Автоматизация газоперекачивающего агрегата ГТК-10-4 в линейном производственном управлении магистрального газопровода «Комсомольское»

Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

" Уфимский государственный нефтяной технический университет"

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств УДК 681.5:622.691.4.052.012

Рецензент к защите допущен Зав. кафедрой АТПП.

проф. А. П. Веревкин Дипломный проект Автоматизация газоперекачивающего агрегата ГТК-10−4 в линейном производственном управлении магистрального газопровода «Комсомольское»

Студент гр. АГз 06−01

Л.Г. Вахитова Руководитель канд. техн. наук, доц.

Э.А. Шаловников Консультанты:

Э.А. Шаловников, А. А. Гилязов, Е. В. Астафьев, М. Ю. Прахова Нормоконтролер М. Ю. Прахова

Реферат Дипломный проект 101 с., 7 рисунков, 13 таблиц, 15 использованных источников, 1 приложение.

Газоперекачивающие агрегаты ГТК-10−4, система автоматического управления ГПА, измерительные датчики, сужающие устройства, расчет сужающего устройства.

Объектом исследования является сужающее устройство.

В процессе исследования выполнен анализ работы устаревшего оборудования и современного оборудования.

Цель работы — совершенствование существующей системы автоматизации газоперекачивающего агрегата ГТК-10−4 в ЛПУ МГ «Комсомольское» .

В результате исследования рассмотрена возможность внедрения современных и перспективных средств измерений расхода газа. Выполнен анализ зависимости относительной стандартной неопределенности измерений расхода от перепада давления на сужающем устройстве и класса точности дифманометра.

Опытно-конструкторские и технико-экономические показатели подтверждают надежность, быстродействие, ресурсоемкость узла учета газа и свидетельствуют о снижении вероятности возникновения аварийной ситуации на технологическом объекте Внедрения датчиков «ГиперФлоу-3Пм» в ЛПУ МГ «Комсомольское» осуществляется поэтапно, первые датчик был опробован в действии в 2011 году.

В технико-экономическом разделе рассчитан ожидаемый экономический эффект от внедрения «ГиперФлоу-3Пм», он составит 50 184,16 рублей.

Содержание Определения, обозначения и сокращения Введение

1. Комсомольское линейное производственное управление магистральных газопроводов

1.1 Общая характеристика производства

1.2 Описание технологического процесса и схемы компрессорной станции

1.2.1 Оборудование компрессорной станции

1.2.2 Газоперекачивающие агрегаты газокомпрессорной станции

1.2.3 Газотурбинная установка

1.2.4 Центробежный нагнетатель

1.3 Система автоматического управления. Назначение и состав

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

2.2 Регламент патентного поиска

2.3 Результаты поиска

2.4 Анализ результатов патентного поиска

3. Автоматизированная система управления ГПА

3.1 Назначение системы автоматического регулирования

3.1.1 Устройство системы регулирования

3.1.2 Предпусковое состояние системы регулирования

3.1.3 Работа системы регулирования при пуске турбины

3.1.4 Работа системы регулирования при поддержании заданной скорости силового вала

3.1.5 Работа системы регулирования при остановке турбины

3.2 Система автоматического управления

3.2.1 Назначение и состав

3.2.2 Устройство нормализации и сигнализации

3.2.3 Устройство логической обработки информации

3.2.4 Стойки коммутационная и монтажного оборудования

3.2.5 Устройство представления информации

3.2.6 Мнемосхема

3.2.7 Постоянно показывающие и регистрирующие приборы

3.3 Остановка газоперекачивающего агрегата

3.3.1 Нормальная остановка

3.3.2 Аварийная остановка

3.4 Включение защиты агрегата

3.5 Первичные преобразователи нижнего уровня автоматизации ГПА

3.5.1 Преобразователь термоэлектрический ТХАУ-1172

3.5.2 Преобразователь термоэлектрический ТСПУ

3.5.3 Измерительный преобразователь Сапфир-22ДИ-Ех

3.5.4 Датчик давления Метран-100

3.5.5 Датчик вибрации ВК 310С

3.5.6 Датчик загазованности СТМ-10

4. Анализ средств учета и контроля расхода газа

4.1 Расходомеры с сужающими устройствами

4.2 Обоснование выбора средств измерений

4.3 Оценка относительной расширенной неопределенности измерений расход

5. Охрана труда и техника безопасности

5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей на объекте

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

5.2.1 Мероприятия по технике безопасности

5.2.2 Мероприятия по промышленной санитарии

5.2.3 Мероприятия по пожарной безопасности

5.3 Расчет освещенности операторной

6. Технико-экономическое обоснование внедрения прибора «ГиперФлоу-3Пм»

6.1 Расчет экономического эффекта от внедрения

Заключение

Список используемых источников

Приложение

Определения, обозначения и сокращения

Введение

К началу третьего тысячелетия нефть и природный газ по-прежнему остаются «кровью» мировой экономики и основой энергетики подавляющего большинства стран мира.

Развитие новых направлений радиотехники, бурный рост радиоэлектронной промышленности, повсеместное внедрение компьютеров, автоматизация производства и сферы потребления невозможны без совершенствования измерительной техники и повышения эффективности её метрологического обеспечения, создания новых методов измерений и средств контроля.

На всех этапах исследования, разработки, производства и эксплуатации технических устройств работа специалистов связана с большим числом измерений различных величин.

От того, насколько правильно и быстро проводятся измерения, зависят качественные показатели и надежность продукции, а также затраты на её создание и использование.

Целью данной дипломной работы является совершенствование существующей системы автоматизации газоперекачивающего агрегата ГТК-10−4 в ЛПУ МГ «Комсомольское» .

Задачами дипломного проекта являются:

— изучение общей характеристики предприятия и состава газоперекачивающего агрегата;

— модернизация системы автоматизации газоперекачивающего агрегата ГТК-10−4;

— Выполнен расчет относительной стандартной неопределенности измерений расхода узлом учета с использованием прибора «ГиперФлоу-3Пм» и сделан сравнительный анализ неопределенностей измерений, при выполнении измерений штатным комплектом СИ и прибором «ГиперФлоу-3Пм» .

При работе над проектом были использованы материалы ООО «Газпром трансгаз Югорск» (Руководство пользователя системы автоматического управления компрессорного цеха ОАО «Газавтоматика» ОАО «Газпром»).

1. Комсомольское линейное производственное управление магистральных газопроводов

1.1 Общая характеристика производства

Предприятие по транспортировке и поставкам газа ООО «Тюментрансгаз», организованное в январе 1966 года, переименованное в январе 2008 г. в ООО «Газпром трансгаз Югорск», одно из самых мощных газотранспортных предприятий в мире. Оно является дочерним предприятием ОАО «Газпром», основанным на собственности Общества. ООО «Газпром трансгаз Югорск» принимает газ от месторождений севера Тюменской области: Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского, Юбилейного и транспортирует его по трём основным направлениям:

— Северное (Уренгой — Надым — Ухта — Торжок) для снабжения потребителей северо-западных районов страны, Белоруссии, Центра, Прибалтики;

— Центральное (Уренгой — Надым — Пунга, Нижняя Тура — Центр) для подачи Тюменского газа Уральскому, Волго-Вятскому и Центральному районам;

— Южное (Уренгой — Сургут — Челябинск — Петровск) для снабжения газом районов Западной — Сибири, Южного Урала, Среднего Поволжья.

Предприятие входит в ЕСГ РФ, которая функционирует как единый технологический комплекс. Территориально магистральные газопроводы предприятия ООО «Газпром трансгаз Югорск» располагаются в Тюменской (на землях Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов) и Свердловской областях. Незначительная часть газопроводов проходит по Пермскому краю.

В состав «Газпром трансгаз Югорск» входят 57 подразделений, 29 из них — ЛПУ МГ. Общая протяженность газопроводов диаметрами 1020, 1220, и 1420 мм, эксплуатируемых предприятием, составляет 27 034 км (в однониточном исполнении). Предприятие транспортирует свыше 1,3 млрд. куб. м газа в сутки. Для этой цели имеются 220 компрессорных станций, в которых установлены 1125 газоперекачивающих агрегатов общей мощностью свыше 15 тыс. МВт, среди которых 20 типов и модификаций ГПА, единичной мощностью от 5 до 25 МВт, отечественного и импортного производства.

Основными способами внутриконтинентального транспорта природного газа являются трубопроводы (газопроводы), по которым этот газ в газообразном состоянии транспортируется после компримирования (сжатия) компрессорами.

Компрессорные станции (КС) оснащаются газоперекачивающими агрегатами и необходимым вспомогательным оборудованием.

Перед подачей газа непосредственно потребителю (ТЭЦ, город, посёлок) он поступает из магистрального газопровода по отводам на ГРС. На ГРС снижается давление газа до рабочего давления газораспределительной системы потребителей, он также подвергается одоризации — для придания ему специфического запаха, чтобы избежать отравления людей и взрывов при аварийных утечках газа.

Комсомольское линейное производственное управление магистральных газопроводов (КЛПУ МГ), образованное 17 января 1966 года, является одним из производственных звеньев ООО «Газпром трансгаз Югорск», задачей которого является транспортирование газа с заданными параметрами по системе магистральных газопроводов.

1.2 Описание технологического процесса и схемы компрессорной станции

1.2.1 Оборудование компрессорной станции Компрессорная станция — неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.

На каждой КС устанавливают пылеуловители, так как газ в процессе движения по газопроводу засоряется механическими примесями.

При транспортировке газа по магистральным газопроводам через определенные промежутки (140−160 км) размещаются КС, которые компримируют транспортируемый газ и тем самым восполняют гидравлические потери давления газа на участках между ними, что позволяет поддерживать максимальную производительность в целом. Они в большинстве случаев оборудуются центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время 90% мощности всех КС составляет газотурбинный привод нагнетателей, а 10% - электропривод. Газовые турбины работают на перекачиваемом газе. Расход газа на топливо 10−12% объёма его транспортировки. В зависимости от пропускной способности газопровода, степени сжатия и типа нагнетателя применяют газотурбинные установки с единичной мощностью от 10 до 25 тыс. кВт. (ГПА-Ц-6,3, ГТН-16, ГПА-Ц-16, ГТК-10−4 и т. д.).

По мере движения по газопроводу температура газа несколько снижается вследствие теплообмена с окружающим грунтом. При эксплуатации газопроводов диаметром более 1000 мм было замечено, что газ на участке между КС не успевает охладиться до нужных пределов из-за увеличения его количества в газопроводе, и его температура от перегона к перегону повышается. Чрезмерный нагрев газа нежелателен, так как при повышении температуры его объём увеличивается и требуется расходовать больше мощности для привода нагнетателей. Поэтому на выходе всех КС газопроводов большего диаметра устанавливают аппараты для охлаждения транспортируемого газа атмосферным воздухом (АВО газа).

Горячий газ после КС проходит по системе трубок, омываемых воздухом, нагнетаемым вентиляторами. В зависимости от температуры окружающего воздуха число работающих одновременно вентиляторов меняется таким образом, чтобы обеспечить охлаждение газа до нужных пределов.

На рисунке 1.1 показана принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции.

1.2.2 Газоперекачивающие агрегаты газокомпрессорной станции Газоперекачивающие агрегаты предназначены для повышения давления газа, транспортируемого по магистральному газопроводу. Выполнение этих функций обеспечивается определенной схемой обвязки центробежных нагнетателей. Нагнетатель природного газа типа 370−18−1 — это центробежная одноступенчатая компрессорная машина, имеющая степень сжатия 1,22−1,24. Начальное давление газа — давление газа при входе во всасывающий патрубок нагнетателя. Конечное давление газа — давление при выходе из нагнетательного патрубка. Степень повышения давления (или степень сжатия) — отношение конечного давления газа к его начальному.

На газокомпрессорных станциях используют одно — и двухступенчатые схемы (группы ГПА) компримирования газа. Группа ГПА состоит из двух неполнонапорных центробежных нагнетателей, соединенных последовательно по газу с помощью крановой обвязки («гитары»). Расчетная степень сжатия в этой схеме (группе) обеспечивается двумя нагнетателями и составляет 1,45−1,50.

Газоперекачивающий агрегат ГТК-10−4, сконструированный и изготовленный на Невском машиностроительном заводе, предназначен для сжатия природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам.

Газотурбинная установка, входящая в состав агрегата, выполнена по открытому циклу, с регенерацией тепла по схеме с «разрезным валом». Это позволило получить установку, отличающуюся сравнительно простой конструкцией, высокой экономичностью и маневренностью.

Рисунок 1.1 — Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции Газоперекачивающий агрегат состоит из газотурбинной установки и нагнетателя природного газа (рисунок 1.2).

ОК — осевой компрессор; ТВД — турбина высокого давления; ТНДтурбина низкого давления; Н — нагнетатель; Р — регенератор; КС — камера сгорания Рисунок 1.2 — Принципиальная схема ГПА

1.2.3 Газотурбинная установка ГТУ состоит из двух механических не связанных между собой турбин (турбины высокого давления для привода воздушного компрессора и силовой турбины для привода газового нагнетателя), воздушного компрессора, камеры сгорания, воздухоподогревателя (регенератора), пускового турбодетандера, а также систем смазки, регулирования, защиты и управления, обеспечивающих нормальную работу и обслуживание установки.

Воздух из атмосферы через фильтры засасывается и сжимается осевым компрессором и поступает в воздухоподогреватель, где его температура повышается за счет тепла отработавших в турбине продуктов сгорания. Подогретый воздух направляется в камеру сгорания, куда подается и топливо (природный газ). Продукты сгорания из камеры сгорания направляются в турбину высокого давления, мощность которой используется для привода осевого компрессора. Далее продукты сгорания попадают в турбину низкого давления (силовую турбину), вращающую нагнетатель. После силовой турбины продукты сгорания проходят через воздухоподогреватель, отдают часть тепла воздуху за компрессором и выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу.

Обе турбины выполнены в общем, литом корпусе, имеющем внутреннюю тепловую изоляцию. Турбина высокого давления (ТВД) одноступенчатая. Ротор ТВД состоит из одновенечного диска, укрепленного на консоли вала воздушного компрессора, который вращается в двух подшипниках (передний — опорно-упорный, задний — опорный). Турбина низкого давления (ТНД) также одноступенчатая. Одновенечный диск ТНД крепится на консоли силового вала, который вращается в двух подшипниках. Передний подшипник силового вала опорный, задний подшипник опорно-упорный.

Воздушный компрессор осевого типа имеет 10 ступеней. Направляющие лопатки укреплены в литом чугунном корпусе. Ротор компрессора барабанного типа. Рабочие лопатки крепятся к ротору при помощи зубчатых хвостов.

Вся турбогруппа смонтирована на общей сварной раме-маслобаке.

Камера сгорания прямоточная, состоит из корпуса, фронтового устройства с одной дежурной и шестью основными горелками, огневой части и смесительного устройства.

Воздухоподогреватель (регенератор) выполнен из профильных листов и состоит из двух секций. Движение продуктов сгорания через подогреватель осуществляется одним ходом по каналам, образованным профилем листов. Между листами движется подогреваемый воздух.

Соединение роторов нагнетателя и газовой турбины осуществляется при помощи промежуточного вала с зубчатыми соединительными муфтами.

Пуск агрегата производится пусковым турбодетандером, работающим на перекачиваемом по магистрали газе. Топливом является перекачиваемый природный газ. Техническая характеристика газотурбинной установки приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 — Технические характеристики газотурбинной установки

1.2.4 Центробежный нагнетатель

Нагнетатель 370−18−1 выполнен в виде одноступенчатой центробежной машины с консольно-расположенным рабочим колесом и тангенциальным подводом и отводом газа, как показано на рисунке 1.3. Основные элементы нагнетателя: ротор, подшипники, диффузор, уплотнения и другие — заключены в специальную гильзу, устанавливаемую в корпус. Стальной литой корпус нагнетателя без горизонтального разъема, цилиндрической формы, закрывается крышкой, на которой смонтированы всасывающая и сборная кольцевые камеры. Система лабиринтного и масляного уплотнений обеспечивает надежную защиту от проникновения газа в помещения компрессорного цеха.

Регулирование режима работы нагнетателя осуществляется изменением скорости вращения силового вала газотурбинной установки. Работа нагнетателя возможна по следующим схемам: один нагнетатель; два последовательно работающих нагнетателя; три последовательно работающих нагнетателя; параллельная работа одиночных нагнетателей, а также групп последовательно включенных нагнетателей.

Нагнетатель 370−18−1 отличается высокой экономичностью по всей рабочей зоне характеристики.

Рисунок 1.3 — Общий вид нагнетателя 370−18−1

Техническая характеристика нагнетателя приведена в таблице 1.2.

Таблица 1.2 — Техническая характеристика нагнетателя 370−18−1

1.3 Система автоматического управления. Назначение и состав

Система централизованного контроля и управления газотурбинными газоперекачивающими агрегатами А-705−15 предназначена для работы в составе систем агрегатной автоматики автоматизированных ГПА на компрессорных станциях магистрального газопровода. Для агрегата ГТК-10−4 используется установка А-705−15−03.

Система автоматического управления предназначена для:

— непрерывного автоматического контроля параметров компрессорного цеха;

— дистанционного управления оборудованием;

— реализации функций автоматических технологических защит;

— регистрации и архивирования всей поступающей информации;

— формирования архивов параметров компрессорного цеха;

— формирования и печати сменной ведомости.

В составе агрегатной автоматики ГПА установка выполняет следующие функции:

— сигнализацию отклонений контролируемых параметров от заданных значений на групповых и индивидуальных табло;

— индикацию положения запорной арматуры и устройств агрегата на мнемосхеме и табло;

— непрерывное измерение и регистрацию значений контролируемых параметров в аналоговой форме;

— регистрацию фактов изменения режимов работы, пуска, остановки агрегата, срабатывания автоматических аварийных защит и действий оператора с одновременной фиксацией начала и конца события;

— программно-параметрическое управление пуском и остановом агрегата с индикацией режимов работы и этапов управления;

— аварийный останов агрегата;

— формирование команд на включение звукового сигнала по предупредительному и аварийному отклонению контролируемых параметров;

— прием команд дистанционного управления от общецеховой или общестанционной системы централизованного контроля и управления;

— выдачу аналоговых и дискретных сигналов и команд в цеховую или общестанционную систему.

Питание установки осуществляется переменным током с напряжением 220 В и постоянным током с напряжением 27 В от резервного источника (аккумуляторных батарей).

Система автоматического управления компрессорного цеха представляет собой комплекс программно-технических средств, включающий в себя:

— шкаф контроля, управления и сигнализации со встроенным плоскопанельным компьютером и выдвижной клавиатурой с манипулятором типа TouchPad (АСА2.556.498);

— автоматизированное рабочее место, выполненного на базе ПЭВМ IBM;

— пульт аварийного останова, устанавливаемый на рабочем столе оператора.

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска В дипломном проекте рассматривается вопрос улучшения автоматизации ГПА ГТК-10−4, а именно автоматизации расхода газа на компрессорной станции № 3 ЛПУ МГ «Комсомольское» .

Для автоматизации расхода газа необходимо большое количество измерений параметров. Средства измерения расхода газа должны удовлетворять жестким требованиям взрывобезопасности, надежности и иметь приемлемый показатель цена/качество. Для этой цели я предлагаю использовать комплексный датчик «Гипер-Флоу-3Пм», в основу конструкции которого положен метод переменного перепада давления на сужающем устройстве и в системе с применением счетчиков и датчиков объемного расхода газа (работа в режиме корректора). Поэтому при проведении патентного поиска особое внимание было уделено анализу средств измерения расхода газа сужающим устройством.

2.2 Регламент патентного поиска Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации. Поиск по пяти ведущим зарубежным странам не проводился в связи с отсутствием материалов в фондах УГНТУ.

Поскольку промышленное приборостроение развивается очень быстрыми темпами, и обновление приборов происходит постоянно, была выбрана глубина поиска 5 лет (2007;2011 гг.).

Поиск проводится по индексу международной патентной классификации (МПК) G01F1/68 «Индикация или измерение расхода жидких или газообразных тел, путем измерения перепада давления на сужающем устройстве» .

При этом были использованы следующие источники патентной информации:

— полные описания к патентам Российской федерации;

— документы справочно-поискового аппарата;

— официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения» ;

— официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения. Полезные модели» .

2.3 Результаты поиска Результаты просмотра источников патентной документации приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Результаты патентного поиска

2.4 Анализ результатов патентного поиска

Анализ просмотренных результатов показал, что различия между рассмотренными приборами проявляются только в их конструкциях. В качестве измерителя параметра используется диафрагма.

Рассмотрим некоторые аналоги, приведенные в таблице 2.1, более подробно.

Изобретение (№ 2 343 421), относится к области измерительной техники и может быть использовано для поверки бытовых счетчиков газа и счетчиков воды в местах эксплуатации. Переносная поверочная установка для бытовых счетчиков газа и счетчиков воды содержит струйный автогенератор с сужающим устройством переменного сечения, при этом установка обеспечивает измерение расхода в диапазоне от 0,5% до 100%. Погрешность в каждой точке измерения расхода не более 0,5%. Технический результат направлен на создание переносной поверочной установки для бытовых счетчиков газа и счетчиков воды с необходимыми диапазонами измерения и погрешностью измерения.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для поверки бытовых счетчиков газа и счетчиков воды в местах эксплуатации.

Известна переносная поверочная установка «Пролив-М», в состав которой входят эталонный счетчик воды, оптоэлектронные головки и электронное устройство обработки сигналов.

Недостатком этой поверочной установки является то, что она не может обеспечить поверку бытовых счетчиков газа .

Наиболее близким к заявленному изобретению по технической сущности является расходомер-счетчик, содержащий корпус в виде участка трубопровода, в проточном канале которого размещено сужающее устройство (СУ), струйный автогенератор (САГ) с датчиком колебания струи, установленный в байпасном канале и своим выходным каналом соединенный с узкой частью СУ, и устройство обработки выходного сигнала САГ.

Известное устройство обеспечивает измерение расхода и объема как воды, так и газа, однако не может обеспечить диапазона измерения (200:1), необходимого для поверки бытовых счетчиков газа и счетчиков воды и необходимой погрешности измерения (не хуже 0,5%) расхода и объема.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является создание переносной поверочной установки для бытовых счетчиков газа и счетчиков воды с необходимым диапазоном измерения и погрешностью измерения.

Для этого в расходомере-счетчике, содержащем корпус в виде участка трубопровода, в проточной части которого размещены СУ, САГ с датчиком колебаний струи, установленный в байпасном канале и своим входом соединенный с корпусом перед сужающим устройством, и устройством обработки выходного сигнала САГ, выходной канал САГ соединен с корпусом после СУ.

СУ выполнено с изменяемым поперечным сечением, при этом площадь поперечного сечения сопла питания САГ обеспечивает измерение расхода в диапазоне от 0,5 до 8% при полностью перекрытом сечении СУ, что было определено экспериментальным путем (протоколы испытаний прилагаются, где Q=6 м³/ч — 100%; Q=0,03 м³/ч — 0,5%)

Переносная поверочная установка для бытовых счетчиков газа и счетчиков воды, содержащая корпус в виде участка трубопровода, в проточном канале которого размещено сужающее устройство, струйный автогенератор с датчиком колебаний струи, установленный в байпасном канале и своим входом соединенный с корпусом перед сужающим устройством, устройство обработки выходного сигнала струйного автогенератора, а выходной канал струйного автогенератора соединен с корпусом после сужающего устройства, отличающаяся тем, что сужающее устройство выполнено с измеряемым поперечным сечением, а струйный автогенератор выполнен с такой площадью поперечного сечения своего сопла, что при поверке счетчиков в регистрируемом ими диапазоне расходов от 0,5 до 8% упомянутое сужающее устройство установлено в положение с полностью перекрытым поперечным сечением, а при поверке счетчиков в регистрируемом ими диапазоне расходов от 8 до 100% сужающее устройство установлено в положение с полностью открытым поперечным сечением.

Изобретение (2 369 848) предназначено для использования в областях, требующих сверхчистых технологий. Емкостный датчик давления технологического флюида, выполненный в виде кольца, размещенного в потоке флюида, содержит гибкую диафрагму и электрод, интегрированный с электрическим изолятором.

Диафрагма, изолятор и электрод расположены по всей внутренней поверхности датчика, установленного вдоль потока технологического флюида в резервуаре, с возможностью перемещения диафрагмы относительно электрода под действием флюида так, что емкость между электродом и диафрагмой, образующими кольцевой конденсатор, зависит от давления флюида. Два датчика давления в виде кольцевых конденсаторов, разделенных ограничивающим поток элементом, предназначенным для создания перепада давления при помещении его в поток флюида, образуют датчик расхода.

Область техники: настоящее изобретение относится к датчику давления для измерения давления или дифференциального давления потока жидкости. Более точно, настоящее изобретение относится к датчику давления, использующему кольцевые емкостные элементы для измерения давления или направления потока и расхода флюида.

Предшествующий уровень техники: датчики давления и расхода флюида могут быть использованы во многих различных приложениях. В системах управления технологическим процессом датчики давления могут использоваться, например, для измерения избыточного давления, абсолютного давления и т. п. Кроме того, датчики расхода флюида могут использоваться для измерения расхода технологических жидкостей и формировать сигналы о расходе для индикаторов потока, устройств управления расходом и для измерения объемного расхода. Используемый в данном случае термин «флюид» относится и к жидкостям, и к газам, а также к их комбинациям. Дифференциальные датчики расхода измеряют расход флюида в трубке, сосуде или трубопроводе посредством измерения перепада давления в трубке. Вариант создания такого перепада — поместить в трубку ограничивающий поток элемент или же сам измерительный датчик для получения необходимого перепада давления. Таким ограничивающим поток элементом может быть ограничительная диафрагма, которая ограничивает поток жидкости и обеспечивает измеряемый перепад давления. В типичной системе измерения расхода на трубке с потоком флюида с обеих сторон ограничивающего поток элемента устанавливают отводы и измеряют давление на каждом отводе, при этом используют внешний датчик давления для регистрации падения давления. Импульс жидкости или заполненные жидкостью измерительные манометрические трубки передают давление на каждом из отводов на внешний датчик давления. Такие системы характеризуются относительно высокой стоимостью установки из-за необходимости монтажа внешнего датчика давления на трубке. Кроме того, в таких системах необходимо обеспечить дополнительную защиту от утечки в местах присоединения отводов к трубке, что увеличивает время монтажа и к стоимости монтажа добавляет стоимость материала. В некоторых случаях для технологического флюида или газа, для которых используется датчик давления, может потребоваться оборудование высокой или сверхвысокой чистоты.

Датчик содержит два емкостных кольцевых хомута, присоединенных ограничивающим поток сегментом (элемент перепада давления) к трубке посредством фланцев. Фланцы трубки и ограничивающий поток сегмент соединены с помощью крепежного элемента. Крепежный элемент может быть любым крепежным средством, например это могут быть заклепки, болты, винты и гайки и т. п. В предпочтительном варианте реализации крепежный элемент проходит через отверстия во фланце ограничивающего сегмента и через соответствующие отверстия фланца трубки, например, в виде болта и гайки. Датчик расхода имеет два емкостных датчика давления, разделенных ограничивающим поток сегментом. В этом варианте реализации трубка снабжена фланцем, выполненным за одно целое с трубкой и имеющим отверстие того же диаметра, что и соответствующий сегмент трубки. Таким образом, оба сегмента трубки оканчиваются фланцами с отверстиями. Фланцы трубки и фланцы снабжены крепежными отверстиями.

Таким образом, найденные при поиске аналоги подтвердили целесообразность применения расходомера с сужающим устройством, принцип действия которого основан на измерении перепада давления излучении электромагнитного импульса в направлении раздела сред и последующей регистрацией отраженного сигнала, для измерения раздела сред.

3. Автоматизированная система управления ГПА

3.1 Назначение системы автоматического регулирования

Основная задача системы автоматического регулирования (САР) — поддержание заданного режима работы газотурбинной установки, т. е. обеспечение требуемой мощности при установлении частот вращения валов турбин и температуры продуктов сгорания ниже предельно допустимых значений. Необходимая мощность ГТУ, частота вращения силового вала и температура продуктов сгорания перед ТВД регулируются САР путем изменения количества топлива, подаваемого в камеру сгорания.

Другой важнейшей функцией, выполняемой САР, является экстренная остановка ГТУ в ситуациях, предвещающих аварию.

3.1.1 Устройство системы регулирования

Система автоматического регулирования ГТУ выполнена по схеме непрямого регулирования с пневматическими серводвигателями и усилителями. Воздух для работы системы отбирается из станционного коллектора сжатого воздуха, в который подается через отборы из осевых компрессоров, работающих ГПА или от поршневого компрессора с приводом от электродвигателя переменного тока. Перед использованием в системе воздух охлаждается и очищается в блоке воздухоподготовки. Давление воздуха в САР поддерживается 0,14 МПа регулятором давления «после себя». Электромагнитный вентиль (ЭМВ5) на подводящем трубопроводе к регулятору давления (РД) используется для отключения подачи воздуха к системе, когда агрегат остановлен.

Основными регулирующими органами системы являются стопорный (СК) и регулирующий (РК) клапаны. Положение РК определяет количество газового топлива, подводимого к камере сгорания. В качестве привода этих клапанов используются мембранные пневматические сервомоторы.

Основным регулятором в системе является регулятор скорости (РС), поддерживающий заданную частоту вращения вала нагнетателя. Импульсом РС служит напор масла от насоса-импеллера, установленного на валу ТНД. Регулятор скорости снабжен механизмом датчика частоты вращения (двигателем регулятора скорости — ДРС), подключенным к системе автоматического управления. На работающем агрегате ДРС можно управлять дистанционно с помощью кнопок «РС ВЫШЕ» и «РС НИЖЕ», расположенных на пульте управления ГПА.

Основные связи в пневматической системе обеспечиваются тремя линиями — постоянного давления, проточной и предельного регулирования. В проточную линию воздух поступает из линии постоянного давления через дроссельную шайбу диаметром 4 мм. Проточная линия осуществляет связь между РС, ограничителем приемистости (ОП), золотником с электромагнитным приводом (ЭМП) малоинерционного регулятора температуры, золотником отсечным (ЗО) и серводвигателем регулирующего клапана. В РС, ЭМП и ОП воздух из проточной линии может выпускаться в атмосферу.

Количество выпускаемого воздуха определяет давление в проточной линии, а оно, в свою очередь, положение РК и выпускных клапанов (ВВК1, ВВК2). По мере снижения давления в проточной линии РК прикрывается, а при увеличении давления — открывается.

Воздух в линию предельного регулирования поступает из линии постоянного давления через дроссельную шайбу диаметром 3,3 мм. Эта линия связывает регулятор скорости, электромагнитные вентили ЭМВ1 и ЭМВ2, серводвигатель стопорного клапана, пневматические выключатели (ПВ) автоматов безопасности вала силовой турбины (АБ тнд), вала турбокомпрессора (АБ твд) и вала турбодетандера (АБ тд). Давление в линии предельного регулирования определяет положение стопорного клапана.

Стопорный клапан открыт, если в РС, ЭМВ1, ЭМВ2 и ПВ выпуск воздуха в атмосферу перекрыт и давление в линии предельного регулирования равно 0,14 МПа. При открытии сброса воздуха в одном из перечисленных устройств давление в линии снижается, и СК закрывается.

Ограничитель приемистости (ОП) предназначен для ограничения максимальной температуры (не более плюс 800С) продуктов сгорания, поступающих в ТВД. Ограничитель приемистости устанавливает максимально возможное открытие РК по подаче топлива в камеру сгорания в зависимости от давления воздуха за компрессором. Работает ОП по принципу ограничения давления воздуха в проточной линии.

В нагнетании осевого компрессора установлены два воздушных выпускных клапана (ВВК1 и ВВК2), работающих параллельно. Эти клапаны сбрасывают в атмосферу воздух при остановке ГПА или при сбросе нагрузки. В первом случае выпуск воздуха сокращает время выбега роторов турбины и продувки горячей проточной части холодным воздухом, во втором — снижает заброс частоты вращения ротора силовой турбины.

Отсечной золотник (ЗО) используется для усиления управляющего импульса к выпускным клапанам. К золотнику подводится воздух из двух линий — постоянного давления и проточной. При снижении давления в проточной линии до 0,040,05 МПа золотник отсекает подвод воздуха из линии постоянного давления к выпускным клапанам, и они открываются под действием потока воздуха из ОК.

В целях предохранения осевого компрессора от помпажа на пуске ГТУ за его четвертой ступенью установлено непосредственно на корпусе компрессора восемь сбросных клапанов (СБК) для выпуска части воздуха в атмосферу. В период пуска ГТУ, когда давление за четвертой ступенью ОК низкое, клапаны под действием пружины удерживаются в открытом положении. По мере увеличения частоты вращения компрессорного вала растет перепад давления воздуха, действующий на тарелку клапана и создающий усилие для его закрытия. СБК закрываются при достижении частоты вращения вала компрессора 4200−4300 мин-1.

Автоматы безопасности (АБ) предназначены для остановки турбоагрегата при увеличении частоты вращения роторов до предельно допустимого значения. ТВД, ТНД и ТД защищают бойковые автоматы безопасности. При вращении вала ротора на боек АБ действует центробежная сила, которая при частоте вращения ниже допускаемой уравновешивается натяжением пружины. При достижении предельной частоты вращения центробежная сила, действующая на боек, и натяжение пружины сравниваются. Дальнейшее повышение оборотов вызывает увеличение центробежной силы, и боек, сжимая пружину, выходит из вала, ударяет по рычагу, вызывая срабатывание пневматического выключателя (ПВ). В пневматическом выключателе открывается клапан, давление в линии предельного регулирования падает, закрывается стопорный клапан, турбина останавливается. Автоматы безопасности турбодетандера (АБтд) и турбокомпрессорного вала (АБтвд) воздействуют на один пневматический выключатель. Автомат безопасности силового вала (АБтнд) воздействует на свой выключатель. Все три АБ конструктивно оформлены одинаково. Отличаются они, в основном, только размерами бойка.

3.1.2 Предпусковое состояние системы регулирования

Перед пуском газоперекачивающего агрегата электромагнитный вентиль ЭМВ5 закрыт. Воздух из станционного коллектора не подается в систему регулирования.

Регулятор скорости находится в исходном состоянии — «РС МАХ». Открыты в нем полностью сбросы воздуха из линий предельного регулирования и проточной. Избыточное давление воздуха в этих линиях отсутствует, стопорный и регулирующий клапаны под действием своих пружин удерживаются в закрытом положении. Выпускные воздушные клапаны (ВВК1 и ВВК2) закрывают выход воздуха из нагнетателя компрессора.

Отсутствует напряжение на электромагнитных вентилях ЭМВ1, ЭМВ2, и они закрыты. Выпуск воздуха из линии предельного регулирования через эти вентили перекрыт.

В дроссельном золотнике с электромагнитным приводом и ограничителе приемистости (ОП) отверстия для выпуска воздуха из проточной линии перекрыты.

Пневмовыключатели автоматов безопасности находятся в рабочем положении. Сброс воздуха из линии предельного регулирования через их клапаны перекрыт.

3.1.3 Работа системы регулирования при пуске турбины

Пуск турбины начинается с включения пускового насоса и маслонасоса уплотнения на первом этапе пуска. Открывается электромагнитный вентиль ЭМВ5, подавая воздух из станционного коллектора в систему регулирования. При повышении давления на смазку подшипников турбины до 0,05 Мпа и на смазку опорно-упорного подшипника нагнетателя до 0,3 Мпа включается (встает в дежурный режим) защита по давлению масла смазки. Включается электродвигатель регулятора скорости (ДРС) на непрерывное вращение. Регулятор скорости (РС) смещается «НИЖЕ», закрывается сброс воздуха из линии предельного регулирования. Давление в этой линии увеличивается до 0,14 МПа, и стопорный клапан открывается.

Включается валоповоротное устройство (ВПУ), а затем и турбодетандер (ТД). Ротор турбокомпрессора страгивается с места и разгоняется. С увеличением частоты вращения вала ТВД отключается валоповорот, и затем по сигналу реле давления воздуха за компрессором зажигается факел в камере сгорания.

На четвертом этапе пуска при появлении сигнала — температура за ТНД не ниже плюс 100С — включается ДРС на непрерывное вращение, и регулятор скорости перемещается в направлении «ВЫШЕ». Начинает прикрываться сброс воздуха из проточной линии, давление в ней повышается. Когда давление в ней поднимется до 0,04−0,05 МПа, переставляется отсечной золотник (ОЗ) и подает воздух из линии постоянного давления к выпускным клапанам (ВВК1, ВВК2). Клапаны будут принудительно закрыты не только усилием пружин, но и давлением воздуха над тарелками клапанов, равным давлению за компрессором. При повышении давления в проточной линии до 0,06 МПа открывается на 1,5 мм регулирующий клапан, загораются основные горелки в камере сгорания. Турбина прогревается.

Двигатель регулятора скорости переключается на импульсное вращение «ВЫШЕ». Регулирующий клапан постепенно открывается. Увеличивается частота вращения валов ТВД и ТНД.

Ограничитель приемистости (ОП) по давлению воздуха за компрессором приоткрывает сброс воздуха из проточной линии, ограничивая тем самым скорость открытия РК.

При частоте вращения вала ТВД примерно 2500 мин-1 турбина становится самоходной. По сигналу реле скорости отключается турбодетандер.

Когда частота вращения вала турбокомпрессора достигнет 39 004 200 мин-1, компрессор выйдет из зоны «запрещенных» оборотов. Сбросные клапаны (СБК) от действия на них давления воздуха автоматически закроются.

Пуск заканчивается, когда на силовом валу установится минимальная частота вращения 3300 мин-1. Двигатель регулятора скорости останавливается. Управление ДРС с этого момента возможно с пульта управления ГПА. Поддержание заданной частоты вращения силового вала будет осуществляться автоматически регулятором скорости.

3.1.4 Работа системы регулирования при поддержании заданной скорости силового вала

Поддержание заданной частоты вращения силового вала (в пределах от минимальной — 3300 мин-1 до максимальной- 5000 мин-1) осуществляется следующим образом. Если по какой-либо причине частота вращения ТНД снизится, то из-за уменьшения напора на импеллере поршень в регуляторе скорости опустится вниз. Выпуск воздуха из проточной линии уменьшится, давление в ней возрастет. Регулирующий клапан приоткроется, и снижение частоты вращения прекратится. При повышении частоты вращения ТНД регулятор скорости действует в обратном порядке. Снижается давление в проточной линии, и регулирующий клапан прикрывается. Неравномерность работы регулятора скорости при номинальной частоте вращения составляет 4−5. При работе агрегата давление в проточной линии изменяется в пределах от 0,06 до 0,12 МПа. Это изменение соответствует полной перестановке регулирующего клапана.

В случае мгновенного сброса нагрузки и резком увеличении частоты вращения ТНД регулятор скорости может увеличить выпуск воздуха из проточной линии настолько, что закроется регулирующий клапан и откроются выпускные клапаны. После открытия выпуска воздуха за ОК увеличение частоты вращения вала ТНД прекратится. Когда частота вращения с учетом имеющейся неравномерности восстановится и выпускные клапаны закроются, регулирующий клапан откроется на величину, необходимую для поддержания заданной частоты вращения уже для сниженной нагрузки.

3.1.5 Работа системы регулирования при остановке турбины

Остановка турбины может быть нормальной и аварийной. Нормальная остановка производится с постепенным разгружением.

Включается электродвигатель регулятора скорости на импульсное вращение, сдвигая регулятор скорости в направлении «НИЖЕ». Приоткрывается сброс воздуха из проточной линии, регулирующий клапан постепенно прикрывается, уменьшая подачу топлива в камеру сгорания. Снижается частота вращения валов турбины. При снижении давления в проточной линии ниже 0,06 МПа регулирующий клапан закрывается. Подается напряжение на электромагнитные вентили ЭМВ1 и ЭМВ2, они открываются. Воздух из линии предельного регулирования сбрасывается в атмосферу, закрывается стопорный клапан. Падение давления в линии предельного регулирования приводит к дополнительному открытию сброса воздуха через регулятор скорости из проточной линии. Со снижением давления в проточной линии ниже 0,04 МПа переставляется отсечной золотник, перекрывая подачу воздуха из линии постоянного давления к выпускным клапанам. Выпускные клапаны за компрессором открываются, сбрасывая воздух из трубопровода после ОК. В результате перекрытия подачи топлива и выпуска воздуха после осевого компрессора турбина быстро останавливается. При снижении давления воздуха за четвертой ступенью ОК открываются сбросные клапаны.

После закрытия стопорного клапана по сигналу от конечного выключателя двигатель РС переключается на непрерывное вращение в другую сторону. Происходит перемещение регулятора скорости в направлении «ВЫШЕ» и возвращение его в исходное состояние «МАХ» .

Аварийная остановка турбины производится по сигналу из системы управления ГПА при срабатывании одной из защит или нажатии кнопки «АО» на пульте управления. Аварийная остановка может быть проведена воздействием на любую из пневматических кнопок аварийной остановки автоматов безопасности. В первом случае электромагнитные вентили ЭМВ1 и ЭМВ2 открываются, во втором случае срабатывают пневматические выключатели автоматов безопасности. В обоих случаях из линии предельной защиты в атмосферу сбрасывается воздух. Давление в линии резко снижается, и стопорный клапан закрывается. Одновременно в регуляторе скорости открывается сброс из проточной линии. Давление в ней снижается, что приводит к закрытию регулирующего клапана и открытию выпускных клапанов. После закрытия стопорного клапана двигатель регулятора скорости (ДРС) включается на непрерывное вращение и перемещает регулятор скорости в направлении «ВЫШЕ», возвращая его в исходное состояние «МАХ» .

Экстренная остановка одного из последовательно работающих агрегатов может вызвать помпаж нагнетателя другого агрегата, который остается в работе. Избежать этого можно, если откроются байпасирующие краны. На оставшемся в работе агрегате происходит сброс нагрузки, и частота вращения силового вала турбины резко возрастает. Это может привести к срабатыванию автомата безопасности на валу ТНД и остановке агрегата.

Для снижения динамического превышения частоты вращения силового вала в системе регулирования предусмотрен электромагнитный вентиль ЭМВ4, установленный на трубопроводе слива масла из импульсной линии регулятора скорости.

Перед сливным трубопроводом на импульсной линии установлена дроссельная шайба диаметром 5 мм. Когда вентиль ЭМВ4 закрыт, регулятор скорости выполняет свои функции нормально.

По импульсу аварийной остановки одного из работавших в паре агрегатов на оставшемся в работе открывается ЭМВ4. Давление масла над поршнем регулятора скорости падает, увеличивается выпуск воздуха из проточной линии.

Прикрывается регулирующий клапан, и, возможно, открываются выпускные клапаны, чем предупреждается заброс частоты силового вала

Электромагнитный вентиль ЭМВ4 закрывается через 5−10 с, давление над поршнем в регуляторе скорости восстанавливается, и регулирующий клапан устанавливается в положение, соответствующее новой нагрузке.

3.2 Система автоматического управления

3.2.1 Назначение и состав

Система централизованного контроля и управления газотурбинными газоперекачивающими агрегатами А-705−15 как уже отмечалась ранее предназначена для работы в составе систем агрегатной автоматики автоматизированных ГПА на компрессорных станциях магистрального газопровода.

В состав установки А-705−15−03 входят:

— устройство представления информации (УПИ) А 690−05−03;

— устройство нормализации и сигнализации (УНС) А 323−31−05;

— устройство логической обработки информации (УЛОИ) А356−32−01;

— стойка коммутационная (СК) Б-13.176.19;

— стойка монтажного оборудования (СМО) Б-13.176.37,38.

3.2.2 Устройство нормализации и сигнализации

Устройство нормализации и сигнализации (УНС) предназначено для преобразования (нормализации) сигналов первичных преобразователей датчиков постоянного и переменного тока в унифицированный выходной сигнал 0−10 в отрицательной полярности, пропорциональный значению контролируемого параметра (температура, давление и т. п.), и для сравнения унифицированных сигналов с уставками предельных значений параметров.

Устройство позволяет принимать по 36 каналам сигналы низкого уровня от первичных, по 20 каналам унифицированный сигнал 0−10 В. Каждая группа из 28 каналов обеспечивается 30 уставками сигнализации.

Сигналы от первичных преобразователей низкого уровня через колодки присоединения поступают на входы блоков преобразования, с помощью которых преобразуются в линейные унифицированные сигналы 0 — минус 10 В, которые являются выходными сигналами устройства.

Кроме того, унифицированные сигналы с выходов блоков преобразования поступают на вход блоков непрерывной сигнализации.

В случае отклонения параметра за установленные пределы подается сигнал об отклонении параметра посредством переключения контактов на выходе блоков непрерывной сигнализации и производится засвечивание светодиодов на соответствующем модуле сигнальных усилителей.

Устройство выполнено в унифицированной стойке, имеющей двухстороннее обслуживание. Стойка спереди и сзади закрыта дверками. На дверях расположены ушки для пломбирования.

3.2.3 Устройство логической обработки информации

Устройство логической обработки информации (УЛОИ) предназначено для реализации алгоритмов автоматического и поэтапного пуска, нормальной и аварийной остановки. УЛОИ содержит четыре типа ячеек: ячейку релейную многофункциональную, предназначенную для реализации логических функций И, ИЛИ, НЕ от 16 переменных; ячейку временных задержек, предназначенную для формирования временных задержек в диапазоне от 1 до 1800 с и имеющую два формирователя временных задержек; ячейку памяти, предназначенную для хранения значений логических переменных, с восемью элементами памяти; ячейку диодную, предназначенную для реализации схем ИЛИ, с 11 трехходовыми схемами ИЛИ.

Выходные сигналы управления исполнительными двухпозиционными механизмами формируются блоками выходных реле, содержащих 16 выходных реле каждый.

Кроме схем управления исполнительными механизмами в процессе автоматического управления УЛОИ содержит схемы, реализующие специальные функции:

— разрешение контроля блоков нормализации и блоков непрерывной сигнализации в режимах «Агрегат в работе» и «Агрегат остановлен» ;

— защиту от выдачи ложных команд управления при провалах или отключении напряжения питания и автоматическое продолжение функционирования установки после его восстановления;

— регистрацию сигнала, являющегося первопричиной перехода к режиму «Аварийная остановка» .

3.2.4 Стойки коммутационная и монтажного оборудования

Стойка коммутационная (СК) предназначена для организации межстоечных связей устройств установки А-705−15 с помощью штатных кабелей, а также связи установки с исполнительными механизмами, датчиками и устройствами агрегата.

СК содержит коммутационное поле, образованное четырехгранными штырями, припаянными к клеммам контактов разъемов и колодок, между которыми методом «накрутки» выполняется переменная часть монтажа, учитывающая вариантность схемы подключения устройства к ГПА.

Стойка монтажного оборудования (СМО) служит для размещения приборных средств контроля и регулирования. В состав А-705−15−03 входят две СМО. Стойки имеют элементы крепления приборов, клеммники для монтажа. Приборы, входящие в состав СМО, преобразуют сигналы, поступающие от датчиков вибрации, частоты вращения, наличия пламени в камере сгорания, в аналоговые сигналы 05 мА и дискретные сигналы отклонений указанных параметров от нормы, которые подаются в каналы непрерывного и выборочного измерения, сигнализации, автоматического управления и аварийных защит. Выходные сигналы регулирующих приборов поступают непосредственно на исполнительные механизмы.

3.2.5 Устройство представления информации

Устройство представления информации (УПИ) предназначено для представления информации о состоянии агрегата и управления им. Оно включает:

— мнемосхему ГПА;

— табло этапов логического управления (ТЭЛУ);

— показывающие и регистрирующие приборы;

— табло групповой, индивидуальной сигнализации и вызова;

— пульт управления;

— блок регистрации событий (БРС);

— табло контроля исправности и сигнализации неисправностей устройств установки А-705−15−03.

3.2.6 Мнемосхема

Сигналы состояния устройств и положения запорной арматуры агрегата поступают на мнемосхему, расположенную в верхней части стойки УПИ. На мнемосхеме с помощью соответствующих мнемознаков индицируется изменение состояния агрегата при изменении режима его работы. Зеленый цветом индицируется открытое, включенное состояние запорной арматуры или устройства, красным — закрытое, выключенное состояние.

Значение мнемознаков:

1) загорание зеленой лампы ТД сигнализирует о включении турбодетандера;

2) красная и зеленая лампы ВПУ сигнализируют соответствуют о выключенном или включенном состоянии валоповоротного устройства;

3) загорание зеленой лампы РДВ сигнализирует о том, что сработало реле давления воздуха и давление воздуха за компрессором достигло 5 МПа;

4) красная и зеленая лампы ОПК, БПК сигнализируют закрытое и открытое положение основных приемных и байпасных приемных клапанов воздухозаборного устройства;

5) маслоохладитель (ВО). Загорание ламп в каждом ряду имеет следующее значение: левая зеленая — вентиляторы включены; правая зеленая — вентиляторы включены на вращение в обратном направлении («РЕВЕРС»); красная — вентиляторы выключены;

6) красная и зеленая лампы ПМН, РМН, МНУ1, МНУ2 сигнализируют выключенное и включенное состояние пускового, резервного и маслонасосов уплотнения;

7) красная лампа КС сигнализирует о загорании факела в камере сгорания;

8) зеленая лампа Н загорается при включении нагнетателя в работу (обороты ТВД достигли 4200 мин-1, кран 3 закрыт, агрегат в работе);

9) красная и зеленая лампы ЗСМ сигнализируют закрытие и открытие задвижки слива масла из маслобака.

3.2.7 Постоянно показывающие и регистрирующие приборы

Непрерывное аналоговое измерение и регистрация наиболее важных контролируемых параметров осуществляется с помощью показывающих и регистрирующих приборов, А 542 и одношкальных узкопрофильных приборов, А 501.

Шкалы приборов соответствуют пределам измерений контролируемых параметров. Аналоговая регистрация осуществляется на общем поле диаграммной ленты цветом, соответствующим цвету указателя. Скорость продвижения диаграммной ленты 40 мм/ч. Одного рулона достаточно для 10 суток непрерывной регистрации.

3.3 Остановка газоперекачивающего агрегата

Остановки ГПА разделяются на нормальные и вынужденные. Нормальные остановки (НО) могут быть плановыми и внеплановыми. Плановыми называются нормальные остановки, связанные с выводом агрегатов в плановый ремонт, резерв по графику, а также с плановыми остановками компрессорных станций на профилактические ремонты. Внеплановыми нормальными остановками называются остановки, не связанные с отказом ГПА, вспомогательного оборудования, общестанционных систем обеспечения агрегата (электроэнергией, топливным газом и т. п.) и производимые по предварительно принятому решению.

Вынужденной остановкой ГПА называется его остановка из-за повреждения (или угрозы повреждения) узлов и деталей, отказов регулирования, автоматики, маслоснабжения и других систем агрегата, выхода из строя вспомогательного оборудования или общестанционных систем обеспечения агрегата.

Вынужденная остановка может быть аварийной и нормальной. Аварийная остановка осуществляется при нажатии кнопки аварийной остановки или срабатывании защит агрегата. При этом происходит мгновенное закрытие стопорного клапана. Вынужденная нормальная остановка производится в тех случаях, когда агрегат может быть разгружен и остановлен в соответствии с порядком нормальной остановки по технической инструкции завода — изготовителя.

3.3.1 Нормальная остановка

Нормальная остановка происходит по команде оператора при нажатии кнопки «НОРМАЛЬНАЯ ОСТАНОВКА» на пульте управления. На УПИ гаснет табло АГРЕГАТ В РАБОТЕ и загорается табло НО.

Открывается станционный кран 6 (на мнемосхеме загорается зеленая лампа кр.6). Нагнетатель разгружается на «кольцо» .

Для снижения температуры продуктов сгорания после ТНД со скоростью не более плюс 25С в минуту включается программное воздействие на электродвигатель регулятора скорости с целью постепенного закрытия регулирующего клапана.

После снижения частоты вращения ротора ТНД до частоты вращения 3300 мин-1 происходит перестановка кранов нагнетателя:

— открываются краны 3 бис и 3 (на мнемосхеме загораются зеленые лампы кр. 3 бис и кр. 3);

— закрываются краны 1 и 2 (на мнемосхеме загораются красная лампы кр.1 и кр.2);

— открывается кран 5 (на мнемосхеме загорается зеленые лампа кр.5). Газ из контура нагнетателя через свечу сбрасывается в атмосферу.

При снижении давления масла за главным маслонасосом смазки до 0,45 МПа включается пусковой маслонасос (на мнемосхеме загорается зеленые лампа ПМН).

Снижение давления воздуха в проточной линии при движении регулятора скорости «НИЖЕ» приводит к закрытию регулирующего клапана (на мнемосхеме загорается красная лампа РК). Гаснут основные горелки камеры сгорания.

Подается напряжение на электромагнитные вентили ЭМВ1 и ЭМВ2, они открываются, и происходит сброс воздуха из линии предельного регулирования. Закрывается стопорный клапан (на мнемосхеме загорается красная лампа СК). Гаснет факел дежурной горелки в камере сгорания (на УПИ гаснет табло ФАКЕЛ ЗАЖЖЕН). Открываются выпускные клапаны ВВК1, ВВК2 и сбрасывается воздух за компрессором. Выбегают по инерции роторы ТВД и ТНД. Закрывается кран 12, и открывается кран 9 (на мнемосхеме загораются красная лампа кр.12 и зеленая лампа кр.9), газ из топливного коллектора агрегата сбрасывается в атмосферу через свечу. Происходит отключение защит: по давлению воздуха предельной защиты, по давлению топливного газа и по погасанию факела.

После закрытия регулирующего клапана электродвигатель регулятора скорости останавливается. После закрытия стопорного клапана он вновь включается на непрерывное вращение, возвращая регулятор скорости в исходное положение «MAX». Отключаются вентиляторы в комплексной воздухоочистительной установке (на пульте управления загораются индикаторы ДСФ ОТКЛ.). Закрывается электромагнитный вентиль ЭМВ-5, прекращая подачу воздуха в систему регулирования.

При снижении давления газа в полости нагнетателя до величины менее 0,2 МПа и снижении частоты вращения ротора ТВД до величины менее 10 мин-1 отключается защита по перепаду «масло-газ» с последующей остановкой маслонасоса уплотнения (на мнемосхеме загорается красная лампа МНУ1 или МНУ2; на УПИ загорается табло АГРЕГАТ ГОТОВ К РАБОТЕ).

Пусковой маслонасос остановится (на мнемосхеме загорится красная лампа ПМН) при закрытом СК, давлении газа в полости нагнетателя менее 0,2 МПа, оборотах вала ТВД менее 10 мин-1 (ротор ТВД остановился) и снижении температуры за ТНД до величины менее плюс 75 С. Отключится защита по давлению масла смазки. Выключится вентилятор отсоса (на пульте управления загорается индикатор ВЕНТ. ОТСОСА ОТКЛ.).

Если регулирующий клапан не закроется своевременно, то через 30 мин после подачи команды на остановку агрегата закроется кран 12, откроется кран 9, сработают электромагнитные вентили ЭМВ1, ЭМВ2, и агрегат остановится аварийно.

3.3.2 Аварийная остановка

Аварийная остановка происходит при срабатывании одной из защит агрегата или по команде оператора в случаях:

— воспламенения масла;

— появления дыма из подшипников;

— прорыва газа в машзал;

— при появлении постороннего шума в агрегате;

— большого расхода масла;

— при угрозе безопасности обслуживающему персоналу и оборудованию.

Оператор нажимает красную кнопку на пульте управления или по месту на агрегате. На УПИ гаснет табло АГРЕГАТ В РАБОТЕ и загорается табло АО.

Подается напряжение на электромагнитные вентили ЭМВ1 и ЭМВ2, они открываются, и происходит сброс воздуха из линии предельного регулирования.

Закрывается стопорный клапан (на мнемосхеме загорается красная лампа СК), гаснет факел в камере сгорания (на УПИ гаснет табло ФАКЕЛ ЗАЖЖЕН). Сброс воздуха предельного регулирования приводит к открытию сброса воздуха из проточной линии.

Давление в ней падает, закрывается регулирующий клапан (на мнемосхеме загорается красная лампа РК) и открываются выпускные клапаны (ВВК1 и ВВК2), сбрасывая воздух за компрессором. Роторы ТВД и ТНД по инерции выбегают.

При снижении давления масла за главным насосом смазки до 4,5 кгс/кв.см включается пусковой маслонасос (на мнемосхеме загорается зеленые лампа ПМН).

Закрывается кран 12, открывается кран 9 (на мнемосхеме загораются красная лампа кр.12 и зеленая лампа кр.9).

После закрытия стопорного клапана включается электродвигатель регулятора скорости на непрерывное вращение и возвращает регулятор скорости из текущего положения в исходное состояние «MAX». Отключаются вентиляторы в комплексной воздухоочистительной установке. Закрывается электромагнитный вентиль ЭМВ-5, прекращая подачу воздуха в систему регулирования. Газотурбинная установка останавливается.

Одновременно с остановкой ГТУ происходит отключение нагнетателя. Открываются краны нагнетателя 3бис и 3 (на мнемосхеме загораются зеленые лампы кр.3бис и кр.3), станционный кран 6 (на мнемосхеме загорается зеленые лампа кр.6).

Закрываются краны 1 и 2 (на мнемосхеме загораются красная лампы кр.1 и кр.2), после этого открывается кран 5 (на мнемосхеме загорается зеленые лампа кр.5). Газ из контура нагнетателя сбрасывается через свечу в атмосферу.

При снижении давления газа в полости нагнетателя до величины менее 0,2 МПа и снижении частоты вращения ротора ТВД до величины менее 10 мин-1 отключается маслонасос уплотнения.

Пусковой маслонасос при закрытом СК, давлении газа в полости нагнетателя менее 0,2 МПа, оборотах вала ТВД менее 10 мин-1 и снижении температуры за ТНД ниже плюс 75 С. Выключается вентилятор отсоса. Агрегат аварийно остановлен.

После устранения причины, вызвавшей аварийную остановку, нажимают на пульте управления кнопку «ДЕБЛОКИРОВКА». На УПИ гаснет табло АО и загорается табло АГРЕГАТ ГОТОВ К ПУСКУ.

3.4 Включение защиты агрегата

Защита по давлению масла смазки. Включается (становится в дежурный режим) на первом этапе пуска при повышении давления масла на смазку подшипников турбины до 0,05 МПа, опорно-упорного подшипника нагнетателя до 0,3 МПа.

Срабатывает при снижении давления масла на смазку подшипников турбины до 0,02 МПа или подшипника нагнетателя до 0,15 МПа.

Отключается по выполнении условий при нормальной или аварийной остановке:

— стопорный клапан закрыт;

— давление газа в полости нагнетателя менее 0,2 МПа;

— обороты вала ТВД менее 1,0 мин-1;

— температура за ТНД менее плюс 75С.

Защита по перепаду «масло-газ». Включается на втором этапе пуска при открытии крана 4. Срабатывает при снижении величины перепада давлений «масло-газ» до 0,05 МПа.

Отключается по выполнении нормальной или аварийной остановки и снижении давления газа в полости нагнетателя до величины менее 0,2 МПа.

Защита по давлению воздуха предельной защиты. Включается при инициализации выполнения операции третьего этапа пуска. Срабатывает при снижении давления воздуха в линии предельного регулирования до 0,08 МПа (при включенной защите).

Отключается на нормальной остановке при закрытии регулирующего клапана или через 30 мин с начала выполнения операций по нормальной остановке и не закрытии РК. При аварийной остановке отключается при появлении сигнала на аварийный останов агрегата.

Защита по давлению топливного газа. Включается на третьем этапе пуска при повышении давления воздуха за компрессором более 5,0 МПа, открытии крана 12 и через 20 с после включения запала.

Срабатывает при снижении давления топливного газа перед стопорным клапаном до 1,0 МПа.

Отключается на нормальной остановке при закрытии регулирующего клапана или через 30 мин с начала выполнения операций по нормальной остановке и не закрытии регулирующего клапана.

Защита по погасанию факела. Включается на третьем этапе пуска при открытии крана 12 и появлении сигнала ФАКЕЛ ЗАЖЖЕН.

Срабатывает при погасании факела в камере сгорания на работающем агрегате.

Отключается на нормальной или аварийной остановке при закрытии крана 12.

Защита по оборотам. Агрегат аварийно останавливается при повышении оборотов вала ТВД до 5300 мин-1 или оборотов вала ТНД до 5250 мин-1.

Защита по температуре. Срабатывает:

— при повышении температуры вкладышей подшипников до плюс 80С;

— повышении температуры продуктов сгорания перед ТВД до плюс 810С;

повышении температуры продуктов сгорания после ТНД до плюс 545 С.

Защита по уровню масла в аккумуляторе масла. Срабатывает при снижении уровня масла в гидроаккумуляторе нагнетателя.

Защита по осевому сдвигу. Срабатывает при повышении давления воздуха в реле осевого сдвига роторов ТВД, ТНД до 0,1 МПа или масла в реле нагнетателя до 0,35 МПа.

Защита по самопроизвольной перестановке кранов. Срабатывает, если агрегат находится в режиме «АГРЕГАТ В РАБОТЕ» и самопроизвольном закрытии любого из кранов 12, 1, 2.

3.5 Первичные преобразователи нижнего уровня автоматизации ГПА

Средства измерения, используемые при автоматизации ГПА сведены в таблице 3.1 и показаны на ФСА рисунке 3.2. противоаварийная защита указана в таблице 3.2

Таблица 3.1 — Перечень средств измерения используемые при автоматизации ГПА

Таблица 3.2 — Противоаварийная защита ГПА

3.5.1 Преобразователь термоэлектрический ТХАУ-1172

Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТХАУ-1172 (далее термопреобразователи) предназначены для измерения температуры выхлопных газов, воды, пара, воздуха, инертных газов.

Термопреобразователи обеспечивают непрерывное преобразование температуры в унифицированный токовый сигнал.

Термопреобразователи с защитной арматурой из стали 10Х17Н13М2Т могут использоваться в агрессивной рабочей среде, содержащей до 25% сероводорода H2S и углекислого газа СО2 и рассчитаны на работу в среде, содержащей до 10 мг/м сероводорода (кратковременно до 100 мг/м в течение до 230 часов в год).

Принцип работы термопреобразователей основан на линейной зависимости унифицированного выходного сигнала от температуры. Термопреобразователи состоят из термопар в защитной арматуре из нержавеющей стали, в головки которых вмонтированы измерительные преобразователи. Тип термопары ТХА. Термопреобразователи имеют компенсацию свободных концов. Выходные сигналы — постоянный ток от 4 до 20 мА с линейно возрастающей характеристикой. Термопреобразователи имеют одну модификацию и 4 исполнения.

3.5.2 Преобразователь термоэлектрический ТСПУ Для одновременного измерения температуры одной точки двумя приборами применяются двойные термопреобразователи сопротивления, в которые встроены два электрически изолированных друг от друга чувствительных элемента.

В качестве чувствительного элемента платиновых термопреобразователей сопротивления используют платиновую спираль, размещенную в каналах керамического каркаса и укрепленную там изоляционным порошком. Чистая платина — наилучший и наиболее распространенный материал для изготовления чувствительных элементов термопреобразователей сопротивления.

К достоинствам платины следует отнести ее сравнительно высокую химическую инертность вплоть до высоких температур, высокую температуру плавления, высокое удельное сопротивление (10 мкОм/см при комнатной температуре). Платиновые термопреобразователи сопротивления (ТСП) используют для измерения температуры в диапазоне от минус 260 до плюс 1100 °C.

3.5.3 Измерительный преобразователь Сапфир-22ДИ-Ех Преобразователь измерительный взрывозащенный Сапфир-22-Ех предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами взрывоопасных производств и обеспечивает непрерывно преобразование значения измеряемого параметра — давления избыточного, абсолютного, гидростатического, разряжения, разности давления нейтральных и агрессивных сред в унифицированный токовый сигнал дистанционной передачи.

Датчик избыточного давления имеет выходной сигнал 4−20 мА и микропроцессорный электронный преобразователем с индикатором.

Датчик состоит из преобразователя давления и электронного преобразователя. Датчики имеют унифицированный электронный преобразователь.

Измеряемая входная величина подается в камеру сенсорного блока и преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрического сопротивления его тензорезисторов.

Измеряемая входная величина подается в камеру сенсорного блока и преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрического сопротивления его тензорезисторов.

Электронный преобразователь датчика преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал.

Чувствительным элементом тензопреобразователя является пластина из монокристаллического сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисторами, прочно соединенная с металлической мембранной тензопреобразователя.

Функционально электронный преобразователь состоит из аналого-цифрового преобразователя (АЦП), блока памяти АЦП, микроконтроллера с блоком памяти, цифро-аналогового преобразователя (ЦАП), стабилизатора напряжения, фильтра радиопомех и блока регулировки и установки параметров.

3.5.4 Датчик давления Метран-100

Датчики давления Метран-100 предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование измеряемых величин — давления избыточного, абсолютного, разрежения, давления-разрежения, разности давлений, гидростатического давления нейтральных и агрессивных сред в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи, цифровой сигнал на базе HART-протокола и цифровой сигнал на базе интерфейса RS-485 с протоколами обмена ICP или Modbus.

Датчик избыточного давления имеет выходной сигнал 4−20 мА и микропроцессорный электронный преобразователем с индикатором.

Датчик состоит из преобразователя давления и электронного преобразователя. Измеряемая входная величина подается в камеру сенсорного блока и преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрического сопротивления его тензорезисторов.

Измеряемая входная величина подается в камеру сенсорного блока и преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрического сопротивления его тензорезисторов.

Измеряемая входная величина подается в камеру сенсорного блока и преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрического сопротивления его тензорезисторов.

Электронный преобразователь датчика преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал.

Чувствительным элементом тензопреобразователя является пластина из монокристаллического сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисторами, прочно соединенная с металлической мембранной тензопреобразователя.

3.5.5 Датчик вибрации ВК 310С Вибропреобразователи серии ВК-310 представляют собой пьезоэлектрические акселерометры с согласующими усилителями и предназначены для применения в составе аппаратуры непрерывного вибрационного контроля, защиты и вибродиагностики турбоагрегатов, питательных насосов двигателей нефтеперекачивающих и газокомпрессорных станций, вибродиагностики электрических станций и других объектов. Вибропреобразователи серии ВК-310 состоят из пьезоэлектрического преобразователя (далее — датчика) соединенного с согласующим усилителем (далее — предусилителем) и выпускаются в двух модификациях, отличающихся конструктивным исполнением.

3.5.6 Датчик загазованности СТМ-10

Стационарный сигнализатор СТМ-10 предназначен для автоматического непрерывного контроля довзрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей горючих газов и паров.

Область применения: в процессе добычи, переработки, транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов; ТЭК (ТЭЦ, ГРЭС и т. д.), на объектах газовых и автомобильных хозяйств, на заправках; на промышленных предприятиях (окрасочные участки, канализационные участки, котельные); на складах ГСМ; на судах речных и морских пароходств. Принцип работы — термохимический.

Сигнализатор СТМ-10 имеет световую сигнализацию на лицевой панели по каждому каналу при достижении пороговых концентраций горючих газов или неисправности датчика.

В случае использования модификаций сигнализатора с принудительной подачей контролируемой среды необходима линия сжатого воздуха с давлением от 0,25 до 0,6 МПа. Загрязненость линии сжатого воздуха должна быть не более класса 5 по ГОСТ 17 433. Расход контролируемой среды для сигнализаторов с принудительной подачей пробы не менее 48 л/ч.

4. Анализ средств учета и контроля расхода газа Основными средствами учета и контроля газа являются расходомеры. Роль расходомеров в современном мире очень высока в связи с тем, что задача контроля расхода сводится к задаче максимальной экономии энергетических ресурсов многих стран мира, учитывая то, что они дорожают с каждым днем, и увеличивается масштаб потребления.

Существует огромное количество приборов для измерения расхода и количества веществ, различающихся принципами действия и методами измерений. При выборе средства измерения расхода и его количества исходят из свойств измеряемого вещества, его параметров и требований к точности измерения.

Учет газа организуется с целью:

— составления баланса газа на технологические нужды предприятия;

— осуществления взаимных расчетов между «поставщиком» и «потребителем» газа;

— контроля за рациональным и эффективным использованием газа на предприятии.

Различают следующие виды контроля и учета:

— коммерческий контроль и учет, являющийся наиболее ответственным видом учета. Производится по правилам и документам, имеющим статус юридических норм, регулирующих взаимоотношения между поставщиком и потребителем. Именно по коммерческим узлам учета определяется объем газа, перекаченного по магистральному газопроводу;

— хозрасчетный контроль и учет, где учет осуществляется в рамках одного предприятия. Этот вид учета используется для разнесения затрат между подразделениями предприятия при определении себестоимости продукции;

— оперативный контроль, связанный с получением информации о величине расхода и количества, который используется в системах регулирования и управления технологическим процессом.

В Комсомольском ЛПУ МГ коммерческие узлы учета предназначены для учета количества газа переданного по системе газопроводов предприятия потребителям.

Хозрасчетные узлы учета газа предназначены для измерений расхода природного газа, используемого в качестве топлива для работы газотурбинных двигателей газоперекачивающих агрегатов.

Целью данной задачи является определение наиболее выгодного средства измерения расхода газа.

Узлы являются унифицированными элементами и входят в состав комплексной установки подготовки топливного, пускового, импульсного газа КС. Они должны обеспечивать измерение расхода и надежную подачу топливного газа к каждому газоперекачивающему агрегату и компрессорному цеху в целом, а также измерение расхода газа, потребляемого на собственные нужды КС (котельные, электростанции).

Применяются следующие основные принципы измерений и газоснабжения ГПА топливным газом:

а) цеховой;

б) агрегатный;

в) комбинированный (агрегатно-цеховой).

На сегодняшний день самым распространенным методом учета расхода попутного газа является метод переменного перепада давления. Данный метод измерения расхода газа реализуется в информационно-измерительных системах многих компаний, в частности, и на данном предприятии. Методика расчета расхода и определение неопределенности (погрешности) измерения расхода нормируется ГОСТ 8.586.1−5-2005 «Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств». В качестве преобразователей расходомеров в данном методе используются сужающие устройства. Наиболее распространенным первичным преобразователем расхода является сужающее устройство типа стандартной диафрагмы. Объясняется этот факт, прежде всего простотой конструкции данного типа преобразователя, детальной проработкой методики выполнения измерений и поверки.

4.1 Расходомеры с сужающими устройствами Широкое применение расходомеров с сужающими устройствами объясняется их дешевизной, простотой конструкции, возможностью эксплуатации практически при любых давлениях и температурах. Для их градуировки и поверки не требуются образцовые расходомерные установки, которые необходимы почти для всех остальных расходомеров и счетчиков газа. Кроме того, они обладают важным достоинством — удобством массового производства, так как индивидуально изготавливается только первичный преобразователь (сужающее устройство), а все остальные, наиболее сложные части (средства измерений температуры, перепада давления, давления и средства обработки показаний) могут изготавливаться крупносерийно.

Сужающее устройство — чувствительный элемент первичного измерительного преобразователя, представляющий собой диафрагму. Диафрагма выполнена в виде тонкого диска с отверстием, имеющим со стороны входа потока острую прямоугольную кромку (рисунок 4.1). Другими словами, диафрагма представляет собой тонкий диск с отверстием круглого сечения с острой кромкой, центр которого лежит на оси трубы.

Вычисление расхода газа производится по измерению перепада давления на сужающем устройстве (СУ), в качестве СУ применяется устройство сужающее быстросъемное УСБ-150.

Конструкция УСБ основана на методе измерения расхода газа с помощью дисковой диафрагмы. Узлы и детали УСБ изготавливаются из высокопрочной стали, позволяющей выдерживать давления до 160 кгс/см². УСБ состоит из двух частей, соединенных между собой болтами. Каждая часть представляет собой плюсовую и минусовую камеру, между которыми расположена измерительная диафрагма, поджатая к минусовой камере шпильками. УСБ имеет паз для монтажа (демонтажа) диафрагмы, перекрываемой изнутри самоуплотняющейся крышкой, а снаружи соединительной накладкой центрующимися шпильками.

1 — входной торец диафрагмы; 2 — выходной торец диафрагмы; ЕД — толщина диафрагмы; е — длина цилиндрической части отверстия диафрагмы; G, H, I — кромки; d — диаметр отверстия; D — диаметр проходного сечения измерительного трубопровода; б — угол наклона образующей конуса к оси отверстия диафрагмы Рисунок 4.1 — Диафрагма Отбор давления газа до и после диафрагмы производится из кольцевых камер со специальных сквозных отверстий в корпусе.

В данное время учет расхода топливного газа производится измерительными комплексами, состоящими из первичного элемента — сужающего устройства (диафрагмы), дифманометра сильфонного самопишущего ДСС-712−2с и электронного моста Диск-250, работающего с термоэлектрическим термометром сопротивления ТСМ-50М. Прибор ДСС-712−2с и Диск-250 являются самопишущими, на них устанавливаются диаграммы. На этих диаграммах фиксируются значения, необходимые для планиметрирования (обработки с помощью планиметра) оператором. После обработки диаграмм по полученным значениям с применением программного обеспечения, производится расчет суточного количества газа.

Основным недостатком измерительного комплекса является невысокая точность учета расхода газа, передача на верхний уровень возможна только после обработки диаграмм, т. е. говорить об оперативности передачи данных не приходится. Это зачастую является основной причиной разбалансов при учете топливного газа. Требуется внедрение автоматизированной системы учета расхода газа.

4.2 Обоснование выбора средств измерений

Для проверки правильности выбора средств измерений в соответствие, заданными в нормативной документации, нормами точности выполним расчет относительной расширенной неопределенности результата измерений расхода на примере одного из узлов учета газа.

Оценка неопределенности измерения имеет возрастающую важность, потому что она дает возможность тем, кто использует результаты измерения, оценить надежность этих результатов. Без такой оценки результаты измерения не могут быть сравнимы ни между собой, ни с эталонными, приведенными в спецификациях или стандартах. Для того, чтобы получить сравнимые результаты из оценок неопределенностей измерения, эксперты из семи международных организаций, занимающихся метрологией или стандартизацией, разработали «Руководство по выражению неопределенности измерения», (GUM). Руководство устанавливает основные правила для оценки и выражения неопределенности в измерении, которая может быть соблюдена на различных уровнях точности и в различных областях применения.

Стандартная неопределенность — неопределенность результата измерения, выраженная как стандартное отклонение.

Относительная стандартная неопределенность — отношение стандартной неопределенности к значению оценки измеряемой величины, выраженное в процентах.

Суммарная стандартная неопределенность — стандартная неопределенность результата измерения, когда результат получают из значений ряда других величин, равная положительному квадратному корню суммы членов, причем члены являются дисперсиями или ковариациями этих других величин, взвешенных в соответствии с тем, как результат измерения изменяется в зависимости от изменения этих величин.

Относительная суммарная стандартная неопределенность — Отношение суммарной стандартной неопределенности результата измерения к значению оценки измеряемой величины, выраженное в процентах.

Расширенная неопределенность — величина, определяющая интервал вокруг результата измерения, в пределах которого, можно ожидать, находится большая часть распределения значений, которые с достаточным основанием могут быть приписаны измеряемой величине.

Относительная расширенная неопределенность — отношение расширенной неопределенности к значению оценки измеряемой величины, высаженное в процентах.

При оценке относительной расширенной неопределенности результатов измерений расхода и количества среды определяют интервал вокруг результата измерения, в пределах которого находятся значения, которые с 95% уровнем доверия могут быть приписаны измеряемой величине.

Процедура оценки неопределенности результата измерений расхода и количества газа предполагает наличие ограниченной исходной информации, когда для СИ нормированы только следующие метрологические характеристики:

— границы допускаемых отклонений СИ или неопределенности результатов измерений, вносимой СИ, с указанием уровня доверия;

— границы допускаемых дополнительных отклонений СИ или неопределенности результатов измерений, вносимые СИ, при наибольших отклонениях внешних влияющих величин от нормальных значений, либо максимально допускаемые значения коэффициентов влияния.

При этом отсутствует информация о виде функции распределения внешних влияющих величин и частотных характеристиках изменений измеряемой величины и внешних влияющих величин.

В этом случае принимают следующие допущения:

— все значимые систематические эффекты учтены в результатах измерений;

— в качестве математического ожидания коэффициента чувствительности принимается его нормируемое максимально допускаемое значение;

— между входными переменными уравнения расхода не существует корреляционных связей;

— распределение вероятностей значений измеряемой величины соответствует нормальному закону Гаусса.

Для количественного выражения неопределенности результата измерения, представленной в виде границ отклонения значения величины от ее оценки, полагают, что распределение возможных значений измеряемой величины в указанных границах не противоречит равномерному распределению.

Метрологические характеристики узла учета определяются с учетом условно-постоянных величин и контролируемых параметров при эксплуатации узла учета.

Одним из основных условий, влияющих на точность измерений расхода газа, является уменьшение неопределенности, вносимой измерительным преобразователем или измерительным прибором с учетом основной и дополнительных составляющих неопределенности, входящих в состав узла учета газа.

4.3 Оценка относительной расширенной неопределенности измерений расхода

По ГОСТ 8.586.5−2005 произведем оценку относительной расширенной неопределенности измерений расхода стандартных сужающих устройств.

Исходные данные представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 — Исходные данные для расчета

Комплект средств измерений, входящих в узел учета газа представлен в таблице 4.2.

Таблица 4.2 — Комплекс средств измерений входящих в узел учета газа

Общая формула для расчета относительной стандартной неопределенности измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, согласно ГОСТ 8.586−5-2005:

(4.1)

где — относительная стандартная неопределенность коэффициента истечения с учетом влияющих факторов равна:

(4.2)

где =0,5% - относительная расширенная неопределенность коэффициента истечения, определяется согласно ГОСТ 8.586.2;

=0 — составляющая неопределенности коэффициента истечения, которая обусловлена сокращением длины прямолинейных участков и определяется в соответствии с ГОСТ 8.586.2;

= 0 — составляющая неопределенности коэффициента истечения, которая обусловлена сокращением длины прямолинейных участков между СУ и гильзой термометра и определяется в соответствии с ГОСТ 8.586.2;

=0 — составляющая неопределенности коэффициента истечения, которая обусловлена взаимным расположением диафрагмы и камеры усреднения и определяется в соответствии с ГОСТ 8.586.2;

=0,2% - составляющая неопределенности коэффициента истечения, которая обусловлена наличием уступа между секциями измерительного трубопровода и определяется в соответствии с ГОСТ 8.586.2.

=0,35%.

— относительная стандартная неопределенность измерений диаметра отверстия диафрагмы, значение которой принимают равным 0,02%,

— относительная стандартная неопределенность измерений диаметра трубопровода, значение которой принимают равным 0,1% по ГОСТ 8.586.5.

Составляющая относительной стандартной неопределенности измерений расхода, выраженная в формуле (4.1) в виде произведения, при, имеет значение = ,

где — относительный диаметр отверстия сужающего устройства равный отношению диаметра отверстия СУ к внутреннему диаметру измерительного трубопровода перед СУ, рассчитывается по формуле:

. (4.3)

Составляющая относительной стандартной неопределенности измерений расхода, выраженная в формуле (4.1) в виде произведения, имеет значение = .

— относительная стандартная неопределенность определения поправочного коэффициента, учитывающего шероховатость внутренней поверхности измерительного трубопровода, принимают равной Ѕ значения относительной расширенной неопределенности коэффициента шероховатости и вычисляют согласно ГОСТ 8.586.2 по формуле

(4.4)

где — относительная расширенная неопределенность определения эквивалентной шероховатости внутренней поверхности ИТ. Значение определяем по ГОСТ 8.586.1 в зависимости от материала и состояния поверхности ИТ. Материал ИТ — сталь 092С, состояние поверхности стенки трубопровода — с незначительным налетом ржавчины. Трубопровод с такими характеристиками имеет значение =0,15 м. Относительна расширенная неопределенность определения эквивалентной шероховатости = 33%;

— поправочный коэффициент, учитывающий шероховатость внутренней поверхности ИТ равен 1.

%.

Следовательно, = =0,025%.

— составляющая неопределенность измерений расхода — относительную стандартную неопределенность коэффициента притупления входной кромки диафрагмы принимают равной Ѕ значения — относительной расширенной неопределенности поправочного коэффициента Кп.

рассчитывают по формуле:

(4.5)

где Кп рассчитывается по формуле:

где rк — радиус входной кромки отверстия диафрагмы рассчитывается по формуле:

(4.6)

где, а — параметр, учитывающий тип измеряемой среды, который принимают для природного газа равным ;

rн — начальный радиус входной кромки диафрагмы, определяется визуально и равен 0,5 м. При таком способе определения rн неопределенность принимается равной 50%;

=1 — текущее время эксплуатации диафрагмы, год;

d — диаметр отверстия диафрагмы в рабочих условиях,

мм, (4.7)

— диаметр отверстия СУ при t = 20єС;

— коэффициент, учитывающий изменение диаметра отверстия СУ, вызванное отклонением температуры среды от плюс 20єС, определяется ГОСТ 8.586.1

(4.8)

=0,99 997,

=74,968 мм, и тогда =1,0047.

— дополнительная составляющая неопределенности, обусловленная заменой текущего значения радиуса входной кромки диафрагмы rк на его усредненное значение и в нашем случае = 0%.

Тогда относительная расширенная неопределенность коэффициента притупления кромки диафрагмы равна:

=0,23%. (4.9)

Относительная стандартная неопределенность ==0,12%.

— неопределенность результата измерений рассчитывают по формуле:

(4.10)

где n — число последовательно соединенных измерительных преобразователей или измерительных приборов, используемых для измерения перепада давления;

— коэффициент чувствительности i-ого измерительного преобразователя или измерительного прибора перепада давления;

— неопределенность, вносимая i-м измерительным преобразователем или измерительным прибором перепада давления с учетом основной и дополнительных составляющих неопределенности, рассчитывается по формуле:

(4.11)

где n — число влияющих величин;

— относительная стандартная неопределенность результата измерений перепада давления, рассчитанная без учета дополнительных составляющих неопределенности, вызванных внешними влияющими факторами по формуле:

(4.12)

где yв — верхний предел измерений СИ принятый за нормирующий параметр;

— приведенная основная погрешность прибора.

— дополнительный вклад в неопределенность результата измерений перепада давления от i-го влияющего фактора, определяемый по формуле (10.8) ГОСТ 8.586.5.

С учетом этого формулу (4.13) для дифманометра можно записать в следующем виде:

(4.13)

где Хmax — наибольшее отклонение внешней влияющей величины от нормального значения.

Относительная стандартная неопределенность результата измерений перепада давления прибором ДСС -712 с учетом дополнительной составляющей неопределенности, вносимой изменением температуры окружающего воздуха в диапазоне (плюс 15… плюс 30)єС, при max расходе:

= 0,77%,

при среднем расходе:

=1,58%,

при Qср = 0,7Qmax

при минимальном расходе:

=8,60%,

при Qср = 0,3Qmax

Формулу (4.12) для комплекта СИ перепада давления, состоящего из дифманометра сильфонного самопишущего ДСС-712 и корневого планиметра ПК-2, с учетом выполненных расчетов и неопределенности результата измерений перепада давления, вносимую планиметром, можно записать в следующем виде:

. (4.14)

Значения коэффициентов в зависимости от функции преобразования измерительного преобразователя или измерительного прибора и их порядкового номера в последовательной соединенной цепи принимаем по ГОСТ 8.586.5−2005.

Относительная стандартная неопределенность результата измерений перепада давления:

при max расходе

= 0,80%,

при среднем расходе

= 1,61%,

при минимальном расходе

=8,63%.

Неопределенность результата измерений абсолютного давления при применении приборов избыточного давления рассчитывают по формуле

(4.15)

где n — количество последовательно соединенных измерительных преобразователей или измерительных приборов, используемых для измерения давления;

— неопределенность, вносимая i-м измерительным преобразователем или измерительным прибором давления с учетом дополнительных составляющих неопределенности;

— неопределенность результата измерений атмосферного давления с учетом дополнительных составляющих неопределенности.

Относительную стандартную неопределенность результата измерений давления манометром МТС-712 с учетом дополнительной составляющей рассчитывают по формуле

(4.16)

где пд — предел допускаемых значений дополнительной абсолютной погрешности при отклонении влияющей величины на Х;

Хmax — наибольшее отклонение внешней влияющей величины от нормального значения.

Относительная стандартная неопределенность измерений давления равна

=0,725%.

Неопределенность результата измерений давления пропорциональным планиметром ППр-1 рассчитывается по формуле:

(4.17)

= 0,138%.

Неопределенность результата измерений атмосферного давления рассчитывается по формуле:

(4.18)

где — максимально допустимое отклонение результата измерений барометрического давления.

Относительная стандартная неопределенность равна

=0,05%.

Относительная стандартная неопределенность результата измерений абсолютного давления равна:

(4.19)

= 0,70%.

— относительную стандартную неопределенность результата измерений температуры газа рассчитывают по формуле

(4.20)

где — стандартная неопределенность, вносимая i-м измерительным преобразователем или измерительным прибором температуры с учетом дополнительных составляющих неопределенности;

n — число последовательно соединенных измерительных преобразователей или измерительных приборов, используемых для измерения температуры.

Стандартную неопределенность результата измерений температуры термометром сопротивления типа ТМ -9201 НСХ 50 М класса В с учетом дополнительной составляющей рассчитывают по формуле:

єС (4.21)

Температура газа может изменяться в диапазоне (плюс 5… плюс 30)єС.

Стандартная неопределенность при tmin = плюс 5єС

= ± 0,134єС, при tср = плюс 18 єС, = ± 0,157 єС, при tmax = плюс 30єС, = ± 0,178 єС.

Стандартную неопределенность результата измерений температуры прибором Диск-250 с НСХ 50 М класса точности 1, с учетом дополнительной составляющей рассчитывают по формуле:

єС (4.22)

=0,251 єС.

Стандартную неопределенность результата измерений температуры пропорциональным планиметром ППр-1рассчитывают по формуле:

% (4.23)

=0,1%.

Относительная стандартная неопределенность результата измерений температуры газа равна

= 0,089%.

Относительную стандартную неопределенность коэффициента расширения рассчитывают по формуле

(4.24)

где — относительная расширенная неопределенность коэффициента расширения вычисляется согласно ГОСТ 8.586.2;

— коэффициент расширения газа, рассчитывается по ГОСТ 8.586.2.

— относительная стандартная неопределенность вычисления показателя адиабаты.

Относительная стандартная неопределенность показателя адиабаты, рассчитанная по ГОСТ 30 319.1 =2,0%.

Относительная стандартная неопределенность коэффициента расширения будет равна при max расходе: = 0,990 518, для =0,63, р =18, =1,306 246;

= 0,049%,

при среднем расходе: = 0,995 363, ;

=0,025%;

при min расходе: = 0,99 915, для ;

=0,009%.

— относительная стандартная неопределенность расчета плотности газа в стандартных условиях по компонентному составу среды определяется согласно ГОСТ 30 319.1 и значение неопределенности составляет =0,17%.

— неопределенность расчета коэффициента сжимаемости газа, методом NX19 мод, устанавливается согласно ГОСТ 30 319.2 и равна 0,11%.

— относительная стандартная неопределенность результата измерений расхода газа согласно формуле (4.8) составит для max расхода:

при среднем расходе:

при min расходе:

Относительную расширенную неопределенность результата измерений расхода газа при 95%-ном уровне доверия рассчитывают по формуле

(4.25)

она равна:

=1,3%; =1,9%; = 8,7%.

Относительная расширенная неопределенность должна быть представлена не более чем двумя значащими цифрами.

Из расчета видно, что относительная расширенная неопределенность результата измерений расхода газа при расходе 30% превышает установленное ГОСТ 8.143−75 предельно допустимое относительное отклонение 5%.

Определим значение расхода, при котором относительная расширенная неопределенность равна 5%. Это значение расхода будет являться нижним пределом измерений узла учета газа.

Для решения этой задачи построим график зависимости относительной расширенной неопределенности расхода от значения расхода. Так как данная зависимость не линейна, то для более точного отображения графиком этой зависимости, дополнительно к полученным результатам неопределенности, рассчитаем промежуточное значение неопределенности при расходе, соответствующем 0,5Qmax.

При расходе газа 0,5Qmax:

=; = 0,997 599;

=3,07%; = 0,025%; =1,6%; =3,2%.

Представим все полученные значения относительной расширенной неопределенности измерений расхода в виде таблицы 4.3.

Таблица 4.3 — Расчетные значения относительной расширенной неопределенности

Построим график зависимости U = f (Q) (рисунок 4.2).

Как видно из графика на рисунке 4.2, при значении расхода газа соответствующего 42% Qmax относительная расширенная неопределенность измерений расхода равна 5%. Это значение расхода является нижним пределом измерений узла учета.

Для анализа зависимости относительной расширенной неопределенности расхода газа от неопределенности измерений перепада давления выполним ряд расчетов и построим графики этой зависимости, при условии, что все остальные составляющие относительной расширенной неопределенности расхода остаются без изменений.

Рисунок 4.2 — График зависимости неопределенности расхода от значения расхода Относительная расширенная неопределенность результата измерений расхода газа при измерении перепада давления с верхним пределом измерений = 0,63 кгс/см² и классами точности 2,5; 1,5; 1; 0,5; 0,25 имеет следующие значения, приведенные в таблице 4.4.

Таблица 4.4 — Относительная расширенная неопределенность результата измерений расхода газа при измерении перепада давления с верхним пределом измерений и классами точности (КТ)

По данным таблицы построим графики зависимости относительной расширенной неопределенности измерений расхода газа от значения перепада давления на СУ и класса точности средства измерений перепада (рисунок 4.3).

Рисунок 4.3 — Графики зависимости неопределенности измерений расхода от перепада давления Как видно из графиков:

— при уменьшении значения перепада давления на СУ наблюдается значительный рост относительной расширенной неопределенности значения расхода, что объясняется соответствующим ростом отношения ;

— использование средств измерений перепада давления с классом точности меньшим, чем 0,25, не дает существенного снижения неопределенности измерений расхода, и следовательно, использовать СИ с меньшим классом точности, для повышение точности измерений узла учета скорей всего будет не эффективно.

В ходе анализа была проверена степень оснащенности всех узлов учета газа средствами измерений, соответствующими по точности измерений установленным требованиям к допускаемым отклонениям номинальных значений измеряемых параметров и нормам точности измерений этого параметра.

Было установлено следующее:

— все действующие узлы учета газа обеспечены средствами измерений, соответствующими по диапазонам и точности измерения контролируемых параметров установленным требованиям к допускаемым отклонениям номинальных значений измеряемых параметров и норма точности измерений этих параметров;

— для обеспечения измерений в широком диапазоне изменения расхода с заданной точностью используются два-три дифманометра, что существенно повышает текущие издержки на обслуживание и поверку данных средств измерений.

Сейчас существует огромное количество средств измерений, которые могут обеспечить выполнение измерений расхода с высокой точностью. Как, например, «ГиперФлоу-3Пм» предназначенный для измерений в рабочих условиях и приведенного к стандартным условиям расхода и количества природного газа.

Датчик комплексный с вычислителем расхода «ГиперФлоу-3Пм» предназначен для измерения и регистрации избыточного (абсолютного) давления, перепада давления и температуры контролируемой среды, вычисления и регистрации расхода и количества газа, методом переменного перепада давления на сужающих устройствах и в системах с применением счетчиков и датчиков объемного расхода газа (работа в режиме корректора).

5. Охрана труда и техника безопасности

Темой данного диплома является автоматизация газоперекачивающего агрегата ГТК-10−4 в ЛПУ МГ «Комсомольское» .

Газоперекачивающие агрегаты ГТК-10−4 входят в состав компрессорного цеха КС 3.

Для обеспечения безопасности производства при монтаже, эксплуатации и ремонте средств автоматизации на КС 3, в данном разделе необходимо дать характеристику производственной среды и произвести анализ производственных опасностей и вредных факторов.

Безопасность производства и экологическая безопасность должны соблюдаться при всех видах работы, связанных с монтажом, эксплуатацией и ремонтом средств автоматизации на КС 3.

Несоблюдение требований производственной безопасности на производстве при монтаже, эксплуатации и ремонте средств автоматизации может привести к производственным травмам.

Вследствие того, что КС является вредным и опасным производственным объектом, в данном разделе будут рассмотрены мероприятия по безопасной эксплуатации средств автоматизации.

5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей на объекте При монтаже, наладке и эксплуатации средств автоматизации на компрессорной станции производственные опасности и вредности могут быть обусловлены следующими факторами:

— отравление вредными веществами природного газа;

— возможность взрыва и пожара при неисправностях и авариях, в результате возникновения смеси перекачиваемого газа с воздухом, нижний предел взрываемости которой — 5%, верхний — 15%, согласно ПОТ Р М-026−2003 «Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации газового хозяйства организаций» (Таблица);

Таблица

— поражение электрическим током до 1 кВ в результате соприкосновения с токоведущими частями, при монтаже, ремонте и эксплуатации средств автоматизации в летней период времени;

— опасность прямых ударов молнии, что может привести к пожару и поражению обслуживающего персонала на компрессорной станции. Среднегодовая продолжительность гроз в регионе составляет 20−40 часов, число ударов молний на 1 м² земной поверхности в месте расположения КС равно 1;

— опасность получения механических травм у обслуживающего персонала при проведении работ по монтажу, наладке и ремонту измерительных преобразователей;

— наличие в трубопроводе высокого давления (Р< 6,5 МПа) при неправильном регулировании или неисправности регулятора может вызвать деформацию трубопровода;

— взаимодействие шума и вибрации, как на приборы, так и на обслуживающий персонал;

— недостаточное освещение в местах установки средств автоматизации, вызывающие повышенную утомляемость, замедление реакции.

Характеристика сырья, участвующего в технологическом процессе: на объекте рассматривается природный газ в газообразном состоянии. Класс постности газа 4, температура самовоспламенения плюс 537 °C, ПДК газа в воздухе рабочей зоны 300, мг/м². Концентрационный предел взрываемости от 5 до 15%

Сведения о взрывои пожарной опасности, санитарных характеристиках производственных зданий, помещений и наружных установок приведены в таблице.

Примечание: класс опасности по ГОСТ 12.1.007−88 «ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общение требования безопасности»

Действие вредных веществ на организм человека зависит от их концентрации, продолжительности воздействия и особенностей организма человека. Профессиональные отравления и заболевания возможны, если концентрация токсичного вещества в воздухе рабочей зоны превышает предельного допустимую концентрацию (ПДК).

Действие вредных веществ на организм человека зависит от их концентрации, продолжительности воздействия и особенностей организма человека. Профессиональные отравления и заболевания возможны, если концентрация токсичного вещества в воздухе рабочей зоны превышает предельного допустимую концентрацию (ПДК).

Обслуживание оборудования компрессорного цеха производиться на объектах действущих магистральных газопроводов высокого давления, во взрывоопасных помещениях и связано с эксплуатацией тяжело нагруженных быстроходных агрегатов с высокой температурой продуктов сгорания. Поэтому обслуживающий персонал должен знать правила обращения с природным газом и его основные свойства.

Природный газ, транспортируемый по магистральным газопроводам, состоит в основном из метана. Газ без цвета и запаха, не обладает ядовитыми свойствами, легче воздуха. В смеси с воздухом, при содержании в нем от 4-х до 15% метана, природных газ взрывается даже от искры. Природный газ горит при определенном соотношении его с воздухом в составе газовоздушной смеси. Газ, скопляющийся в закрытом помещении, вытесняет воздух и удушающее действует на человека. Вдыхание паров газового конденсата оказывает наркотическое действие и может привести к разнообразным видам отравлений, вызывающих раздражение слизистых оболочек и функциональные нервные расстройства. Опасные свойства углеводородных газов требуют принятия мер предосторожности для предупреждения отравлений, взрывов и пожаров.

Для поддержания пожаробезопасного режима эксплуатации компрессорной станции, здания. помещения и сооружения классифицируются по взрывои пожаробезопасности НПБ 105−03 и ГТУЭ (7 издание).

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

5.2.1 Мероприятия по технике безопасности Во избежание несчастных случаев при обслуживании ГПА, к выполнению работ допускаются лица, обученные технологии проведения работ, правилам пользования средствами индивидуальной зашиты, способам оказания первой, не имеющие медицинских противопоказаний. аттестованные и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности (согласно ПБ 08−624−03, ПБ 12−529−03, ГТУЭ (7 издание)) Инструктажи допуска персонала к самостоятельной работе соответствуют требованиям ГОСТ 12.0.004−99.

Все работы, связанные с монтажом, наладкой, обслуживанием и ремонтом технических средств автоматизации, производятся в соответствии со следующими нормативно-техническими документами:

— «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» (ПТЭ);

— «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ. 7 издание);

— «Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов» ВРД 39−1.10−069−2002;

— «Правила пожарной безопасности в РФ» ППБ 01−03.

Для обеспечения безопасной работы в процессе монтажа эксплуатации, ремонта и технического обслуживания контрольно-измерительных приборов и автоматики предусматривается следующее:

— полная герметизация технологического процесса в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов. работающих под давлением» ПБ 03−576−03;

— приборы и средства автоматизации, устанавливаемые на технологическом оборудовании, имеют маркировку взрывозащиты 1ЕхсШВТ4 в соответствии ГОСТ 12.2.020−76;

— применение малых напряжений для питания переносных электроинструментов и светильников, изолирование токоведущих частей и ограждение устройств, содержащих средства автоматизации. Конструкция устройств комплекса обеспечивает защиту обслуживающего персонала от поражения электрическим током в соответствии с ГОСТ 12.2.003−74, ГОСТ 12.2.007−75, ГОСТ 26.205−83.

Каждое устройство комплекса имеет болт защитного заземления. Требования к заземлению определяется по ГОСТ 12.2.007−75. Питание электрической схемы ГПА осуществляется от внешнего источника трехфазного переменного тока напряжением 220/380 В частотой 50 Гц.

Безопасные и безвредные условия труда, при проведении работ. связанных с обслуживанием АСУ ТП, достигаются следующим:

заземление оборудования, емкостей, коммуникаций, в которых возникают заряды статического электричества (R3<100 Ом). Необходимая защита от поражения электрическим током обеспечивается защитным заземлением корпусов всех приборов и оборудования. Электрическая изоляция между отдельными электрическими цепями и корпусом должна выдерживать в течение минуты действие испытательного повышенного напряжения 1000 В промышленной частоты. Электрическая изоляция между отдельными электрическими цепями и корпусом должна быть не менее 0,5 МОм;

по способу защиты человека от поражения электрическим током изделия АСУ ТП соответствуют классам 1 и 2 (для изделий, предназначенных для соединения с источником напряжения U = 220 В) и классу 3 (для изделий, предназначенных для соединения с источником напряжения 24 В) по ГОСТ 12.2.007.0−75* (2001) «ССБТ. Изделия электромеханические. Общие требования безопасности» :

электрическое сопротивление между элементами защитного заземления и корпусом коммутационного панельного каркаса не более 0,1 Ом. Корпуса устройств заземляются в соответствии с 12.2.007.0−75* (2001), сопротивление контура заземления не более 4 Ом. Измерение сопротивления заземляющего устройства производится не реже одного раза в год;

— все токоведущие части, находящиеся под напряжением, превышающим U = 42 В по отношению к корпусу, имеют защиту от случайных прикосновений во время работы;

— подключение внешних цепей, разъемов, проведение ремонтных работ должны осуществляться только при отключенных напряжениях питания;

— подключение источников питания должно осуществляться через автоматические выключатели;

— защита технологических трубопроводов от атмосферного электричества и вторичных проявлений молний в соответствии с «Инструкцией по устройств) молнезащиты зданий и сооружений и промышленных коммуникаций» (СО 153−34.21.122−03):

— автоматическая аварийная защита технологического оборудования, позволяющая исключить возможность работы его в аварийных условиях;

— насосы снабжены предохранительными клапанами, которые не допускают повышения давления выше регламентируемого:

— все части приборов, находящиеся под напряжением размещены в корпусах, обеспечивающих защиту обслуживающего персонала от прикосновения к деталям, находящимся под напряжением.

— во взрывоопасных помещениях установлены сигнализаторы загазованности с подачей сигналов в операторную и с включением аварийной сигнализации;

Таким образом, на компрессорной станции осуществляется комплекс организационных и технических мероприятий, обеспечивающих надежность, эффективность, безопасность работы объектов с необходимой степенью защиты персонала и окружающей среды.

5.2.2 Мероприятия по промышленной санитарии В связи с тем, что в цехе производится очистка природного газа, необходимо уделять особое внимание мероприятиям по промышленной санитарии.

Для предотвращения заболеваний и отравлений связанных с производством, обслуживающий персонал обеспечен индивидуальными средствами защиты согласно ГОСТ 12.4.011−89(2001) «ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и квалификация» .

К средствам индивидуальной защиты относятся:

— специальная одежда — хлопчатобумажные костюмы, рукавицы. защитные очки, технические перчатки, каски, обувь, подбитая гвоздями, не дающая искр;

— фильтрующий противогаз марки «БКФ», защищающий органы дыхания от кислых и органических паров и газов;

— шланговые противогазы ГТШ-1 в количестве 4 шт. применяемыми при проведении ремонтных и аварийных работ при содержании кислорода в воздухе менее 18% и содержании вредных газов и паров более 0,5%, а также при работе внутри аппаратов, колодцах. приямках — и других заглубленных местах.

На каждом рабочем месте находятся в необходимом количестве дежурные противогазы, диэлектрические перчатки, резиновые коврики и медицинская аптечка. При проверке на загазованность и работе в местах возможного скопления газа по ГОСТ 12.1.016−03 персонал обеспечивается шланговыми противогазами ПШ1 или ПШ2. газоанализаторами. Противогазы хранятся вместе с инструментом, предназначенным для устранения аварии в опломбированном ящике в операторной КИПиА.

В машинном зале компрессорного цеха возможно повышение загазованности, как следствие необходима вентиляция. Для предотвращения образования ПДК природного газа используется приточно-вытяжная вентиляция с механическим побуждением.

При воздействии вибрации на организм человека наблюдаются изменения сердечной деятельности, нервной системы, спазмы сосудов. К средствам индивидуальной защиты от воздействия вибрации относятся рукавицы и перчатки с виброзащитными прокладками, вибродемпфирующие коврики-маты, обувь с виброзащитной стелькой.

Сильный шум вызывает у работающего головную боль, головокружение, нарушается функциональное состояние нервной системы. Интенсивный шум вызывает тугоухость и глухоту. К средствам индивидуальной защиты органов слуха на компрессорной станции относятся: противошумные наушники. Наушники имеют пластмассовые корпуса, звукопоглотители и протекторы.

На рабочих местах слесарей КИПиА предусмотрено рабочее и аварийное освещение. Для аварийного и рабочего освещения предусмотрены светильники ВЗГ-200 (взрывозашищенное исполнение). Естественное освещение предусмотрено через оконные панели. Для повышения освещенности оборудование окрашено в светлые тона, ожесточен контроль за своевременной заменой вышедших из строя ламп освещения.

На случай отключения рабочего освещения предусмотреть аварийное освещение, напряжением равным 12 В. Наименьшая освещенность помещений при аварийном освещении должна составлять 5% при работающем режиме освещения. При проведении ремонтных работ внутри емкостей для питания ручных светильников предусмотреть использования напряжения не более 12 В.

Для снятия статического электричества предусмотрено заземление всех нетоковедущих частей вторичных электрических приборов, а также оборудования в цехе.

Территория компрессорной станции в ночное время освещена. Нормы освещенности, отвечающие требованиям техники безопасности, пожарной безопасности регламентированы СНиП 23−05−95 «Естественное и искусственное освещение» .

5.2.3 Мероприятия по пожарной безопасности Общие требования к системе предотвращения пожара изложены в ППБ 01−03 «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации». Категории взрывопожарной опасности зданий и помещений устанавливаются в соответствии с ВППБ 01−04−98 «Правила пожарной безопасности для предприятия и организаций газовой промышленности» .

Система предотвращения взрыва на установке соответствует ГОСТ 12.1.010−76 (1999) «ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования» .

Для тушения загораний на КС предусматриваются следующие средства пожаротушения: пожарные гидранты не более 80 метров друг от друга, системы пожаротушения воздушно-механической пеной, по ГОСТ 12.4.009−83 (1996) «ССБТ. Пожарная техника для защиты объектов. Общие требования». Противопожарная защита КС 3 построена в трех направлениях:

предупреждающем;

извещающем;

ликвидирующем.

При срабатывании системы пожарной сигнализации происходит отключение приточной и вытяжной вентиляции, где произошло срабатывание.

Газоперекачивающие агрегаты ГТК-10−4 поставляются комплектно с комбинированной автоматической системой пожаротушения (АСПТ).

АСПТ ГПА включает в себя:

— установку порошкового пожаротушения в отсеке нагнетателя. состоящую из порошковых огнетушителей ОПАН-100 ТУ 4854−002−2 070 464−97, распределительных трубопроводов с распылителями, по которым производится доставка и распыление порошка в защищаемое помещение. Пуск огнетушителей производится по команде УПС или ручным пуском. Марка порошка — «Пирант-А» ;

— установку углекислого пожаротушения под кожухом ГПА, состоящую из модулей газового пожаротушения МГП-16−80 ТУ 4854−001−33 075 088−96 и системы трубопроводов, транспортирующих углекислоту под кожух ГПА. Пуск модулей производится по команде УПС или посредством ручного пуска. Огнетушащий состав — двуокись углерода СО2;

— установку аэрозольного пожаротушения в отсеках ГПА и маслообеспечения, которая представляет собой совокупность газогенераторов дгнетушащего аэрозоля ОП-51 7 «АГАТ-2 А» ТУ 4854−001−2 070 464−94, обеспечивающих выработку аэрозольного огнегасящего состава и создание в помещениях необходимой огнетушащей концентрации. Пуск генераторов ОП-51 7 производится по команде УПС. Марка аэрозольного состава — ПТ-50−2: — установку пожарной сигнализации (УПС).

На площадке КС установлено четыре резервуара (емкостью 700 м~' каждый) хозяйственно-производственного и противопожарного запаса воды с огневым подогревом. Предусмотрена конструкция забора воды из резервуаров пожарными машинами. К резервуарам обеспечен свободный подъезд пожарных машин.

Для внутреннего пожаротушения в помещениях предусмотрены пожарные краны, на главном щите в операторной и у каждого пожарного крана имеются кнопки включения и выключения пожарных насосов.

Предусмотрена молниезащита КС двумя молниеприемниками высотой 25 метров согласно СО 153−34.21.122−2003.

5.3 Расчет освещенности операторной На территории компрессорного цеха станции располагается помещение операторной, в которой находятся автоматизированные рабочие места работников службы КИПиА.

Для освещения операторной используются светильники УСП-35 с двумя люминесцентными лампами типа ЛЕЦ-40 каждый. Необходимо рассчитать удовлетворяет ли существующая освещенность установленным нормам.

Суть метода расчета заключается в следующем:

— определяется освещенность, если известны тип и количество используемых ламп;

— подсчитанная освещенность сравнивается с нормированной освещенностью Ен.

Согласно СНиП 23−05−95* освещенность Ен= 100 лк (норма освещенности рабочего места операторной).

Определение освещенности производится по следующей формуле

(5.1)

где Ф — световой поток одной лампы, лм;

n — количество ламп (или светильников), шт;

— коэффициент использования светового потока. Это отношение потока, падающего на расчетную поверхностьк суммарному потоку света всех ламп;

S — освещаемая площадь, м²;

k — коэффициент запаса, учитывающий снижение освещенности вследствие старения ламп, запыления ламп, светильников, загрязнения отражающих поверхностей помещения;

z — коэффициент неравномерности освещенности — это отношение средней освещенности к минимальной.

Для определения коэффициент использования светового потока () находиться индекс помещения (I) и предположительно оцениваются коэффициенты отражения поверхностей помещения: потолка — п, стен — с, расчетной поверхности или пола — р.

Индекс помещения находиться по формуле

(5.2)

где, А — длина помещения, м;

В — ширина помещения, м;

h — расчетная высота над уровнем рабочей поверхности, м.

Расчетная высота над уровнем рабочей поверхности находится по формуле

h=Hhc — hp, (5.3)

где H — высота помещения, м;

hc — высота свеса светильников от потолка, м;

hp — высота рабочей поверхности, м.

Исходные данные для расчета:

А=6 м, В=4,5 м, H=3,5 м;

Лампы ЛЕЦ-40: Ф=2190 лм;

n =6 шт (3 светильника УСП-35 по две лампы ЛЕЦ-40);

k=1,5; z=1,15;

p = 50%; c=30%; p=10%; hp=0,8 м.

По формуле (5.3) находим расчетную высоту h:

h=3,5−0-0,8=2,7 м Для светильников типа УСП-35 оптимальное отношение () расстояний между рядами светильников к высоте над рабочей поверхностью равно 1,0.

(5.4)

где L — расстояние между рядами светильников, м;

h — расчетная высота над уровнем рабочей поверхности, м.

Тогда расстояние между рядами светильников вычисляется по формуле

(5.5)

м Число рядов светильников вычисляется по формуле:

(5.6)

где В — ширина помещения, м;

L — расстояние между рядами светильников, м.

Получаем 1 ряд из 3 светильников.

По формуле (5.2) находим индекс помещения I

Полученное в результате расчетов значение округляем в сторону увеличения и получаем индекс помещения I =1,25. Учитывая также коэффициенты отражения поверхностей помещения и то, что в помещении операторной используются светильники тип ЛД, коэффициент использования светового потока =0,43.

По формуле (5.1) рассчитываем освещенность Сравнивая расчетное значение освещенности Е=121,3 лк с нормированным значением освещенности Ен= 100 лк видим, что освещенность в помещении удовлетворяет нормам.

6. Технико-экономическое обоснование внедрения прибора «ГиперФлоу-3Пм»

Решение о целесообразности проведения метрологических работ принимается на основе экономического эффекта, определяемого на годовой объем метрологических работ в расчетном году (годового экономического эффекта).

Для серийно изготавливаемых средств измерений за расчетный год принимают второй год их использования.

Экономический эффект от метрологических работ отражает совокупную экономию живого труда, материалов, капитальных вложений и дополнительный доход от более полного удовлетворения потребности народного хозяйства в обеспечении единства и требуемой точности измерений.

Для измерений параметров потока и расчета расхода газа на узлах учета газа Комсомольского ЛПУ МГ предложено использовать комплексный дат чик с вычислителем расхода «ГиперФлоу-3Пм». За базу сравнения принимается измерительный комплекс. Данные для сравнения приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 — Сравнительные данные для расчёта

6.1 Расчет экономического эффекта от внедрения

Экономический эффект от внедрения новых рабочих средств измерений формируется за счет снижения затрат при их эксплуатации и сокращения потерь от погрешности измерений. Это потери, возникающие при операциях расхода и учета. Повышение точности измерений в этом случае приводит к снижению перерасхода материальных ресурсов, от не правильного учета материальных ресурсов.

При управлении технологическими процессами повышение точности измерений приводить к снижению расхода материальных ресурсов при приближении измеряемых параметров процессов к оптимальным значениям.

Годовой экономический эффект рассчитывается по формуле

Э =, (6.1)

где — приведенные затраты на производство средства измерений, руб;

— годовые объемы измерений при постоянной норме времени на измерения, нормо-час;

— доли отчислений от балансовой стоимости на полное восстановление (реновацию) средства измерений;

— годовые текущие издержки на эксплуатацию средства измерений, руб.;

— средние годовые потери, образующиеся в производстве от погрешностей измерений при применении одного средства измерений, руб.;

— число, внедряемых средств измерений, ед.;

— нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений, равный 0,15.

Ввиду того, что используемые на узлах учета средства измерений выпускаются серийно, за величину приведенных затрат принимается их оптовая цена:

= 25 800 + 8300+31 300 +1000 = 66 400 р.;

= 134 000 р.

Объемы выполняемых измерений по базовому и внедряемому вариантам одинаковы, т. е. = .

Коэффициент реновации Р1= 0,1638; Р2=0,0468 — доли отчислений от балансовой стоимости на полное восстановление рабочего средства измерений соответственно по базовому и новому средству измерений.

Годовые текущие издержки рассчитываются по формуле

И1=Спов+Срем+Сзп+Сам+Сэ, (6.2)

где Спов — годовые затраты на поверку рабочего средства измерений, руб.;

Срем — годовые затраты на текущий ремонт, руб.;

Сзп — годовые затраты на основную и дополнительную заработную плату слесаря при эксплуатации одного рабочего средства измерений;

Сам — годовые амортизационные отчисления на капитальный ремонт, руб.;

Сэ — годовые затраты на электро энергию и материалы в расчете на одно рабочее средство измерений.

Амортизационные отчисления рассчитываются по формуле

Сам1,2 = Цоб1,2 · Ррем1,2, (6.3)

где Ррем1,2 — норма амортизационных отчислений на капитальный ремонт.

Ррем1,2 = 2,5%.

Амортизационные отчисления составят:

Сам1= 66 400 · 2,5 · 10−2 = 1660 р.;

Сам2= 134 000· 2,5 · 10−2 = 3350 р.

Годовые затраты на поверку применяемых СИ представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 — Годовые затраты на поверку применяемых средств измерений

Затраты на поверку предлагаемых средств измерений представлены в таблице 6.3

Таблица 6.3 — Затраты на поверку предлагаемых средств измерений

Затраты на ремонт для действующего оборудования 50% от стоимости, нового — 5%.

Затраты на заработную плату обслуживающему персоналу

(6.4)

где — число обслуживающего персонала, человек;

= 3;

= 1;

— тарифная ставка или оклад обслуживающего персонала, равна 9450 р.;

k = 1,5 — коэффициент, учитывающий затраты на дополнительную заработную плату и социальное страхование;

11 — количество месяцев в году.

Сзп1=39 450 111,5=46 777 р.;

Сзп2=19 450 111,5=15 592 р.

Затраты на электроэнергию примерно равны по обоим вариантам, т. е.

Сэ1=Cэ2

Годовые текущие издержки с учетом выполненных расчетов равны:

И1 = 1149+33 200+467775+1160 = 503 284,0 р.,

И2 = 682+6700+155 925+3350 = 166 657 р.

Если принять, что разбаланс газа при операциях учета обусловлен только неопределенностью его измерений, то можно найти зависимость потерь от неопределенности измерений.

Средние годовые потери, возникающие от неопределенности измерений при операциях учета расхода природного газа, рассчитывают по формуле:

(6.5)

где — относительная стандартная неопределенность измерений расхода газа, %;

= 1,6% по базовому варианту;

=0,4% по внедряемому варианту.

— годовой объем газа в стандартных условиях, проходящий через узел учета, м³/год;

= 75 м³/год;

= 1500 — цена газа за 1000 нм3, р.

Потери в производстве составят:

= (1,6 10−2)2 75 106 1,5 = 288 000 р.;

= (0,4 10−2)2 75 106 1,5 =1800 р.

Исходные данные для расчета приведены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 — Исходные данные для расчета

Годовой экономический эффект:

Э =

Э =

= 50 184,16 р.

Расчет показывает, что внедрение новых средств измерений на узлах учета газа предприятия экономически целесообразен.

Экономический эффект достигнут путем повышения достоверности и точности результатов измерений.

Заключение

В дипломном проекте рассмотрена установка учета газа, описаны система и средства автоматизации управления ГПА ГТК-10−4 на компрессорной станции.

КС является связующим элементом между потребителем и добычей. Газ, перед тем как поступить потребителю, должен быть подготовлен. Поэтому и надежность таких установок должна быть достаточно высокой, чтобы не происходило сбоев поставок газа потребителям. При этом надежность следует понимать не только как безотказное функционирование, но и не превышение реальных погрешностей нормированных значений.

Большинство установок были спроектированы и построены достаточно давно, поэтому на них все еще встречается устаревшее оборудование, сильно отстающее от современных аналогов по техническим характеристикам, такими как, надежность, точность измерения, себестоимость обслуживания.

В результате исследования в дипломном проекте было рассмотрена система автоматизации газоперекачивающего агрегата, проведен анализ состояния измерений и учета газа на предприятии. Рассмотрена возможность решения поставленной задачи при помощи штатных средств измерений. Установлено, что технические возможности используемых СИ не позволяют достичь поставленных целей. Проведена оценка относительной стандартной неопределенности измерений расхода, в ходе которой установлены основные составляющие неопределенности.

При проектировании и внедрении прибора «ГиперФлоу-3Пм» были предусмотрены и реализованы все необходимые меры по обеспечению безопасности труда и охране окружающей среды.

В технико-экономическом обосновании был произведен расчет себестоимости данного проекта. Годовой экономический эффект составил 50 184,16 рублей.

Список используемых источников

1. Балавин М. А. Опыт создания и внедрения систем автоматического управления" / М. А. Балавин, С. В. Лазаревич, Г. С. Нахшин, С. П. Продовиков, А. З. Шайхутдинов // Газовая промышленность. — 2006. — № 8. — С. 30−31.

2. ТО-6017−71. Газоперекачивающий агрегат мощностью 10 МВт. Л.: Невский машиностроительный завод, 1972.

3. ТО — 6384 — 76. Гидропневматическая система регулирования ГТК-10−4. Л.: Невский машиностроительный завод, 1976.

4. Аристов П. А. Переносная поверочная установка для бытовых счетчиков газа и счетчиков воды // Описание к патенту [Электронный ресурс]. — Реестр российских патентов — http://bd.patent.su/2 343 000−2 343 999/pat/servl/servlet519b.html.

5. Шумахер М. С. Встроенное кольцевое устройство для измерения давления// Описание к патенту [Электронный ресурс]. — Новые российские патенты — http://partkom.com/patent/ru2369848.

6. Тельнов К. А. Автоматизация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом / Тельнов К. А. [и др.]. // Недра, 1983. — 280 с.

7. Седых З. С. Эксплуатация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. / З. С. Седых. — М.: Академия, 1990. — 205 с.

8. Техническое описание и инструкция по эксплуатации датчиков давления Метран-100 фирмы Уралстройиндустрия.

9. Техническое описание и инструкция по эксплуатации измерительных преобразователейСапфир-22ДИ.

10. Техническое описание и инструкция по эксплуатации датчика загозованности СТМ-10.

11. Техническое описание и инструкция по эксплуатации медных термопреобразователей ТСПУ.

12. ILAC G 17: 2002 «Introducing the Concept of Uncertainty of Measurement in Testing in Association with the Application of the Standard ISO/IFS 17 025» [электронный ресурс]. — www.ilac.org

13. ГОСТ 8.586.1,2,5−2005 «ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств» .

14. ГОСТ 30 319.1−96 «Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки» .

15. Гилязов А. А Учебно-методическое пособие к выполнению радела «Безопасность и экологичность» в выпускных квалификационных работах по направлению подготовки 220 300 «Автматизированные технологии и производства» специальности 220 301 «Автоматизация технологических процессов и производств» (по отраслям) / А. А. Гилязов, Ю. Р. Абдрахманов — М.: Уфа УГНТУ, 2009. — 19 с.

Приложение газоперекачивающий агрегат автоматизация прибор Перечень демонстрационных листов

1. Титульный лист.

2. Цели и задачи дипломного проекта.

3. Схема компоновки основного оборудования компрессорной станции.

4. Принципиальная схема ГПА.

5. Общий вид нагнетателя

6. Функциональная схема автоматизации ГПА ГТК-10−4

7. Диафрагма.

8. Исходные данные для расчета.

9. Полученные значения относительной расширенной неопределенности и график зависимости неопределенности расхода от значения расхода.

10. Относительная расширенная неопределенность результата измерений расхода газа и графики зависимости неопределенности измерений расхода от перепада давления

11. Технико-экономическое обоснование.

12.

Заключение

.