezistenţa aflată în interiorul procesului conţine o capsulă protectoare, deoarece datorită

agenţilor aflaţi în mediul din interiorul procesului pot degrada materialul sensibil. Protecţia

trebuie aleasă conform unor standarde deoarece aceasta poate reduce sensibilitatea sau să

deformeze mărimea măsurată. Dacă termorezistenţa se află la distanţă de componentele

electronice, pentru transferul măsurătorii sunt utilizaţi conductori care să nu deformeze foarte

mult măsurătoarea, în general din cupru.

Diferenţa dintre termorezistenţa şi termocuplu este aceea că în cazul termocuplului

este prezentă o joncţiune între două fire din materiale diferite, care au proprietatea că dacă

joncţiunea lor se supune unei temperaturi de o anumită valoare, între capetele firelor apare o

diferenţă de potenţial aproape proporţională cu valoarea temperaturii. Termocuplul prezintă

două joncţiuni, joncţiunea caldă şi joncţiunea rece. Joncţiunea caldă este cea supusă valorii


14

temperaturii, iar cea rece este reprezentată de bornele firelor care la rândul lor sunt legate la

aparatul de măsură.

Figura 1.11 Termocuplu

În cadrul conductelor, traductoarele de temperatură sunt instalate în flanşe prinse de

corpul conductei.

Nivelul din interiorul unui recipient poate fi măsurat cu ajutorul traductoarelor de

nivel. Traductoarele de nivel pot fi de mai multe tipuri. Unul din tipurile de traductoare pentru

măsurarea nivelului prezintă o membrană gofrată prinsă de marginea capsulei traductorului.

Membrana gofrată intra în contact direct cu produsul aflat în interiorul recipientului. Sub

membrana gofrată este inserat ulei siliconic, o substanţă care are proprietatea de a fi

incompresibil. În mediul de ulei siliconic se află o pastilă piezoelectrică ce creează o punte

piezorezistivă. Presiunea din mediu apasă asupra membranei, membrana se deformează şi

exercită presiune asupra mediului de ulei siliconic, care la rândul lui apasă asupra pastilei

piezoelectrice. Pastila se deformează şi produce un dezechilibru în interiorul punţii

piezorezistive. În continuarea traductorului se află anumite componente electronică care

transformă acest dezechilibru în semnal unificat de 4-20 mA. Acest tip de traductoare poate

măsura cu anumite erori nivelul în funcţie de temperatură.

Un alt tip de traductoare pentru măsurarea nivelului, sunt cele echipate cu flotor

conectate la un potenţiometru sau cele cu reostat care îşi schimbă rezistenţa în funcţie de

mişcarea flotorului. Flotorul este inserat în cadrul vasului şi ridicat odată cu nivelul din

rezervor. Înălţimea la care este ridicat flotorul generează prin intermediul reostatului un

semnal ce este primit de către un instrument etalonat, capabil să calculeze nivelul.


15

Figura 1.12 Traductor cu flotor pentru măsurarea nivelului

Traductoarele de nivel pot fi şi cu ultrasunete. Acest tip este foarte puţin sensibil la

variaţii ale temperaturii dar pot fi utilizate doar atunci când suprafaţa produsului este

invariabila.

Presiunea reprezintă o mărime măsurată cu ajutorul traductoarelor de presiune. În

(CNSC, 2003) sunt exemplificate principalele tipuri de traductoare pentru măsurarea

presiunii. Acestea sunt diafragmele, burdufuri de presiune, tuburi bourdon şi capsule pentru

măsurarea presiunii.

Tuburile bourdon prezintă o formă circulară cu un număr de secţiuni ovale

transversale. Presiunea din cadrul mediului acţionează asupra părţii interioare ale tubului şi

datorită secţiunilor ovale acesta se arcuieşte. Cu ajutorul aceste arcuiri se realizează indicarea

presiunii. Tuburile bourdon sunt utilizate în principal în cadrul mediilor aspre şi cu presiuni

ridicate datorită construcţiei robuste.

Burdufurile sunt alcătuite dintr-o serie de membrane fixate pe circumferinţă. La unul

din capete, membranele sunt ataşate instrumentului de măsură care indică presiunea mediului.

În cazul diafragmelor, membranele sunt ataşate în partea opusă zonei aflate în mediu.

Deasupra membranei se află instrumentul de măsură. Presiunea pătrunde în interiorul

diafragmei, membranele se deformează iar instrumentul de măsură indică presiunea în funcţie

de gradul de deformare a membranei.

Capsulele au aproximativ aceeaşi structură ca şi membranele, doar că acestea se extind

în ambele direcţii datorită presiunii exercitate în interior.


16

Figura 1.13 Traductor pentru măsurarea presiunii

Pentru măsurarea debitului există mai multe tipuri de traductoare. Aceste tipuri sunt

prezentate în mod detaliat în (CNSC, 2003). Toate tipurile au în general acelaşi mod de

funcţionare. În cadrul conductei este instalat un plan perpendicular pe lungimea ţevii care

conţine o diafragmă cu un orificiu în mijloc. Curgerea fluidului prin orificiu determină o

presiune diferenţială de cealaltă parte a orificiului. Această presiune este analizată şi

determină rata de curgere sau debitul. Unele traductoare pentru măsurarea debitului pot fi

echipate cu baterii sau coturi pentru determinarea presiunii diferenţiale.

Figura 1.14 Traductor pentru măsurarea debitului

Traductoarele pentru măsurarea concentraţiei se numesc analizoare. Analizoarele

măsoară concentraţia anumitor compuşi din mediu. Concentraţia acestor compuşi poate fi

analizată cu ajutorul radiaţiei infraroşii. Fiecare element deţine un anumit spectru şi astfel

acesta poate fi identificat.

1.3.2 Utilizarea traductoarelor în staţia de separare

Traductoarele cuprinse în cadrul instalaţiilor ce compun staţia de separare

multicomponent au rolul de a achiziţiona datele din procese. Fiecare unitate componentă


17

deţine un număr de traductoare a căror achiziţii de date ajută la indicarea măsurătorilor şi

apoi la reglarea şi controlul parametrilor de importanţă tehnologică.

În cadrul fiecărei linii care provine de la o sondă este utilizat un indicator care citeşte

presiunea din cadrul conductei de înainte de valva pneumatică prin intermediul căreia se

pompează aer instrumental în interiorul conductei. Pe cealaltă parte a valvei este utilizat un

traductor care măsoară presiunea şi care are totodată rolul de a transmite şi indica panoului de

control al valvei situaţiile când presiunea este prea crescută sau prea scăzută. În acest mod în

cadrul valvei va fi injectat aer instrumental, pentru a menţine presiunea într-un interval

favorabil. După blocul valvei pneumatice este poziţionat un traductor de presiune cu teacă şi

un indicator al temperaturii măsurate de către traductor.

Figura 1.15 Dispunerea traductoarelor în cadrul liniilor ce provin de la sonde

În zona de intrare a fiecărei linii în baterie, este poziţionat un robinet controlat

automat, în funcţie de presiunea aflată în cadrul conductei prin care compuşii pătrund în

interiorul vasului de separare. Aceeaşi structură de control este realizată şi în cazul vasului de

test. Schimbul între cele două instalaţii se realizează cu ajutorul unui comutator.

Figura 1.16 Traductor utilizat pentru măsurarea presiunii din interiorul bateriei

Vasul de separare prezintă o valvă pneumatică pe conducta de intrare, care are rolul de

a injecta aer instrumental în cadrul său, în funcţie de datele achiziţionate de către traductorul

de nivel maxim aflat în interiorul vasului. În afara traductorului de nivel care transmite

informaţii către panoul de control al valvei pneumatice, în interiorul vasului de separare se

află două traductoare utilizate pentru semnalizarea nivelului maxim şi minim în cadrul vasului

de separare. Traductoare pentru măsurarea presiunii echipate cu indicator sunt utilizate şi în

această instalaţie, împreună cu un traductor de presiune care semnalizează atingerea unei

presiuni maxime. Pentru o bună realizare a separării este utilizat şi un indicator al temperaturii

din interiorul vasului. În partea de evacuare a petrolului este utilizat un traductor de nivel care

permite măsurarea nivelului de compuşi lichizi din vasul de separare şi un traductor pentru

semnalizarea unui nivel minim de petrol. Pe conducta de evacuare a petrolului este poziţionat

un traductor de măsurare a debitului. În cazul conductei de evacuare a gazului din vasul de

separare, cu ajutorul unui traductor de măsurare a presiunii, a unui traductor de măsurare a

temperaturii şi a unui traductor de măsurare a debitului, valorile parametrilor importanţi din

proces sunt măsurate şi indicate.


18

Figura 1.17 Traductoare utilizate pentru măsurarea presiunii şi a

temperaturii din cadrul vasului de separare

La nivelul vasului de separare a picăturilor de apă de gazul metan, sunt poziţionate

traductoare de nivel, cu rolul de a indica nivelul compusului greu, rezultat in urma separării.

Un alt traductor de nivel este utilizat pentru semnalizarea nivelului maxim. Pe conducta de

evacuare a gazului este măsurată presiunea prin intermediul traductoarelor de presiune.

Valorile măsurate sunt transmise apoi către un regulator.

Figura 1.18 Traductoare utilizate pentru măsurarea presiunii

în cadrul conuctei de evacuare a gazului

Pentru instalaţia de piguire, atât cea utilizată în cazul conductei prin care este trimis

gazul cât şi cea a conductei prin care este trimis petrolul, sunt utilizate doar traductoare pentru

măsurarea presiunii, deoarece doar presiunea este parametrul important în cadrul acestei

instalaţii.

Figura 1.19 Traductoare utilizate pentru măsurarea presiunii

în cadrul instalaţiei de piguire

În cadrul instalaţiei de pompare a aerului instrumental este instalat un încărcător

pentru vasul de recepţie a aerului. Pe conducta de evacuare a aerului din recipient este instalat

un traductor ce sesizează presiunea scăzută şi un traductor de măsurare a presiunii.

Pentru protecţie împotriva incendiilor, instalaţia responsabilă este echipată cu

traductoare de indicare a nivelului minim şi a nivelului maxim din cadrul rezervorului cu apă.

Alte traductoare prezintă rolul de a indica valorile presiunilor după fiecare dintre cele două

pompe utilizate în cadrul instalaţiei.

Instalaţia de asigurare a apei potabile deţine traductoare pentru măsurarea temperaturii

apei din rezervor. Două traductoare au rolul de a alarma momentele când nivelul apei din


19

bazin este ajunsă la o limită minimă sau la o limită maximă. Pe conducta de pompare a apei

este utilizat un traductor cu rolul de a indica presiunea.

1.3.3 Elemente de execuţie

Elementele de execuţie cel mai des întalnite în instalaţiile din industria petrolieră sunt:

robinete de reglare cu servomotor pneumatic si robinete on/off cu servomotor pneumatic si

limitatoare fine de cursa (închis/deschis).

Robinetul de reglare este de regulă cel mai scump şi important element din instalaţia

de automatizare, motiv pentru care alegerea lui trebuie facută cu mare atenţie. În continuare

este prezentată procedura de calcul şi alegere a acestor tipuri de elemente de execuţie,

diferenţiată pe tipuri de produs întalnite în instalaţie (lichid, gaz).

Principalii parametri tehnologici necesari pentru calculul şi alegerea unui robinet de

reglare, sunt:

Debitul fluidului (minim/normal/maxim)

Greutatea specifică a fluidului,

Căderea de presiune,

Pentru gaze mai sunt necesari următorii parametri:

Presiunea amonte/aval,

Temperatura fluidului,

Greutatea specifică a gazului,

Principala caracteristică tehnică ce dictează alegerea şi dimensionarea unui robinet de

reglare o reprezintă debitul. Debitul unui robinet de reglare reprezintă cantitatea de fluid pe

unitatea de timp care poate trece prin ventil, aceasta determinând şi mărimea lui.

Pentru a calcula debitul ce poate trece printr-un robinet de reglare, prin care circulă un

anumit fluid cu anumiţi parametri tehnologici specifici (temperatură, presiune, etc.), se

defineşte “factorul de debit” ( ).

Pentru lichide, factorul de debit se calculează cu formula:

√

(1.2)

Unde:

Q - m3/h (sau l/min)

Δp - bar

γ - kg/m3

Pentru gaze, dacă

, factorul de debit se calculează cu formula:

√

(1.3)

Unde:

Qn - Nm3/h

p1 - bar (absolut)

γn - kg/Nm3

T - ºC


20

Pentru gaze, dacă

, factorul de debit se calculează cu formula:

√ (1.4)

Factorul de debit KV, reprezintă debitul volumetric de apă (la 20 oC) care la trecerea

printr-un ventil, produce o cădere de presiune de 1 bar (1 kg/cm2).

Orientativ, corespondenţa între diametrul orificiului unui robinet de reglare şi factorul

de debit corespunzător, este prezentată în tabelul 1.1.

Diametru

orificiu

(mm)

0,8 1,2 1,6 2,4 3,2 3,6 4,8 6,4 8 9 13 16

KV (m3/h) 0,02 0,05 0,08 0,17 0,26 0,31 0,45 0,60 1,5 1,7 3 4

KV

(l/min) 0,33 0,83 1,33 2,3 4,33 5,17 7,50 10 25 28,3 50 66,7

Tabelul 1.1 Corespondenţa între orificiul unui robinet şi factorul de debit

Etapele de alegere a unui robinet de reglare sunt:

Stabilirea tipului general al robinetului în baza caracteristicilor generale: materiale, tip

robinet (trecere, colţ, etc.).

În baza coeficientului de debit (calculat la debitul maxim) Kv calculat, se stabileşte Kv

ales. De regulă se alege a doua dimensiune Kv asigurată de furnizor, ceea ce înseamnă

că la debitul maxim, robinetul se afla la aprox. 80% din cursă maximă. În această

etapă se alege şi caracteristica de reglare a robinetului, liniară sau logaritmică,

facilitate oferită pentru acoperirea unor necesităţi de reglare specifice.

După stabilirea Kv ales, se alege, din considerente economice, diametrul nominal cel

mai mic oferit de producător. De menţionat că pentru fiecare Kv ales, furnizorii

asigura 2-3 diametre nominale (DN) de intercalare pe conductă.

În baza parametrilor fizici ai fluidului vehiculat (în special Δp), se alege tipul

servomotorului pneumatic.

Ca accesorii ale robinetului de reglare, se poate solicita: poziţionerul, filtrul şi

reductorul de alimentare cu aer instrumental, acţionare manuală, etc.

1.4 Controlul şi reglarea parametrilor pentru fiecare unitate

Fiecare unitate din cadrul staţiei de separare deţine anumiţi parametri care necesită

control şi reglare automată. Achiziţiile valorilor parametrilor realizate de către traductoare

împreună cu o serie de regulatoare, face posibil controlul automat.

Prima structură de reglare din punct de vedere al fluxului tehnologic, este amplasată pe

conducta ce alimentează vasul de separare. La acest nivel se găseşte un bloc de reglare al

debitului conductei, care are rolul de a controla robinetul prin care amestecul pătrunde din

cadrul conductei de colectare al amestecului, în conducta de alimentare a vasului de separare.

Aceasta buclă de reglare controlează debitul de produs injectat drept alimentare, în funcţie de

presiunea din cadrul conductei. Presiunea trebuie menţinută la o valoare de aproximativ 109

bari(g). Indicativul (g) provine de la termenul „gravitaţional”, ceea de reprezintă diferenţa de

presiune faţă de presiunea atmosferică sau presiunea normală măsurată în bari(a).


21

Figura 1.20 Reguloare utilizate pentru controlul robineţilor liniilor

de separare în funcţie de presiunea din interiorul bateriei

În cadrul vasului de separare de primă importanţă este controlul nivelului compuşilor

aflaţi în interiorul vasului. Pentru această reglare sunt utilizate 2 regulatoare poziţionate în

cascadă. Primul regulator are rolul de a controla nivelul din interiorul vasului, iar cel de al 2-

lea regulator controlează debitul din cadrul conductei de evacuare a petrolului. Traductorul de

măsurare al nivelului achiziţionează date din proces şi transmite către regulatorul de nivel.

Traductorul de măsurare al debitului achiziţionează date şi transmite către regulatorul de

debit. Cele 2 regulatoare comunică între ele iar regulatorul de debit comanda un robinet

amplasat pe conducta de evacuare a petrolului, astfel încât acesta se deschide atunci când

nivelul din cadrul vasului de separare este prea ridicat. Acest lucru permite petrolului să fie

evacuat din incinta vasului cu un debit crescut.

Figura 1.21 Structură de reglare in cascada a nivelului compuşilor lichizi

din vasul de separare în funcţie de debitul de evacuare a petrolului

O altă instalaţie care necesită control automat este reprezentată de vasul de separare a

picăturilor de apă. În cadrul acestui vas este controlat nivelul compusului. În fucţie de nivel

acesta este evacuat către faclă. Traductorul de nivel achiziţionează date din proces şi transmite

către un regulator echipat cu indicator. Acest regulator comandă un robinet aflat pe conducta

de evacuare a produsului greu din incinta vasului de separare al picăturilor de apă. Un al 2-lea

regulator este necesar pe conducta de evacuare a gazului. Regulatorul va primi datele

achiziţionate de către un traductor de presiune şi va controla un robinet care permite

surplusului de gaz să fie evacuat către turnul faclei.


22

Figura 1.22 Regulator utilizat pentru controlul robinetului de evacuare

a gazului către faclă în funcţie de presiune

Instalaţia de pompare a aerului conţine 2 compresoare şi un bloc cu rolul de a comuta

între cele 2 elemente. Pe fiecare buclă de comutare este controlată presiunea în funcţie de

presiunea aflată la ieşirea sistemului.

Figura 1.23 Regulator utilizat pentru controlul presiunii

din cadrul buclei de compresie a aerului


23

CAPITOLUL 2

ANALIZĂ DE SISTEM

2.1 Cerinţele sistemului

Sistemul prezintă anumite cerinţe, care sunt respectate în cadrul controlului automat.

Pentru control, staţia trebuie să fie echipată cu sisteme de pornire şi oprire ale instalaţiilor.

Controlul trebuie să se realizeze cu un grad cât mai mic de intervenţie umană, dar şi viabil din

punct de vedere economic.

Staţia de separare trebuie să fie echipată cu sistem de oprire în caz de urgenţă (ESD) şi

sistem de control distribuit (DCS). Echipamentele şi senzorii utilizaţi pentru control trebuie să

fie separate de cele care realizează funcţia de siguranţă. Semnalele de urgenţă trebuie

transmise prin cabluri rezistenţe.

Sistemul de protecţie în caz de incendiu şi pierderi de gaz trebuie să protejeze

instalaţiile în caz de incendiu şi să detecteze prezenţa scurgerilor de gaz din instalaţie.

Instalaţiile utilizate trebuie să fie închise ermetic şi să lase să pătrundă în interiorul lor doar

produsul ce urmează a fi prelucrat şi produşii necesari pentru prelucrare.

Toate instalaţiile trebuie să poată fi accesate în permanenţă de către factorul uman şi

trebuie să conţină indicatori vizibili. Instrumentele de măsură trebuie să poată fi realizate fără

a produce perturbaţii în cadrul funcţionării instalaţiilor. Instrumentele utilizate pentru

măsurare trebuie să fie amplasate cât de aproape posibil de zonele unde se necesită măsurarea.

Locul de montare al instrumentelor trebuie să fie ales astfel încât să se minimizeze efectul

vibraţiilor cauzate de echipamentul adiacent. Instrumentele de măsurare nu trebuie să se afle

amplasate pe partea de jos a conductelor, deoarece eventuale scurgeri ar putea produce

deteriorări în cadrul acestor echipamente.

Instrumentele de măsură, conductele şi cablurile trebuie să fie protejate în mod

corespunzător împotriva deteriorării mecanice şi nu trebuie să fie amplasate astfel încât să se

restricţioneze accesul pietonal, al echipamentelor utilizate pentru mişcare şi transport,

macarale etc.

2.1.1 Cerinţele instrumentelor de măsurare

Instrumentele de măsură sunt în principal traductoarele. Acestea sunt utilizate pentru

achiziţia valorilor parametrilor importanţi din cadrul procesului.

Instrumentele utilizate pentru măsurarea debitului vor fi instalate pe direcţie orizontală

în cazul conductelor care transporta lichid şi pe direcţie verticală în cazul conductelor prin

care circulă gaz. În locurile unde traductoarele de debit trebuie montate, conductele staţiei de

separare trebuie să prezinte locuri speciale pentru montare. Toate traductoarele pentru

măsurarea debitului trebuie să fie realizate din metal. În cazul utilizării unor debitmetre

electromagnetice, dacă acestea sunt poziţionate pe o linie verticală, direcţia de curgere trebuie

să fie în sus. În cazul unei poziţionări pe o linie orizontală, atunci linia trebuie să fie complet

umplută cu lichid, în orice moment.

În cazul instrumentelor pentru măsurarea nivelului sunt preferate traductoarele

echipate cu flotor. Flanşele vor fi poziţionate în conformitate cu specificaţiile conductelor şi


24

echipamentelor utilizate. Traductoarele de nivel utilizate în cadrul vaselor de separare trebuie

să poată măsura nivelul produsului lichid pe întreaga înălţime a vasului. Materialele din care

sunt realizate traductoarele trebuie să corespundă cu specificaţiile conductelor şi a

echipamentelor. Toate flanşele aferente traductorului trebuie să poată fi închise cu ajutorul

unor valve. În cazul în care în interiorul vasului se afla un compus de apă şi petrol, traductorul

trebuie să măsoare numai nivelul compusului care se doreşte a fi măsurat.

Pentru măsurarea presiunii, în cadrul instalaţiilor sunt montate traductoare de

presiune. Elementele de măsurare ale presiunii trebuie să fie selectate astfel încât presiunea

din interiorul instalaţiilor să varieze până la 75% din intervalul maxim pe care traductoarele îl

pot măsura. În cazul în care un traductor este supus variaţiilor mari ale presiunii, acesta

trebuie să garanteze o bună funcţionare. Manometrele utilizate trebuie să aibe un diametru de

150 mm iar pentru echipamentele auxiliare, acestea trebuie să fie mai mici. Traductoarele de

măsurare a presiunii utilizate în cadrul mediilor cu presiuni mari, trebuie să fie prevăzute cu

un dispozitiv de protecţie împotriva ruperii elementelor sensibile. Manometrele trebuie să fie

selectate astfel încât presiunea de lucru să fie cuprinsă între 33% şi 66% din întreaga scală.

Elementele indicatoare ale manometrelor trebuie să fie realizate din oţel inoxidabil.

Traductoarele pentru măsurarea presiunii trebuie să fie instalate în partea de sus a conductei

sau instalaţiei în care se doreşte măsurarea presiunii.

Temperatura este măsurată cu ajutorul traductoarelor ce achiziţionează date despre

valorile parametrului temperatura. Acestea trebuie să fie prevăzute cu capsula de protecţie cu

o adâncime de imersie potrivită. Pentru indicări de temperatură locale, instalaţiile trebuie să

fie prevăzute cu termometre cu gaz, sau termometre cu bimetal. Termorezistentele vor fi

selectate pentru a măsura intervalul de temperatură cuprins între -200 grade Celsius şi +750

grade Celsius cu condiţia ca, în cadrul aplicaţiei să nu fie prezente vibraţii puternice în timpul

producţiei. În cazul în care utilizarea termorezistentelor nu este adecvată, trebuie să fie

utilizate termocuple. Termometrele utilizate trebuie să fie selectate astfel încât orientarea

indicatorului să poată fi ajustată, iar diametrul indicatorului să fie de 150 mm. În cazul

utilizării termocuplelor, aliajul din care acestea sunt făcute este ales în funcţie de temperatura

măsurată. În acest mod, pentru temperaturi de sub 0 grade Celsius, se vor utiliza termocuple

din cupru sau cupru şi nichel. Pentru temperaturi cuprinse între 0 şi 1100 de grade Celsius, se

vor utiliza termocuple din nichel şi crom sau nichel şi aluminiu. Iar pentru temperaturi de

peste 1100 de grade Celsius vor fi utilizate termocuple din platină şi rodiu. Termorezistentele

utilizate vor fi din platină şi cu o rezistenţă de 100 Ω la temperatura de 0 grade Celsius.

2.1.2 Cerinţe de funcţionare ale robinetelor

Robinetele ce ajută la controlul procesului trebuie să fie fabricate în conformitate cu

specificaţiile conductelor utilizate. Toate robinetele utilizate în cadrul staţiei de separare

trebuie să fie prevăzute cu indicatori ai poziţiei robinetului. Direcţia de curgere prin robinetele

unidirecţionale trebuie să fie marcate permanent pe corpul robinetului sau pe flanşele acestuia.

În cazul în care un robinet este sudat de o conductă, acesta trebuie să prezinte posibilitatea de

a fi înlocuit. Robinetele acţionate de regulatoare nu voi fi utilizate pentru sistemul de

închidere în caz de urgenţă.

Robinetele cu ajutorul cărora se realizează controlul debitului trebuie alese în aşa fel

încât să corespundă caracteristicilor debitului care trece prin interiorul acestora. Robinetele

prin care trece un debit mare sau cu o presiune mare trebuie să fie prevăzuţi cu obturator sferic

din metal. În cazul robinetelor prin care trece un debit scăzut sau cu o presiune scăzută,

acestea trebuie să fie de tip fluture. Robinetele trebuie alese în funcţie de dimensiunea


25

conductelor pe care sunt amplasate şi să funcţioneze în limitele de 10% - 90% din cursă lor.

Nivelul de zgomot al robinetelor în timpul utilizării trebuie să nu depăşească 85 dB.

2.1.3 Cerinţe de funcţionare ale panourilor de control

Panourile de control pentru iniţializarea acţiunilor de închidere trebuie să fie localizate

într-o poziţie accesibilă şi uşor de identificat, pentru a se minimiza riscul de operare

accidentală. Panourile amplasate în afară clădirilor de control trebuie să fie protejate de

mediul înconjurător. Panourile ce conţin instrumente conectate direct în cadrul unei instalaţii

de procesare a fluidelor trebuie să fie poziţionate astfel încât să se evite scurgeri accidentale în

interiorul lor. Este necesară utilizarea unei instalaţii anti vibraţii pentru plinta şi panou.

Marginile şi îmbinările panourilor de control trebuie să fie încărcate cu cauciuc siliconic

pentru a nu permite impurităţilor să pătrundă în interiorul acestora. Panourile aflate în aer liber

trebuie să fie prevăzute cu găuri de ventilaţie şi cu protecţie pentru soare şi picături de ploaie.

Echipamentele montate în interiorul unui panou trebuie să deţina etichete montate pe acestea

iar scrisului care trebuie citit să fie de culoare roşie.

Pentru controlul general sunt utilizate butoane iluminate. Toate lămpile trebuie să fie

prevăzute cu facilitatea de testare lampă. Butoanele pentru oprire în caz de urgenţă trebuie să

fie roşii şi de tip ciupercă şi cu deblocare prin cheie.

Alarmele trebuie să deţină fiecare câte o etichetă, care să apară pe panoul de control

atunci când alarma este acţionată. Fiecare alarmă trebuie să deţină o culoare aparte în funcţie

de tip: roşu pentru oprire de urgenţă şi pericol de incendiu, portocaliu pentru alarme din cadrul

procesului şi alb pentru alarme de informare.

2.2 Funcţiile sistemului

Staţia de separare multicomponent este prevăzută cu funcţii care conduc la o bună

funcţionare. Funcţiile principale sunt: închiderea în situaţii de urgenţă(ESD), controlul

distribuit(DCS) şi detectarea incendiilor şi prezenţa gazelor în mediul exterior instalaţiilor.

Arhitectura unui sistem de conducere şi monitorizare a procesului tehnologic se face pe 3 sau

4 niveluri. Aceste niveluri pot fi reprezentate cu ajutorul unei piramide:

Gestiune, Supervizare, Optimizare

Monitorizare şi Conducere

Controlul Procesului

Achiziţii şi Acţionări

Figura 2.1 Piramida conducerii proceselor

Monitorizarea se găseşte în cadrul „piramidei conducerii proceselor” pe nivelul al 3-

lea, alături de conducerea procesului, ceea ce arată că, practic, ele nu pot fi separate.

Arhitectura sistemului de conducere, structurată pe cele 4 niveluri, este următoarea:


26

Nivelul 0 – reprezintă instrumentaţia amplasată în instalaţie: traductoare, senzori,

elemente de execuţie, etc.

Nivelul 1 – asigură prelucrarea primară a semnalelor şi realizarea programului propriu

zis de automatizare

Nivelul 2 – constituie interfaţa procesului cu operatorul (HMI-Human Machine

Interface)

Nivelul 3 – constituie nivelul de realizare a managementului general de conducere al

afacerii.

Figura 2.2 Arhitectura sistemului în cazul staţiei de separare multicomponent

2.2.1 Sistem de închidere în situaţii de urgenţă(ESD)

Sistemul de control permite instalaţiilor staţiei de separare să funcţioneze eficient şi în

condiţii de siguranţă în cadrul constrângerilor cu care aceasta a fost proiectată. Pe cât posibil,

incidentele provocate de hazarde sunt evitate prin intermediul sistemelor de control. Sistemul

ESD realizează funcţia de oprire a instalaţiilor în condiţii de siguranţă în caz de eşec al

sistemului de control sau în cazul detectării focului şi a gazelor în mediul exterior. În acest

mod sunt asigurate: siguranţa personalului, reducerea la minim a evacuării poluanţilor în

mediul înconjurător, disponibilitatea instalaţiilor staţiei este menţinută la un nivel cât mai

ridicat posibil prin reducerea la minimum a opririlor inutile şi protejarea echipamentului de

eventuale daune.

Obiectivele sistemului ESD sunt realizate prin următoarele metode: reacţionare

automată în cazul funcţionării anormale ale echipamentelor, reacţionare automată în cazul

exploatării anormale prin închiderea şi izolarea echipamentelor defecte, separarea instalaţiilor

prin închiderea robinetelor aferente acesteia, furnizarea posibilităţii de depresurizare manuală

a instalaţiilor etc. Acţiunile sistemului ESD pot fi efectuate automat sau manual, în funcţie de

nivelul în cadrul căruia s-a întâmplat incidentul.


27

Sistemul ESD este esenţial pentru securitatea staţiei de separare, acţionează

independent faţă de celelalte sisteme ale staţiei şi trebuie să fie capabil să: sesizeze

operaţiunile anormale sau starea echipamentelor, izoleze instalaţiile sau întreaga staţie şi să

depresurizeze toate instalaţiile care compun staţia de separare sau anumite zone din cadrul

acesteia. Cu toate acestea închiderile parazite trebuie să fie evitate. Toate închiderile realizate

de sistemul ESD trebuie să fie transmise către panoul de control al sistemului.

Trei niveluri de închidere sunt furnizate de către sistemul ESD. Nivelul 1 permite

închiderea instalaţiilor şi evacuarea automată a compuşilor din cadrul instalaţiilor. Nivelul 2

permite închiderea instalaţiilor fără evacuare automată a compuşilor. Nivelul 3 permite

închiderea anumitor echipamente.

Nivelul 1 este iniţializat în cazul în care este detectat foc sau scurgeri de gaz în zona de

procesare. Consecinţa detectării va fi închiderea instalaţiilor, evacuarea compuşilor din cadrul

lor şi depresurizarea unităţilor. Generatoarele de curent electric sunt menţinute în stare de

funcţionare deoarece curentul electric este necesar staţiilor de pompare apa.

Nivelul 2 se iniţializează în cazul pierderilor de aer instrumental. Această pierdere va

cauza disfuncţionalităţi în cadrul tuturor valvelor. În aceste condiţii echipamentele nu vor fi

depresurizate.

Nivelul 3 poate fi iniţiat datorită unei disfuncţionalităţi în cadrul parametrilor de

operare şi astfel se vor izola un singur element sau o porţiune a instalaţiei. Această închidere

nu va conduce în mod necesar la oprirea întregului proces. În cazul unui defect în cadrul

instalaţiei de control al gazului, producţia de petrol poate fi continuată doar dacă siguranţă nu

este compromisă.

2.2.2 Sistem de control distribuit(DCS)

Sistemele DCS conţin dulapurile în care se afla incluse panourile terminale ale

intrărilor şi ieşirilor(I/O) utilizate în cadrul procesului, programele de configurare ale

sistemului şi componentele grafice pentru afişaj.

Afişajele grafice conţin sistemul de control, sistemul de urgenţă în caz de incendiu şi

scurgeri de gaz şi sistemul de oprire în caz de urgenţă. Afişajele indică starea actuală a

instalaţiilor dar şi istoricul funcţionarii acestora. Situaţiile de urgenţă vor fi semnalizate în

cadrul afişajelor componentelor DCS.

Sistemul DCS are în componenţa magistrală de sistem, microprocesoarele utilizate

pentru partea de comandă, interfaţa I/O, interfaţa de telecomunicaţii, dulapuri şi cablurile din

interiorul camerei de control.

Cu ajutorul sistemului DCS operatorii au posibilitatea de a controla şi monitoriza

desfăşurarea proceselor în cadrul staţiei de separare. Acest lucru este posibil datorită prezenţei

în cadrul interfeţelor de proces a diagramelor ce cuprind conexiunile conductelor şi

instrumente utilizate (P&ID). Fiecare instalaţie componentă a staţiei de separare deţine o

interfaţă în camera de comandă unde este prezentată schema P&ID a acesteia şi modul ei de

funcţionare. Schemele P&ID vor fi prezentate în cadrul capitolului 5 al acestei lucrări.

Interfaţa fiecărei instalaţii prezintă afişaj video, monitorizare a evenimentelor şi starea

dispozitivelor de alarmare şi posibilitatea transmiterii comenzilor către un singur dispozitiv

sau a unui grup de dispozitive.


28

Conexiunile între instalaţii şi panourile de control aflate în camera de comandă este

realizată cu ajutorul unor cabluri notate corespunzător şi conectate în cadrul panourilor de

control cu funcţii specifice pentru instalaţiile respective.

Componenta de monitorizare a sistemului DSC conţine ecrane în care este prezentată

funcţionarea echipamentelor in timp real. În figurile de mai jos sunt prezentate anumite ecrane

cu ajutorul cărora se realizeaza monitorizarea componentelor prinipale ale staţiei de separare.

Figura 2.3 Ecran de monitorizare a liniilor ce provin de la sonde

Figura 2.4 Ecran de monitorizare a vasului de separare


29

Figura 2.5 Ecran de monitorizare a vasului de separare a picaturilor

2.2.3 Sitem de detectare foc si gaz(F&G)

Sistemul de detectare al focului şi al scurgerilor de gaz are rolul de a asigura siguranţa

în cadrul proceselor desfăşurate în staţia de separare. Sistemul identifică riscurile şi protejează

instalaţiile de eventualele daune.

Detectarea scurgerilor de gaz este realizată de către un sistem care identifică în cel mai

scurt timp scurgerile de hidrocarburi inflamabile. Detectoarele utilizate sunt în principal de tip

infra-roşu. Zonele în care se află surse puternice de aprindere sunt prevăzute cu un număr mai

mare de detectoare.

Detectoarele de gaz inflamabil prezintă 2 nivele de alarmare în cazul eliberării

accidentale ale gazului. Nivelul de detecţie inferior, stabilit de o concentraţie de 20% şi

nivelul de detecţie superior stabilit de o concentraţie de 50%. În cazul primului nivel este

transmis un semnal de pre alarmare, iar în cazul celui de al 2-lea nivel se va genera un semnal

de alarmă doar în cazul în care prezenta gazului este detectată de două sau mai multe

dispozitive.

Pentru detectarea focului sunt utilizate detectoare în toate zonele staţiei de separare,

atât în zona de procesare cât şi în zona instalaţiilor de piguire. În plus, faţă de numărul

detectoarelor utilizate, sistemul de F&G va fi prevăzut şi cu puncte locale de apel şi alarmare.

Detectarea manuală poate fi un mod mai eficient de detectare a incendiilor de proporţii mici în

zonele deschise.

Alarmele sonore utilizate în cadrul sistemului pot fi auzite din orice punct al staţiei de

separare. În funcţie de pericolul detectat, alarmele vor emite diferite semnale acustice.

Punctele de apel şi alarmare sunt dispuse în cadrul staţiei în aşa fel încât personalul poate

acţiona punctul de alarmare în cazul unei situaţii periculoase.


30

Pentru protecţia în caz de incendiu staţia prezintă un sistem de hidranţi localizaţi

strategic, sisteme de pulverizare a apei, stingătoare de incendiu portabile şi instalaţii de

injectare a în cazul zonelor închise şi în zonele cu conductori şi panouri electrice.


31

CAPITOLUL 3

SOLUŢII DE AUTOMATIZARE

3.1 Structuri de reglare convenţionale

În cadrul proceselor industriale, controlul automat al valorilor parametrilor importanţi

din cadrul procesului se realizează cu ajutorul regulatoarelor. Regulatoarele sunt implementate

prin utilizarea legilor de reglare care pot fi de mai multe tipuri: tip proporţional (P), tip

proporţional integral(PI), tip proporţional - derivativă (PD) şi tip proporţional - integral -

derivativă (PID). Legile de reglare sunt tratate în lucrarea (Dumitrache, 2005) împreună cu

structurile de reglare.

În cadrul structurilor de reglare se identifică: principiul modelului intern, structura de

reglare cu două grade de libertate, structura de reglare combinată şi structura de reglare în

cascadă.

3.1.1 Principiul modelului intern

Principiul modelului intern este utilizat doar în cadrul regimului staţionar. Acesta

asigura performanţe în raport cu mărimile exogene, rejectează perturbaţiile din mediul şi

asigură urmărirea referinţei. În cazul regimului tranzitoriu, mărimile exogene nu sunt

controlate.

Structura de reglare prezentată în (Dumitrache, 2005):

Figura 3.1 Structură de reglare bazată pe principiul modelului intern

În cazul principiului modelului intern perturbaţia poate acţiona la intrarea sau la

ieşirea procesului. La intrare pentru şi la ieşire pentru .

Ecuaţiile procesului sunt prezentate în (Dumitrache, 2005). Modelul procesului este

dat de ecuaţia 3.1, ieşirea procesului este dată de ecuaţia 3.2, unde V(s) este perturbaţia, iar

comanda este dată de ecuaţia 3.3.

(3.1)

(3.2)

(3.3)

Unde:

(3.4)

(3.5)


32

3.1.2 Structura de reglare cu două grade de libertate

Structura de reglare cu două grade de libertate este utilizată atunci când referinţa sau

perturbaţiile sunt măsurabile, cum este precizat şi în (Dumitrache, 2005).

Schema de reglare este:

Figura 3.2 Structură de reglare cu două grade de libertate

3.1.3 Structura de reglare combinata

Structura de reglare combinată este prezentată în (Dumitrache, 2005) drept utilizabilă

în cazul în care perturbaţia poate fi măsurată.

Schema de reglare indicată pentru urmărirea referinţei este:

Figura 3.3 Structură de reglare combinata

Ecuaţiile procesului pentru reglarea combinată descrise în (Dumitrache, 2005) sunt:

[ ] (3.6)

[ ] (3.7)

Unde:

[ ] (3.8)

(3.9)

3.1.4 Structura de reglare în cascadă

În (Dumitrache, 2005) este precizata utilizarea structurilor de reglare în cascadă.

Acestea se adopta atunci când „unele variabile intermediare din proces sunt măsurabile şi pot

fi rejectate perturbaţii importante prin intermediul unor bucle secundare”(Dumitrache I,

2005).


33

Schema de reglare utilizată în acest caz este:

Figura 3.4 Structură de reglare în cascadă

3.2 Sisteme convenţionale de reglare

Sistemele convenţionale de reglare au rolul de a controla valorile parametrilor

importanţi din cadrul unui proces. Aceşti parametri sunt: debitul, nivelul, temperatura şi

presiunea. „În viziunea tradiţională, proiectarea sistemelor de reglare se bazează pe calculul

modelelor de comandă din ecuaţii de bilanţ masic sau energetic, obţinute din legile fizice,

chimice, biologice, etc.” (Popescu D, 2006). În (Popescu et al., 2006) este prezentat controlul

parametrilor de importantă tehnologică în cadrul staţiei de separare multicomponent, prin

utilizarea regulatoarelor de tip PID.

3.2.1 Reglarea automată a debitului

Pentru controlul debitului unui lichid, în (Popescu et al., 2006) problema este pusă în

două moduri: controlul debitului prin conductele scurte şi controlul debitului prin conductele

lungi. Reprezentarea schemei de reglare automate a debitului este prezentată în figura 3.6.

Figura 3.6 Schemă de reglare a debitului

Pentru calculul modelului dinamic al conductelor scurte se realizează o echivalare a

tronsonului conductei cu o rezistenţă hidraulică cu relaţia:

√

(3.10)

Regimul staţionar este definit de ecuaţia 3.11 iar regimul dinamic de ecuaţia 3.12.

(3.11)

(3.12)

Modelul de cunoaştere este dat de ecuaţia 3.13.

(3.13)


34

Din ecuaţiile prezentate anterior rezultă modelul de comportament:

(3.14)

În cazul modelului dinamic al conductelor lungi rezistenta hidraulică este dată de

relaţia 3.15.

√

(3.15)

Ecuaţiile regimurilor staţionar şi dinamic sunt prezentate în ecuaţiile 3.16 şi 3.17.

(3.16)

(3.17)

Modelul matematic al procesului:

(3.18)

3.2.2 Reglarea automată a nivelului

Problema reglării nivelului din interiorul unui vas este prezentată în (Popescu et al.,

2006) cu reprezentarea convenţională din figura 3.7.

Figura 3.7 Schemă de reglare a nivelului

Regimul staţionar şi regimul dinamic sunt definite de ecuaţiile:

(3.19)

(3.20)

Modelul de cunoaştere se regăseşte în ecuaţia 3.21.

(3.21)

Modelul dimensional este de forma:

(3.22)

În cazul evacuării cu debit variabil modelul dimensional devine:

(3.23)

3.2.3 Reglarea automată a presiunii

Cazul reglării presiunii din interiorul unui recipient este prezentată în cadrul lucrării

(Popescu et al., 2006) cu schema de reglare convenţională expusă în cadrul figurii 3.8.


35

Figura 3.8 Schemă de reglare a presiunii

În cazul reglării presiunii modelul de cunoaştere are forma din ecuaţia 3.24.

(3.24)

Modelul de comandă calculat este prezentat în ecuaţia 3.25.

(

)

(

)

(3.25)


36

CAPITOLUL 4

PROIECTAREA SISTEMELOR DE REGLARE

4.1 Reglarea debitului conductei de alimentare a vasului de separare

Pentru reglarea debitului volumic în cadrul conductei de alimentare, se iau în calcul

valorile medii a debitelelor masice şi densitatile fiecarui tip de amestec ce se varsă în conducta

colectoare.

În tabelul 4.1 sunt specificate debitele masice, densităţile si debitele volumice pentru

fiecare linie ce provine de la sonde.

Denumire linie Interval debit

masic(Kg/h)

Debit masic

mediu(Kg/h)

Densitate

(Kg/ )

Debit volumetric

mediu( )

Linie 1

CO-100-021-

6”-D31-V

18800 - 21500

20150

787

25,60

Linie 2

CO-100-022-

6”-D31-V

33000 – 37700

35350

683

51.75

Linie 3

CO-100-023-

6”-D31-V

34100 - 39000

36550

625

58.48

Linie 4

CO-100-025-

6”-D31-V

13800 - 15800

14800

654

22.62

Linie 5

CO-100-026-

6”-D31-V

108100 - 123500

115800

635

182.36

Linie 6

CO-100-027-

6”-D31-V

8430 - 9630

9030

763

11.83

Conducta de

colectare

CO-150-001-

16”-D31-V

216230 - 247130

231.680

691

352.64

Tabelul 4.1 Tabel cu valori specifice debitelor, densităţilor şi volumelor

În cadrul calculelor este coeficientul de debit şi are valoarea 0.75. Diametrul

conductei este de 16”, ceea ce reprezintă 40,6 cm (0.406 m). Presiunea în regim stationar

este de 108 bari(g). Lungimea conductei este de 5 m ceea ce plasează conducta în clasa

conductelor scurte.

Modelul de comportament în cazul conductelor scurte este dat de ecuaţia 3.14. Din

acest model se poate afla coeficientul de proporţionalitate ( ) şi constanta de integrare ( ).

Pe baza ecuaţiei modelului de comportament:

=0.5 (4.1)


37

=

(4.2).

Schema de reglare utilizată în controlul debitului prin conductă cu ajutorul presiunii

este prezentată în figura 4.1.

Figura 4.1 Schema de reglare a debitului

Funcţia de trasfer a parţii fixate este dată de ecuaţia 4.3.

(4.3)

Unde este funcţia de transfer a elementului de execuţie, în cazul de faţă este

vorba despre funcţia de transfer a robinetului, este funcţia de transfer a procesului, iar

reprezintă funcţia de transfer a traductorului de presiune.

În cazul calculului reprezintă debitul volumetric mediu şi astfel rezultă calculul:

(4.4)

De unde rezultă funcţia de transfer a procesului:

(4.5)

Funcţia de transfer a elementului de execuţie prezintă forma:

(4.6)

Unde rezultă din caracteristica statică a elementului de execuţie prezentată în

figura 4.2.

Figura 4.2 Caracteristica statică e elementului de execuţie


38

Elementul de execuţie primeşte ca intrare un curent cuprins între 4 mA şi 20 mA şi

permite trecea unui volum maxim de 376.18 . Debitul trebuie sa fie menţinut la 352.64

.

(4.7)

(4.8)

Funcţia de transfer a traductorului prezintă forma:

(4.9)

Unde rezultă din caracteristica statică a traductorului prezentată în figura 4.3.

Figura 4.3 Caracteristica statică a traductorului de masurare a presiunii

Traductorul de presiune primeşte ca intrare o valoare a presiunii şi prezintă la iesire un

curent cuprins intre 4 mA si 20 mA.

(4.10)

Din ecuaţia 4.3 rezultă:

(4.11)

Discretizarea modelului continuu se realizeaza cu ajutorul algoritmului 4.1 prezentat în

anexa 2. Perioada de eşantionare este aleasă în funcţie de constanta de integrare dominantă.

(4.12)

În urma discretizării rezultă modelele discrete:

(4.13)

(4.14)


39

Unde coeficienţii polinoamelor:

: 0.05129 , 0.02785 (4.15)

: -0.9857 , 0.1566 (4.16)

Simularea comportamentului modelului discret este realizată cu ajutorul programului

WinREG. WinREG reprezintă un program utilizat pentru proiectarea, reglarea si simularea

controllerelor digitale, pornind de la cunoaşterea unui model şi impunerea unor performanţe

dorite.

Figura 4.4 Meniu principal WinREG

Performanţele impuse pentru a fi urmărite sunt prezentate în cadrul figurii 4.5.

Figura 4.5 Performanţe de urmărire impuse

Suprareglaj => factorul de amortizare 0.7.

Timp de răspuns s => = 0.1 rad/s


40

Performanţele impuse pentru reglare sunt prezentate în cadrul figurii 4.6

Figura 4.6 Performanţe de reglare impuse



Metoda utilizată este urmarirea şi reglarea cu obiective independente. Coeficienţii

polinoamelor apartinând regulatorului RST sunt prezentaţi în cadrul figurii 4.7.

Figura 4.7 Metoda utilizată şi coeficienţii regulatorului RST

În urma simulării comportamentului modelului în cazul unei intrări de tip treaptă se

obţin graficele prezente în figura 4.8. În aceeaşi figură se poate observa forma comenzii

aplicate elementului de execuţie din cadrul procesului.


41

Figura 4.8 Răspunsul sistemului în cazul intrării de tip treaptă

La aplicarea unei perturbaţii de tip treaptă sistemul rejectează perturbaţia. Acest fapt se

poate observa in cadrul graficelor prezente in figura 4.9.

Figura 4.9 Răspunsul sistemului la intrare de tip treaptă şi perturbaţie de tip treaptă de 5%.

În cazul alegerii metodei PID, se obţine aceleaşi performanţe la urmărire dar cu un

timp de răspuns mai mare. În schimb rejecţia perturbaţiilor este imbunătătită. Prin utilizarea

metodei PID, programul este capabil să aleagă automat tipul de regulator utilizat in funcţie de

model.


42

Figura 4.10 Performanţe de urmărire



Metoda de calcul utilizată pentru regulator este PID digital. Coeficienţii polinoamelor

aparţinând regulatorului sunt prezentaţi în cadrul figurii 4.11.

Figura 4.11 Metoda utilizată şi coeficienţii regulatorului PID

Graficele simulării sistemului la intrare de tip treaptă sunt afişate în figura 4.12.


43

Figura 4.12 Răspunsul sistemului în cazul intrării de tip treaptă

Din figura 4.13 reiese imbunătăţirea rejecţiei perturbaţiilor în comparaţie cu

regulatorul implemenat prin urmărire şi reglare cu obiective independente. În ambele cazuri

sunt aplicate perturbaţii de 5%.

Figura 4.13 Răspunsul sistemului la intrare de tip treaptă şi perturbaţie de tip treaptă de 5%.

4.2 Reglarea nivelului vasului de separare în cascada

Reglarea nivelului amestecului din interiorul vasului de separare în funcţie de debitul

de petrol evacuat, este realizat cu ajutorul a 2 regulatoare: un regulator de debit care

controlează elementul de execuţie în funţie de debitul măsurat şi referinta primită şi un

regulator pentru nivel a carui ieşire constituie referinţa regulatorului de debit.


44

Schema de reglare în cascadă, utilizată în acest caz pentru conrolul celor două marimi

interconectate este prezentată în cadrul figurii 4.14.

Figura 4.14 Schema de reglare a nivelului în cascada

Funcţia de trasfer a parţii fixate pentru bucla interioară este prezentată în ecuaţia 4.17.

(4.17)

În ecuaţia prezenată anterior, reprezintă funcţia de transfer a elementului de

execuţie, care, ca şi în cazul din subcapitolul 4.1, este reprezentat de un robinet.

reprezintă funcţia de transfer a procesului, iar este funcţia de transfer a traductorului

de debit, care măsoară debitul în funcţie de presiunea diferenţială.

Modelul buclei de reglare este dat de ecuaţia 3.14.

(4.18)

Unde:

(4.19)

(4.20)

(4.21)

(4.22)

De unde rezultă funcţia de transfer a procesului:

(4.23)

Funcţia de transfer a elementului de execuţie prezintă forma:

(4.24)

Unde rezultă din caracteristica statică a elementului de execuţie prezentată în

figura 4.15.

Figura 4.15 Caracteristica statică e elementului de execuţie


45

Elementul de execuţie primeşte ca intrare un curent cuprins între 4 mA şi 20 mA şi

permite trecea unui volum maxim de 376.18 . Debitul trebuie să fie menţinut la 352.64

.

(4.25)

(4.26)

Funcţia de transfer a traductorului prezintă forma:

(4.27)

Unde rezultă din caracteristica statică a traductorului prezentată în figura 4.16.

Figura 4.16 Caracteristica statică a traductorului de măsurare a debitului

Traductorul de presiune primeşte ca intrare un debit şi prezintă la ieşire un curent

cuprins între 4 mA şi 20 mA.

(4.28)

Din ecuaţia 4.17 rezultă:

=

(4.29)

Perioada de eşantionare aleasă este de 4 ori mai mică decât constanta de inegrare.

(4.30)

În urma discretizării cu ajutorul algoritmului 4.2 din anexa 2 rezultă modelele discrete:

(4.31)

(4.32)

Unde coeficienţii polinoamelor:

: 0.05543 (4.33)

: -0.8825 (4.34)


46

Preformanţele impuse pentru a fi urmărite in simulare sunt prezentate in cadrul figurii

4.17.


Suprareglaj factorul de amortizare 1.

Timp de răspuns rad/s



Suprareglaj => factorul de amortizare 1

Timp de raspuns s => = 0.21 rad/s

Metoda utilizată este urmărirea şi reglarea cu obiective independente. Coeficienţii

polinoamenlor aparţinând regulatorului RST sunt prezentaţi în cadrul figurii 4.19.


47

Figura 4.19 Metoda utilizată şi coeficienţii regulatorului RST

În urma simulării comportamentului modelului în cazul unei intrări de tip treaptă se

obţin graficele pentru intrare şi ieşire prezente in figura 4.20.

Figura 4.20 Raspunsul buclei interne in cazul intrării de tip treaptă

În prezenţa unei perturbaţii de tip treapta, sistemul rejecteaza perturbatia. Acest fapt se

poate observa în cadrul graficelor prezentate în figura 4.21.


48

Figura 4.19 Răspunsul buclei interne de tip treaptă şi perturbaţie de tip treaptă de 5%.

Functia de transfer in bucla inchisa a buclei interne este:

(4.35)

Funcţia de transfer a părţii fixate pentru bucla externă prezintă forma:

(4.36)

În ecuaţia 4.32, reprezintă funcţia de transfer în buclă inchisă a buclei

interne, reprezintă funcţia de transfer a procesului şi

este funcţia de transfer

a traductorului de nivel.

Funcţia de trasfer a traductorului de nivel rezultă din caracteristica statică.

Figura 4.21 Caracteristica statică a traductorului de măsurare a nivelului

(4.37)

Traductorul de nivel primeşte ca intrare un nivel şi prezintă la ieşire un curent cuprins

între 4 mA şi 20 mA.


49

(4.38)

Funcţia de transfer a procesului prezintă forma din ecuaţia 3.22.

(4.39)

Unde:

(4.40)

(4.41)

Din ecuaţia 4.32 rezultă funcţia de transfer a parţii fixate.

(4.38)

Discretizarea modelului continuu se realizează cu ajutorul algoritmului 4.3 din anexa

2. Perioada de eşantionare este 1.

In urma discretizarii rezulta modelele discrete:

(4.42)

(4.43)

Unde coeficientii polinoamelor:

: 0.6461 , 0.6045 (4.44)

: -1.819 , 0.8187 (4.45)

Performanţele impuse pentru a fi urmărite sunt prezentate în cadrul figurii 4.20



50

Suprareglaj factorul de amortizare 0.8.




Suprareglaj factorul de amortizare 0.7.


Rezultatele simulării sunt ilustrate în cadrul figurii 4.22, pentru răspuns la intrare de

tip treaptă şi în cadrul figurii 4.23, pentru răspuns la intrare de tip treaptă şi perturbaţie de tip

treaptă de 5%.

Figura 4.22 Răspunsul buclei externe în cazul intrării de tip treaptă


51

Figura 4.23 Răspunsul buclei externe în cazul intrării de tip teapta si suprareglaj de 5%.


52

CAPITOLUL 5

DOCUMENTAŢIE DE PROIECTARE

Documentaţia de proiectare este elaborată în vederea realizării unui sistem de

conducere a unui proces tehnologic.

Principalele documente care formează o proiectare de detaliu în conformitate cu (S.C. IPA.

S.A., 2009) (DDE) sunt:

5.1 Schema de flux tehnologic

Schema de flux tehnologic denumită şi PFD-Process Flow Diagram, reprezintă un

document frecvent utilizat în ingineria de proces pentru a indica fluxul general dintr-un proces

tehnologic. PFD-ul arata relaţia dintre principalele utilaje/echipamente ale instalaţiei

tehnologice şi legăturile realizate prin intermediul conductelor între acestea, cu evidenţierea

fluxurilor de materii/materiale (inclusiv principalii parametri tehnologici aferenţi) care sunt

vehiculate, de la intrarea până la ieşirea produsului finit din instalaţie.

În această schemă sunt evidenţiate principalele bucle de reglare care asigură

schimbarea parametrilor fizici ai fiecărui flux/fluid tehnologic.

Un alt termen frecvent folosit în proiectare pentru o schemă de flux tehnologic este

Flowsheet.

Scopul documentului:

Întelegerea principiului de funcţionare a procesului tehnologic.

Document primar ce stă la baza dezvoltării proiectului, în special pe partea de

tehnologie.

Schema de flux tehnologic (PFD), va include urmatoarele:

Legăturile tehnologice de conducte/proces

Traseele in carul cărora produsul manipulat poate fi comutat sau recirculat

Simboluri de echipamente majore, numele şi numerele de identificare

Instrumentaţie de reglare care determină/afectează funcţionarea procesului fară

precizare detaliată

Interconectarea cu alte sisteme

Dimensionare generală a conductelor şi valorile parametrilor de funcţionare (debitul,

temperatura, presiunea, etc.-valori minim, normal şi maxim)

În cadrul schemei de flux tehnologic nu se includ traductoarele şi elementele finale de

reglare, flanşele, elementele de siguranţă etc.

Schema de flux tehnologic a staţiei de separare multicomponent este prezentată în

Figura 5.1 din ANEXA 1.

5.2 Schema tehnologică cu automatizare

Schema tehnologică cu automatizare, care mai poată denumirea de P&ID-Piping and

Instrumentation diagram, cuprinde schema tehnologică (împarţită pe unităţi şi/sau subunităţi

tehnologice) cu toate utilajele şi legăturile necesare între acestea, precum şi cu toate circuitele

de automatizare. În schema tehnologică cu automatizare sunt utilizate simboluri ce prezintă în

detaliu toate funcţiile ce trebuie realizate de circuitul respectiv.


53

Simbolurile instrumentaţiei utilizate în aceste desene sunt bazate pe standardele ISA

(International Society of Automation), cel mai relevant fiind Standardul S5.1 (Instrumentation

Symbols and Identification).

Schema tehnologica cu automatizare trebuie să cuprindă:

Conductele utilizate şi instrumentaţia utilizată pentru fiecare dintre ele

Sistemele de oprire în caz de urgentă

Sistemele de control al parametrilor tehnologici

Denumirile ţevilor şi a instrumentaţiei

Note informative în cazul în care acestea sunt necesare

Numerotarea echipamentelor şi a instrumentatiei

Identificarea valvelor şi robineţilor utilizaţi

Identificarea componentelor livrate de către firme specializate

În cadrul schemelor tehnologice cu automatizare instalaţiile sunt notate în mod

standardizat sub forma unor unităţi. Astfel liniile ce provin de la sonde reprezintă unitatea

100, bateriile reprezintă unitatea 150, vasul de separare reprezintă unitatea 200 (vasul de

separare pentru producţie este notat convenţional cu 200-VS, vasul de separare pentru test este

200-VP) iar vasul de separare a picăturilor de apă reprezintă unitatea 330-A.

Conductele din cadrul schemelor tehnologice cu automatizare sunt notate în mod

standardizat în funcţie de legătura dintre instalaţii pe care o realizează, dimensiune şi tip.

Instrumentaţia utilizată este denumită în raport cu funcţiile pe care le realizează şi este

numerotata corespunzător.

Schemele tehnologice cu automatizare reprezentative pentru liniile ce provin de la

sonde, baterii, vasul de separare şi vasul de separare al picăturilor sunt prezentate în anexa 1

în felul urmator:

Figura 5.2 Simboluri utilizate în cadrul schemelor P&ID

Figura 5.3 Schema P&ID a liniilor ce provin de la sonde

Figura 5.4 Schema P&ID a bateriilor

Figura 5.5 Schema P&ID a vasului de separare

Figura 5.6 Schema P&ID a vasului de separare a picăturilor

5.3 Lista I/O

Lista I/O sau I/O List, este realizată pe baza schemei tehnologice de automatizare

(P&ID). În acest mod, pentru fiecare circuit sau componentă a schemei tehnologice se realiza

o prelucrare logică, urmată de realizarea unei estimări a numărului de I/O, tipurilor de

instrumentaţie necesare, numărul conexiunilor realizate, etc.

Lista de I/O trebuie sa cuprindă:

Tipul I/O-urilor

Numerotarea I/O-urilor

Numarul P&ID-ului în care este I/O-ul utilizat

Domeniul de variaţie al I/O-ului

După elaborarea celor 3 documente prezentate în subcapitolele anterioare (de către

proiectantul tehnolog, cu asistenţa şi consultatea proiectantului automatist), se trece la

urmatoarele etape de realizare a documentaţiei de proiectare, prezentate mai jos astfel:

Proiectare convenţională


54

- Specificaţie tehnică aparate (Instrument Data Sheet)

- Specificaţie tehnică echipamente (DCS, PLC, ESD, Technical Specification)

- Schema generală de conexiuni (Wiring Diagram)

- Scheme conexiuni circuite (Instrument Loop Diagram)

- Jurnal de cabluri (Cable List)

- Amplasamente şi trasee (Layout)

- Scheme de montaj (Instrument Hook-ups)

- Specificaţii materiale montaj (Instrument Material Take-off)

Nota: Înainte de trecerea la proiectarea de detaliu, se recomandă, în special pentru

instalaţiile mari, cu un înalt grad de complexitate, întocmirea unui studiu de HAZOP (Hazard

and OPerability study). Instituţi neutre specializate în acest gen de lucrări analizeaza soluţiile

de proiectare date pentru a asigura şi funcţionarea instalaţiei în condiţii neprevăzute ce pot să

apară pe timpul operării. Pe linii de flux distincte între diverse unităţi tehnologice se

analizează dacă sistemul de control oferă soluţii, informaţii în cazul în care un paramentru

tehnologic, de exemplu presiunea creşte/scade peste o valoare normală de funcţionare a

instalaţiei.

Configurare sistem

După stabilirea arhitecturii sistemului şi achiziţionarea licenţelor software

corespunzătoare, se trece la etapa de configurare software de dezvoltare. Aceasta etapa

cuprinde de regulă:

- Configurare la nivel de automatizare (PLC, DCS etc.)

- Configurare la nivel de operare (HMI)

Lista I/O care prezintă intrările şi iesirile în cazul vasului de separare sunt prezentate

în tabelul 5.1 din anexa 1.

5.4 Specificaţie tehnica aparate

Specificaţiile tehnice sunt documente de proiectare care permit procurarea

instrumentaţiei şi echipamentelor aferente sistemelor de conducere şi monitorizare a

instalaţiei.

Specificaţiile tehnice pentru instrumentaţie sunt diferenţiate pe tipuri de aparate:

traductoare de presiune, traductoare de nivel, traductoare de temperatură, traductoare de debit,

alte tipuri de traductoare şi senzori; pentru elementele de execuţie sunt elaborate specificaţii

detaliate aferente tipului de acţionare din care cel mai important şi des întalnit este robinetul

de reglare.

Aceste specificaţii trebuie sa contină cerinţe generale privind procesul tehnologic

(presiune, debit, temperatură, etc.), cerinţe privind construcţia aparatelor (materiale, racord la

proces, protecţie Ex, protecţie la praf şi apa - IP), domeniu de măsura parametru, semnal de

ieşire, etc.

În anexă sunt prezentate cerinţe tehnice necesare procurării tipurilor de instrumentaţie

aferente automatizării unitatii de separare din cadrul instalaţiei de separare multicomponent.

Drept exeplu sugestiv pentru specificaţiile tehnice ale aparatelor locale este prezentat

tabelul 5.2 din anexa 1, tabel ce cuprinde specificaţiile tehnice ale aparatelor utilizate în cadul

vasului de separare.


55

5.5 Specificaţie tehnică echipamente

Acest document precizează condiţiile tehnice şi componenţa echipamentelor de

automatizare care de regulă conţin: mijloace de joasă tensiune, configuraţii automate

programabile (AP), surse, conectori.

Această specificatie permite fabricarea (uzinarea) fiecarui tip de echipament în fabrici

specializate.

5.6 Schema generala de conexiuni

Acest document cuprinde indicaţii privind legăturile electrice între aparatele locale,

cutii de joncţiuni şi echipamentele din camera de comandă, precum şi legăturile între

echipamente (de automatizare, electrice, etc.). Din filozofia realizării cablajelor rezultă

necesarul de tipuri şi dimensiuni pentru cabluri.

5.7 Scheme conexiuni circuite

Aceste scheme permit o viziune generală asupra modului în care sunt conectate

aparatele aferente unui circuit, de la instrumentul local pana la instrumentele virtuale din

cadrul HMI. Documentul este util atat pentru executia montajului cât şi pentru configurarea

sistemului.

Schemele de conexiuni principale utilizate în cadrul vasului de separare sunt

prezentate în anexa 1 după cum urmează:

Figura 5.7 Schema de conexiuni a regulatorului de debit cu indicator FIC-002

Figura 5.8 Schema de conexiuni a regulatorului de nivel cu indicator LIC-004

5.8 Jurnal de cabluri

Cablurile necesare legăturii între aparate şi echipamente, conform documentaţiilor

prezentate mai sus, sunt centralizate în acest document, permiţând o centralizare a tipurilor şi

dimensiunilor în vederea procurării acestora.

Jurnalul de cabluri conţine:

Numerotarea cablurilor

Tipul cablurilor

Dimensiunea cablurilor

Sursa şi destinaţia cablurilor

5.9 Amplasamente şi trasee

Acest document asigura poziţionarea fiecărui instrument în câmp precum şi traseul de

cabluri prin care acesta este conectat la echipamentele din camera de comandă. Documentul

permite atât realizarea spaţială a traseelor de cabluri în instalaţie cât şi lungimile cablurilor de

legătură.

Aceste informaţii sunt prezentate pe planuri generale de montaj conducte şi

echipamente, realizate de alte specialităţi de proiectare.


56

5.10 Scheme de montaj

Acest document, realizat pe tipuri de instrumentaţie (presiuni, temperaturi, etc.)

asigură informaţii privind legătura la proces a aparatelor, modul de izolare, de drenaj, etc.

Din acest document rezultă soluţiile generale de realizare a montajului specializat

pentru fiecare parametru (prize de impuls – presiune/presiune diferenţială, teci protecţie –

temperaturi, etc.), precum şi materialul şi tipodimensiunile elementelor de montaj.

Schemele de montaj ale principalelor elemente din instrumentaţie adiacente vasului de

separare utilizat în producţie sunt prezentate în cadrul anexei 1 după cum urmează:

Figura 5.9 Schema de montaj a traductorului de presiune diferenţială FT-002

Tabelul 5.3 Denumirile elementelor componente ale schemei de montaj din figura 5.9

Figura 5.10 Schema de montaj a traductorului de presiune PT-001

Tabelul 5.4 Denumirile elementelor componente ale schemei de montaj figura 5.10

Figura 5.11 Schema de montaj a valvei pneumatice FV-002


Figura 5.12 Schema de montaj a valvei pneumatice SDV-004


5.11 Specificaţii materiale montaj

În baza informaţiilor din documentul anterior se centralizează materialele necesare

montajului, pe tipuri de material, cantităţi, dimensiuni, etc. (de exemplu: teava inox, ½”, 10m)

5.12 Aspecte privind protecţia mediului, securitate şi prevenire factori risc

Conform cerinţelor enunţate în analiza de sistem, sistemul integrat de monitorizare şi

control la funcţionarea normală şi anormală a instalaţiilor tehnologice de separare, trebuie să

asigure şi îndeplinirea unor funcţii care să conducă la protecţia mediului, asigurarea securităţii

şi sănătăţii în munca precum şi la prevenirea factorilor de risc tehnic şi tehnologic.

În cadrul proiectului se vor adopta soluţii atât în vederea reducerii pierderilor de

energie cât şi în asigurarea securităţii industriale a instalaţiei materializate prin combaterea

dezastrelor naturale şi accidentelor de muncă.

5.12.1 Aspecte privind protecţia mediului

Realizarea sistemelor de monitorizare şi control al staţiei de separare multicomponent

are o importanţă deosibită în funcţionarea în condiţii optime a instalaţiilor tehnologice,

instalaţii care necesită un grad ridicat de control şi urmărire a procesului.

Sistemul manipulează hidrocarburi care necesită control şi monitorizare deosebită

datorită proprietăţii acestora de a fi inflamabili. Totodată hidrocarburile utilizate în cadrul

procesului au un impact puternic asupra mediului prin gradul ridicat de poluare în cazul unor

scurgeri sau deversări accidentale.

Principalele obiective urmărite privind protecţia mediului, vor fi:

recuperarea fluidelor din instalaţie dupa accidente;


57

masurarea nivelului de gaz din mediu şi stabilirea valorilor de alarmare pentru

concentraţii periculoase;

prevenirea scurgerilor de petrol;

golirea instalaţiei in caz de avarie in condiţii de securitate (evitarea poluării)

prevenirea fisurării conductelor prin care se realizează alimentarea staţiei sau

evacuarea compuşilor din cadrul staţiei.

5.12.2 Aspecte ale securităţii şi sănătăţii în munca

Adoptarea unor sisteme integrate de monitorizare şi control, în timp real, a instalaţiilor

tehnologice trebuie să asigure şi functionarea acesteia în condiţii de securitate.

Principalele obiective urmărite privind asigurarea securităţii şi sănătăţii în munca

specifice instalaţiilor nucleare, vor fi:

controlul scăpărilor de gaz din instalaţie şi clădiri;

supravegherea personalului;

izolarea şi ventilarea spaţiilor în cazul unui accident cu degajare de gaz;

minimalizarea scurgerilor;

ventilarea cladirilor unde se vehiculează scapari de gaz, inclusiv în camera de

comandă;

prevenirea exploziilor;

În afara acestor aspecte privind asigurarea securităţii şi sănătăţii în munca specifice

domeniului, pe parcursul elaborării lucrării se vor prezenta măsuri de protecţie şi securitate

specifice realizării sistemului:

măsuri de protecţie a muncii;

măsuri de prevenire a accidentelor;

măsuri de prevenire a incendiilor.

5.12.3 Aspecte privind prevenirea/eleiminarea factorilor de risc

Structura hardware şi software a sistemului va conţine şi arhitectura de protecţie şi

securitate a instalaţiilor de procesare, solutie care permite operarea instalaţiei în condiţii de

siguranţa tehnologică. Astfel vor fi înglobate în sistemul integrat de monitorizare şi informaţii

referitoare la următoarele subsisteme specifice instalaţiilor:

Sistem de interblocare şi intercondiţionare;

Sistem de detectare a focului şi gazelor;

Sistem de oprire în situaţii de urgenţă;

Sistem de golire a instalaţiei în caz de urgenţă;

Sistem de ventilaţie.


58

CAPITOLUL 6

CONCLUZII

Această lucrare este bazată pe un proiect S.C. IPA S.A. , în care se doreşte

automatizarea staţiei de separare Irri aflată în zona de exploatare petrolieră Irri-Isoko din

Nigeria. Staţia primeşte amestecuri din diferite zăcăminte petroliere prin intermediul a 6

conducte, realizează procesarea amestecului prin separare şi apoi trimite produşii rezultaţi

către rafinăria Kwale.

Lucrarea se focalizează asupra prezentării instalaţiilor ce compun staţia de separare,

elaborarea elementelor principale care intră în compoziţia documentaţiei de proiectare, în

vederea realizării sistemului de conducere a procesului tehnologic şi proiectarea sistemelor de

reglare care prezintă cea mai mare importanţă în cadrul staţiei.

Sistemele de reglare proiectate sunt realizate în funcţie de valori reale, prezente în

cadrul instalaţiei. Astfel simulările realizate pot constitui un punct de pornire pentru

realizearea sistemului de automatizare. Sistemele de reglare proiectate sunt realizate pentru

controlarea debitului de admisie, nivelului şi debitului de evacuare a componentei principale

reprezentată de vasul de separare. În cadrul acestor sisteme au fost utilizate regulatoare de tip

PID, cu sau fară componentă derivativă. Conform simulărilor rezultate, sistemul se reglează în

funcţie de performanţele impuse şi este capabil sa rejecteze perturbaţiile care intrervin asupra

procesului.

Un capitol din lucrare este axat pe descrierea funcţiilor importante realizate de către

sistemele componente ale staţiei de separare. Aceste sisteme sunt pentru închiderea în caz de

urgenţa, pentru control distribuit şi pentru protecţie în caz de incendiu şi scapari de gaz.

Proiectarea sistemelor de reglare şi documentaţia de proiectare, au fost realizate în asa

fel încat sistemele ce compun staţia de separare să funcţioneze in condiţii optime şi sa execute

sarcinile necesare.

Momentan proiectul se afla în perioada de construcţie. Instalaţiile se realizează pe baza

documentaţiei de proiectare, din care o porţiune constituie parte componentă a acestei lucrari.

Ca perspective de viitor se doreşte punerea în funcţiune a staţiei de separare pe baza

documentaţiei de proiectare complete. Totodata se doreşte testarea sistemelor de reglare după

finalizarea construcţiei staţiei de separare.


59

ANEXA 1 – DOCUMENTAŢIE DE PROIECTARE

Figura 1.7 - Schema instalaţiei tehnologice din cadrul unei staţii de separare echipată

cu instalaţie de prelucrare a gazului.


60

Figura 5.1 - Schema de flux tehnologic


61

Figura 5.2 - Simboluri utilizate în cadrul schemelor P&ID


62

Figura 5.3 - Schema P&ID a liniilor ce provin de la sonde


63

Figura 5.4 - Schema P&ID a bateriilor


64

Figura 5.5 - Schema P&ID a vasului de separare


65

Figura 5.6 - Schema P&ID a vasului de separare a picăturilor


66

Tabelul 5.1 Lista I/O a intrărilor/ieşirilor prezente în cadrul vasului de separare

Eticheta

instrumentului

Tipul instrumentului Sistem Tipul I/O Stare

200 -FE- 001 Diafragmă de măsură

200 -FT- 001 Traductor presiune diferenţială DCS AI 4-20 mA

200 -FI- 001 Indicator Software SL

200 -FE- 002 Diafragmă de masură

200 -FT- 002 Traductor presiune diferenţială DCS AI 4-20 mA

200 -FIC- 002 Regulator de debit cu indicator

200 -FY- 002 Convertor curent – presiune DCS AO 4-20 mA

200 -FV- 002 Valva controlată

200 -LSHH- 001 Comutator Nivel High High ESD DI Tensiune

200 -LAHH- 001 Alarmare Software High High SL De la ESD la DCS

200 -LSLL- 002 Comutator Nivel Low Low ESD DI Tensiune

200 -LALL- 002 Alarmare Software Low Low SL De la ESD la DCS

200-LSHH-012 Comutator Nivel High High ESD Di Tensiune

200 -LT- 004 Traductor de nivel DCS AI 4-20 mA

200 -LIC- 004 Regulator de nivel cu indicator

200 -PT- 001 Traductor de presiune ESD AI 4-20 mA

200 -PI- 001 Indicator Software SL De la ESD la DCS

200 -PSH- 002 Comutator presiune High DCS DI Tensiune

200 -PAH- 002 Alarmare Software High

200 -TI- 001 Indicator Software

200 -TE- 002 Element de măsurare a temperaturii

200 -TW- 002 Carcasă

200 -TT- 002 Traductor de temperatură DCS AI 4-20 mA

200 -TI- 002 Indicator Software

200 -SDV- 001 Robinet

200 -ZSL- 001 Capăt de cursă DCS DI Tensiune

200 -ZSH- 001 Capăt de cursă DCS DI Tensiune

200 -ZAL- 001 Alarmare Capăt de cursă

200 -HS- 001 Comutator închis/deschis SL De la DCS la ESD




200 -ZAL- 002 Alarmare Capăt de cursa





200 -ZAL- 004 Alarmare Căpat de cursă



67

Tabelul 5.2 Specificaţiile aparatelor utilizate în cadul vasului de separare

Simbol Denumire Caracteristici tehnice 200 -FE- 001 Diafragmă de masură Debit minim:147000 kg/h

Debit maxim:197000 kg/h

Debit maxim măsurabil:200000 kg/h

Temperatură de operare: 31 ºC

Presiunea de operare:109 barg

Locaţie:HG-200-009-14”-D32-N 200 -FT- 001 Traductor presiune diferenţială Debit minim:0 kg/h


Alimentare:24 V DC

Semnal de ieşire:4-20 mA

Eroare < 0.25%

Locaţie:HG-200-009-14”-D32-N 200 -FI- 001 Indicator Software Scală de indicare:0-250 /h

Eroare < 0.50%

Locaţie:HG-200-009-14”-D32-N 200 -FE- 002 Diafragmă de masură Debit minim:69600 kg/h


Debit maxim măsurabil:110000 kg/h

Temperatura de operare: 31 ºC

Presiunea de operare:109 barg

Locaţie:CO-200-001-6”-D31-V 200-FY-002 Convertor curent-presiune Semnal de intrare:4-20 mA

Semnal de ieşire 0.2-1 barg 200 -FT- 002 Traductor presiune diferenţială Debit minim:0 kg/h


Alimentare:24 V DC

Semnal de ieşire 4-20 mA

Eroare < 0.25%

Locaţie:CO-200-001-6”-D31-V 200 -FV- 002 Valvă controlată Debit maxim:103800 kg/h

Semnal intrare: 4-20 mA

Presiune intrare: 0.2-1 barg

Locaţie:CO-200-001-6”-D31-V 200 -LT- 004 Traductor de nivel Nivel minim:0 m

Nivel maxim:2,75 m

Alimentare 24 V DC

Semnal de ieşire:4-20 mA

Eroare < 0,25%

Locaţie:200-VS-01 200 -PT- 001 Traductor de presiune Presiune minima:0 barg

Presiune maxima:160 barg

Alimentare 24 V DC

Semnal de ieşire 4-20 mA

Eroare < 0.25%

Locaţie:200-VS-01 200 -PI- 001 Indicator Software Scală de indicare: 0-200 barg

Eroare < 0.50%

Locaţie:200-VS-01


68

200 -TI- 001 Indicator Software Scală de indicare: 0-60 ºC

Eroare < 0.50%

Locaţie:200-VS-01 200 -TE- 002 Element de măsurare a temperaturii Temperatura minima: 0 ºC

Temperatura maxima: 60 ºC

Temperatura maxima masurabila:60 ºC

Material: Platină

Locaţie:HG-200-009-14”-D32-N 200 -TT- 002 Traductor de temperatură Temperatura minima: 16 ºC

Temperatura maxima: 50 ºC

Alimenare 24 V DC

Semnal de ieşire: 4-20 mA

Eroare < 0.50% 200 -TI- 002 Indicator Software Scală de indicare: 0-60 ºC

Eroare < 0.50%

Locaţie:HG-200-009-14”-D32-N 200 -SDV- 001 Robinet Dimensiune:16”

Presiunea de închidere:145 barg

Presiunea de operare: 109 barg


Locatie:CO-150-001-16”-D12-N 200 -SDV- 002 Robinet Dimensiune: 14”

Presiunea de inchidere: 125 barg


Temperatura de operare 31 ºC

Locaţie:HG-200-009-14”-D32-N 200 -SDV- 004 Robinet Dimensiune: 6”

Presiunea de închidere: 125 barg



Locaţie:CO-200-001-6”-D31-V


69

Figura 5.7 Schema de conexiuni a regulatorului de debit cu indicator FIC-002


70

Figura 5.8 Schema de conexiuni a regulatorului de nivel cu indicator LIC-004


71

Figura 5.9 Schema de montaj a traductorului de presiune diferenţiala FT-002


Numar Denumire

1 Tub - diametru 10 mm

3 Conector – dimensiune 10 mm x ½”

12 Priză – dimensiune ½”

13 Niplu – dimensiune ½”, lungime 100 mm

14 Vas de condens – diametru 4”

16 Supapă de scurgere – dimensiune ½”


72

Figura 5.10 Schema de montaj a traductorului de presiune PT-001


Numar Denumire

1 Tub –diametru 10 mm, lungime 10 m

3 Conector – dimensiune 10mm x ½”

5 Cot în unghi de 90 de grade –dimensiune 10 mm x ¼”


73

Figura 5.11 Schema de montaj a valvei pneumatice FV-002


Numar Denumire

1 Tub – diametru 5 mm, lungime 10 m

2 Conector – dimensiune 5mm x ¼”


74

Figura 5.12 Schema de montaj a valvei pneumatice SDV-004


Numar Denumire

3 Conector – dimensiune 10mm x ½”

5 Tub – diametru 10 mm, lungime 15 m

6 Conector – dimensiune 10mm x ¼”


75

ANEXA 2 – ALGORITMI

Algoritmul 4.1 Discretizarea funcţiei de trasfer prezentată în cadrul ecuaţiei 4.11

s=tf('s') Hf=tf([0.46310],[92.925 28.7170 1]) Hz=c2d(Hf,6,'zoh') Hzm=tf([0 0.05129 0.02785],[1 -0.9857 0.1566],6,'Variable','z^-1')


s=tf('s') Hf=tf([0.4717],[8 1]) Hz=c2d(Hf,1,'zoh') Hzm=tf([0 0.5543],[1 -8825],1,'Variable','z^-1')


s=tf('s') Hf=tf([6.8991],[5 1 0]) Hz=c2d(Hf,1,'zoh') Hzm=tf([0 0.6461],[1 -1.819 0.8187],1,'Variable','z^-1')


76

BIBLIOGRAFIE

[1]. Dumitrache I. 2005 Ingineria reglării automate POLITEHNICA PRESS, Bucureşti

[2]. Håvard D. 2010 Oil and gas production handbook : An introduction to oil and gas

production. ABB, Oslo

[3]. Popescu D., Ştefănoiu D., Lupu C., Petrescu C., Ciubotaru B., Dimon C. 2006

Automatică Industruală AGIR, Bucureşti

[4]. Bechtel Corporation, Sour gas treating. http://www.bechtel.com/3882 accesat la data

19.06.2013

[5]. CNSC Tehnical Trainig Group 2003 Basic instrumentation measuring devices and

basic PID control

[6]. S.C. IPA S.A. 2009 Piesele componente ale lucrarilor de proiectare

Documents

LUCRARE DE LICENŢĂ - acse.pub.roacse.pub.ro/wp-content/uploads/2013/07/Monitorizarea-si-controlul-unei-statii-de... · platform conine structuri enorme din beton fixate pe platforma