Стоимость форсунок высокого давления и арматуры для подачи воды высока. Это во многом объясняется требуемой прочност ю всех элементов системы высокого давления. Несмотря на применение высокопрочных материалов, форсунки и различного рода управляющие элементы (клапаны, вентили и т.п.) часто изнашиваются и в процессе эксплуатации требуют замены. Запасные части стоят дорого. Монтаж систем высокого давления также дорог.

Чтобы форсунки высокого давления не засорялись в процессе эксплуатации, обязательно должна проводится предварительная обработка воды - снижение жесткости и фильтрация в установках обратного осмоса. Это объясняется малым диаметром канала, через который вода поступает в зону распыления.

По расходу электроэнергии системы увлажнения с форсунками высокого и низкого давления примерно одинаковы. В одном случае электроэнергия расходуется на создание высокого давления воды, а в другом случае на создание низкого давления воздуха. Но сжатый воздух необходим типографиям для работы некоторых типов полиграфического оборудования, поэтому в ряде типографий уже имеются системы централизованной подачи сжатого воздуха.

Форсунки низкого давления обеспечивают высокую дисперсность распыления. Системы увлажнения воздуха с форсунками низкого давления имеют меньшую стоимость, чем системы увлажнения с форсунками высокого давления. Трудоемкость и стоимость монтажа таких систем увлажнения также ниже. Форсунки низкого давления, трубопроводы, клапаны, вентили и другие элементы, регулирующие подачу воды и воздуха, изнашиваются редко.

Форсунки низкого давления имеют проходные сечения каналов подачи воды и воздуха бол шей площади, чем площадь сечения канала подачи воды в форсунках высокого давления. Поэтому форсунки низкого давления менее подвержены засорению и их легче прочищать. Форсунки низкого давления - самоочищающиеся. Каналы для подачи воды и сжатого воздуха продуваются воздухом и прочищаются подвижными иглами.

Рассмотрев основные разновидности систем увлажнения воздуха, можно сделат вывод о том, что системы увлажнения, использующие способ распыления воды через форсунки низкого давления. Такие системы обеспечивают мелкодисперсное распыление воды и равномерное увлажнение воздуха помещения.

Форсунки ТФ0602 (рисунок 1.15), вода подается под давлением 0,3 МПа, центробежным насосом. Вода забирается из системы водоснабжения ЛПУ.

Рисунок 1.15 Форсунка ТФ0602 центробежная

ТФ0602 - форсунка центробежная ТФ0602 предназначена для распыления воды в системах до увлажнения.

Основные технические характеристики форсунки приведены в таблице 1.13

Таблица 1.13 - Технические характеристики форсунки

Параметр	Значение
Давление подачи жидкости, МПа	от 0,2 до 3
Расход жидкости (производител ност ), кг/час	от 10 до100
Угол факела распыла, °	80
Материал форсунки	Латун ЛС59

Форсунка центробежная ТФ0602-12-3

12 - расход жидкости, кг/час; 3 - давление подачи жидкости, атм.

Данная форсунка находится после третей ступени очистки в КВОУ, откуда будет впрыскиваться мелкодисперсная вода в осевой компрессор. Расположение форсунок приведено на рисунке 1.16.

Рисунок 1.16 Расположение форсунок

Данный метод является рациональным с точки зрения повышения производительности газоперекачивающего агрегата. Экономична, не требует больших капиталовложении.

3.15.1 Расчет расхода воды для впрыска в осевой компрессор

Температура воздуха различна от времени суток. Примем при расчете интервал времени с 11 часов утра по 24 часа соответственно. И так 13 часов в сутки.

На один агрегат 6 форсунок, производительность каждого при давлении 0,3 МПа 12 кг/час.

Найдем расход воды на один агрегат в час по формуле

q_{часовой}=n·q=6·12=48кг/час (1.33)

где n- число форсунок;

q- производительность одной форсунки.

В сутки расход воды будет

Q_сут=13·q _{часовой}=13·48=648 кг/сут (1.34)

При работе трех агрегатов

Q_цеха=3 Q_сут=3·648=1872 кг/сут (1.35)

По расчетам видно что расход воды не так велик. Это не будет большой нагрузкой на систему водоснабжения ЛПУ.

4. Экономическая часть

4.1 Основные факторы, обеспечивающие экономический эффект от реконструкции

Основными факторами, обеспечивающими экономический эффект от реконструкции, являются следующие обстоятельства:

- установленные газоперекачивающие агрегаты ГТК-10-4 выработали свой ресурс, морально и физически устарели;

- новые агрегаты ГПА 16Р «Уфа» потребляют меньше топливного и пускового газа при работе;

- новые агрегаты имеют большую единичную мощность, больший коэффициент полезного действия;

- уменьшаются потери масла в новом двигателе и нагнетателе;

- экономия затрат на проведение ремонтов старых агрегатов;

- при выходе из строя старых агрегатов ООО «Газпром» несет убытки от упущенной выгоды, вследствие умен шения объемов перекачки;

- новые агрегаты разработаны с учетом новых экологических требований.

4.2 Показатели эффективности инвестиционных проектов

Для оценки экономической эффективности инвестиционных проектов могут использоваться следующие критерии:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности (ИД);

- внутренняя норма доходности (ВНД);

- срок окупаемости с учетом фактора времени (дисконтирования).

Чистый дисконтированный доход определяется как сумма следующего вида

. (2.1)

или

, (2.2)

где , t - шаги расчета;

- стоимостная оценка резул тата реализации проекта (приток денежных средств);

- стоимостная оценка затрат, включая капитальные вложения (отток денежных средств);

T - срок жизни проекта (расчетный период);

E - ставка (норма) дисконта;

- поток реал ных денег для проекта в целом или отдел ного его участка;

- коэффициент дисконтирования в момент времени .

Расчетный период разбивается на шаги, в пределах которых производится агрегирование данных, испол зуемых для оценки финансовых показателей. Шаги расчета определяются их номерами (0,1,2...n). Время в расчетном периоде измеряется в годах или долях года и отсчитывается от фиксированного момента, принимаемого за базовый (обычно в качестве базового принимается момент начала или конца нулевого шага).

Норма дисконта (приведения) отражает возможную стоимость капитала, соответствующую возможной прибыли инвестора, которую он мог бы получит на ту же сумму капитала, вкладывая его в другом месте, при допущении, что финансовые риски одинаковы для обоих вариантов инвестирования. Другими словами, норма дисконта должна являт ся минимал ной нормой прибыли, ниже которой предпринимател счел бы инвестиции не выгодными для себя.

Для инвестиционного проекта в качестве нормы дисконта иногда используется ставка процента по долгосрочным ссудам на рынке капитала или ставка процента, которая уплачивается получателем ссуды.

Величину можно представит в виде

(2.3)

где - выручка от реализации продукции на t-м шаге;

- амортизационные отчисления по проектируемому объекту на t-м шаге;

- ликвидационная стоимость основных фондов на t-м шаге;

- себестоимость продукции на t- шаге;

- суммарные налоговые выплаты из прибыли на t-м шаге.

В свою очередь

, (2.4)

где - прибыл до налогообложения на t-м шаге.

Следовательно

, (2.5)

Где - чистая прибыл на t-м шаге.

Если рассчитанный ЧДД положителен, то прибыл ност инвестиций выше нормы дисконта и проект следует принят . Если ЧДД равен нулю, то прибыл ност равна норме дисконта. Если ЧДД меньше нуля, то прибыл ност инвестиций ниже нормы дисконта и от этого проекта следует отказат ся.

Индекс доходности (ИД) определяется как отношение суммы дисконтированных эффектов к сумме дисконтированных капитальных вложений

, (2.6)

или

. (2.7)

Индекс доходности тесно связан с ЧДД. Если ЧДД положителен, то ИД>1. Если ЧДД отрицателен, то ИД<1. Если ИД>1, то проект эффективен; если ИД<1 - неэффективен.

Внутренней нормой доходности (ВНД) называется такое положител ное число , что при норме дисконта Е= чистый дисконтированный доход проекта обращается в 0, при всех бол ших значениях Е - отрицателен, при всех мен ших значениях Е - положителен. Если не выполнено хотя бы одно из этих условий, считается, что ВНД не существует. Экономический смысл показателя ВНД состоит в том, что он показывает максимал ную ставку платы за инвестиции, при которой они остаются безубыточными. Таким образом, ВНД может трактоват ся как нижний гарантированный уровен прибыл ности инвестиционных затрат.

ВНД определяется из уравнения, которое можно записат в виде

. (2.9)

Для оценки эффективности ИП значение ВНД необходимо сопоставлять с нормой дисконта Е. Инвестиционные проекты у которых ВНД>E, имеют положительный ЧДД и поэтому эффективны. Проекты, у которых ВНД<E, имеют отрицательный ЧДД и поэтому неэффективны. Сроком окупаемости с учетом дисконтирования называется продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости. Моментом окупаемости с учетом дисконтирования называется тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущий ЧДД становится и в дальнейшем остается неотрицательным. При определении срока окупаемости с учетом дисконтирования используется следующая формула:

. (2.11)

4.3 Расчет экономической эффективности

1) Годовая прибыль по газотранспортному предприятию

. (2.12)

где - прибыл до и после реконструкции, руб./год;

В - выручка от реализации газа, руб./год;

- стоимость газа, поступающего на КС, руб./год;

- себестоимость до и после реконструкции, руб./год;

2) Годовая выручка от реализации газа

. (2.13)

3) Стоимость газа, поступающего на КС

. (2.14)

4) Годовые эксплутационные затраты при использовании агрегата ГПА-16Р «Уфа»

, (2.15)

где - экономия по статье «топливный газ», руб./год;

- экономия по статье «плата за выбросы», руб./год;

- экономия смазочного масла, руб./год;

- экономия средств на ремонт, руб./год;

- увеличение по статье «Амортизация», руб./год;

5) Экономия по статье «топливный газ»

, (2.16)

где , - суммарная мощность цеха соответственно при эксплуатации ГТК-10-4 и ГПА-16Р «Уфа»,

, - объемный расход топливного газа соответственно при эксплуатации ГТК-10-4 и ГПА-16Р «Уфа», тыс./МВт•год;

- цена газа, руб./тыс. .

. (2.17)

6) Объемный расход топливного газа

, (2.18)

где - годовой массовый расход топливного газа при использовании

ГТК-10-4 (ГПА-16Р «Уфа»), т/МВт•год;

- плотность газа, равная 0,682 кг/.

7) Годовой массовый расход топливного газа

(2.19)

8) Экономия по статье «плата за выбросы»

(2.20)

где = 78 - коэффициент индексации дифференцированных базовых ставок платы на 2009 год.

9) Экономия смазочного масла

(2.21)

10) Величина капитальных вложений

. (2.22)

11) Затраты на амортизацию

 . (2.23)

12) Увеличение по статье «Амортизация»

. (2.24)

В таблице 2.1 приведены исходные данные для расчета экономической эффективности.

Таблица 2.1 - Исходные данные для расчета экономической эффективности

Показатели	Условное обозначение	Значение по вариантам
		До реконструкции	После реконструкции
1	2	3	4
1. Располагаемая мощность, МВт	,	10	16
2. Количество агрегатов в работе, шт.		6	3
3. Массовый часовой расход топливного газа, кг/кВт•ч		0,245	0,205
4. Цена газа, поступающего на КС, руб./тыс.		450	450
5. Цена реализации газа, руб./тыс.		548	548
6. Количество выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на один агрегат, т/год а) оксиды азота б) оксиды углерода		459,1 81,4	122,9 353,2
7. Ставка платы за выбросы, руб./т: а) оксидов азота б) оксидов углерода		0,99 0,013	0,99 0,013
8. Расход масла по норме, кг/ч а)в нагнетателе б)в двигателье		1,4 1,6	0,4 0,5
9. Цена масла , руб./кг а)ТП-22с б) «Петрим» (АЛ 31 СТ)		6,5 -	6,5 38,8
10. Экономия средств на ремонт, руб./год		-	251765
11. Эксплутационные затраты при использовании агрегата ГТК-10-4, руб./год		162782500	-
12. Годовой объем транспортировки газа, тыс./год	Q	30750000	30750000
13. Капитальные затраты, руб. а) затраты на демонтаж заменяемых агрегатов б) затраты на монтаж агрегатов в) затраты на пуско-наладочные работы г) затраты на обучение персонала д) цена агрегата		1133297,2 2163191 400000 - 225152400	1133297,2 4326382 509381 95476 323731260

Рассчитаем параметры, характеризующие экономическую эффективность .

Определим годовую выручку от реализации газа по формуле (2.13)

руб./год.

Определим стоимость газа, поступающего на КС по формуле (2.14)

руб./год.

Определим суммарную мощность цеха при эксплуатации ГТК-10-4 по формуле (4.17)

МВт.

Определим суммарную мощность цеха при эксплуатации ГПА-16Р «Уфа» по формуле (4.17)

МВт;

Найдем годовой массовый расход топливного газа ГТК-10-4 и ГПА-16Р «Уфа» по формуле (4.19)

т/МВт•год;

= 0,205•365•24 = 1795,8 т/МВт•год;

Определим объемный расход топливного газа по формуле (2.18)

тыс./МВт•год;

тыс./МВт•год;

Экономия по статье «топливный газ» определяется по формуле (2.16)

= (60•3146,9 - 48•2633,1) •450= 2,809•10⁷ руб./год;

Найдем экономию по статье «плата за выбросы» по формуле (2.20)

= 6•(459,1•0,99•78 + 81,36•0,013•78) - 3• (122,9•0,99•78 + 353,2•0,013•78)=183659,7 руб./год;

Экономия смазочного масла по формуле (2.21)

= руб./год;

Определим капитальные вложения при использовании ГТК-10-4 (ГПА-16Р «Уфа») по формуле (2.22)

= 1133297,2 + (2163191 + 400000 + 225152400)•8 = 1,823•10⁹ руб.

= 1133297,2 + 95476+ (4326382 + 509381 + 323731260)•5 = 1,644•10⁹ руб.

Определим затраты на амортизацию по формуле (2.23)

= 1,823•10⁹ •0,067=1,221•10⁸ руб./год;

=1,644•10⁹ • 0,067= 1,101•10⁸ руб./год.

Увеличение по статье «Амортизация» определяется по формуле (2.24)

= 1,221•10⁸-1,101•10⁸=1,204•10⁷ руб./год;

Годовые эксплутационные затраты при использовании агрегата ГПА-16Р «Уфа» определяем по формуле (2.15)

=162782500-2,809•10⁷-183659,7-446760-251765-1,204•10⁷=12,2•10⁷ руб./год;

Годовая прибыл по газотранспортному предприятию определяется по формуле (2.12)

П=1,685•10¹⁰-1,725•10¹⁰-12,2•10⁷ =2,898•10⁹ руб./год;

График 2.1 - Зависимость ЧДД от нормы дисконта Е.

По графику 2.1 определяем внутреннюю норму доходности-38,4 %.

График 2.2 - Зависимость ЧДД от времени

По графику 2.2 определяем срок окупаемости - 3,9 года.

Проведя оценку экономической эффективности мы получили следующие показатели:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД): -1401282,82тыс.руб;

- срок окупаемости: -3,9 года;

- индекс доходности: -0,852;

- внутренняя норма доходности: -38,4 %.

Таким образом, реконструкцию КЦ- 18 следует считат необходимой и экономически целесообразной.

5. Cистема автоматического регулирования ГПА-16Р «УФА»

5.1 Описание объекта автоматизации

Объектом автоматизации комплексной системы автоматического управления и регулирования, является газоперекачивающий агрегат ГПА-16Р «Уфа».

В состав автоматизируемого газоперекачивающего агрегата входят:

- газотурбинная установка на базе авиационного двигателя АЛ-31СТ;

- центробежный нагнетатель 235-21-1;

- система маслоснабжения нагнетателя;

- система маслоснабжения двигателя;

- крановая обвязка нагнетателя;

- система подачи топливного газа;

- система подачи пускового газа;

- система подачи уплотнител ного воздуха в стыковую част нагнетатель.

5.2 Назначение и область применения САУ ГПА

Система автоматического управления и регулирования «Series 5» фирмы Compressor Controls Corporation, США, предназначена для регулирования, управления и обеспечения безопасности работы турбин, компрессоров на основе измерительной информации, получаемой от первичных преобразователей, измеряющих значения различных физических величин. CАУ Series 5 является продолжением и дальнейшим развитием линии систем автоматического управления и регулирования, начиная с Series 3+ Series 4.[22] Базируясь на опыте и отработанных решениях в части алгоритмов управления, защиты и регулирования, приобретенных при создании систем предыдущих поколений, САУ Series 5 по сравнению с ними выгодно отличается использованием самой современной и надежной элементной базы, оригинальными передовыми решениями в части компоновки САУ, повышенной скоростью обработки информации и выдачи решений, усовершенствованным интерфейсом оператора. Программное обеспечение САУ Series 5, реализующее алгоритмы управления и регулирования, полностью отвечает нормам и требованиям стандарта IEC 1131-3 - признанного мирового стандарта по созданию программ управления и регулирования технологическими процессами.

САУ ГПА обеспечивает выполнение следующих функций:

- управление ГПА и его вспомогательными механизмами и устройствами на всех режимах работы;

- автоматическое регулирование параметров двигателя и нагнетателя, включая предел ное регулирование ограничиваемых параметров;

- непрерывный контроль , индикацию и регистрацию технологических параметров с представлением необходимой информации оператору.

Основные управляющие функции:

- проверка каналов защиты ГПА;

- проверка работы исполнительных механизмов;

- проверка пусковой готовности;

- автоматическое поддержание состояния «Горячий резерв»;

- автоматический пуск ГПА с загрузкой и без загрузки агрегата в трассу;

- автоматический нормальный останов;

- автоматический аварийный останов;

- автоматическое управление исполнительными механизмами и кранами газовой обвязки агрегата;

- автоматическая защита по технологическим параметрам;

- автоматическая загрузка в «Магистраль « и разгрузка на «Кольцо»;

- ручная загрузка в «Магистраль « и разгрузка на «Кольцо»;

-дистанционное ручное управление исполнительными механизмами на работающем или неработающем агрегате;

-экстренный останов ГПА при отказе САУ ГПА, связанном с полной потерей входного питания.

Основные функции регулирования:

- регулирование (стабилизация) частоты вращения силовой турбины;

- отработка задания по частоте вращения, вводимого оператором, или по командам подсистем управления верхнего уровня;

- автоматическое предел ное регулирование (ограничение) параметров двигателя на установившихся и переходных режимах:

температуры продуктов сгорания (верхний предел),

частоты вращения нерегулируемых валов (верхний предел),

давления воздуха за осевым компрессором газотурбинного привода (верхний предел),

приемистости;

- противопомпажное регулирование нагнетателя природного газа на всех режимах работы агрегата путем управления клапаном рециркуляции компримируемого газа (антипомпажным клапаном);

- автоматическое увеличение зоны безопасной работы нагнетателя в зависимости от скорости приближения рабочей точки нагнетателя к границе помпажа;

- предотвращение помпажа нагнетателя и превышения заданных уровней ограничиваемых параметров при ошибочных действиях оператора;

- автоматическая адаптация структуры и параметров САУ в зависимости от характеристик действующих возмущений, обеспечивающая предотвращение развития предпомпажной ситуации и прекращение помпажа в случае его возникновения по не зависящим от САУ причинам;

- безударный переход от регулирования частоты вращения турбины нагнетателя к предельному регулированию ограничиваемых параметров и обратно;

- стабилизация одного из основных регулируемых технологических параметров, таких, как давление на входе или выходе нагнетателя, его степен сжатия, или расход, - с точностью, определяемой измерительными устройствами и способами их установки;

- обеспечение распределения нагрузки между параллельно или последовательно работающими агрегатами;

- сохранение работоспособности САУ при отказах датчиков («стратегия выживания»).

Основные функции контроля:

- автоматический контроль выполнения всех команд управления, формируемых САУ ГПА;

- автоматический контроль исправности цепей датчиков, соленоидов кранов, магнитных пускателей основных исполнительных механизмов;

- автоматический непрерывный контроль работоспособности основных модулей и блоков САУ ГПА.

Основные информационные функции:

- обмен информацией (при необходимости) с системами управления верхнего уровня через порты последовательной связи;

- оперативное, с помощью персонального компьютера, представление режимных параметров агрегата в цифровой и графической форме;

- непрерывное отображение важнейших параметров, характеризующих работу ГПА;

- оценочный расчет ряда параметров ГПА таких, как мощность на валу нагнетателя, расход топливного газа, КПД нагнетателя, объемная и массовая производительности нагнетателя;

- учет наработки ГПА, количества пусков и остановов;

- расчёт ряда косвенных параметров;

- сигнализация основных режимов работы;

- автоматическое представление информации о предупредительных и аварийных ситуациях;

- автоматическое запоминание первопричины срабатывания аварийной сигнализации;

- автоматическое формирование массивов ретроспективной информации в виде непрерывно обновляемых файлов;

- автоматическая регистрация изменений параметров и режимов при появлении критического события;

- автоматическое формирование суточной ведомости;

- документирование по команде Оператора параметров суточной ведомости, предупредительных и аварийных сигналов, изменения состояния объекта управления.

Функциональная схема автоматизации агрегата

В газотурбинных установках контроль и сигнализация осуществляется по большому числу параметров. Основные из них включены в систему аварийно-предупредительной защиты и сигнализации. К ним относятся: температура подшипников компрессора; давление топливного газа; давление газа на входе и выходе компрессора; температура газа на входе и выходе компрессора; частота вращения роторов; давление газа на конфузоре и так далее. Функциональная схема автоматизации газоперекачивающего агрегата приведенаанаарисункеа3.1. Перечень приборов, используемых для автоматизации газоперекачивающего агрегата, приведён в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Приборы, используемые для автоматизации ГПА

Позиция на ФСА	Наименование	Кол-во
1	Термометр сопротивления ТСП- 193-02-120	1
2,10,26,28	Преобразователь давления ТЖИУ-406	4
3,6,8,13,16,17,19	Датчик давления МИДА-ДИ-13П	7
4	Термометр сопротивления П98АМ3	1
5,7,15	Датчик частоты вращения ДЧВ-2500А	3
9,20,21	Сигнализатор перепада давления СПД-10/1205	1
11	Преобразователь давления Метран 43-Ф-ДД	1
12,23,27	Термометр сопротивления медный ТСМ-0193-02	3
14	Термометр ТК-29	1
18,22,24	Преобразователь давления Honeywell	3
25	Преобразователь давления САДКО 44	1
29	Преобразователь давления Метран 43-Ф-ДД	1

Рисунок 3.1- Функциональная схема ГПА-16Р- «Уфа»

5.3 Структура САУ Series 5

Структурная схема САУ ГПА, построенной с применением техническихасредстваSeriesа5,априведенаанаарисункеа3.2.

Агрегатный контроллер Seriesв5 Агрегатный контроллер (UC) включает в себя:

-аTTCMс-модуль автоматического управления и регулирования;

аLIOM- модуль местного ввода / вывода сигналов;

-RIOM- модуль дистанционного ввода / вывода сигналов;

-аCPCI-6-S-сблок-каркасссосвстроеннымисвентиляторами;

-аPSMU - блок питания универсальный, установлен в блок-каркасе.

Модуль автоматического управления и регулирования TTCM

Рисунок 3.2-Структурная схема САУ

TTCM - программно - аппаратный модуль, предназначенный для выполнения различных функций, связанных с управлением и регулированием агрегата. Аппаратный модуль ТТСМ состоит из платы MPU-750 (Main Processor Unit) и переходного модуля TMPU-750 (MPU Transition Module). Структурная схема модуля TTCM приведена на Рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 - Структурная схема модуля TTCM

Плата MPU750 реализована на базе высокопроизводительного 32-х разрядного процессора PowerPC MPC750 (Motorola, тактовая частота 233 МГц). К процессору подключаются:

- ФЛЭШ-память (ПЗУ с возможностью перезаписи) - объемом до 5 ;

- ОЗУ - с возможностью наращивания до 256 ;

- КЭШ-память (память быстрого доступа) - объемом до 1 ;

- прикладное ПЗУ - объемом 8 кб (поддерживает функцию системного времени).Стандартный модуль MPU750 поддерживает пят асинхронных портов и один порт сети Ethernet. Установка на модуль дочерней карты ECC (Ethernet Communication Card) позволяет увеличит число портов Ethernet до трех. Все порты имеют гальваническую развязку, порты Ethernet поддерживаютастандарта10аBase-T. Все серийные коммуникации с переходным модулем TMPU750 осуществляются через шину PCI (на бэк-плэйне каркаса). Через разъем Р5 проходят соединения с физическими портами (9-ти контактными разъемами, расположенными на лицевой панели модуля TMPU) - Port 1 и Port 2, сконфигурированными под протокол Modbus; через разъем Р3 проходят связи с портами Port 3, Port 4 (RS422/485) и двумя портами Ethernet. Порты Port 3, Port 4 поддерживают IMCB-протокол, используемый для связи с системами «Seriesа4». Порт Com1 (RS232), расположенный на лицевой панели модуля MPU750, служит для отладки и загрузки системного программного обеспечения. Для решения этой же задачи предназначен и порт Ethernet, расположенный на той же панели, который, однако, при необходимости может обеспечить и канал связи со станцией контроля и управления. Остальные порты, расположенные на лицевой панели переходного модуля TMPU750, необходимы для организации каналов связи с внешними системами (например, с системой верхнего уровня) и со станцией контроля и управления.

TTCM содержит в себе два вида программного обеспечения:

RTOS - многозадачная операционная система реального времени OSE, предназначенная для:

- обработки входных и выходных сигналов объекта управления;

- самодиагностики TTCM, включая обнаружение программных и аппаратных отказов;

- диспетчеризации работы прикладного программного обеспечения;

- обмена информацией со Станцией контроля и управления по цифровому каналу связи (Ethenet);

- обмена информацией по последовательному каналу связи с пул том оператора (RS485) по протоколу Modbus;

- обмена информацией по последовательному каналу IMCB с системами поколений Series 3+ и Series 4;

- организации обмена по каналам связи с системами автоматизации или средствами представления информации других фирм-изготовителей (Ethernet, RS485);

- обмена информацией с системой верхнего уровня;

- обеспечения работы с отладочным средством;

- внутреннего обмена с модулями LIOM и RIOM (шина cPCI).

AM - пакет прикладных программ, функционирующих в операционной среде RTOS и реализующих, в зависимости от конкретного проекта, следующие задачи:

- регулирование газовых турбин;

- антипомпажное регулирование;

- регулирование параметров технологического процесса;

- логическое управление и защита технологического объекта.

В зависимости от специфики выполняемых функций автоматизируемого технологического объекта TTCM ориентирован на выполнение конкретных задач и может содержать несколько прикладных программ управления и регулирования. Для каждого специализированного приложения (функционального программного модуля) устанавливается отдельный комплект программного обеспечения, в частности:

- модуль управления расходом топлива (GT);

- модуль антипомпажного регулирования (AS);

- модуль регулирования процесса (PC);

- модуль логического управления и защиты (LC).

5.4 Устройство и работа датчика МИДА - ДИ- 13П

Датчик представляет собой единую конструкцию: первичный Преобразователь (тензопреобразователь) объединен и одном корпусе со вторичным преобразователем (электронным блоком). Конструктивная схема датчика избыточного давления МИДА-ДИ-13П с разъёмом для электрического подключения показана на рисунке 3.4. Штуцер 1, ме рана 3 с жестко закрепленным кристаллом чувствительного полупроводникового элемента 4, алюминиевые проводники 5, разваренные на кристалл и на выводы коллектора 6, конструктивно образуют тензопреобразователь. ТензоПреобразователь через выводы коллектора 6 электрически подключен к электронному блоку 7, а выход электронного блока - к выходному разъёму датчика 8, установленному на основании 9. В других модификациях датчика вместо разъёма 8 устанавливается контактная колодка сальникового ввода или выводной кабель . В состав электронного блока могут входит переменные резисторы 10 регулировки «НУЛЯ» (начального значения выходного сигнала) и «ДИАПАЗОНА» (диапазона изменения выходного сигнала). Электронный блок защищен от внешних воздействий кожухом 11. Дополнительная защита от влаги, воды и пыли осуществляется съёмным кожухом 12. В основании 9 установлен фильтр 13, предназначенный для сообщения пространства под кожухом 11 с атмосферой. Измеряемое давление подводиться через штуцер 1 в рабочую полость 2 датчика и воздействует на приемную мембрану 3, вызывая её прогиб и изменение сопротивления тензорезисторов, которое преобразуется в сигнал разбаланса мостовой схемы и затем в выходной сигнал датчика.

Рисунок 3.4- Датчик МИДА-ДИ-13П

5.5 Термометр сопротивления ТСП-0193-02-120

Термометр сопротивления, прибор для измерения температуры, принцип действия которого основан на изменении электрического сопротивления чистых металлов, сплавов и полупроводников с температурой (на увеличении сопротивления R с повышением температуры Т у металлов и обратная зависимость полупроводников) Широкое распространение получили Т. с. из чистых металлов, особенно платины и меди, которые конструктивно представляют собой металлическую проволоку или ленту, намотанную на жёсткий каркас (из кварца, фарфора, слюды), заключённый в защитную оболочку (из металла, кварца, фарфора, стекла) с головкой, через которую проходят 2, 3 или 4 (наиболее точные ТС) вывода, соединяющие ТС измерительным прибором (рисунок 3.5). Платиновые ТС. применяют для измерения температур в пределах от -263 до 1064°С, медные -- от -50 до 180°С. Материал и конструкция ТС должны обеспечивать его чувствительность и стабильность, достаточные для требуемой точности измерений в заданном диапазоне температур при определённых условиях применения (вибрации, агрессивные среды и др.). Точность измерений температуры зависит также от точности прибора, которым измеряют сопротивление. ТС технического применения работают в комплекте с мостами измерительными, потенциометрами, логометрами (показывающими и самопишущими), шкалы которых градуированы непосредственно в °С в соответствии с таблицами зависимости R от Т для данного типа ТС. При помощи высокоточных платиновых ТС воспроизводится международная практическая температурная шкала, проводятся точные измерения температуры и градуировкачдругихчтермометровчвчдиапазонем14а-а900?К. 1 - стальной чехол; 2 - чувствительный элемент; 3 - штуцер для установки термометра; 4 - головка для присоединения термометра электроизмерительному прибору; 5 - слюдяной каркас; 6 - бифилярная обмотка платиновой проволоки; 7 - серебряная лента; 8 - слюдяная накладка; 9 - серебряные выводы. Технические характеристики термометра сопротивления ТСП-0193-02-120 приведены в таблице 3.2.

Рисунок 3.5- Общий вид платинового термометра сопротивления (а) и его чувствительный элемент (б)

Таблица 3.2- Технические характеристики термометра ТСП-0193-02

Основная погрешност в рабочем диапазоне, ?С	±4
Диапазон измерений, ?С	0-120
Рабочий диапазон, ?С	0-120
Габаритные размеры, мм	измерителя 65,4x120; приемника30x160
Масса, кг, не более	измерителя 0,5; приемника 0,15

5.6 Датчик частоты вращения ДЧВ - 2500А

Датчик является первичным преобразователем и может применяться в схемах измерения частоты в оборота вала, счетчика числа оборотов (тол ко суммирование независимо от направления вращения малая), а также в качестве датчика положения вала в пределах полуоборота. Характеристика приведена в таблице 3.3.

Таблица 3.3- Характеристика датчика частоты вращения ДЧВ - 2500А

Напряжение питания, В	5
Потребляемый ток не более, мА	1,5
Время работы	не ограничено
Выход цифровой	(2 выхода), TTL-уровни
Габариты не более, мм	15 х 20 х 36 (с валом)
Диаметр вала, мм	3
Масса не более, кг	12,5

Конструкция датчика.

Датчик (рисунок датчика частоты вращения показан на рисунке 3.6) состоит из стального (оцинкованное железо) корпуса с отверстиями, в которые пропущен вал с цилиндрическим постоянным магнитом (для удешевления конструкции подшипники не применялись ). В корпусе имеются два дополнительных крепежных отверстия для установки датчика. Корпус также служит магнитным экраном. Материал магнита: изотропный феррит бария; размеры магнита: диаметр 11.5 мм, высота 11 мм, отверстие квадратного сечения 3x3 мм²; направление намагниченности магнита: по диаметру, намагничивание осуществлялось в намагничивающем устройстве.

Рисунок 3.6- Датчик частоты вращения

Под магнитом установлена магнитоуправляемая микросхема MH3SS2. Выход микросхемы - триггерная защелка, поэтому ложные сигналы при переключении отсутствуют.

Подключение датчика частоты вращения.

В качестве выводов датчика используются выводы магнитоуправляемой микросхемы MH3SS2 (назначение смотри рисунок 3.7). Корпус датчика может быт подключен к общему проводу (заземлен).

Рисунок 3.7 - Назначение выводов микросхемы MH3SS2.

5.7 Термопара ТК-29

Термопара (термоэлектрический Преобразователь температуры) - термоэлемент, применяемый в измерительных и преобразовательных устройствах, а также в системах автоматизации отопления, вентиляции и кондиционирования. Термопара - два провода из разных металлов, спаянных в одной точке. Для измерения разности температур удобно использовать дифференциальную термопару: две одинаковых термопары, соединенных навстречу друг другу (смотри рисунок 3.8). Принцип действия основан на эффекте Зеебека, иначе термоэдс. Когда концы проводника находятся при разных температурах, между ними возникает Разность потенциалов, пропорциональная разности температур, коэффициент пропорциональности называют коэффициент термоэдс. У разных металлов коэффициент термоэдс разный и, соответственно, Разность потенциалов, возникающая между концами разных проводников будет различная. Помещая спай из металлов с отличными коэффициентами термоэдс в среду с температурой Т1 мы получим напряжение между противоположными контактами находящимися при другой температуре Т2, которое будет пропорционально разности температур Т1 и Т2.



Рисунок 3.9 - Принципиал ная схема включения двух термопар

Термопары применяются для измерения температуры различных типов объектов и сред, а так же в автоматизированных системах управления и контроля. Преимущества термопар: а - большой температурный диапазон измерения: от -200 °С до 1800 - 2200 °С;

- простота;

- дешевизна;

- надежность .

Недостатки:

- точность более 1°С трудно достижима, необходимо использовать термометры сопротивления или термисторы;

- на показания влияет температура свободных концов, на которую необходимо вносит поправку;

- возникает погрешность от изменения температуры холодного спая;

- эффект Пел т е (в момент снятия показаний, необходимо исключит протекание тока через термопару, т.к. ток, протекающий через неё, охлаждает горячий спай и разогревает холодный);

- нелинейная зависимость термо ЭДС от температуры.

6. Безопасность и экологичность проекта

Компрессорная станция «Москово» относится к категории опасных производств, так как работы связаны с перекачкой взрывоопасного и пожароопасного вещества Ї природного газа. Эксплуатация компрессорного цеха связана не только с опасностью возникновения пожара или взрыва, но и с загрязнением окружающей среды через выхлопные выбросы привода нагнетателей - газотурбинного агрегата. Кроме того, на обслуживающий персонал компрессорного цеха постоянно воздействуют такие вредные факторы, как шум, вибрация, недостаточная освещенность , а также риск отравления вредными веществами. Поэтому очень важно, чтобы все работы на территории КЦ проводились в соответствии с требованиями по охране труда и промышленной безопасности, а вредные факторы соответствовали санитарным нормам и по возможности снижались путем проведения соответствующих мероприятий и модернизаций оборудования.

6.1 Анализ производственных опасностей и вредностей

6.1.1 Взрыво- и пожаробезопасность производства

В процессе эксплуатации, ремонта и технического обслуживания оборудования, производственные опасности и вредности могут быт обусловлены:

1) присутствием в производственной среде вредных и токсичных веществ природного газа и газового конденсата. Состав газа перекачиваемого КС в процентах (объемных долях) показан в таблице 4.1.[23]

Плотность газа Ї 0,675 кг/м³.

Температура самовоспламенения - 650 ⁰С.

Природный газ по технологическому воздействию относится к веществам четвертого класса опасности. Он бесцветен, легче воздуха, пожароопасен и взрывоопасен и, если он не содержит вредных примесей, малотоксичен и не обладает ощутимым запахом.[24]

Таблица 4.1- Состав перекачиваемого газа

Соединение	CH4	C2H8	C3H12	C4H16	C	O	H	N	N+H
Доля	98,8	0,15	0,02	0,0014	0,0006	0,35	0,02	1,16	0,013

Чистый метан и этан не ядовиты, но при недостатке кислорода в воздухе вызывает удушье. Опасные свойства углеводородных газов требуют принятия мер предосторожности для предупреждения взрывов и пожаров.

2) возможностью взрыва и пожара при неисправностях и авариях, так как перекачиваемый газ имеет пределы взрываемости с воздухом. Взрыво и пожароопасные свойства веществ, участвующих в производстве, приведены в таблице 4.2.[25] Классификация производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасностям приведена в таблице 4.3 [26].

Таблица 4.2 - Категории и группы взрывоопасности веществ

Наименование вещества	ПДК, мг/м3	Класс опасности	Температура, ?К	Пределы взрываемости, % об
			вспышки	самовоспламенения	НКПРП	ВКПРП
Метан	300	ІV	789	923	5,0	15,0
Этан	300	ІV	764	874	5,1	16,4
Пропан	300	ІV	725	811	5,1	16,0
Бутан	300	ІV	681	805	5,4	20,0
Метанол	5,5	ІV	289	340	5,5	36,5

3) наличием сырья на средствах автоматики, установленной на технологическом оборудовании (трубопроводах, газоперекачивающем агрегате ГТК-10-4 или ГПА-16Р-Уфа, кранах) находящихся под давлением от 5,3 до 7,6 МПа;

Таблица 4.3 - Классификация производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасностям

Наименование производственных помещений и наружных установок	Наименование продуктов	Категория производства по взрывной и взрывопожарной опасностям НПБ-105-2003	Класс взрыво-опасных и пожаро-опасных зон по ПУЭ
		до	после	до	после
1.Площадка компрессорного цеха	Природный газ	А	А	В-1а	В-1г
3.Площадка фильтров-сепараторов	Природный газ	А	А	В-1б	В-1г
4.Установка подготовки топливного, пуско-вого и импульсного газа - помещение	Природный газ, конденсат	А	Б	В-1а	В-1а
- наружная част	Природный газ	А	Б	В-1г	В-1а
5. Маслохозяйство	Масло	В	Г	В-1	В-1
6. Склад ГСМ	Масло, бензин	А	Б	В-1г	В-1д
7. Компрессорная сжатого воздуха	Воздух	Д	Д	Д	Д

6.1.2 Источники воспламенения

Источники опасности на КС это статическое электричество, атмосферное электричество (молнии), электрооборудование.

Статическое электричество.

Степен электролизации газа определяется измерительными приборами во взрывозащищенном исполнении, для соответствующей категории и группы взрывоопасной смеси с обеспечением мер предупреждения взрывов и пожаров. Разность потенциалов, которая может возникнуть , составляет 80 кВ, а Разность потенциалов, при которой может произойти пожар (взрыв), составляет 4...8 кВ.

Заряды статического электричества также накапливаются и на людах, что неблагоприятно влияет на человека. Электризация тела происходит при носке одежды из синтетических тканей, работе с наэлектризованными изделиями и материалами и др. Основными мерами защиты человека от статического электричества являются:

1) Электропроводящие полы или заземленные зоны, помосты и рабочие площадки;

2) Заземление ручек дверей, поручней лестниц, рукояток приборов, машин и аппаратов;

3) Обеспечение работающих токопроводящей обув ю, антистатическими спецодеждами.

Сопротивление защитного устройства от статического электричества замеряется. Не должно превышат 100 Ом. [27]

Атмосферное электричество, молниезащита.

Для защиты КС от воздействия молнии необходимо имет систему молниезащиты. [28]

Необходимо установить:

-защита от прямых ударов молнии;

-защита от вторичных проявлений молнии;

-защита от заноса высокого потенциала через наземные (надземные) и подземные металлические коммуникации.

И к самому главному источнику, который может вызват пожар на КС можно отнести Электрооборудование. При нарушении правил эксплуатации может привести к возникновению пожара. Нарушение изоляции проводов, механический или большой нагрузкой на них.

6.1.3 Электроопасность

На КС используется электрооборудование (электродвигатели, щиты, трансформаторы, ГПА, и др.) и при нарушении правил эксплуатации электрооборудования может привести к поражению электрическим током для обслуживающего персонала, так как электроприводы работают при напряжении 6000 В, а вспомогательное оборудование- 380, 220 В, поэтому, согласно ГОСТ 12.1.019-99(2001)- «Электробезопасность», компрессорный цех относится к помещениям с повышенной опасностью, так как имеет токопроводящие полы, возможно одновременное прикосновение человека к соединяемым с землей технологическим аппаратом с одной стороны и к металлическим корпусам электроприводов с другой.

Для защиты обслуживающего персонала от воздействия электрического тока, следует предусмотреть следующие меры по электробезопасности в компрессорном цехе:[29]

надежная электрическая изоляция токоведущих частей;

предусмотреть заземляющее устройство, сопротивление которого не должно превышать 4 Ом;

зануление в сетях до 1000 В;

защитное отключение при появлении напряжения на корпусе оборудования;

система предупредительной сигнализации, блокировка;

ограждение неизолированных токоведущих частей;

эксплуатация и обслуживание электроустановок должно выполнят ся в соответствии с правилами технической эксплуатации электроустановок.

6.1.4 Токсичность и вредность веществ

Транспортируемый газ имеет в своем составе метан и этан (до 98%). Они не ядовиты, но при определенной концентрации в воздухе рабочей зоны они оказывают удушье. На газокомпрессорной станции содержание метана в воздухе не должно превышать 20 %. Первые признаки отравления парообразными углеводородами, содержащимися в природном газе, являются недомогание и головокружение, вслед за этим наступает как бы опьянение сопровождающееся веселостью, часто галлюцинациями и потерей сознания. При концентрации углекислого газа в воздухе 4-5 % у человека появляются ощущения раздражения слизистых оболочек дыхательных путей и глаз, наблюдается кашель, повышается давления и наступает головокружение. Данные о токсических веществахdпредставит dвdвидеdтаблицыd3.4. Если невозможно избежать загрязнения воздуха газами необходимо применят средства индивидуальной защиты органов дыхания. К средствам индивидуальной защиты органов дыхания относятся противогазы, респираторы, пневмошлемы и пневмомаски.

Таблица 4.4-Токсикологическая характеристика вещества

Наименование вещества и его химическая формула	Агрегатное состояние	Характер воздействия на организм	Меры и средства первой помощьи	ПДК, мг/м3 ГН 2.2.5.1313 - 03	Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76(2001)
Метан, СН4	газообразное	при определен-ной концентра-ции оказывает удуш е	Противо-газ, провет-рит помеще-ние	300	ІV
Углекислый газ, СО2	газообраз-ное	головокружение	eстраи-ват вентиля-цию	200	III

6.1.5 Шум и вибрация

В ГТУ заметный эффект дает акустическая обработка внутренней поверхности входного патрубка компрессора и внешнего патрубка турбины. Это снижает затраты на шумопоглощающие устройства во входном и выходном трактах.[24] Борьбу со структурным шумом осуществляют с помощью вибродемпфирования. Обычная листовая резина - малосжимаемый материал, поэтому для снижения вибрации на КС применяют пористую и перфорированную резину. Снижение шума, вызываемого колебаниями металлических поверхностей, добиваются с помощью звукопоглощающих и вибродемпфирующих облицовок, материалами с большим внутренним трением. Для снижения шума ГПА применяются, как проходные глушители, которые, не препятствуя движению воздуха, существенно снижают уровень звука, так и звуколокализующие и шумо-, вибропоглощающих материалов подавляющие устройства в виде защитных кожухов и покрытий из звуков. Утечки газа или воздуха через не плотности фланцевых соединений создают высокочастотный шум. Вибрация элементов корпусных деталей вызывает, как правило, низкочастотный шум. Борьбу с низкочастотным шумом нужно вести в источнике - за счет устраненияvвибрацииvроторов-опор. Уровень шума со стороны выхлопа ГТК на 14...20 дБ меньше, чем со стороны всасывания, имеет более плотное распределение спектра частот, в нем отсутствует сиренный шум. Шум выходного тракта заметно увеличивается при возрастании расхода газа, то ест единичной мощности. Значения уровней звуковой мощности ГПА L_р (по паспортным данным) приведены в таблице 4.5 и 4.6

Таблица 4.5 - Значение уровней звуковой мощности агрегата ГТК-10-4

Показател	Среднегеометрические частоты, Гц
	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Lр, Дб	122	122	114	116	115	113	110	105

Для уменьшения активных уровней звуковой мощности агрегатов при реконструкции на них применены штатные средства шумоглушения (шумоглушители всасывания и выхлопа), разработанные заводом-изготовителем. В таблице 3.6 приводится эффективность шумоглушения после применения шумоглушителей для агрегата ГПА-16Р-Уфа

Таблица 4.6 - Значение уровней звуковой мощности агрегата ГПА-16Р-Уфа после применения штатных средств шумоглушения

Среднегео-метричес-кие значения частоты, Гц	Мощность излучения Lр, Дб
	Источник шума на входе в двигатель	Источник шума на выходе из силовой турбины	Корпус двигателя
63 125 250 500 1000 2000 4000 8000	35,6 36,6 37,7 38,7 39,8 41,0 42,6 46,3	44,7 44,6 45,0 45,6 46,5 45,6 44,3 44,2	39,3 39,7 40,0 38,4 38,4 39,0 38,7 41,7

6.1.6 Производственное освещение

Недостаточным освещением рабочего места, вызывающим повышенную утомляемость, замедляющим реакцию, что может явиться причиной травм. Свет обеспечивает связь организма с окружающей средой. Проведенные исследования показывают, что совершенствование освещения приводит к росту производительности труда до 10 % и более. В дневное время КЦ освещается естественным светом солнечного диска. По конструктивной особенности естественное освещение боковое, окна. Для компенсации недостатка естественного освещения устраивается искусственное освещение. Освещение в КЦ общее, равномерное, распределяющееся по всему помещению. Так же на КС предусмотрено аварийное освещение 10 % от рабочего, для обеспечения минимальной освещенности в рабочих помещениях. Специальное освещение представлено охранным освещением, устроенным у складов и оборудования. Освещенность рабочих мест должна соответствовать зрительным условиям труда.[31] Нормы освещенности рабочих поверхностей до и после реконструкции приведеныvвvтаблицеv4.7. Нормативные значения освещенности для машинного зала 100 лк, для ГЩУ 150 лк. Согласно ПУЭ и категорийности помещения приняты в эксплуатацию светильники взрывозащищенного исполнения марки НОДЛ для общего освещения КС. На случай отключения рабочего освещения предусмотреть аварийное освещение, напряжением равным 12 В. Наименьшая освещенность помещений при аварийном освещении должна составлять 5 % при работающем режиме освещения. При проведении ремонтных работ внутри емкостей для питания ручных светильников предусмотреть использования напряжения не более 12 В. Из этой таблицы видно что уровень освещенности рабочих мест после реконструкции стал выше.

Таблица 4.7- Нормы освещенности рабочих поверхностей

<...

Наименование помещений	Характер работы	Размер объекта различения, мм	Нормы КЕО, %	Искусственная освещенност , лк	Тип светильника
			при верхнем ко инировании	при боковом освещении	ко инированное освещение	общее освещение

Подобные документы

• Проект реконструкции моторного участка в условиях ООО "Автоэкспресс"

  Обоснование необходимости проведения реконструкции производственного участка СТО "Автосервис". Расчет численности рабочих, площади моторного участка. Организация технологического процесса. Мероприятия по технике безопасности; себестоимость реконструкции.
  
  дипломная работа [52,7 K], добавлен 14.05.2012
  

• Классификация и ремонт магистральных газопроводов, особенности эксплуатации

  Назначение и классификация магистральных газопроводов, категории и виды трубопроводов. Состав сооружений магистрального газопровода. Виды дефектов трубопровода, проведение дефектоскопии. Характеристика факторов техногенного воздействия при эксплуатации.
  
  курсовая работа [4,0 M], добавлен 26.05.2009
  

• Разработка технологии сооружения поселковых газопроводов из полиэтиленовых труб на давление p = 0,003 МПа, диаметр 110 мм, глубина заложения 1,5 м, трубопроводы подвода газа к дому диметром 25 мм (28 домов)

  Классификация городских газопроводов. Схемы и описание работы городских многоступенчатых систем газоснабжения. Расчет газопровода на прочность и устойчивость. Технология укладки газопроводов из полиэтиленовых труб. Контроль качества сварных соединений.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 19.08.2010
  

• Газоснабжение района города

  Определение плотности и теплоты сгорания природного газа. Определение годового и расчётного часового расхода газа районом. Расчёт и подбор сетевого газораспределительного пункта, газопровода низкого давления для микрорайона и внутридомового газопровода.
  
  курсовая работа [2,8 M], добавлен 27.12.2009
  

• Безопасность систем газоснабжения

  Определение надежности линейной (трубопроводной) части газораспределительных систем, их основных элементов и узлов. Проектирование распределительных газовых сетей. Построение кольцевых, тупиковых и смешанных газопроводов, принципы их расположения.
  
  контрольная работа [232,9 K], добавлен 24.09.2015
  

• Восстановительные и ремонтные работы на газопроводе

  Принципы организации капитального ремонта магистральных трубопроводов. Различные способы очистки наружной поверхности труб. Технические средства выборочного ремонта газопровода. Особенности применения муфты и манжета для реконструкции магистрали.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 12.05.2012
  

• Сооружение участка магистрального газопровода с разработкой очистки полости и испытания

  Общая характеристика газовой промышленности РФ. Анализ трассы участка, сооружаемого газопровода, состав технологического потока. Механический расчет магистрального газопровода, определение количества газа. Организация работ, защита окружающей среды.
  
  дипломная работа [109,9 K], добавлен 02.09.2010
  

• Проект распределительной сети низкого давления микрорайона Зашекснинский в городе Череповце

  Определение плотности и теплоты сгорания природного газа. Расчет годового и расчетного часового расхода газа районом города. Подбор и обоснование сетевого оборудования, условия его эксплуатации. Оценка применения полиэтиленовых труб в газоснабжении.
  
  дипломная работа [1,9 M], добавлен 10.07.2017
  

• Повышение эффективности вдувания природного газа в доменные печи

  Использование природного газа в доменном производстве, его роль в доменной плавке, резервы снижения расхода кокса. Направления совершенствования технологии использования природного газа. Расчет доменной шихты с предварительным изменением качества сырья.
  
  курсовая работа [705,8 K], добавлен 17.08.2014
  

• Классификация газогорелочных устройств

  Анализ газовых горелок: классификация, подача газа и воздуха к фронту горения газа, смесеобразование, стабилизация фронта воспламенения, обеспечение интенсивности горения газа. Применения систем частичной или комплексной автоматизации сжигания газа.
  
  реферат [1,2 M], добавлен 23.12.2011
  

• Газоснабжение района города

  Характеристика города и потребителей газа. Определение количества жителей в кварталах и тепловых нагрузок. Гидравлический расчет газопроводов среднего и высокого давления. Расчет квартальной сети и внутридомовых газопроводов. Подбор оборудования ГРП.
  
  курсовая работа [308,5 K], добавлен 13.02.2016
  

• Разработка, расчет и энерго-экономическое сравнение вариантов систем очистки и утилизации газовых выбросов

  Система термической очистки газовых выбросов при использовании в качестве топлива природного газа. Обоснование и выбор системы очистки с энергосберегающим эффектом. Разработка и расчет традиционной системы каталитической очистки от горючих выбросов.
  
  курсовая работа [852,0 K], добавлен 23.06.2015
  

• Проект газоснабжения д. Дудинское

  Определение плотности и теплоты сгорания природного газа. Потребление газа на отопление и вентиляцию. Гидравлический расчет газопровода низкого давления. Методика расчета внутридомовой сети газоснабжения. Технико-экономическая эффективность автоматизации.
  
  дипломная работа [184,0 K], добавлен 15.02.2017
  

• Расчет газопровода высокого давления

  Годовое потребление газа на различные нужды. Расчетные перепады давления для всей сети низкого давления, для распределительных сетей, абонентских ответвлений и внутридомовых газопроводов. Гидравлический расчет сетей высокого давления, параметры потерь.
  
  курсовая работа [226,8 K], добавлен 15.12.2010
  

• Эксплуатация газопроводов и оборудования микрорайона с котельной и детальная разработка защиты газопроводов от электрохимической коррозии

  Схема газификации жилого микрорайона. Эксплуатация подземных и надземных газопроводов, газифицированных котельных. Расчёт поверхности трубопроводов, расположенных на территории микрорайона. Условия эксплуатации установок электрохимической защиты.
  
  курсовая работа [53,7 K], добавлен 28.01.2010
  

• Реконструкция компрессорных станций с заменой технологического оборудования

  Краткая информация о компрессорной станции "Юбилейная". Описание технологической схемы цеха до реконструкции. Установка очистки и охлаждения газа. Технические характеристики подогревателя. Теплозвуковая и противокоррозионная изоляция трубопроводов.
  
  дипломная работа [4,6 M], добавлен 16.06.2015
  

• Организация эксплуатации газового хозяйства г. Новороссийска

  Группа предприятий газового хозяйства, организация их эксплуатации в Новороссийске: режим работы систем газораспределения, техническое обслуживание подземных газопроводов, отопительных газовых приборов с водяным контуром. Определение себестоимости работ.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 19.05.2011
  

• Расчет трубопроводов и балластных судовых насосов

  Инженерные расчеты трубопроводов разных диаметров, балластных насосов разных типов, применяющихся на судах. Классификация судовых систем, перспективы их развития. Составные части систем. Основные требования к балластной системе. Требования МАРПОЛ 73/78.
  
  курсовая работа [577,1 K], добавлен 10.12.2013
  

• Газификация микрорайона Восточный

  Характеристика объекта газоснабжения. Определения расчетных расходов газа: расчет тупиковых разветвленных газовых сетей среднего и высокого давления методом оптимальных диаметров. Выбор типа ГРП и его оборудования. Испытания газопроводов низкого давления.
  
  курсовая работа [483,6 K], добавлен 21.06.2010
  

• Очистка газа от пыли и механических примесей

  Сведения об очистке природного газа. Применение пылеуловителей, сепараторов коалесцентных, "газ-жидкость", электростатического осаждения, центробежных и масляных скрубберов. Универсальная схема установки низкотемпературной сепарации природного газа.
  
  реферат [531,8 K], добавлен 27.11.2009
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам