Автоматизация дожимной компрессорной станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ Государственное БЮДЖЕТНОЕ

образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический

университет»

Кафедра АТПП

Отчет по практике

Автоматизация дожимной компрессорной станции

Выполнил: студент группы БАГ-12-01 Сафаров Р.А.

Уфа, 2013

Содержание

Введение

1. Назначение и устройство компрессорных станций

1.1 Особенности дальнего транспорта природных газов

1.2 Назначение и описание компрессорной станции

1.3 Компоновка газоперекачивающих агрегатов на станции

2. Системы автоматизации

2.1 Автоматизация компрессорных станций с электроприводными газоперекачивающими агрегатами

2.2 Схемы автоматизации электроприводных ГПА

2.3 Приборы используемые для ДКС

Заключение

Список использованной литературы

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. 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.

Основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по газопроводам различного диаметра. При прохождении газа возникает трение потока о стенку трубы, что вызывает потерю давления. Например, при расходе газа 90 млн.нм /сут по трубе 1400 мм давление убывает с 7,6 до 5,3 МПа на участке = 110 км. Поэтому транспортировать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового давления нельзя. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции (KС), которые устанавливаются на трассе газопровода через каждые 100 -150 км.

1. Назначение и устройство компрессорных станций

1.1 Особенности дальнего транспорта природных газов

Транспорт газа на большие расстояния представляет собой весьма сложную техническую задачу, от решения которой во многом зависит развитие газовой промышленности и экономики страны в целом.

На газопроводах в качестве энергопривода КС используются газотурбинные установки, электродвигатели и газомотокомпрессоры - комбинированный агрегат.

Вид привода компрессорных станций и ее мощность в основном определяются пропускной способностью газопровода. Для станций подземного хранения газа, где требуются большие степени сжатия и малые расходы, используются газомотокомпрессоры, а также газотурбинные агрегаты типа "Солар" и ГПА-Ц-6,3, которые могут обеспечивать заданные степени сжатия. Для газопроводов с большой пропускной способностью наиболее эффективное применение находят центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.

В зимнее время газопроводы работают в режиме максимального обеспечения транспорта газа. В случае увеличения расходов пополнение системы обеспечивается за счет отбора газа из подземного хранилища. В летнее время, когда потребление газа снижается, загрузка газопроводов обеспечивается за счет закачки газа на станцию подземного хранения газа.

Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, можно регулировать включением и отключением числа работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА), изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным приводом и т.п. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит естественно к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу.

Характерный вид графиков переменного режима работы газопровода при изменении его производительности показан на рис. 2.1. Из рисунка видно, что наибольшее влияние на режим работы КС и отдельных ГПА оказывают сезонные изменения производительности газопровода. Обычно максимум подачи газа приходится на декабрь-январь, а минимум - на летние месяцы года.

Рис. 2.1. Схема сезонного колебания расхода газа крупного промышленного центра: А - ТЭЦ; Б - промышленность (включая котельные); В - отопление; Г - коммунально-бытовые потребители

Для уменьшения затрат мощности КС на перекачку газа, увеличения пропускной способности газопровода и экономии энергоресурсов на перекачку газа всегда выгодно поддерживать максимальное давление газа в трубопроводе, снижать температуру перекачиваемого газа за счет его охлаждения на станциях, использовать газопроводы большего диаметра, периодически осуществлять очистку внутренней полости трубопровода.

1.2. Назначение и описание компрессорной станции

Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путем повышения давления через определенные расстояния вдоль трассы газопровода, как отмечалось выше, устанавливаются компрессорные станции.

Перепад давления на участке между КС определяет степень повышения давления в газоперекачивающих агрегатах. Давление газа в газопроводе в конце участка равно давлению на входе в газоперекачивающий агрегат, а давление в начале участка равно давлению на выходе из АВО газа.

Современная компрессорная станция (КС) - это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа.

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.

Рис. 2.2. Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы

Рис. 2.3. Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции

На рис. 2.3 показана принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции, состоящей из 3 ГПА. В соответствии с этим рисунком в состав основного оборудования входит: 1 - узел подключения КС к магистральному газопроводу; 2 - камеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода; 3 - установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторов; 4 - установка охлаждения технологического газа; 5 - газоперекачивающие агрегаты; 6 - технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции; 7 - запорная арматура технологических трубопроводов обвязки агрегатов; 8 - установка подготовки пускового и топливного газа; 9 - установка подготовки импульсного газа; 10 - различное вспомогательное оборудование; 11 - энергетическое оборудование; 12 - главный щит управления и система телемеханики; 13 - оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС.

На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные компрессорные станции, линейные компрессорные станции и дожимные компрессорные станции.

Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются по ходу газа после газового месторождения. Назначением ГКС является создание необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам. Принципиальным отличием ГКС от линейных станций является высокая степень сжатия на станции, обеспечиваемая последовательной работой нескольких ГПА с центробежными нагнетателями или поршневыми газомотокомпрессорами. На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа.

Линейные компрессорные станции устанавливаются на магистральных газопроводах, как правило, через 100-150 км. Назначением КС является компремирование поступающего на станцию природного газа, с давления входа до давления выхода, обусловленных проектными данными.

Дожимные компрессорные станции (ДКС) устанавливаются на подземных хранилищах газа (ПХГ). Назначением ДКС является подача газа в подземное хранилище газа от магистрального газопровода и отбор природного газа из подземного хранилища (как правило, в зимний период времени) для последующей подачи его в магистральный газопровод или непосредственно потребителям газа. ДКС строятся также на газовом месторождении при падении пластового давления ниже давления в магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от линейных КС является высокая степень сжатия 2-4, улучшенная подготовка технологического газа.

Около потребителей газа строятся также газораспределительные станции (ГРС), где газ редуцируется до необходимого давления (= 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед подачей его в сети газового хозяйства.

1.3 Компоновка газоперекачивающих агрегатов на станции

Газоперекачивающий агрегат - сложная энергетическая установка, предназначенная для компремирования природного газа, поступающего на КС по магистральному газопроводу.

На рис. 2.25 приведена принципиальная схема ГПА с газотурбинным приводом, где показаны все основные узлы, входящие в агрегат:

1. Воздухозаборная камера (ВЗК) нужна для подготовки циклового воздуха, поступающего из атмосферы на вход осевого компрессора. На разных типах ГПА воздухозаборные камеры имеют различные конструкции, но все предназначены для очистки поступающего воздуха и понижения уровня шума в районе ВЗК.

2. Пусковое устройство (турбодетандер, воздушный или электрический стартер) необходимо для первоначального раскручивания осевого компрессора (ОК) и турбины высокого давления (ТВД) в момент пуска ГПА.

3. Осевой компрессор предназначен для подачи необходимого количества воздуха в камеру сгорания газотурбинной установки.

4. Турбина высокого давления служит приводом осевого компрессора и находится с ним на одном валу.

5. Турбина низкого давления (ТНД) служит для привода центробежного нагнетателя.

6. Нагнетатель природного газа представляет собой центробежный газовый компрессор без наличия промежуточного охлаждения и предназначен для компремирования природного газа.

7. Краны обвязки ГПА.

8. Регенератор (воздухоподогреватель) представляет собой теплообменный аппарат для повышения температуры воздуха, поступающего после ОК в камеру сгорания (КС), и тем самым снижения расхода топливного газа по агрегату.

9. Камера сгорания предназначена для сжигания топливного газа в потоке воздуха и получения продуктов сгорания с расчетными параметрами (давление, температура) на входе в ТВД.

10. Блок подготовки пускового и топливного газа представляет собой комплекс устройств, при помощи которых часть газа, отбираемого из магистрального газопровода, очищается от механических примесей и влаги, доводится до необходимых параметров, обусловленных требованиями эксплуатации газоперекачивающих агрегатов.

11. Аппараты воздушного охлаждения масла предназначены для охлаждения смазочного масла после подшипников турбин и нагнетателя.

Рис. 2.25. Приниципиальная схема компоновки ГПА. - воздух до осевого компрессора; - - воздух до рекуператора; - воздух после рекуператора; - выхлопные газы; - пусковой газ; - топливный газ; - импульсный газ; - технологический газ; - масло.

Кроме того, каждый ГПА снабжен системой регулирования основных параметров агрегата, системами агрегатной автоматики, автоматического пожаротушения, обнаружения загазованности помещения и др.

2. Системы автоматизации

2.1 Автоматизация компрессорных станций с электроприводными газоперекачивающими агрегатами

На компрессорных станциях магистральных газопроводов применяются электроприводные газоперекачивающие агрегаты мощностью 4 4,5 и 12,5 тыс. кВт с центробежными нагнетателями имеющими привод от синхронных электродвигателей нормального исполнения СТД 4000-2, СТМ 4000-2, СДСЗ-4500 1500, СТД 12500-2 и взрывозащищенного исполнения (продуваемые под избыточным давлением) СТДП 4000 2 СТМП 4000-2 и СТДП-12500-2.

Автоматизация агрегатов СТД 4000 2 и СТМ-4000-2 осуществляется системой «Эра-1», агрегатов СТД-12500, СТМП 4000 2 -- системой «Электра-2» агрегатов СТДП-4000 2 и СТДП-12500-2 -- системой на базе комплекса А 705-15.

Система «Электра-1» рассчитана на прямой и реакторный пуск приводных электродвигателей, применение различных видов возбуждения и различных типов возбудителей синхронного электродвигателя и обеспечивает: автоматическое управление пуском и остановкой ГПА со станционного пульта управления СПУ или с местного щита управления (МЩУ).

Система предназначена для эксплуатации при температурах от --50 до +50°С и относительной влажности 95±3 % при + 35 °С.

2.2 Схемы автоматизации электроприводных ГПА

Автоматизация процессов запуска и остановки ГПА построена на релейно-контактных элементах. Особенность системы автоматизации электроприводных ГПА -- управление приводным электродвигателем и его защита.

Управление приводным электродвигателем нагнетателя -- это, прежде всего управление его высоковольтным выключателем (или двумя выключателями при реакторном пуске), а для синхронного электродвигателя -- это и управление его возбудительным устройством. Совместное взаимосвязанное управление этими элементами обеспечивает пуск электродвигателя и автоматическое восстановление его рабочего режима после различных внешних воздействий (коротких замыканий, действий противоаварийной автоматики и др.) а также остановку ГПА при действии технологических защит и релейной защиты электродвигателя

Синхронный двигатель работает в режиме генератора реактивной мощности. Чем больше ток возбуждения, тем больше отдается в сеть реактивная мощность (в пределах своей номинальной мощности). При уменьшении тока возбуждения отдаваемая в сеть реактивная мощность может уменьшаться до 0 в этом случае cos ? =l. При дальнейшем уменьшении тока возбуждения электродвигатель становится потребителем реактивной мощности. Таким образом, синхронный электродвигатель является легкорегулируемым источником реактивной мощности. В схеме управления двигателем предусмотрено реле РНТ (реле наличия тока), которое контролирует ток возбуждения в случае обрыва в цепи. Контактор формировки КФ автоматически включается при резком снижении напряжения в сети.

Рис 69. Электрическая схема управлением Э1ектродвигателя (поясняющая)

Релейная защита предохраняет электродвигатель от внутренних электрических повреждении и отклонений ненормального режима работы, которые могут привести к повреждениям электродвигателя. От междуфазных замыканий -- продольная дифференциальная токовая защита в двухфазном двухрелейном исполнении; от замыкании на землю в обмотке статора и двойных-замыканий на землю -- максимальная токовая защита нулевой последовательности; от сверхтоков перегрузки и асинхронного режима -- максимальная токовая защита в однорелеи ном исполнении с выдержкой времени; от потери питания -- минимальная защита напряжения и частоты (общая на группу электродвигателей)

Дополнительно также предусматриваются защиты от обрыва цепи возбуждения и от затянувшегося пуска. Сигналы для работы защиты берутся от электрических цепей через трансформаторы тока ТТ1--ТТ9.

При выполнении дифференциальной защиты на электродвигателях с пусковым реактором в зону защиты включают и пусковой реактор. Максимальная токовая защита нулевой последовательности выполняется с помощью токового реле и трансформаторов тока нулевой последовательности типов ТЗ T3Л ТЗРЛ и других, устанавливаемых в ячейке КРУ на кабелях питания электродвигателя

Возбудительные устройства. Для питания постоянным током обмотки ротора приводного синхронного электродвигателя нагнетателя ГПА используются возбудительные устройства (ВУ) трех видов (рис. 70): электромашинное (ЭВУ); тиристорное (ТВУ) бесщеточное (БВУ).

ЭВУ (рис 70 а) состоит из электромашинного возбудителя ЭВ (генератора постоянного тока) станции управления СУ и разрядного резистора Rр.

Электромашинный возбудитель приводится во вращение от вала электродвигателя ЭД (прямое возбуждение) или отдельным асинхронным электродвигателем (косвенное возбуждение).

Рис 70 Принципиальные схемы возбудительных устройств приводных электродвигателей ГПА. а электромашинного; б -- тиристорного; в бесщеточного

С помощью контактора возбуждения КВ -- автомата гашения поля (АГП), установленного на станции управления, обмотка возбуждения ОВ электродвигателя ЭД может отключаться от возбудителя ЭВ и подключаться на разрядный резистор Rp. Переключение осуществляется без разрыва цепи обмотки возбуждения ОВ

Для изменения силы тока возбуждения используется переменный резистор (шунтовый регулятор) РВ включенный последовательно в цепь обмотки возбуждения возбудителя ОВВ. Форсировка возбуждения осуществляется с помощью контактора форсировки КФ, замыкающим контактом которого шунтируется РВ. На станции управления размещается аппаратура управления, контроля и защиты ЭВУ которая питается от не зависимого источника постоянного тока -- аккумуляторной батареи 220 В.

ТВУ (рис. 70 б) является статическим тиристорным преобразователем обеспечивающим подачу и автоматическое регулирование тока возбуждения в обмотке ОВ электродвигателя ЭД с помощью управляемых полупроводниковых вентилей -- тиристоров ТВ, соединенных по трёхфазной мостовой схеме. Раз рядный резистор R_р коммутируется бесконтактным полупроводниковым коммутатором ПК. Питание ТВУ подается как правило от сети переменного тока 380 В через согласующий трансформатор Т_р мощностью 100--200 кВ А. Управление тиристорами осуществляется с помощью фазоимпульсного устройства размещенного в блоке управления БУ. Уставка регулирования возбуждения задается с помощью переменного резистора РВ

Основным достоинством ТВУ является отсутствие у него вращающихся частей. Однако передача тока возбуждения в обмотку ОВ осуществляется у ТВУ, так же как и у ЭВУ через щетки и контактные кольца В этом отношении ТВУ и ЭВУ уступают БВУ, которое не имеет щеточных устройств.

Основным элементом БВУ (рис 70, в) является синхронный возбудитель БВ, ротор которого находится на одном валу с электродвигателем ЭД БВ имеет трехфазную обмотку якоря. Его обмотка возбуждения ОВВ расположена на статоре и питается от регулируемого источника постоянного тока -- выпрямителя В. Трехфазная обмотка якоря питает через трехфазный выпрямительный мост обмотку возбуждения ОВ электродвигателя ЭД.

В состав БВУ кроме возбудителя БВ входит станция управления СУ, в которой устанавливаются выпрямитель В блок управления БУ и другая аппаратура для контроля и управления БВУ. Питание цепей управления БВУ осуществляется от сети переменного тока через трансформатор Т_р 220/110 В мощностью 60 В-А. Автоматическое регулирование возбуждения в БВУ обеспечивается серийным регулятором возбуждения типа РВСД входящим в комплект поставки БВУ.

Принципиальная электрическая схема управления электродвигателя насосов уплотнения приведена на рис. 72 а. Эта схема аналогична для обоих насосов. Цепи управления и сигнализации электродвигателей работают на фазном напряжении 220 В от силовых цепей через автомат АВ1. Для выбора режима управления предусматривается общий для двух насосов ключ режима КР с фиксированными тремя положениями: I -- рабочий насос НУ1 0 -- дистанционное управление насосами при отключенной автоматике, II -- рабочий насос НУ2

Команда на дистанционное управление подается с помощью ключей управления КУ с самовозвратом. При повороте рукоятки ключа по часовой стрелке подается команда на включение электродвигателя, против часовой -- на отключение. Команды автоматического управления подаются с помощью промежуточного реле РПК. В зависимости от положения ключа режима КР насос уплотнения может быть рабочим или резервным.

При пуске ГПА (замыкаются контакты реле пуска агрегата, РПА) срабатывает командное реле РПК и электродвигатель рабочего насоса уплотнения включается. Командное реле РПК удерживается по цепи 7 через замыкающий контакт реле работы агрегата РРА. Кроме того собирается вторая параллельная цепь удерживания 8 через свой замыкающий контакт РПК и размыкающий контакт реле давления газа в полости нагнетателя РДГ. Эта цепь удерживает командное реле РПК и пускателя ПМ у электродвигателя резервного НУ после его автоматического включения (АВР) и у электродвигателя рабочего НУ при остановке ГПА когда цепь 7 разомкнута Цепь 8 удерживает командное реле РПК и пускателя ПМ даже если ключ режима КР будет переведен во время работы в другое положение и цепь 7 будет разорвана. При остановке ГПА когда давление газа в полости нагнетателя снизится до 300 кПа, контакты РДГ размыкаются и командное реле РПК отпускает. Насос уплотнения останавливается.

Размыкающий контакт ПМ пускателя электродвигателя дру гого насоса уплотнения в цепях 7 и 8 исключает возможность 4 одновременной работы двух насосов при действии автоматики Такое включение возможно только при положении ключа режима КР «Дистанционное управление». При понижении перепада давлений газ--масло с выдержкой времени 4 с. замыкается контакт реле времени РГМ1, которое является повторителем датчика-реле перепада давлений газ--масло. В результате этого осуществляется АВР насосов уплотнения, включается электродвигатель резервного НУ, а электродвигатель рабочего НУ отключается (если он не отключается раньше и из-за этого понизился перепад давлении газ--масло).

Выдержка времени 4 с. необходима для отстройки от действия АВР и АПВ (автоматическое повторное включение) источников питания, при которых электродвигатель рабочего НУ кратковременно теряет питание. Если через 4 с перепад газ-- масло не восстанавливается включается резервный НУ, а если же пуск резервного НУ не обеспечивает восстановления перепада давлений газ--масло через 20 с происходит аварийная остановка ГПА.

Когда магнитный пускатель включен (НУ работает), реле4 контроля РПМ отпущено, и наоборот, когда магнитный пускатель отключен (НУ остановлен) реле контроля РПМ находится в сработанном состоянии. Это позволяет с помощью реле контроля РПМ осуществлять двухламповую сигнализацию положения НУ и сигнализацию обрыва цепей управления ПМ.

Для сигнализации обрыва цепей управления используются последовательно включенные размыкающие контакты реле РПМ и пускателя ПМ. Одновременно они могут быть замкнуты только при отсутствии питания цепей управления или при обрыве цепей, например вследствие размыкания цепи пускателя ПМ контактами теплового реле РТ.

Действие АВР насосов уплотнения сопровождается предупреждающим сигналом «Отсутствует резерв уплотнения». После выяснения причин действия АВР и соответствующей подготовки остановленного НУ с помощью ключа КР он вводится в резерв: ключ КР поворачивается в положение рабочего НУ. При этом сигнал «Отсутствует резерв уплотнения» автоматически снимается

Маслосистема. Для систем уплотнения и смазки применяется общая маслосистема. Система маслосмазки обеспечивает подачу масла в подшипники приводного электродвигателя, редуктора и нагнетателя а также на рабочие шестерни редуктора и на реле осевого сдвига.

Пуск ГПА при холодном масле запрещается. Температура масла перед пуском должна быть не ниже 20 °С Поэтому маслосистема современного электроприводного ГПА имеет устройства, с помощью которых подогревается масло автоматически регулируется его температура на остановленном и находящемся в горячем резерве ГПА (рис. 72 б).

2.3 Приборы, используемые для ДКС

В качестве измерительных элементов деформационных манометров и измерительных преобразователей давления, разрежения и перепада давлений используют одновитковую трубчатую пружину (рис. 3а), сильфон (рис. 3б), мембранную коробку (рис. 3в), многовитковую трубчатую пружину (рис. 3г), вялую мембрану (рис. 3д), жесткую мембрану (рис. 3е).

В трубчато-пружинном манометре с одновитковой трубчатой пружиной (рис. 4), получившем наибольшее распространение, чувствительным элементом является трубчатая пружина 2, представляющая собой полую трубку овального или эллиптического сечения, согнутую по дуге окружности на 180-270. Маленькая ось эллипса трубки расположена параллельно, а большая - перпендикулярно плоскости чертежа. Один конец трубчатой пружины жестко соединен с держателем 1, укрепленным винтами в круглом корпусе 3 манометра. Держатель имеет резьбовой ниппель, предназначенный для крепления прибора на трубопроводе или аппарате, в котором измеряется давление. Свободный конец пружины поводком связан с передаточным механизмом 7 , состоящим из зубчатого сектора и сцепленной с ним шестеренки, на ось которой насажена стрелка 4.

Рис. 3

Для устранения мертвого хода стрелки, вызванного люфтами в соединениях, передаточный механизм снабжен упругим спиральным волоском 5. Внутренний конец волоска крепится на оси стрелки, а внешний - на неподвижной плате механизма. Волосок постоянно прижимает шестеренки со стрелкой в направлении, противоположном перемещению звеньев механизма под действием давления, что устраняет влияние люфтов в соединениях, и стрелка прибора начинает двигаться одновременно с отклонением чувствительного элемента.

Под действием давления среды, сообщающийся с внутренней полостью трубчатой пружины, последняя несколько распрямляется, свободный конец перемещается и тянет за собой поводок, который через передаточный механизм вызывает перемещение стрелки по шкале прибора. Раскручивание трубчатой пружины, согнутой по дуге окружности, обусловлено тем, что при подаче давления ее эллиптическое сечение стремиться перейти в круглое. При этом малая ось эллипса, расположенная в плоскости чертежа, увеличивается, и волокна пружины, находящиеся на радиусе r1, переходят на больший радиус r1', а волокна, находящиеся на радиусе r2, переходят на меньший радиус r2'. Так как длина трубчатой пружины остается неизменной, а один конец ее жестко заделан в держателе, в пружине возникают внутренние напряжения, приводящие к ее раскручиванию и перемещению свободного конца. Последний и, следовательно, стрелка прибора перемещаются пропорционально изменению измеряемого давления, поэтому манометр имеет равномерную шкалу.

Рис. 4

Рис. 5 Сильфонные манометры

Сильфонные манометры предназначены для измерения разрежения и небольших избыточных давлений до 40 кПа. Сильфонный манометр -- это деформационный манометр, в котором чувствительным элементом является сильфон, представляющий собой гофрированную тонкостенную металлическую трубку, изготовленную из высокопрочного сплава.

Принцип действия сильфонного манометра основан на уравнивании избыточного давления силами упругой деформации сильфона. Избыточное давление подводят внутрь сильфона, при этом длина сильфона увеличивается, вследствие чего стрелка прибора через систему рычагов движется по шкале.

Сильфонные манометры выпускаются как показывающие, так и самопишущие (МСС) с часовым механизмом или электроприводом.

Класс точности -- 1 %, 1,5 %.

Рис.6 Устройство сильфонного манометра: 1 -- прокладка,2 -- основание,3 -- полость,4 -- измерительный блок,5 -- электронное устройство,6 -- гермовывод,7 -- мембранный тензопреобразователь,8 -- полость тензопреобразователя,9 -- фланец,10 -- мембрана,11 -- камера.

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 данном отчете было рассмотрено техническое оснащение КС системами автоматизации и техническими средствами автоматизации. Система автоматического управления обеспечивают качественное управление работой ДКС во всех его режимах, а также управление технологическим оборудованием.

В отчете 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.

компрессорный станция газоперекачивающий автоматизация

Список использованной литературы

1. Андреев Е.Б., Ключников А.И., Кротов А.В. и др. Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа. Под ред. проф. Попадько В.Е. Учеб. пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. - 399с.

2. Комягин А.Ф., Автоматизация производственных процессов газонефтепроводов, М.: «Недра», 1983. - 376 с.

3. Бордюгов Г.А., Апостолов А.А., Бордюгов А.Г. Фигутивные потери природного газа//Газовая промышленность. 1997. № 10.

Размещено на Allbest.ru