Автоматизация газораспределительной станции диплом

Автоматизация газораспределительной станции

Курсовой проект

Введение

Автоматизация — это применение комплекса средств, позволяющих
осуществлять производственные процессы без непосредственного участия человека,
но под его контролем. Автоматизация производственных процессов приводит к
увеличению выпуска, снижению себестоимости и улучшению качества продукции,
уменьшает численность обслуживающего персонала, повышает надежность и
долговечность машин, дает экономию материалов, улучшает условия труда и техники
безопасности.

Автоматизация освобождает человека от необходимости
непосредственного управления механизмами. В автоматизированном процессе
производства роль человека сводится к наладке, регулировке, обслуживании
средств автоматизации и наблюдению за их действием. Эксплуатация средств
автоматизации требует от обслуживающего персонала высокой техники квалификации.

Газораспределительная станция (ГРС) является основным
объектом в системе магистральных газопроводов, функцией которой является
понижение давления газа в трубопроводе и его подготовка для потребителя.
Современные ГРС — сложные, высокоавтоматизированные и энергоемкие объекты.
Эксплуатация газопроводов может происходить при различных режимах, смена
которых происходит при изменении вариантов включения в работу агрегатов. При
этом возникает задача выбора наиболее целесообразных режимов, соответствующих
оптимальной загрузке газопровода.

С развитием электронной вычислительной техники стало
возможным автоматизированное управление ГРС. В настоящее время на объектах ГРС
широко используются как отечественные системы автоматизации, так и зарубежные
контрольно-измерительные приборы, системы автоматики и телемеханики [1].

Назначение станции — понижение рабочего давления до заданного
значения. Система управления должна быть достаточно сложной, чтобы учесть все
разнообразие статических и динамических характеристик станции. Затраты на
систему управления несоизмеримы с потерями от аварий. Систему защиты можно
сравнить с противопожарными системами, которые окупаются сразу после установки
за счет экономии от несостоявшихся пожаров.

1. Технологическая схема ГРС и ее характеристики

.1 Назначение и состав ГРС

Базовым технологическим процессом предприятия Стерлитамакское
ЛПУ МГ ООО «ГазпромтрансгазУфа» является транспортировка газа по югу Республики
Башкортостан и подача его на газораспределительные станции, которые подают газ
потребителю.

Станция является сложным и ответственным энергетическим
(технологическим) объектом повышенной опасности. К технологическому
оборудованию и средствам автоматизации ГРС предъявляются повышенные требования
по надежности и безопасности энергоснабжения потребителей газом, промышленной
безопасности как взрывопожароопасному промышленному объекту.

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для
снабжения газом от магистральных и промысловых газопроводов следующих
потребителей:

— объекты газонефтяных месторождений (на собственные нужды);

объекты газокомпрессорных станций (ГКС);

объекты малых и средних населенных пунктов;

электростанции;

промышленные, коммунально-бытовые предприятия и населенные
пункты.

ГРС обеспечивают:

очистку газа от механических примесей и конденсата;

подогрев газа;

редуцирование заданного давления и постоянное поддержание его
с определенной точностью;

измерение расхода газа с многосуточной регистрацией;

одоризацию газа пропорционально его расходу перед подачей
потребителю.

В состав газораспределительной станции входят:

а) узлы:

переключения станции;

очистки газа;

предотвращения гидратообразования;

редуцирования газа;

подогрева газа;

коммерческого измерения расхода газа;

одоризации газа (при необходимости);

автономного энергопитания.

б) системы:

контроля и автоматики;

связи и телемеханики;

электроосвещения, молниезащиты, защиты от статического
электричества;

электрохимзащиты;

отопления и вентиляции;

охранной сигнализации;

контроля загазованности.

1.2 Узел переключений

В узле переключения ГРС следует предусматривать:

краны с пневмоприводом на газопроводах входа и выхода;

предохранительные клапаны с переключающими трехходовыми
кранами на каждом выходном газопроводе (допускается заменять в случае
отсутствия трехходового крана двумя ручными с блокировкой, исключающей
одновременное отключение предохранительных клапанов) и свечой для сброса газа;

изолирующие устройства на газопроводах входа и выхода для
сохранения потенциала катодной защиты при раздельной защите внутриплощадочных
коммуникаций ГРС и внешних газопроводов;

свечу на входе ГРС для аварийного сброса газа из технологических
трубопроводов;

обводную линию, соединяющую газопроводы входа и выхода ГРС,
обеспечивающую кратковременную подачу газа потребителю, минуя ГРС.

Обводная линия должна быть оснащена двумя кранами:

первый — по ходу газа отключающий кран и второй — для дросселирования
кран-регулятор (в случае отсутствия крана-регулятора допускается использовать
задвижку с ручным приводом).

Обводная линия должна быть оснащена приборами контроля
параметров газа.

Узел переключения должен располагаться на расстоянии не менее
10 м от зданий, сооружений или технологического оборудования, установленного на
открытой площадке. Пневмоприводные краны узла переключения должны иметь
автоматическое или дистанционное управление.

На рисунке 1.1 представлен узел переключения газа.

Рисунок 1.1 — Узел переключения газа

1.3 Узел очистки газа

Для очистки газа на ГРС должны применяться
пылевлагоулавливающие устройства, обеспечивающие подготовку газа для стабильной
работы оборудования ГРС и потребителя.

Узел очистки газа имеет в своем составе фильтры-сепараторы
СГВ-7 или блок фильтров-сепараторов, обеспечивающие проектную
производительность АГРС и предназначенные для очистки газа от твердых частиц и
капельной влаги. Степень очистки — 10 мкм, эффективность — 99,99%. Продукты
очистки из накопительной емкости фильтров-сепараторов автоматически
сбрасываются в сосуд сбора конденсата.

На ГРС рекомендуется предусматривать не менее двух аппаратов
очистки газа. Узел очистки газа должен быть оснащен устройствами удаления
конденсата и дренажа в сборные резервуары.

Вместимость резервуара должна определяться из условия слива
примесей в течение 10 сут.

Резервуары должны быть рассчитаны на максимально возможное
давление и оборудованы сигнализатором уровня жидкости.

С целью исключения выбросов паров конденсата и одоранта в
атмосферу необходимо применять меры по их утилизации.

Технологический процесс сбора продуктов очистки газа из
резервуаров должен исключать возможность пролива и попадания жидкости на грунт.

На рисунке 1.2 изображен узел очистки газа.

Рисунок 1.2 — Снимок узла очистки газа

1.4 Узел редуцирования газа

В узле редуцирования ГРС количество редуцирующих линий
следует принимать не менее двух (одна резервная). Допускается применять три
линии редуцирования равной производительности (одна — резервная).

В узле редуцирования при необходимости допускается
предусматривать линию малых расходов для работы в начальный период эксплуатации
ГРС.

Редуцирующие линии в пределах одного узла редуцирования
должны оснащаться однотипной запорно-регулирующей арматурой. Линии
редуцирования газа должны быть оборудованы сбросными свечами.

Редуцирующие линии должны иметь автоматическую защиту от
отклонения от рабочих параметров и автоматическое включение резерва.

На рисунке 1.3 изображен узел редуцирования.

Рисунок 1.3 — Снимок узла редуцирования

1.5 Узел подогрева газа

Узел подогрева газа или блок подогрева газа (БПГ) предназначен
для непрямого подогрева газа до заданной температуры, используется в составе
ГРС для исключения гидратообразования при редуцировании газа и поддержания
температуры газа на выходе ГРС на заданном значении, а также для обеспечения
теплоносителем систем отопления помещений или других возможных
теплопотребителей.

БПГ предназначены для эксплуатации в районах с умеренным и
умеренно-холодным климатом (УХЛ, NF), а также в районах с холодным климатом
(ХЛ, F).

Типоразмер узла подогрева в составе газораспределительных
станций следует определять из условий обеспечения требуемой температуры газа на
выходе ГРС, нормальной работы оборудования станции и исключения его оледенения.
В случае использования БПГ в контуре отопления, необходимо учитывать
дополнительную тепловую нагрузку.

Нагрев газа осуществляется в кожухо-трубчатом теплообменнике
посредством промежуточного теплоносителя, нагреваемого в водогрейном котле.
Теплоноситель в зависимости от тепловой мощности узла нагревается до 95°С и
подается на кожухо-трубчатый теплообменник, где осуществляется передача тепла
нагреваемому телу (газу), затем охлаждённый теплоноситель из обратного
теплопровода с температурой до 95°С подается на вход водогрейного котла. При
наличии дополнительного контура отопления отбор теплоносителя осуществляется из
обратного теплопровода.

Конструктивно узел подогрева газа состоит из двух блоков:

блок котельной;

блок теплообменных аппаратов.

Оборудование этих блоков размещается в боксе, герметично
поделённом на два отсека: отсек котельной (категория Д) и отсек теплообменных
аппаратов (категория В-1а). Бокс выполнен из панелей типа «сэндвич», имеет
съёмную крышу, позволяющую быстро произвести монтаж и ремонта тяжёлого и
крупногабаритного оборудования. Устойчивость блок-бокса к сейсмическим нагрузкам
до 9 баллов. Компактность узла и полная заводская готовность позволяют в
кратчайшие сроки произвести транспортировку, монтаж и пусконаладочные работы.
БПГ спроектирован с учетом требований ГОСТ, СНиП, а также последних требований
руководящих документов ОАО «Газпром».

Необходимая тепловая мощность обеспечивается двумя
водогрейными котлами в отсеке котельной для повышения степени надежности узла.
В случае отказа одного котла, второй может обеспечить работоспособность станции
в аварийном режиме.

Циркуляционные насосы установлены на входе водогрейных котлов
и работают под управлением прибора контроля и защиты насосов в режиме
распределения времени работы. При выходе одного насоса из строя исправный насос
обеспечивает работоспособность на 100%. Для защиты системы от превышения
внутреннего гидравлического давления, котлы оборудованы предохранительными
сбросными устройствами (сброс осуществляется в расширительный бак).

Электроснабжение БПГ осуществляется от промышленной сети
220В/50Гц, или 380В/50Гц в зависимости от требований заказчика. Питание
заводится через шкаф вводной, оборудованный автоматами защитного отключения.
Вводной шкаф устанавливается в отсеке котельной.

газораспределительный логистический автоматизация
управление

1.6 Узел одоризации газа

Газ, подаваемый в населенные пункты, должен быть одорирован.
Для одоризации газа может применяться этилмеркаптан (не менее 16 г. на 1000 м)
или другие вещества.

Газ, подаваемый промышленным предприятиям и электростанциям,
по согласованию с потребителем может не одорироваться.

В случае наличия централизованного узла одоризации газа,
расположенного на магистральном газопроводе, допускается не предусматривать
узел одоризации газа на ГРС.

Узел одоризации устанавливается, как правило, на выходе
станции после обводной линии. Подача одоранта допускается как с автоматической,
так и с ручной регулировкой.

На ГРС необходимо предусматривать емкости для хранения
одоранта. Объем емкостей должен быть таким, чтобы заправка их производилась не
чаще 1 раза в 2 мес. Заправка емкостей и хранение одоранта, а также одоризация
газа должна осуществляться закрытым способом без выпуска паров одоранта в
атмосферу или их нейтрализацией. [2]

1.7
Режимы работы и режимные параметры АГРС «Энергия-1» Салихово

Режимы управления:

полностью автоматическое управление;

— дистанционное управление исполнительными механизмами с
удаленного АРМ оператора;

— дистанционное ручное и дистанционное автоматическое
управление исполнительными механизмами от панельного АРМ оператора, встроенного
в шкаф САУ.

Автоматические блочные газораспределительные станции
«Энергия» (рис. 1) предназначены для питания отдельных потребителей природным,
попутным, нефтяным, предварительно очищенным от тяжелых углеводородов, и
искусственным газом от магистральных газопроводов с давлением (1,2-7,5 МПа)
путем снижения давления до заданного (0,3-1,2 МПа) и поддержания его. Станции
«Энергия» эксплуатируются на открытом воздухе в районах с умеренным климатом
при температуре окружающего воздуха от -40°С до +50°С с относительной
влажностью 80% при 20°С.

Номинальная пропускная способность станции «Энергия-1» по
газу в условиях по ГОСТ 2939-63 равна 10000 м³/ч при входном
давлении Рвх=7,5 МПа (75 кгс/см²) и Р вых = 0,3 МПа (3 кгс/см²).

Максимальная пропускная способность станции равна 40000 м³/ч
газа при входном давлении Рвх=7,5 МПа (75 кгс/см²) и Р вых=1,2 МПа
(12 кгс/см²).

Показатели	Значения
	Энергия-3	Энергия-1	Энергия-3.0
Пропускная способность, нм3/ч	1000-6000	10000-40000	3000
Давление рабочей среды, МПа:
-на входе	от 1,2 до 7,5
-на выходе	0,3; 0,6; 0,9; 1,2 (по требов.)
Температура рабочей среды,°С:
на входе	Любая
на выходе	по требованию
Температура,°С:
окр. среды	от -40 до +50
в помещениях ГРС	от -40 до +50	не менее +5
Кол-во выходов газа	один	Один	один или более,  по требованию
Содержание капельной жидкости в газе	не лимитируется
Содержание механических примесей в газе	не лимитируется
Минимальный размер механических частиц, удерживаемых в фильтрах, мкм	400	5
Количество котлов, шт.	—	—	2-3 (один резервный)
Тепловая мощность, кВт:
— котла	—	—	29,7
— подогревателя	100	235, 350 или 980	—
Расход газа, м3/ч:
— на котел	—	—	3,5
— на подогреватель (Факел-ПГ-5)	12	—	—
— на подогреватель (ПГ-10)	—	41	—
— на подогреватель (ПТПГ-30)	—	115	—
— на подогреватель (ПГА-200)	—	33	—
Давление теплоносителя, МПа:
— с котлами	—	—	0,2-0,3
— от теплосети	—	—	до 0,6
— в подогревателе	атмосферное	до 0,6
Температура теплоносителя,°С	70-95
Тип одоризатора	автоматический с дискретной подачей
	Габаритные размеры, мм	Масса, кг
Блок редуцирования	5450/2200/2700	3800
Блок переключения	4800/2200/2700	4500
Блок одоризации	1800/1180/2270	256
Блок КИП и А (вариант)	4500/2450/2700	3950
Подогреватель газа ПГ-10	5450/2200/2700	3800

1.8 Описание технологической схемы

Технологическая схема АГРС «Энергия-1» Салихово представлена
на рисунке 1.4.

Газ высокого давления, поступивший на вход ГРС, проходит
через шаровой кран №1 (см. рис. 1.4) на подогреватель газа ПТПГ-15М, где
нагревается с целью предотвращения выпадения кристалогидратов.

Нагрев осуществляется в змеевике радиационным излучением
горелки и теплом отходящих газов.

Подогретый газ высокого давления через краны №7,6 поступает в
блок редуцирования совмещенный с узлом очистки. Узел редуцирования состоит из
двух редуцирующих ниток: рабочей и резервной.

В блоке редуцирования происходит редуцирование топливного
газа на питание горелок от Рвых. до 100-200 мм. вод. ст.

Из блока редуцирования газ низкого давления проходит на
замерный узел.

После замерного узла газ поступает в узел одоризации, а затем
в блок переключений. Газ идет в блок переключения через входной кран №12 и
через выходную нитку выбрасывается на свечу.

Подготовленный газ подается потребителю с выходным давлением
0,6 МПа.

2. Автоматизация технологического объекта
управления ГРС

.1 Объем автоматизации

.1.1 Уровни автоматизации

Как правило, системы контроля и управления — это
двухуровневые системы, так как именно на этих уровнях реализуется
непосредственное управление технологическими процессами.

Нижний уровень — уровень объекта (контроллерный) — включает
различные датчики для сбора информации о ходе технологического процесса,
электроприводы и исполнительные механизмы для реализации регулирующих и
управляющих воздействий. Датчики поставляют информацию локальным
программируемым логическим контроллерам (PLC — Programming Logical Controller).
Как правило, задачи управления решаются на контроллерном уровне.

Для уменьшения человеческого фактора, связанного с
неправильной эксплуатацией сложного технологического оборудования, необходимо
внедрение средств автоматизации на основе человекомашинного интерфейса,
интуитивно понятного человеку, которые должны обобщать, структурировать и
систематизировать информацию.

Верхний уровень включает, прежде всего, одну или несколько
станций управления, представляющих собой автоматизированное рабочее место (АРМ)
диспетчера / оператора. В основном в качестве рабочих станций используются ПЭВМ
типа IBM PC различных конфигураций.

Актуальность АРМ оператора ГРС состоит в необходимости
повышения эффективности взаимодействия оператора (диспетчера) с системой и
сведения к нулю его критических ошибок при управлении; сокращении времени на
обработку информации, на поиск необходимой информации; улучшении качества
контроля и учета аналоговых и дискретных параметров; управлении технологическим
оборудованием, т.е. повышении эффективности работы оператора.

Все компоненты системы управления объединены между собой
каналами связи. Взаимодействие АРМ с САУ ГРС осуществляется по сети Ethernet.
Структурная схема представлена на рис. 2.1.

Рисунок 2.1 — Структурная схема системы контроля и управления
ГРС

Функции, которые выполняет АРМ САУ ГРС:

—        обеспечение механизма регистрации пользователей для
защиты от несанкционированного управления технологическим оборудованием ГРС;

—        отображение на мониторе мнемосхем крановой обвязки и
технологического оборудования ГРС в форме видеокадров, выполненных по принципу
многоуровневого вложения от общего к частному;

—        визуализация на мониторе информации от датчиков и
сигнализаторов о состоянии технологического оборудования ГРС, а также
информации, поступающей от локальных САУ в реальном масштабе времени
(подогревателей газа и др.);

—        отображение аналоговых параметров, в том числе в
виде трендов за заданный промежуток времени, и контроль их достоверности;

—        отображение уставок аналоговых параметров с
возможностью их изменения;

—        отображение состояний исполнительных механизмов и
контроль их исправности;

         дистанционное управление исполнительными механизмами
(кранами, вентиляторами, ДКД);

         регистрация и архивирование информации с
согласованной глубиной ретроспективы о состоянии крановой обвязки ГРС,
состоянии технологического оборудования, аварийных и предаварийных ситуациях,
действиях оператора (по управлению технологическим оборудованием, изменению
уставок технологических параметров);

         отображение и регистрация учета расхода газа по
нескольким замерным узлам (мгновенного, суточного, месячного расхода),
изменение конфигурационных параметров, в том числе с учетом химического состава
газа;

— отображение текущей аварийной и предупредительной
информации в журнале текущих тревог;

         звуковое оповещение оператора об аварийной ситуации,
включающее аварийную и предупредительную звуковую сигнализацию;

—        автоматическая генерация и печать журналов
оператора;

         ведение архивов журналов событий, трендов и журналов
оператора.

Внедрение таких систем на газораспределительных станциях
приобретает особое значение, так как позволяет обеспечить эффективную работу
ГРС в заданных режимах, повысить качество работы, обеспечить безаварийность и
экологическую безопасность, повысить производительность труда.

2.1.2 Функции автоматизации

Комплекс технических средств
автоматизации, установленный на технологическом оборудовании обеспечивает:

1) Управление узлом переключения, в том числе:

измерение давления и температуры газа на входе ГРС, сравнение
измеренных значений с заданными технологическими и аварийными границами,
формирование и выдача предупредительной и аварийной сигнализации;

измерение давления и температуры газа на выходе ГРС,
сравнение измеренных значений с заданными технологическими и аварийными
границами, формирование и выдача предупредительной и аварийной сигнализации;

сигнализация положения кранов узла переключения, охранного
крана ГРС; дистанционное (с локального пульта ГРС и с диспетчерского пункта)
управление кранами узла переключения, охранным краном ГРС и автоматическое
отключение ГРС при авариях. Управление узлом очистки газа, в том числе:
измерение перепада давления в сепараторе;

сигнализация минимального и максимального допустимого уровня
жидкости в сепараторе; дистанционное и автоматическое управление краном на
линии сброса жидкости в зависимости от уровня жидкости в фильтре-сепараторе;

предупредительная сигнализация максимального уровня жидкости
в сборных емкостях;

) Управление узлом предотвращения гидратообразований, в том
числе:

измерение давления и температуры газа на выходе блока
подогрева;

сигнализация положения кранов на входе и выходе блока
подогрева, крана на линии подачи газа в обход подогревателя;

автоматическое и дистанционное управление кранами;

— сигнализация о работе подогревателя от системы управления
подогревателя; сигнализация аварии подогревателя.

) Управление узлом редуцирования газа, в том числе:

контроль положения кранов на линиях редуцирования;

— автоматическое и дистанционное включение / отключение линий
редуцирования, в том числе резервных и вспомогательных в соответствии с ВРД
39-1.10-069-2002;

— сигнализация давления газа на линиях редуцирования между
последовательно установленными регулирующими устройствами;

автоматическое регулирование давления газа, подаваемого
потребителям.

) Коммерческий учет газа по каждому потребителю, в том числе:

измерение общих для всех потребителей параметров и введение
необходимых констант; измерение давления газа; измерение температуры газа;

измерение расхода газа (счетчик газа с импульсным выходом);

расчет расхода газа в соответствии с ГОСТ 30319.1-96, ГОСТ
30319.2-96, ГОСТ 30319.3-96, ГОСТ 8.563-97, ПР 50.2.019-96.

) Управлением блоком одоризации газа, в том числе:

сигнализация минимального уровня в емкости хранения одоранта;

управление дозированной подачей одоранта в газ;

сигнализация наличия потока одоранта;

учет количества введенного одоранта.

) Управление краном на обводной линии, в том числе:

положение крана на обводной линии;

дистанционное (с локального пульта ГРС и с диспетчерского
пункта) управление краном на обводной линии.

) Сигнализацию состояния узла энергопитания, в том числе:

сигнализация отключения основного источника питания; сигнализация
состояния резервного источника питания;

сигнализация переключения на резервный источник;

учет расхода электроэнергии.

) Коммерческий учет газа на собственные нужды, в том числе:

измерение параметров и введение необходимых констант;

измерение давления газа;

измерение температуры газа;

измерение расхода газа (счетчик газа с импульсным выходом);

10)     Контроль состояния ГРС, в том числе:

— выявление аварийных ситуаций по соответствующим алгоритмам,
включение аварийных защит ГРС;

измерение температуры в блоке КИП;

сигнализация наличия довзрывоопасной концентрации природного
газа в помещениях ГРС;

пожарная сигнализация;

сигнализация проникновения на территорию ГРС и в помещения
ГРС;

сигнализация утечек одоранта;

контроль работы и управление станцией катодной защиты
(измерение напряжения, тока, потенциала и регулирование выходного напряжения /
тока);

11) Самодиагностика технического состояния САУ ГРС, в том
числе:

— выявление неисправностей аналоговых датчиков с
унифицированным выходом;

контроль целостности цепей исполнительных механизмов;

— выявление отказа, с точностью до типового модуля ввода /
вывода;

выявление отсутствия связи с верхним уровнем управления.

12) Представление информации:

формирование и выдача информации, включая предупредительную и
аварийную сигнализацию, на локальный пульт контроля и управления, включение
звукового извещателя на ГРС;

— формирование и выдача предупредительных и аварийных
сигналов на удаленный пульт, включение звукового извещателя;

формирование и выдача информации по каналам связи в
диспетчерский пункт;

обработка, синхронизация и выполнение команд, поступающих с
локального пульта и из диспетчерского пункта;

дистанционное (с диспетчерского пункта) отключение ГРС.

13) Вспомогательные функции:

переключение с основного источника питания на резервный без
нарушения алгоритма работы и выдачи ложных сигналов;

— защита от несанкционированного доступа к информации и
управлению;

протоколирование событий. [3]

2.1.3 Описание функциональной схемы автоматизации

Функциональная схема автоматизации (ФСА) АГРС «Энергия-1»
Салихово представлена на рисунке 2.2. Она выполнена в соответствии с объемом
автоматизации для данного объекта. На схеме можно отметить следующие контуры:

измерение параметров и отображение их по месту или на щите;

контроль и сигнализация предельных значений или уставок;

регулирование необходимых технологических параметров с целью
поддержания технологического процесса.

Измерение всех технологических параметров необходимо для
визуализации технологического процесса и определения соответствия режиму работы
ГРС.

Контроль и сигнализация осуществляется контроллером. Это
происходит следующим образом. Токовый сигнал с датчика поступает на вход
аналогового модуля ввода контроллера. При помощи программы процессор принимает
сигнал и сравнивает его заранее с заданным значением уставки. В случае
равенства или превышения входной величиной предельного значения на
соответствующем выходе дискретного модуля вывода формируется логическая
единица. В соответствии с этим на щите оператора срабатывает световая и
звуковая сигнализация. В таблице 2.1 приведен перечень КИП и технических
средств автоматизации (ТСА).

Таблица 2.1 — Перечень КИП и ТСА

Позиция	Наименование	Количество	Примечание
ТТ1,… ТТ3	Преобразователь температуры интеллектуальный Метран-286	3
ТТ4, ТТ5	Термопреобразователь сопротивления ТСМУ-205	2
РТ6,… РТ8	Датчик избыточного давления Метран -100-Вн-ДИ	3
PIS9, PIS10	Манометр электроконтактный ДМ 2005 CrlEx	2
	Сигнализатор уровня ультразвуковой искробезопасный УЗС-207И		комплект
LE11.1	1) датчики акустический АД101И-1600-0	1
LE11.2	2) датчик акустический АД101И-1000-Н	1
LSA11	3) преобразователь вторичный ВП-201И	1
	Система газоаналитическая СГАЭС		комплект
QT12.1,	1) датчик газовый оптический СГОЭС	2
QT12.2
QS12	2) устройство пороговое УПЭС-40	1	Электропневматический узел управления ЭПУУ-4-1	11
…YQC23
SQ13,…	Выключатель бесконтактный концевой ВКЭ-02	11
…SQ23
ZS24, ZC25	Выключатель путевой взрывозащищенный ВПВ -1А11У1	2
UT26	Вычислитель комплекса «Суперфлоу-2ЕТ»	1
PT26.1; 26.4	Датчик давления	2
FT26.2; 26.5	Счетчик газа с преобразованием импульсов	2
TЕ26.3; 26.6	Датчик температуры	2
PC27	Кран-регулятор Ду80 с электроприводом AUMA	1
PC28, PC29	Регулятор давления Лорд	2
FQI30	Корректор объема газа SEVC-D	1
USA31	Блок управления подогревателем газа БУК-5ПГ	1
HSL	Оповещатель комбинированный «Экран-С3»	1
ППКОП	Прибор приемно-контрольный охранно-пожарный	1
УСиУ	Устройство связи и управления комплекса «Магистраль-2»	1

Преобразователь температуры интеллектуальный Метран-286
предназначены для точных измерений температуры нейтральных, а также агрессивных
сред, по отношению к которым материал защитной арматуры является
коррозионностойким.

Термопреобразователи сопротивления взрывозащищенные ТСМУ-014
предназначены для измерения температуры жидких и газообразных сред во
взрывоопасных зонах, в которых могут образовываться взрывоопасные смеси
категорий IIA, IIB, IIC групп Т1…Т4 согласно ГОСТ Р 51320.19.

Измерение давления на входе и выходе ГРС осуществляется
датчиком избыточного давления Метран -100-Вн-ДИ и манометром электроконтактным
ДМ 2005 CrlEx. Сигнализация о выходе значений уровня за установленные пределы
осуществляется комплектом сигнализатора уровня ультразвуковым УЗС-207И. Система
газоаналитечская СГАЭС состоит из датчиков газовых оптических, установленных по
месту, и устройства порогового УПЭС-40, установленного на щите.
Электропневматический узел управления ЭПУУ-4-1и выключатель бесконтактный
концевой ВКЭ-02 осуществляют сигнализацию положений и управление кранами.
Вычислитель комплекса «Суперфлоу-2ЕТ» ведет автоматический сбор, обработку и
хранение данных о расходе газа, который включает в себя датчики давления,
счетчики газа с преобразователем импульсов и датчики температуры.

Кран-регулятор Ду80 с электроприводом позволяет осуществлять
дистанционное регулирование краном. В блоке редуцирования давление регулируется
регуляторами давления Лорд. Электронный корректор SEVC-D является ключевым
элементом коммерческого узла учета расхода газа, использующимся для приведения
измеренного счетчиком объема газа к стандартным условиям.

Блок управления БУК-5ПГ предназначен для управления
процессами нагрева газа и их смесей в блочных подогревателях с промежуточным
теплоносителем и обеспечения безопасности работы этих подогревателей.

В случае аварии включается световая сигнализация, звуковая
сигнализации и производится остановка подогревателя с запоминанием первопричины
аварии.

Устройство связи и управления комплекса «Магистраль-2»
обеспечивает сбор и обработку телеметрической информации с датчикового
оборудования в реальном масштабе времени и функционирование в составе АСУ ТП.

Прибор приемно-контрольный охранно-пожарный предназначен для
централизованной и автономной охраны объекта от несанкционированных
проникновений и пожаров.

Рисунок 2.2 — Функциональная схема АГРС «Энергия-1» Салихово

2.2 Средства автоматизации

.2.1 Преобразователь температуры интеллектуальный
Метран-286

Измерение температуры осуществляется путем преобразования
сигнала первичного преобразователя температуры в унифицированный выходной
сигнал постоянного тока 4-20 мА и наложенный на него цифровой сигнал на базе HART протокола.

Исполнение преобразователя температуры показано на рисунке
2.3

Рисунок 2.3 — Преобразователь температуры интеллектуальный
Метран-286

Измеряемый параметр — температура в преобразователе
температуры (ПТ) Метран-286 преобразуется в изменение омического сопротивления
платинового чувствительного элемента. Аналоговый сигнал поступает на вход ИП,
преобразуется с помощью аналогово — цифрового преобразователя (АЦП) в
дискретный сигнал.

С выхода микропроцессорного преобразователя дискретный сигнал
поступает на цифро-аналоговый преобразователь (ЦАП), осуществляющий
преобразование дискретного сигнала в унифицированный токовый аналоговый сигнал
4-20 мА, а также на блок частотного модулятора, преобразующий дискретный сигнал
в частотно-модулированный и наложенный на аналоговый сигнал.

Каждый ПТ имеет свой уникальный адрес от 1 до 15, обращение к
ПТ идет по этому адресу. Схема подсоединения приведена на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 — Схема внешних соединений ПТ Метран-286

G-источник питания; PV — коммуникатор

Условное обозначение ПТ, типы номинальных статических
характеристик (НСХ) первичных преобразователей температуры, параметры выходных
сигналов (аналогового и цифрового), диапазоны измеряемых температур, материал
защитной арматуры ПТ должны соответствовать значениям, указанным в таблице 1.
[4]

Таблица 2.2 Характеристики преобразователя температуры
Метран-286

Обозначение ПТ	НСХ	Выходные сигналы	Диапазон измерений,°С	Верхний предел измерений,°С	Материал защитной арматуры (код материала)
		аналоговый	цифровой
Метран-286	Pt100	4-20	В стандарте HART	от минус 50 до плюс 500	плюс 500	12Х18Н10Т (Н10) 10Х17Н13М2Т (Н13)

Пределы допускаемой основной приведенной погрешности ПТ
должны соответствовать значениям, указанным в таблице 2.3.

Таблица 2.3 — Пределы допускаемой погрешности ПТ

Обозначение ПТ	Диапазон измеряемых температур ПТ,°С	Пределы допускаемой основной приведенной погрешности ПТ, %
		По аналоговому сигналу	По цифровому сигналу
Метран-286	-50… 500	±0,15	±0,15

2.2.2 Датчик избыточного давления Метран-100

Важнейший показатель работы ГРС — давление. Это параметр,
который необходимо измерять, регулировать, поддерживать в процессе работы.

Датчик Метран-100 состоит из преобразователя давления и
электронного преобразователя. Конструкция датчика представлена на рисунке 2.5.

Мембранный тензопреобразователь 3 размещен внутри основания
2. Внутренняя полость 4 заполнена кремний органической жидкостью и отделена от
измеряемой среды металлической гофрированной мембраной 5, приваренной по
наружному контуру к основанию 2. Полость 7 сообщается с окружающей атмосферой.

Рисунок 2.5 — Датчик давления Метран-100

Измеряемое давление подается в камеру 6 фланца 9, который уплотнен
прокладкой 8. Измеряемое давление воздействует на мембрану 5 и через жидкость
воздействует на мембрану тензопреобразователя, вызывая ее прогиб и изменение
сопротивления тензорезисторов. Электрический сигнал от тензопреобразователя
передается из сенсорного блока в электронный преобразователь 1. Полость 7
герметизирована и сигнал передается в электронный преобразователь по проводам
через гермоввод 10.

На рисунке 2.6 изображена схема внешних электрических соединений
датчика Метран-100.

Рисунок 2.6 Схема внешних электрических соединений датчика
Метран-100

Функционально электронный преобразователь состоит из
аналого-цифрового преобразователя (АЦП), источника опорного напряжения, блока
памяти АЦП, микроконтроллера с блоком памяти, цифро-аналогового преобразователя
(ЦАП), стабилизатора напряжения, фильтра радиопомех и НАRТ-модема для
преобразователей. Кроме того в электронный преобразователь входит ЖКИ
индикатор. АЦП, источник опорного напряжения и блок памяти АЦП размещаются на
плате АЦП, которая объединяется с измерительным блоком в сборочную единицу —
сенсор давления. Остальные элементы функциональной схемы размещаются в корпусе
электронного преобразователя.

Плата АЦП принимает аналоговые сигналы преобразователя давления,
пропорциональные давлению и преобразовывает их в цифровые коды. Энергонезависимая
память предназначена для хранения коэффициентов коррекции характеристик
сенсорного блока и других данных о сенсорном блоке.

Микроконтроллер, установленный на микропроцессорной плате,
принимает цифровые сигналы с платы АЦП вместе с коэффициентами коррекции,
производит коррекцию и линеаризацию характеристики сенсорного блока, вычисляет
скорректированное значение выходного сигнала датчика и передаёт его в
цифро-аналоговый преобразователь (ЦАП). Цифро-аналоговый преобразователь
преобразует цифровой сигнал, поступающий с микроконтроллера, в выходной
аналоговый токовый сигнал.

2.2.3
Термопреобразователь ТСМУ-205

Термопреобразователь с унифицированным
выходным сигналом ТСМУ-205 предназначен для преобразования значения температуры
различных нейтральных (агрессивных) сред в унифицированный токовый выходной
сигнал.

Используются в системах автоматического
контроля, регулирования и управления технологическими процессами в промышленных
условиях.

Чувствительный элемент первичного
преобразователя (100П или 100М, для ТСМУ — К) и встроенный в головку датчика
измерительный преобразователь ИП в виде герметичной «таблетки» преобразуют
измеряемую температуру в унифицированный токовый выходной сигнал, что дает
возможность построения систем АСУТП без применения дополнительных нормирующих
преобразователей.

В состав ИП входит компенсатор
нелинейности входного сигнала и для ТСМУ -205 — компенсатор температуры
«холодного спая».

Рисунок 2.7 — Схема подключения датчика ТСМУ-205

Технические характеристики датчика ТСМУ-205:

−       диапазон преобразуемых
температур 0…100°С;

−       предел допускаемой основной
приведенной погрешности 0,25%;

−       предельное рабочее
избыточное давление 20 МПа;

−       показатель тепловой инерции
40 с;

−       выходной унифицированный
сигнал 4…20 мА;

−       схема подключения 2-х
проводная;

−       сопротивление нагрузки до
1000 Ом;

−       потребляемая мощность не
превышает 0,8 ВА;

−       степень защиты от
воздействия воды и пыли IР54 по ГОСТ 14254;

−       рабочая температура
окружающей среды -30…50 (-50… 100)°С;

−       атмосферное давление
84-106,7 кПа (630-800 мм рт. ст);

3. Программное обеспечение системы автоматизации
объекта

.1 Программирование задачи логического управления

Описание работы алгоритма автоматического переключения
газораспределительной станции (ГРС) на байпасный режим:

На рисунке 3.1 приведена упрощенная схема ГРС.

Рисунок 3.1 — Описание алгоритма управления объектом

При нормальном режиме работы ГРС газ поступает через входные
линии через открытую входную задвижку КШ 1. В это время задвижки КШ 3, КШ 4
закрыты.

Переключение на байпасный режим работы производится в случаях
неисправности основных объектов ГРС, что контролируется манометрами РT7 и РT8.

При обнаружении отклонений давлений от заданных параметров,
переключение ГРС на байпасную линию начинается с полного открытия задвижки КШ
3. Далее на 10% приоткрывается регулирующая задвижка КШ 4 и, после того, как
появляется давление в обводной линии, контролируемое манометром РC27 и выдержки времени 30
секунд, полностью закрывается задвижка КШ 1. После этого необходимо
регулирующей задвижкой КШ 4 выставить необходимое для выхода линии значение
давления, контролируемого манометром РC27 (приоткрыть задвижку КШ 4 до момента
достижения заданного давления PC27). После этого выдается сигнал оператору о
нормальном переключении на байпасную линию.

Если после выдержки времени 30 секунд, давление в обводной
линии не появляется, включается аварийная сигнализация, и закрывается задвижка
КШ 3.

3.2 Перечень сигналов и построение графа
переходов

Входные сигналы:

P_1, P₂ — обнаружено отклонение
давления на датчиках PT7, PT8

P₃ — давление на датчике PC27 достигло заданного
значения

P₃₀ — давление на РC27=0

Х_1о / Х_1зz-задвижка КШ1 полностью
открыта / закрыта

Х_2о / Х_2з — задвижка КШ3 полностью
открыта / закрыта

Х_10% — КШ4 открыта на 10%

Х_3z — КШ4 полностью закрыта

Y_сб — сброс аварии

Выходные сигналы:

U_1о / U_1зz — сигнал на открытие /
закрытие КШ1

U_3о / U_3z — сигнал на открытие /
закрытие КШ2

U_4о / U_4зz — сигнал на открытие /
закрытие КШ3

U_ок — сигнал оператору о нормальном переходе на
байпасную линию

I_с — сигнал об аварии при переходе на байпасную
линию

T — таймер

Рисунок 3.2 — Граф переходов

3.3 Текст программы

Текст программы автоматического переключения
газораспределительной станции на байпасный режим на языке ST [6].

CASE step of

: U1о:= FALSE;

U1z:= FALSE;о:= FALSE;z:= FALSE;o:= FALSE;z:= FALSE;:=
FALSE;:= FALSE;

IF p1 AND p2 THEN step:= 1; END IF;

: U3o:= TRUE;X2o THEN step:= 2; END_IF;

: U3o:= FALSE;o:= TRUE;x10% THEN step:= 3; END
IF;

: U4o:=FALSE;:=t#0s;(T); step:=50;

: IF T>t#30s AND p30 THEN step:=7; END
IF;T>t#30s AND (not p30) THEN step:= 4; END_IF;

: U1z:= TRUE;(T);x1z THEN step:= 5; END IF;

:U4o:=TRUE;z:=FALSE;p3 THEN step:= 6; END_IF;

: Uok:= TRUE;o:=FALSE;       Ysb THEN step:= 7;
END IF;

: Ic:=TRUE;z:=TRUE;(T);X3z THEN step:= 8; END_IF;

: U3z:= FALSE;Ysb THEN step:= 9; END IF;

: U1o:=TRUE;z:=TRUE;z:=TRUE;:=FALSE;:=FALSE;x1o
AND x3z AND x4z THEN step:=0; END_IF;_CASE;

Заключение

Системы
автоматизации нефтегазовой отрасли немыслимы без использования высокоточной
техники. На смену обычным датчикам пришли интеллектуальные, обладающие набором
свойств, которые позволяют значительно упростить процесс измерения обработки
параметров.

В данной работе было рассмотрено техническое оснащение
Стерлитамакского ЛПУ системами автоматизации и техническими средствами
автоматизации. Система автоматического управления обеспечивают качественное
управление работой ГРС во всех его режимах, а также управление технологическим
оборудованием.

В работе описана функциональная схема автоматизации, структурная
схема автоматизации.

Надёжное и качественное управление технологическим процессом
обеспечивается использованием современных датчиков с высокой степенью
надёжности резервирования, а так же резервированием.

Рассмотрен алгоритм автоматического переключения
газораспределительной станции на байпасный режим, для которого была создана
программа в инструментальной среде ISaGRAF на языке ST.

Необходимо повысить эффективность использования
технологического оборудования, т.е. повысить надежность работы и уменьшить
число аварий и ремонтов за счет точного соблюдения технологических режимов и
уменьшения простоев оборудования.

Содержание
Введение…………………………………………………………………………….9
1 Анализ газораспределительной станции………………………………………..11
1.1 Общая характеристика газопроводов ………………………………………..11
1.2 Классификация газопроводов по режимам их эксплуатации………………13
1.3 Эксплуатация систем газоснабжения ………………………………………..13
1.4 Назначение газораспределительных станций (ГРС)………………………..17
1.5 Классификация газораспределительных станций …………………………..19
1.6 Режимы работы ГРС и газораспределительных сетей………………………23
1.7 Расчет эксплуатационных режимов газопередачи…………………………..25
1.8 Гидравлический расчет городских газопроводов…………………………….28
2Специальная часть………………………………………………………………..30
2.1 Краткая характеристика газораспределительной сети, как объекта управления ………………………………………………………………………….30
2.2 Информационное обеспечение ………………………………………………..33
2.3 Математическое моделирование………………………………………………37
2.4 Критерии оптимизационных задач……………………………………………47
2.5 Имитационное моделирование………………………………………………..52
2.6 Техническое обеспечение……………………………………………………..53
2.7 Программное обеспечение…………………………………………………….64
3 Экономическая часть …………………………………………………………….70
3.1 Описание предприятия………………………………………………………..70
3.2 Объект исследования…………………………………………………………..71
3.3 Затраты на разработку и создание АСУТП…………………………………..72
3.4 Расчет зарплаты программиста……………………………………………….74
3.5 Расчет годового фонда основной заработной платы работников………….75
3.6 Затраты на пусконаладочные работы………………………………………..75
3.7 Расчет затрат на электроэнергию……………………………………………..75
3.8 Расчет затрат на текущий ремонт………………………………………….76
3.9. Затраты на приобретение приборов вычислительной техники……………77
3.10 Расчет зарплаты программиста………………………………………………78
3.11 Расчет годового фонда основной заработной платы работников…………78
3.12 Затраты на пусконаладочные работы………………………………………79
3.13 Расчет затрат на электроэнергию……………………………………………79
3.14 Расчет затрат на текущий ремонт……………………………………………79
3.15 Затраты на приобретение приборов вычислительной техники………….…80
4 Безопасность жизнедеятельности…………………………………………….…81
4.1 Анализ условий труда…………………………………………………………81
4.2. Техническое решение вопросов обеспечения безопасности………………82
4.3 Пожаробезопасность……………………………………………………………88
Вывод по разделу безопасность жизнедеятельности……………………………91
Заключение…………………………………………………………………………92
Список использованной литературы……………………………………………..93
1Анализ газораспределительной станции
Общая характеристика газопроводов
Значительное место в структуре топливно-энергетического комплекса
занимает класс трубопроводных систем энергетики, к которому относятся системы
газо-, нефте-, тепло- и водоснабжения. Система газоснабжения – одна из наиболее
эффективных топливных отраслей энергетического хозяйства Казахстана и
оказывает влияние на экономику топливоснабжение промышленных районов и
развитие производства в целом. Реконструкция и развитие газовых сетей позволяет
сэкономить капитальные затраты и материальные ресурсы, поэтому стоит задача
совершенствования управления технологическими процессами подачи и
распределения целевого продукта на базе применения современных
математических методов и средств вычислительной техники. Основными
экономическими факторами эффективного использования трубопроводного
транспорта газа является возможность полной автоматизации газопроводов. В
газовой промышленности реализована структура организационного управления
отраслью на основе одно- и двухзвенной схемы. В рамках этой схемы
эксплуатацию магистральных газопроводов и снабжение потребителей газом
осуществляют производственные объединения по транспортировке и поставке газа.
Транспортировка природного газа от места его добычи (на газовом
промысле) к местам потребления осуществляется по магистральным газопроводам
на расстояния до нескольких тысяч километров. Основой современного
газопровода является стальная труба диаметром от 200 до 1400 мм, по которой газ
транспортируется под давлением от 5,6 до 12 МПа. Мощный магистральный
газопровод, рассчитанный на большую пропускную способность, имеет несколько
параллельных труб (ниток), прокладываемых поочередно по мере освоения
месторождения природного газа и строительства на промысле установок
комплексной подготовки газа (УКПГ), с помощью которых осуществляется
подготовка газа к транспорту (осушка, очистка).
Современные городские системы газоснабжения представляют собой
сложный комплекс сооружений:источник газоснабжения,газовые
распределительные сети, газораспределительные станции (ГРС), промежуточные
регуляторные пункты (ПРП), газорегуляторные пункты (ГРП) и установки (ГРУ);
системы связи и телемеханизации. При снабжении города природным газом
источником газоснабжения является дальний магистральный или подводящий
газопровод. Этот газопровод у границ города обычно заканчивается
газораспределительной станцией (ГРС), через которую подается газ в газовую сеть.
Городская система газоснабжения представляет собой многоступенчатую
структуру, имеющую распределительную сеть той или иной сложности на каждом
уровне иерархии. Анализ конфигурации сложных систем транспорта газа позволяет
выделить в них различные подсистемы, что может быть положено в основу
классификации. Рассматриваются следующие типовые подсистемы:
— магистральный газопровод без притоков и ответвлений для попутного
отбора газа (транзитный газопровод);
-магистральный газопровод с отводами;
— кольцевой магистральный газопровод, не имеющий в кольце
компрессорных станций;
— кольцевой магистральный газопровод с КС в кольце.
Все газопроводы, входящие в распределительную сеть, по своему
назначению условно разделяют на следующие:
-распределительные газопроводы или городские газовые
распределительные сети (ГГРС), транспортирующие газ по территории к местам
его потребления (предприятия, жилые дома); ГГРС по принципу организации
бывают кольцевые, тупиковые или комбинированные, а их конфигурация зависит
от характера планировки города;
-абонентские ответвления, подающие газ от распределительных сетей к отдельному
потребителю или их группе;
-внутридомовые газопроводы, транспортирующие газ внутри здания и
распределяющие его по отдельным газовым приборам. В зависимости от
максимального рабочего давления различают газопроводы:
-низкого давления (уровень IV, 2-3 кПа) — обеспечивают подачу газа коммунально-
бытовой группе потребителей (жилье, мелкие коммунальные предприятия); такой
режим необходим для обеспечения оптимального сгорания газа;
-среднего давления (уровень III, 5 кПа 4- 0,3 МПа);
высокого давления (уровень II, 0,3 4- 0,6 МПа);
-высокого давления (уровень 1, 0,6 4- 1,2 МПа).
Структурная схема системы транспорта и распределения газа приведена на
рисунке 1.1.
Рисунок 1.1 – Структурная схема системы газоснабжения

При проектировании газовых сетей учитываются определенные требования:
газовые сети должны быть надежными и обеспечивать бесперебойность
газоснабжения, их эксплуатация должна быть простой, удобной и безопасной, а
также необходимо использовать однотипные сооружения и узлы.
Классификация газопроводов по режимам их эксплуатации
Городские газовые сети принято классифицировать по давлению, под
которым происходит подача газа: низкого давления — до 0,005 МПА, среднего —
от 0,005 до 0,3 МПА и высокого — от 0,3 до 1,2 МПА. Газопроводы низкого
давления используются главным образом для подачи газа жилым домам и мелким
коммунально-бытовым и промышленным потребителям. Граф газовой сети низкого
давления представлен на рисунке 1.2.
Рисунок 1.2 — Граф газовой сети низкого давления

Газопроводы высокого и среднего давления служат для питания сети низкого
давления через регуляторы ГРП, а также для снабжения крупных коммунально-
бытовых и промышленных потребителей. При некоторых системах к этим
газопроводам могут присоединяться также жилые дома и другие потребители, но с
обязательной установкой регуляторов, снижающих давление газа.
ГРП преимущественно работают с постоянным выходным давлением.
Однако такой режим работы неизбежно приводит к большим колебаниям давления
газа у потребителей при изменении расхода. Это приводит к снижению КПД
бытовых газовых приборов и ухудшению полноты сжигания газа; сокращаются
также сроки службы этих приборов. Величина колебаний давлений может быть
значительно уменьшена, путем сезонной настройки регуляторов давления,
изменения давления на выходе из ГРП в зависимости от расхода газа и изменения
установок регуляторов с помощью телемеханических устройств.

Эксплуатация систем газоснабжения
Магистральные газопроводы и их системы эксплуатируются, как правило,
при нестационарных режимах газопередачи, и этот существенный факт должен
учитываться и при проектировании систем газопроводов. Одна из наиболее
существенных особенностей этого процесса – его нестационарность, которая
обусловливается в основном неравномерностью газопотребления, а также
изменением режимов работы системы «трубопроводы – ГРС». Эксплуатацией
газовых сетей руководит диспетчерская служба. В обязанности этой службы входит
контроль за расходом газа потребителями.
Прием в эксплуатацию газовых сетей производится приемочной комиссией.
Результаты приемки законченных строительством газопроводов оформляются
приемочной комиссией актом, являющимся основанием для ввода газовой сети в
эксплуатацию. Опыт показывает, что дефекты строительства часто являются
основной причиной аварийных ситуаций систем газоснабжения. Для улучшения
качества строительно-монтажных работ и соответствия их проекту и требованиям
СНиП проводят пооперационный контроль, который оформляется актом по
следующим позициям:
— основания подземных газопроводов;
— подвижные и неподвижные опоры газопроводов;
— пересечения подземных газопроводов с различными подземными
коммуникациями;
— подземные и подводные переходы;
— противокоррозионная изоляция подземных газопроводов;
— сварка стыков;
— электрическая защита газопроводов;
— продувка газопроводов;
— испытания газопроводов.
После внешнего осмотра перед испытанием на прочность и плотность
газопровод продувают воздухом для удаления окалины, влаги и засорений.
Испытание подземных газопроводов на прочность проводят после их опуска в
траншею и присыпки мелким грунтом на 20—25 см выше труб Испытания на
плотность осуществляют после полной засыпки подземного газопровода.
Продолжительность испытания и допустимое падение давления в газопроводе при
испытании принимаются в зависимости от диаметра газопровода и рабочего
давления.
Сразу после присоединения газопровода к сети газоснабжения из него
удаляют воздух и заполняют газом (продувка газопровода). Продувку ведут через
продувочные свечи, устанавливаемые в конце газопровода, и отводные трубки
конденсатосборников и гидравлических затворов. Конец продувки определяется
анализом выходящего из газопровода газа. Продувка считается законченной, если
содержание кислорода в газе составляет не более 1 %.
Существуют различные пути стабилизации давления газа у потребителей.
Один из них состоит в регулировании давления в пунктах питания при изменении
расхода (без изменения номинальных давлений газа перед газогорелочными
устройствами). В этом случае создают такие условия, чтобы в любой момент
давление во всей сети в среднем было наиболее близко к номинальному давлению
перед приборами. При этом учитывается необходимость поддержания нормального
давления у наиболее удаленных потребителей газа. Это достигается путем
установки на ГРП регуляторов давления, обеспечивающих автоматическое
повышение давления газа на выходе при увеличении расхода газа или изменении
установки регуляторов, стабилизирующих давление газа при переменном расходе.
Другой перспективный способ заключается в переходе на использование домовых
и квартальных регуляторов давления. В сетях высокого и среднего давлений
имеются большие возможности для регулирования режима их работы благодаря
наличию буферных потребителей газа. Обработка технологической информации с
целью улучшения технико-экономических показателей работы систем
газоснабжения затрудняется сложными расчетами, требующими больших затрат
времени.
Основным видом обслуживания наружных газовых сетей и ГРП является
обход трасс газопроводов и ГРП. Срок обхода газопроводов устанавливают с
учетом конкретных условий их эксплуатации: продолжительности эксплуатации,
состояния газопровода, давления газа, наличия защиты, коррозионной активности
грунтов, наличия блуждающих токов, пучинистости грунтов,наличия
сигнализаторов загазованности подвалов, характера местности и плотности ее
застройки, времени года.
Обслуживание систем газоснабжения природным газом имеет следующие
формы:
— периодический осмотр исправности наружных газовых сетей и ГРП,
называемый обходами;
— профилактическое техническое обслуживание внешних и внутренних
газовых сетей, а также установленного на них или подключенного к ним газового
оборудования;
— плановые ремонты газопроводов и газового оборудования;
— аварийные работы на газопроводах и заявочное обслуживание газового
оборудования.
Для обеспечения длительной и безотказной работы систем газоснабжения
помимо строгого соблюдения правил технической эксплуатации установленного
оборудования необходимо периодически проверять его состояние и проводить
профилактический ремонт или замену изношенных деталей и частей.
Одним из важнейших оперативных документов являются эксплуатационные
паспорта на газопроводы, ГРП, ГУ. В них должны быть отражены даты постройки
и ввода в эксплуатацию; основные характеристики (диаметры, протяженность, как
изоляции, рабочее давление, установленное оборудование, параметры настройки), а
также сведения о проведенных ремонтных работах, о замене элементов, о
результатах периодических измерений и проверок.
Сроки осмотров и объем ремонтных работ зависят от конструктивных
особенностей и состояния установленного оборудования, а также принятой
системы ремонта оборудования. Существуют три системы ремонта:
послеосмотровая, стандартная и планово-предупредительная. В случае применения
послеосмотровой системы содержание и срок ремонта назначают, исходя из
результатов проводившегося при надобности осмотра. При системе стандартных
ремонтов оборудование останавливают в определенные сроки независимо от
состояния и производят ремонт по заранее разработанным инструкционным кар-
там, в которых дается полное содержание ремонта, его объем и прием выполнения
отдельных ремонтных операций. Поскольку отдельные детали имеют различный
срок работоспособности, то при обоих методах ремонту и замене могут
подвергаться годные к дальнейшей эксплуатации детали.
Основным методом повышения надежности работы оборудования является
проведение системы планово-предупредительного ремонта (ППР). Система ППР
включает совокупность организационно-технических мероприятий по надзору,
техническому обслуживанию и ремонту, проводимых по заранее составленному
плану и способствующих увеличению срока службы, предупреждению аварий,
повышению культуры эксплуатации оборудования. Сущность системы ППР
состоят в том, что после отработки (эксплуатации) оборудования определенного
времени (часов, месяцев, лет) независимо от технического состояния проводят
профилактические осмотры и различные ремонты, чередование и периодичность
которых определяется назначением оборудования, его конструктивными и
ремонтными особенностями, габаритными размерами и условиями эксплуатации.
Система ППР не предусматривает внеплановые и аварийные остановки.
Система ППР использует следующие понятия:
— ремонтный цикл — время работы оборудования между двумя плановыми
капитальными ремонтами или время от начала эксплуатации до первого
капитального ремонта;
— межремонтный период — время работы оборудования между любыми
очередными плановыми ремонтами;
— структура ремонтного цикла — порядок чередования всех ремонтных и
профилактических работ в ремонтном цикле;
— плановые периодические профилактические работы — межремонтное
обслуживание оборудования, состоящее из надзора и ухода за агрегатами, запорной
арматурой, коммуникациями в течение всего периода работы между плановыми
ремонтами.
Система ППР включает в себя: межремонтное обслуживание, плановый
осмотр и плановый ремонт. Межремонтное обслуживание предусматривает
повседневное наблюдение за состоянием оборудования, выполнением правил его
эксплуатации, своевременным регулированием механизмов и контрольно-из-
мерительных приборов, своевременным устранением мелких неисправностей.
Плановый (технический) осмотр осуществляется по графику для проверки
технического состояния оборудования, выявления дефектов, которые устраняют
или планируют устранить при плановом ремонте. Результаты осмотра записывают
в журнал и используют в последующем планировании планового ремонта. В
зависимости от особенностей работы, степени повреждений и износа
оборудования, а также трудоемкости ремонта работы различают следующие виды
планового ремонта: текущий (малый), средний и капитальный. Текущий ремонт
представляет собой минимальный по объему плановый ремонт, при котором в
результате замены или восстановления быстроизнашивающихся частей и деталей
оборудования обеспечивается нормальная работа оборудования. Текущий ремонт
совершается без остановки оборудования. Текущий ремонт выполняется силами
эксплуатационного персонала или ремонтными службами подразделений на месте
эксплуатации объекта. Периодичность его проведения — регулярно в течение года
по плану-графику ППР, разработанному на основании общих, текущих и
внеочередных осмотров оборудования. К текущему ремонту оборудования
относятся работы по очистке от грязи и пыли, смена масел, устранение мелких
повреждений и неисправностей, проверка на точность, регулировочные и другие
работы. Средний ремонт является плановым ремонтом. В нем помимо работ
текущего ремонта производят исправления, замену и регулировку деталей, срок
службы которых равен периоду между двумя средними ремонтами.
Предусматриваются частичная разборка оборудования, капитальный ремонт
отдельных деталей и узлов, замена всех изношенных деталей, проверка на
точность, регулировка. Наибольший по объему комплекс ремонтных работ
проводится при капитальном ремонте. Он проводится при достижении предельного
износа конструктивных элементов оборудования и заключается в полной разборке
механизмов, замене или ремонте изношенных и неисправных составных частей
оборудования, в том числе и базовых, в проверке и сборке ремонтируемых
объектов, в регулировке и испытании после проведения ремонта. Средний ремонт
часто осуществляется на специализированном заводе, где путем восстановления
или замены отдельных деталей оборудование приводят в первоначальное
состояние, обеспечивающее его номинальные характеристики, безопасность
работы и срок службы.
На ремонт основного и вспомогательного оборудования составляют график
проведения ремонтных работ. Результаты проведения ремонта и сведения о
состоянии оборудования заносят в карты ремонта или журнал ремонтных работ…..

Информация о товаре:

Введение

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снабжения газом от магистральных и промысловых газопроводов населенных пунктов, предприятий и других крупных потребителей. Подавать газ потребителю требуется в заданном количестве и под определенным давлением, с необходимой степенью очистки, подогрева и одоризации газа (при необходимости). При этом должна обеспечиваться коммерческая передача газа потребителям в соответствии с действующей нормативной документацией Госстандарта РФ.

Получая газ от газотранспортной компании, региональная компания по реализации газа ведет расчеты с ней за количество приобретенного газа по информации собранной на ГРС и от пунктов учета газа у потребителей. Поэтому ГРС является объектом интересов как газотранспортных, так и региональных компаний по реализации газа и газораспределительных организаций.

До сих пор недостаточный уровень автоматизации на ГРС является причиной трудностей во взаиморасчетах между поставщиками газа и компаниями по реализации газа. Применение механических самописцев для учета расхода газа приводит к значительным погрешностям и, в итоге, к разбалансу между отчетной документацией от пунктов учета у потребителей и от ГРС.

На сегодняшний день система управления и учета на ГРС должна стать как средством обеспечения безаварийности, так и средством сбора исходных данных для принятия оперативных управленческих решений. Информация о работе ГРС, переданная в корпоративную базу данных, может использоваться для анализа и планирования работы как данной ГРС, так и всех организаций, снабжающих и распределяющих газ.

Оптимальной является интеграция системы управления и учета на ГРС с системой управления бизнес-процессами, что позволит всем организациям в любой момент получать оперативную и достоверную информацию в удобной для учета и анализа форме. При этом для повышения эффективности управления предприятиями, обеспечивающими поставку и реализацию газа, стоит задача обеспечения достоверности и полноты передаваемой от ГРС информации с наименьшими затратами, в кратчайшие сроки и в удобной для пользователя форме.

Достоверность информации обеспечивается минимизацией погрешности приборов и методов вычисления в соответствии с требованиями, а также передачей данных без искажений. Полнота информации подразумевает контроль всех необходимых учетных параметров, получение алармов (сигнализаций) о нарушениях нормальных режимов работы и аварийных сообщений. Сбор информации в режиме реального времени обеспечивают приборы измерения и коррекции расхода газа – турбинные, диафрагменные, вихревые и ротационные расходомеры в комплекте с корректорами расхода или компьютерами расхода, поточные приборы измерения качества газа – плотномеры, калориметры, анализаторы температуры точки росы и хроматографы.

Системы обеспечения пожаробезопасности, контроля загазованности и охраны объекта также передают информацию в базу данных системы учета и управления.

Минимизировать затраты можно, например, путем применения интеллектуальных многопараметрических датчиков, что сокращает затраты по монтажу и на кабельную продукцию, а также удешевляет обслуживание. Сэкономить на дорогостоящем хроматографе или калориметре можно, в оправданных случаях, используя для вычисления калорийности недорогой вибрационный плотномер. Использование современных средств связи позволяет получать информацию в режиме реального времени и без искажений, исключая человеческий фактор. Некоторые измерительно-вычислительные расходомерные комплексы имеют встроенные модемы для связи с рабочим местом оператора.

Удобство представления данных повышает скорость и качество работы оператора. Современные системы сбора и обработки информации позволяют хранить информацию в базах данных и автоматически формировать отчеты за требуемые периоды, просматривать информацию в виде диаграмм и таблиц, с привязкой к местности при помощи геоинформационных технологий (электронные карты).

Транспортировка и доставка природного газа потребителю, которыми являются: объекты малых и средних населенных пунктов; электростанции; промышленные, коммунально-бытовые предприятия и населенные пункты крупных городов, связанна с большими потерями газа на каждом участке от разработанной скважины у месторождения, дожимных станций и газораспределительных станций до установок газорегуляторных шкафных и газового оборудования в каждом жилом доме. Рациональное использование и сокращение потерь природного газа при транспорте и в промышленности за счёт создания и использования новых энергосберегающих технологий и более точного учёта потребления становится очень актуальной задачей, так как  на ГРС введенных в эксплуатацию в конце 1970 начале1980 г.г., учет расхода газа и расчет с потребителем за предоставленное количество газа, производится при помощи приборов ДСС-712, ТМС и ДИСК-250. В связи с тем,  что данные приборы морально и физически устарели, то возникают разногласия по количеству газа предоставленному потребителю. В целях урегулирования разногласий, возникающих при проведении расчетов между поставщиками, потребителями газа и газораспределительными организациями, оказывающими услуги по транспортировке газа, по вопросу учета потерь газа ускорить сбор информации, повысить точность в измерении и учёте расхода газа.

Газораспределительная станция ГРС Сохрановского ЛПУ МГ предназначена для подачи газа предприятиям, сельским хозяйствам и коммунально — бытовым потребителям Сохрановского района Ростовской области с заданным давлением, температурой, при заданных расходах, необходимой степенью очистки и одоризации газа. ГРС находится в отдалении от Сохрановского ЛПУ МГ, что усложняет сбор информации и ведёт к разногласиям с потребителями. Создание системы автоматизированного контроля и управления газораспределительной станцией позволяет собирать информацию без выезда на ГРС и передавать её потребителям.

Таким образом, целью работы является разработать систему автоматического контроля и управления газораспределительной станции Сохрановского ЛПУМГ, позволяющей:

—              улучшить условия труда оператора и обслуживающего персонала;

—              диспетчеру ЛПУМГ круглосуточно на экране монитора получать информацию в полном объеме о режимах расхода газа потребителям;

—              урегулировать разногласия, возникающих при проведении расчетов между поставщиками, потребителями газа и газораспределительными организациями по вопросу потерь газа, ускорить сбор информации, повысить точность в измерении и учете расхода газа.

Заключение

  Целью проекта являлось разработать автоматизированную систему управления и контроля газа на газораспределительной станции, которая позволит улучшить условия труда оператора и обслуживающего персонала, ускорит сбор информации, повысит точность в измерении и учёте расхода газа на ГРС.

  Были предложены несколько варианта решения поставленной задачи.

  Произведён обзор промышленных методов контроля расхода природного газа. Из возможных вариантов решения был выбран многониточный измерительный комплекс «GiperFlo-3ПМ».

  Проектом был предусмотрен комплекс мероприятий по обеспечению безопасности и экологичности проекта.

  Произведён экономический анализ  эффекта от внедрения проекта, выполнен расчёт доходности проекта.

Список использованной литературы:

1. Конституция РФ (принята всенародным голосованием 1993г.)//РГ. – 1993. — № 237.

2. ФЗ от 26.12.1995г. № 208-ФЗ «Об акционерных обществах» (ред. от 29.04.2008г.)//СЗ РФ. – 1995. — № 248.

3. ФЗ от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании» ( в ред. ФЗ № 160-ФЗ от 23.07. 2008г.)//СЗ РФ. – 2002. — № 52 (ч. 1).

4. ФЗ от 26.12.1995г. № 208-ФЗ «Об акционерных обществах» (ред. от 29.04.2008г.)//СЗ РФ. – 1995. — № 248.

5. Указ Президента РФ от 04.08.2004г. № 1009 (ред. от 12.06.2008г.) «Об утверждении перечня стратегических предприятий и стратегических акционерных обществ»//СЗ РФ. – 2004. — № 32. – Ст. 3313.

6. Комментарий к ФЗ «О техническом регулировании» (постатейный) – изд. 3 перераб. и доп./Под ред. Т.А. Гусева, Л.Е. Чапкевич. – М.: ЗАО Юстицинформ, 2008. –  436 с.

7. Барыгин В.Г. Справочник по проектированию электроснабжения. М.: Энергоатомиздат, 2005.- 456 с

8. «Правила по метрологии» ГОСТ 8.563.1-97

9. «Методика обработки диаграмм при определении количества природного газа» РД–51–89–84.

10. «Правила по метрологии» ГОСТ 8.563.2-97.

11. Методика выполнения измерений при помощи турбинных и ротационных счетчиков. ПР. 50.2.019–96.

12. «Многониточный измерительный микропроцессорный комплекс “ GiperFlo-3ПМ ”. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. СП «Совтексавтоматика». М, 1995.

13. Комплекс одоризации газа ФЛОУТЭК-ТМ-Д. Руководство по эксплуатации АЧСА.421413.001 РЭ2003 г.

14. Многониточный измерительный комплекс  «GiperFlo-3ПМ». Руководство по эксплуатации 1992 г.

15. Программное обеспечение многониточного измерительного комплекса «GiperFlo-3ПМ».

16. Данилов А.А., Петров А.И. «Газораспределительные станции». СПб.: Недра, 1997.

17. Техническое описание и инструкция по эксплуатации Р 55161-080 ПС ППК-4р Ду-80, Ру-16.

18. Паспорт Р 55161-080ПС ППК-4р Ду-80, Ру-16.

19. Газораспределительная станция. Техническое описание и инструкция по эксплуатации 47531950265 ТО.

20. Регулятор давления газа РДУ-80. Техническое описание и инструкция по эксплуатации АЯД 2.573.009 ТО.

21. Регулятор давления газа РДУ-80. Формуляр АЯД 2.573.009 ФО.

22. Регулятор давления газа РДУ-80. Паспорт АЯД 2.573.009 ПС.

23. Прибор приемно-контрольный охранно-пожарный «Нота» ППКОП 0104059-1-3. Руководство по эксплуатации СПНК.425513.007-01РЭ.

24. Устройство приемно-контрольное охранно-пожарное взрывозащитное с видом взрывозащиты «искробезопасная электрическая цепь». УПКОП 135-1-1. Паспорт ДАЭ 100.201.000 ПС.

25. Устройство дистанционной сигнализации УСГ-10. Паспорт. Опытный завод ВНИИГАЗ,1997 г.

26. Одоризатор газа УОГ-1. Руководство по эксплуатации. Е.1999 г.

27. Одоризатор газа АОГ-30. Руководство по эксплуатации. Е.1998 г.

28. Инструкция по монтажу, пуску, регулированию и обкатке одоризатора газа типа АОГ-30.Разладов Г.З. «Правила эксплуатации и безопасности обслуживания средств автоматизации, телемеханизации и вычислительной техники в газовой промышленности». М.: Недра,1987 г.

29. Методические указания по определению коммерческой эффективности новой техники в ОАО «Газпром». М.2001 г.

30. Баканов М.И. и др. Теория экономического анализа/Учебник.  — М. : Финансы и статистика 2003. – 356 с.

31. Варгафтик Н.Б.  Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М.: Физматгиз, 1983.-708 с.

32. Воронина Э.М. Менеджмент предприятия и организации/Московский международный институт эконометрики, информатики, финансов и права. – М.: Юристъ, 2003. – 260 с.

33. Гухман А.А.. Термодинамика: учебник/ Жуковский В.С., А.А. Гухман.- М.: Энергоатомиздат, 1983.-304с.

34. Кириллин В.А.. Техническая термодинамика: учебник / В.А. Кириллин, В.В.Сычев, А.Е. Шейндлин.-М.: Энергоатомиздат,1983.-416с.

a. Клюева А.С. «Монтаж приборов средств автоматизации». М.:Энергия,1979 г.

35. Минаев П.А. «Монтаж систем контроля и автоматики». М.:Стройиздат,1982 г.

36. Громов В.В. «Оператор магистральных трубопроводов». М.:Недра, 1973г.

37. Андреев Г.С. «Запорная арматура». М.: Недра,1968 г.

38. Галунин Э.Г. «Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов». М.: Недра,1990 г.

39. Методические указания по курсу «Безопасность жизнедеятельности»

40. раздел « Производственное освещение» , разраб. Доц. Курин В.И.

41. Поливода.Ф.А. КПД тепловой сети на примере трубопроводов в ППУ — изоляции.// Новости теплоснабжения. М., №11, с. 43-45.

42. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомсервис, 2005.-286с.

43. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. –М: Энергоиздат, 1982.–360 с.

44. Сидельковский. Л.Н , Юренев В.Н. Котельные установки промышленных предприятий: учебник / Л.Н. Сидельковский., В.Н. Юренев — М.: Энергоатом — издат, 1988.- 528 с.

45. Технологии машиностроения: Учебное пособие/ В.Л. Курбатов , М.С Мосаков,Н.М. Кондраков.-М.:АСВ, 2007.- 744с.

46. Шавкин Н.К. «Очистка природного газа». М.: Недра,1973 г.

47. СниП 3.05.05-84 «Техническое оборудование и технологический трубопровод». М.1985 г.

48. «Правила технической и безопасной эксплуатации ГРС магистральных газопроводов». М.: Мин Газпром,1997 г.

49. Малов Е.А. «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». РД–08–200–987. Москва. НПО ОБТ1999 г.

50. Сорокин А.А. «Правила безопасности в газовом хозяйстве». М.: ПИО ОБТ,1998 г.

51. Куцын В.Г. «Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов». М.: Недра,1985 г.

52. «Работа с повышенной опасностью. Организация производства». ПОТ РО 14000–005–98. М.: НТБ ПОТ,2001 г.

53. «Правила по технике безопасности при эксплуатации электроустановок». РД 153-34.0-03. 150-00. С–П.2002 г.

54. Куцын Г.П. «Организация работ по охране труда в газовой промышленности». М.: Недра,1984 г.

55. «Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок». М.: Госэнергонадзор,1994 г.

56. Манометр дифференциальный сильфонный самопищущий ДСС. Паспорт. Са 4.573.018 ПС.

57. Манометр технический самопищущий МТС. Паспорт. ДА 101.200.000 ПС.

58. Прибор регистрации температуры ДИСК-250. Паспорт. Са 3.573.019 ПС.

59. Положение по технической эксплуатации газораспределительной станции магистральных газопроводов. ВРД-39-1.10-069-2002. ОАО «ГАПРОМ».2002 г.

60. Узел управления краном ЭПУУ-6. Техническое обслуживание и инструкция по эксплуатации. АСА.556.030 ТО.

61. Блок управления краном БК-25. Техническое обслуживание и инструкция по эксплуатации. ЗИ2.390.245 ТО.

62. Манометр технический показывающий МТП. Паспорт. ДА 101.200.003 ПС.

63. Электроконтактный манометр ЭКМ ВЭ 16 рб. Паспорт ДАЭ 101.200.000 ПС.СТМ-10.

64. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами. РД 50-213-80. М.1982 г.

65. «Электрооборудование взрывозащищённое. Ремонт». РД 16-407-89.

66. Методические указания по экономической и организационной части дипломного проекта для специальностей 1202, 1203.В. ВолГТУ,1996 г.

67. Методические указания к разделу дипломного проекта «Безопасность и экологичность проекта» для студентов специальностей 131300 и 171300. В. ВолГТУ,2000 г.

68. Датчик давления «Радон». Руководство по эксплуатации 1551-038-31636677-980 РЭ.

69. ПНКЗ-2. Преобразователь напряжения катодной защиты. Руководство по эксплуатации СТИУ 426449.002.РЭ.

Свяжитесь с нами в один клик:

Нажмите на иконку и вы будете переправлены на страницу связи с нашими специалистами.

Позвонить