Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Сегодня Республика Узбекистан является одним из немногих стран, полностью обеспечивающих свои потребности на энергоносители за счет собственных ресурсов.

Запаси источников, имеющихся на территории страны, не только обеспечивает её энергетическую независимость, но и позволяет также увеличить экспорт энергоносителей.

В Узбекистане разработана стратегическая программа геологоразведочных работ на нефть и газ, рассчитанная на период 2006 - 2020 годы, которая предусматривает прирост переработки углеводородов за этот период в объёме 1.15 млрд. тонн условного топлива. В том числе планируется за 15 лет обеспечить прирост запасов газа в объёме 1.015 трилн. м3,

Нефти - 69.8 млн. тонн и газоконденсата - 65.7 млн. тонн. При этом, основная доля прироста запасов газа приходится на Устюртский регион. Здесь они будут увеличены до 579 млрд. м3 или 63.9%.

На сегодняшний день "ЛукОйл" вложил в реализацию проектов в Узбекистана на свыше 500 млн. долларов. Общий объём инвестиций российских компаний, направляемых в нефтегазовую отрасль Узбекистана, до 2015 года составит около 5.5 млрд. долларов. По прогнозам специалистов, за счёт освоения этих средств в средне - срочной перспективе максимальный уровень добычи газа должен превысить отметку в 16 млрд. м3.

Добыча нефти и конденсата в 2013 году составит 600тыс. тон в год, а за весь период разработки около 7 млн тонн. Соответственно будут увеличены и объемы производства готовой продукции. Так, мощность комплекса по переработке природного газа составит 8млрд м3 по производству очищенного товарного газа -6,5млн тонн стабильного конденсата 213,6тыс тонн, сжиженного газа -17,5 тыс.тонн и серы 191,1 тыс.тонн в год.

В будущем весь объём природного газа добываемого совместно с Российскими партнерами будут экспортироваться за пределы Узбекистана по магистральным сетям ОАО "Газпром". Первоначальный объем экспорта газа составит до 3млрд м3 в год. После строительства и запуска Кандымского газохимического комплекса и выхода проекта к 2012-2013 гадам на пиковую добычу, ежегодный экспорт природного газа увеличиться до 12 млрд м3. Новые, еще более масштабные задачи ставит перед НХК "Узбекнефтегаз" Программа развития нефтяной и газовой промышленности на период 2007-2013 годов.

1. Техническая часть

1.1 Технологическая схема КС природного газа по магистральному газопроводу

Технологическая схема КС определяется в первую очередь типом и числом ГПА, а также числом компрессорных цехов на КС, в которых эти ГПА размещаются. Несмотря на большое разнообразие технологических схем, встречающихся на КС с электроприводными ГПА, все они в конечном счете имеют ряд однотипных узлов и общих принципиальных решений, позволяющих установить определенные закономерности их построения. На рисунке первом листе дипломной работы показаны три принципиальные схемы возможного группирования ГПА при совместной работе их на КС.

Для ГПА с неполнонапорными (одноступенчатыми) нагнетателями применяются схемы, предусматривающие возможность последовательной работы нагнетателей в режиме двухступенчатого сжатия. Обе схемы предполагают замену работающих ГПА резервными. На рисунке первом листе дипломной работы ГПА могут переключаться из одной группы в другую (возможные переключения показаны на схеме стрелками). Предусматривается также работа в режиме трехступенчатого сжатия, однако в этом случае несколько снижаются возможности резервирования.

В основном на всех КС одноступенчатые нагнетатели группируются для совместной работы по схеме,Л.9, а. Обвязка компрессорного цеха КС по этой схеме может выполняться по-разному. В последние годы для новых КС получила широкое применение так называемая универсальная групповая обвязка компрессорных цехов, которая в сравнении с ранее применявшимися имеет определенные преимущества. Наиболее характерные варианты выполнения обвязок компрессорных цехов по схеме будут рассмотрены ниже.

По схеме предусматривается работа одноступенчатых нагнетателей ГПА через общий промежуточный коллектор (коллекторная обвязка), в результате чего отпадает необходимость в соответствующих переключениях резервных ГПА Однако вследствие жесткого подключения каждого нагнетателя ГПА к определенной ступени сжатия и необходимости соблюдения равного числа работающих ГПА в первой и второй ступенях в схеме в определяющей степени ограничиваются возможности резервирования ГПА. Несмотря на простоту выполнения, коллекторная обвязка компрессорных цехов с одноступенчатыми нагнетателями широкого распространения не получила в основном из-за сложности обеспечения нормальных режимов работы КС при пусках и остановках ГПА, а также в какой-то мере из-за невозможности работы КС в режиме трехступенчатого сжатия.

Все полнонапорные нагнетатели и поршневые компрессоры включаются параллельно по схеме 1.9, в, позволяющей резервировать работу ГПА в'любых вариантах. На КС с электроприводными ГПА эта схема пока не получила широкого распространения в результате того, что существующие нагнетатели электроприводных ГПА имеют низкую степень сжатия и могут в основном использоваться только как неполнонапорные.

Прежде чем перейти к рассмотрению вариантов выполнения обвязок компрессорных цехов по схеме, разберем общую принципиальную технологическую схему КС. Для простоты рассмотрения возьмем одноцеховую КС с пятью ГПА, принципиальная технологическая схема которой приведена ниже.

Через входной кран К7 и установку очистки газа (пылеуловители) газ из магистрального газопровода поступает в компрессорный цех на две параллельные группы нагнетателей /, 2 и 4,5, работающих по два нагнетателя последовательно (нагнетатель 3 -- резервный). Сжатый газ после каждой группы нагнетателей поступает в газоохладители XI и Х2. На современных КС газоохладители состоят из аппаратов воздушного охлаждения, которые работают без воды.

Далее газ через обратные клапаны О и краны К8 и К8а поступает на выход КС в магистральный газопровод. На трассе магистрального газопровода между входом и выходом КС имеется кран 7 который при работе КС закрыт. При остановке всех ГПА на КС краны К8а закрываются, а после выравнивания давлений на входе и выходе КС открывается кран К20. Для стравливания газа из контура неработающей КС предусматриваются свечи с кранами К17, К18 и К18а, а для заполнения газом контура неработающей КС параллельно входному крану К7 устанавливается байпасный кран.

Входы групп нагнетателей ГПА соединяются с выходными шлейфами каждой группы через краны Кб, Кбр и Кба, Кбра. Краны Кб и Кба предназначены для байпасирования группы нагнетателей на гтериод пуска простановки ГПА, когда давление на выходе группы недостаточно для работы ее на газопровод. Регулируемые краны (клапаны) Кбр и Кбра предназначены для частичного байпасирования работающей группы нагнетателей ГПА при регулировании, режима их работы.

1.2 Назначение исполнительного механизма с газовыми кранами

Исполнительный механизмы предназначены для перемещения регулирующих органов в системах автоматического регулирования технологическими процессами в соответствии с командными сигналами, поступающими от регулирующих и управляющих устройств.

Исполнительный механизм может применяться в различных отраслях народного хозяйства: в газовой, нефтяной, металлургической, пищевой промышленности, в жилищно-коммунальном хозяйстве и т.д.

Управление исполнительный механизмами - бесконтактное с помощью пускателя бесконтактного реверсивного ПБР-2М ( однофазное исполнение) или ПБР-3А (трехфазное исполнение).

Условия эксплуатации исполнительного механизма зависят от климатического исполнения и категории размещения.

Климатическое исполнение "У", категория "2":

температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 50 0С;

относительная влажность окружающего воздуха до 95% при температуре 35 0С и более низких температурах без конденсации влаги.

Климатическое исполнение "Т" (тропическое), категория размещения "2":

температура окружающего воздуха от минус 10 до плюс 50 0С;

относительная влажность окружающего воздуха до 100% при температуре 35 0С и более низких температурах с конденсацией влаги.

Исполнительный механизм должен быть защищен от влаги, от прямого воздействия солнечной радиации и атмосферных осадков.

Степень защиты Исполнительный механизм а IP 54 по ГОСТ 14254-96 обеспечивает работу исполнительный механизма при наличии в окружающей среде пыли и брызг воды.

Исполнительный механизм не предназначен для работы в средах, содержащих агрессивные пары, газы и вещества, вызывающие разрушение покрытий, изоляции и материалов, и во взрывоопасных средах.

Исполнительный механизм устойчив и прочен к воздействию синусоидальных вибраций по группе исполнения VI ГОСТ 12997-84.

Электрическое питание Исполнительный механизм а осуществляется однофазным напряжением: 220, 230, 240V с частотой 50 Hz и 220V с частотой 60Hz. или трехфазным напряжением 220/380, 230/400, 240/415 V с частотой 50 Hz.

Допускаемые отклонения напряжения питания от номинального значения от минус 15 до плюс 10%, частоты - от минус 2 до плюс 2%.

Пусковой крутящий момент Исполнительный механизм а при номинальном напряжении питания превышает номинальный момент не менее чем в 1,7 раза.

Выбег выходного исполнительный механизм а при номинальном напряжении питании без нагрузки не более:

1% полного хода выходного вала - для Исполнительный механизм а с временем полного хода 10 s;

0,5% полного хода выходного вала - для Исполнительный механизм а с временем полного хода 25 s;

0,25% полного хода выходного вала - для Исполнительный механизм а с временем полного хода 60 s и более.

Люфт выходного вала исполнительный механизма не более 10.

Исполнительный механизм обеспечивает фиксацию положения выходного вала при отсутствии напряжения питания.

Исполнительный механизм является восстанавливаемым, ремонтируемым, однофункциональным изделием.

1.3 Контроль и управление исполнительными механизмами газовых кранов

В качестве источника энергии для привода дистанционно управляемых газовых кранов обычно используют потенциальную энергию сжатого газа в трубе газопровода или электроэнергию от внешних источников электроснабжения. В соответствии с этим дистанционно управляемые краны оснащаются пневмо- или электроприводом.

Ввиду наличия на КС практически не ограниченной мощности источника потенциальной энергии сжатого газа и независимости его от различных внешних факторов для дистанционного управления кранами широко используется исполнительными механизмами, работающий на газе. Для улучшения механических характеристик- исполнительными механизмами в большинстве случаев оснащается дополнительными гидравлическими устройствами (гидроприставками), обеспечивающими необходимую плавность переключения крана и возможность регулирования скорости его переключения. Конструкция исполнительными механизмами а применяется, как правило, поршневая. В зависимости от типа крана его привод имеет один или два приводных цилиндра. При действии привода поступательное движение штока поршня приводного цилиндра преобразуется во вращательное движение шпинделя, поворачивающего затвор крана на 90°. /Скорость переключения крана с помощью исполнительными механизмами а зависит от типа, размера крана условного проходного сечения и давления газа, поступающего в привод, а также от температуры окружающей среды. Краны малых размеров переключаются исполнительными механизмами ом быстро, за-время до нескольких десятых долей секунды. Как правило, эти краны на КС используются без гидроприставок, результате чего и без того высокие скорости движения затвора аэпрогПЗВдаются большими знакопеременными ускорениями в начале и конце движения. Все это требует принятия соответствующих мер по предотвращению нежелательных механических воздействий на кран и его привод.

Скорость переключения больших кранов (Dy =1000--1400 мм) невелика, и время их переключения может доходить до нескольких десятков секунд, а в отдельных случаях даже и до нескольких минут (в зимнее время, при низких температурах окружающей среды и низком давлении газа). Большие исполнительными механизмами ные краны устанавливаются в обвязках КС и ГПА по ходу основных потоков перекачиваемого газа. При различных аварийных ситуациях требуется максимально быстрое переключение этих кранов. Исходя из этого, гидравлические устройства приводов больших кранов на КС настраивают на минимально возможное время переключения крана, выводя из действия соответствующие дросселирующие элементы в гидросистеме привода.

Газ, с помощью которого работает привод крана (импульсный газ), может различное давление, что также влияет на время переключения крана Для большинства кранов минимальное давление импульсного газа, при котором исполнительными механизмами вообще может переключить кран, равно 0,8--1,0 МПа. Обычно на КС давление в трубе не снижается до такого значения, поэтому всегда имеется возможность получить импульсный газ достаточно высокого давления./'

Импульсный газ отбирается из трубы газопровода в непосредственной близости от места установки крана. Как правило, используются два места отбора: до крана и после крана. Для обеспечения нормального функционирования пневматических устройств управления краном импульсный газ подвергается осушке и очистке.

Качеством этой осушки и очистки (подготовки импульсного газа) во многом определяется возможность надежного дистанционного управления исполнительными механизмами ными кранами, особенно при низких температурах окружающей среды, когда наблюдается усиленное выпадение конденсата и загустевает смазка подвижных частей привода и крана. Обычно на КС предусматриваются установки подготовки импульсного газа, общие на группу кранов, а на неко торых КС для всех кранов. Импортные краны, кроме того, имеют индивидуальные устройства осушки и очистки импульсного газа.

Для ручного переключения крана, в случаях прекращения подачи импульсного газа, в больших певмогидроприводных кранах предусматривается насос, с помощью которого имеется возможность закачивать жидкость в цилиндр привода и осуществлять перемещение затвора. Для больших кранов при интенсивной работе насосом можно обеспечить переключение затвора крана из одного крайнего положения в другое за 20--30 мин. Ручное переключение малых кранов может выполняться непосредственным поворотом затвора с помощью рычага, надеваемого на шпиндель затвора.

Электропривод газовых кранов в отечественной практике пока не нашел применения, хотя он и имеет несомненные преимущества перед исполнительными механизмами тех случаях, когда нельзя обеспечить достаточно высокую степень осушки и очистки импульсного газа. Основным недостатком электропривода является зависимость его от источника электроэнергии.

1.4 Электрическая схема блоков управления БК-8 и БК-9

На схема блоков управления БК-8 и БК-9. В процессе совершенствования блоков их схема претерпела некоторне изменения. Первоначальная схема отличалась от др??^ш^ш. подключением реле РДО и РДЗ состояния "минуса" чёрез контакти конечного внключателя ВКО и ВКЗ Т331. Блок БК-9 не имеет устройств управления Уплотнением. В осталь-ном электрические схемьт блоков БК-8 и БК-9 полностью совпа-дают.

Блок БК-9 предназначен для управления кранами групп Г и Д импортными кранами с номинальннм напряжением электропневматических клапанов 110 В, а также кранами групп А и Б при формировании команди на уплотнение вне блока (например, в системах автоматизации ГПА для управления кранами нагнетателя).

Блоки БК-8 и БК-9 вьтпускаются четирех модиФикапий лля работн с электропневматическими узлами управления (ЭПУ), имеюшими электропневматические клапани (ЭПК) различной мошности (табл. 5.4). Модификации блоков различаются только сопротивлением резисторов Я9--Р11.

Блоки типа БК-8 и БК-9 реализуют приннипиальную электрическую схему управления краном, приведенную на рис.1 В бло-ках предўсматриваются вклгочения всех реле последовательно с резисторами соответствуюших номиналов, обеслечивает оптимальние режими работи всех элементов. Параллельно с обмотками реле положения РО и РЗ включенн конденсатори С1 и С2, обеспечиваюшие удержание реле в сработанном состоянии в момент подачи команди на управление, когда пусковне конденсатори (СЗ, С4 или С5, С6) еше не зарядились. Для облегчения работн контактов реле РДО, РДЗ и РМУвце-пях электромагнитов ЭО, ЭЗ, и ЭМ (разъемн 5--7) имеются шун-тируюшие диодн Д7--Д9. Предусматриваются также развязнваю идие диодн Д1--Д4 в командннх цепях, которне могут бьпъ ис-пользовани для подачи обтей командн одним контактом на пе-реключение нескольких кранову 1

Для сигнализации положения кранов и осувдествления раз-личннх блокировок и операций автоматического управления тех-нологическим оборудованием, содержаш,им газовне кранн, из блоков внводятся контактн реле положения РО и РЗ, а также контактн рсле движения РДО и РДЗ, соединеннис в определен ном сочетании. Так, для сигнализации положения крана с по-мошью командо-квитируюшего ключа на шиге диспегчера в блоке имеются соединения контактов РО, РЗ, РДО и РДЗ с диодами Д5, Д6 (разъемм 8, 11--13, 10, 14--16).

2. Расчетная часть

Расчет тока срабатывания срабатывания электромагнитного реле.

Исходные данные:

1. Напряжение питания катушки реле U = 12 В,

2. Индуктивностькатушки L = 10 Гн,

3. Рабочая мощность Рраб = 0.15 Вт,

4. Необходимое конттактное нажатие, приведенное к якорю F'K = 0.36 Н.

Размеры магнитопровода, м:

= 0,66х10-3;

= 12х10-3;

= 2х10-3;

= 10х10-3;

=30х10-3,

=4х10-3,

=45х10-3,

= 2х10-3;

= 15х10-3,

= = 20х10-3.

Решение. 1. Рассчитаем требуемое значение магнитного потока в воздушном зазоре по формуле

где -- площадь воздушного зазора, определяемая площадыо поперечного сечения фланца;

= = 3,14(12х10-3)2/4 = 1,13х10-4 м2;

Ф=5х10-3 (0,1х0,36х1,13х10-4)1/2 ? 1,3х10-5 Вб.

Найдем намагничивающую силу в зазоре

=

где

Вв -- магнитная индукция в зазоре, определяемая по формуле;

;

-- длина критического воздушного зазора;

=1.3х10-3/1.13х10-4=0.115 Тл;

=0,115х0,66х10-3/ = 61А.

Определим намагничивающую силу фланца для чего вычислим магнитную индукцию во фланце

; = = 1.3х10-4 м2;

Вф = 1,3х10-5/1,13х10-4= 0,115 Тл.

На кривой намагничивания электротехнической стали значению

Вф = 0,115 Тл соответствует напряженность магннтного поля во фланце = 66 А/м. Таким образом,

= 66х2х10-3= 0,132 А.

Намагничивающую силу сердечника как и намагничивающие силы остальных участков магнитной цепи, найдем аналогично намагничивающей силе фланца:

Вс = Ф/Sс; Sc = = 3,14x10-4/4 = 8x10-5 м2;

Вс = 1,3x10-5/8x10-5 = 0,163 Тл; = 85x0,03 = 2,55 А.

Намагничивающая снла ярма :

Sя == 20х10-3 х 4х10-3 = 8х10-5 м2;

Вя= Ф/ Sя = 1,3х10-5/ 8х10-5 = 0,16 Тл;

=84 х 45х10-3=3,78 А.

Намагничивающая сила якоря Някяк:

= = 20x10-3 x 2x10-3 = 4x10-5 м2;

Bяк= Ф/ Sяк = 1.3х10-5 /4х10-5 = 0,32 Тл;

Някяк= 95 х 15х10-3 =1,43 А.

Вычислим намагничивающую силу срабатывания реле по формуле

 =+ ++ + Някяк = 61+0,132 + 2,55 + 3,78 + 1,43 = 68,76 А.

Рабочую намагничивающую силу рассчитаем по формуле

= Кзап = 2 * 68,76 = 137,52 А.

На основании эскиза магнитопровода выберем размеры катушки:

Dн = 24 мм, Dв = 12 мм, = 24 мм.

Определим площадь окна катушки по формуле

= ( /2) (Dн - Dв) = (24/2) (24 - 12) = 124 мм2.

Среднюю длину одного витка рассчитаем по формуле

= /2.( Dн + Dв) = (3,14/2) (24 + 12) = 56,5х10-3 м.

Диаметр обмоточного провода вычислим по формуле

d= 1,13= 1.13 = 0,114 мм.

По табл. 7 выбираем ближайший по диаметру медный провод ПЭВ-2 с d = 0,12 мм и площадью поперечного сечения = 0,011 мм2.

Так как d< 0,35 мм, то принимаем намотку провода внавал.

Найдем число витков катушки при намотке внавал по формуле (114)

= 124/1,25 (0,12 + 0,003) = 5550.

Определим коэффициент заполнения окна катушки по формуле (115)

К3 = = (5550x0,011)/124 = 0,49,

что вполне допустимо, т. е. обмотка разместится в окне катушки.

Сопротивление обмотки

R = = 0,0175 x 56,5x10-3 x5550/0,011 = 485 Ом,

где = 0,0175 Ом-мм2/м -- удельное сопротивление медной проволоки.

Рабочий ток в обмотке реле

= U/R = 12/485 = 25x10-3 А.

Определим ток срабатывания

= () = 68,76/5550 = 12,5x10-3 А.

Расчет иcполнителного механизма.

Единой методики решения задачи выбора основных параметров электромагнита в настоящее время не существует. Расчет обычно выполняют одним из известных при-ближекных методов путем последовательных уточнений. Так как выбранные параметры необходимо согласовывать с существующими стандартами, нормалями и сортаментом разрешенных к применению в данной отрасли материалов, то обычно приходится корректировать и уточнять полученные результаты.

Кроме того, многие параметры зависят от ряда конструктивных и технологических факторов, влияние которых невозможно учесть теоретически. Поэтому при предварительных расчетах параметры электромагнит определяют достаточно приближено и уточняют их после испытаний первых изготовленных образцов.

Исходными данные:

1.10 Н, тяговое усилие, которое электромагнита должен развивать в начале хода якоря;

2. 0.005м ход якоря;

3. U= 24 B напряжение питания;

4. = 40 °С допустимый перегрев электромагнита при продолжительном режиме работы.

Решение:

1.У точнения формы якоря в соответствии с графиком используя формулу

,

1- условие теплоотдачи плохое; 2- средние; 3- хорошие.

где

- рабочий зазор м;

2. Определяем диаметр якоря по формуле

где магнитная индукция в рабочем зазоре, Тл;

угол конуса при вершине.

Для электротехнических сталей марки Э оптимально принять =(0.7-1.1)Тл.

3.Наружный диаметр электромагнита D принимают равным 2d.

4. Длину электромагнита находят по формуле:

Где -паразитный зазор,м;

--уделное сопротивление провода,Ом. м;

- уделное мощность рассеяния, определяем по графику

Оптимальное соотношение .

5. Остальные размеры магнитопровода находят по следующим формулам:

А) внутренний диаметр магнитопровода D1 = 0,87D;

Б) толщина фланцев С = 0,12D;

B) длина окна магнитопровода под катушку

;

Г) длина неподвижного сердечника

6. Параметры катушки рассчитывают по формулам:

средний диаметр катушки

где b--толщина каркаса, м,

обычно b = (0,05-0,25)-102 м;

= (0,025-0,2) 102 м -- зазор между катушкой и корпусом;

диаметр провода:

который округляют до ближайшего стандартного значения и для принятой марки провода находят по справочникам его диаметр в изоляции;

7. высота намотки катушки

;

8. длина катушки

9. число витков катушки

длина намоточного провода



Если принята плоская форма конца якоря, следует положить а = 180°.

1. Организация обслуживания устройств автоматики компрессорной станции.

Организация обслуживания устройств автоматики (отдельных элементов, приборов и систем) должна вестись в соответствии с действующими общими инструкциями [25], с правилами технической эксплуатации (ПТЭ) и правилами техники безопасности [37], а также с соблюдением указаний инструкций по эксплуатации отдельных устройств. Задачей эксплуатационного обслуживания устройств автоматики является поддержание их в работоспособном состоянии с гарантированными техническими характеристиками (надежность, класс точности, долговечность и др.), обеспечивающими работу технологического оборудования и управление процессом транспорта газа.

В обслуживании нуждаются любые устройства независимо от их эксплуатационных качеств. Даже самое совершенное устройство автоматики без эксплуатационного обслуживания в конечном счете не может сохранять сколь угодно долго работоспособное состояние. Поэтому основой эксплуатационного обслуживания устройств автоматики, так же как и любых других технических средств, являются эксплуатационные проверки, позволяющие своевременно выявить и устранить отдельные дефекты и неисправности устройств, обеспечив их безотказную работу. Эксплуатационные проверки подразделяются на три вида:

проверки при новых включениях;

периодические плановые проверки;

дополнительные проверки.

Проверки при новом включении (приемо-сдаточные испытания) проводятся при включении вновь смонтированных'устройств и систем автоматики как на вводимых, так и на действующих КС, а также при реконструкции устройств автоматики, находящихся в эксплуатации. Объемы приемо-сдаточных испытаний должны соответствовать существующим нормам [25].

Периодические плановые проверки подразделяются на полные, частичные и на опробования функционирования отдельных устройств автоматики (защита исполнительных механизмов, сигнализации и др.). Полная плановая проверка проводится в объеме, обеспечивающем уверенность в исправности состояния, правильности настройки и надежности действия устройств автоматики. Объем полной проверки, как правило, значительно меньше объема проверки при новом включении за счет отсутствия необходимости в наладке и проверке схемы устройства, а также сокращения числа проверяемых характеристик. Важным элементом полной проверки являются профилактические испытания повышенным напряжением изоляции цепей вторичной коммутации.

Полные плановые проверки в соответствии с действующими положениями и инструкциями проводятся периодически 1 раз в 2-- 3 года (если для конкретного устройства в ПТЭ, инструкциях или специальных указаниях не оговорены другие сроки) и, как правило, совмещаются с ревизией и ремонтом основного технологического оборудования. Первая полная проверка выполняется не позднее чем через 1 год после нового включения, а последующие -- в соответствии с установленной периодичностью.

Основным назначением частичных плановых проверок, проводимых в периоды между полными, является проверка элементов устройств автоматики, имеющих пониженную надежность (ослабленную изоляцию электрических цепей, недостаточно надежную конструкцию, неустойчивые характеристики, изношенные детали^ и т. п.), или устройств, находящихся в тяжелых условиях работы (запыление, загрязнение, особо высокие или низкие температуры, повышенная влажность, вибрация и пр.). Объемы и периодичность частичных проверок устанавливаются с учетом состояния устройств автоматики, условий их работы, влияния этих устройств на надежность работы КС, а также в зависимости от квалификации и опыта обслуживающего персонала.

Для новых КС, когда персонал еще недостаточно хорошо изучил закрепленные за ним устройства автоматики и особенности их эксплуатации, целесообразно предусматривать на первые 3--6 лет такое количество проверок, чтобы обеспечивалась полная или частичная проверка устройств не реже 1 раза в год. При этом в объем частичных проверок дополнительно следует включать внешний и внутренний осмотр всей аппаратуры, проверку взаимо действия элементов схемы, опробование оперативных цепей, действия защит, коммутационных аппаратов и исполнительных механизмов.

Дополнительные проверки проводятся для выяснения причин неправильных или сомнительных действий устройств автоматики (послеаварийные проверки). Дополнительная проверка выполняется после каждого случая отказа или неправильного'действия устройств автоматики, а также в случаях неясного поведения устройств во время аварии, нарушения режима работы или при возникновении сомнений в их исправности.

Эксплуатационные проверки проводятся по возможности в течение всего года (с учетом увязки сроков полных проверок со сроками ревизии и ремонта основного технологического оборудования, а также с учетом того, что совмещение проверок и ремонтов целесообразно, но не всегда возможно), чтобы не создавать неравномерной загрузки персонала и условий для особо напряженной его работы в отдельные периоды. При этом проверки устройств автоматики основного технологического оборудования КС проводятся до наступления осенне-зимнего периода, когда к надежности работы этого оборудования предъявляются повышенные требования.

Большая часть работ при эксплуатационных проверках выполняется непосредственно по месту размещения устройств автоматики. Однако проверку, испытания и ремонт отдельных съемных приборов и блоков целесообразно проводить централизованно, в специализированных лабораториях и мастерских, обслуживающих несколько КС. На КС всегда должны иметься комплекты проверенных запасных приборов и блоков автоматики, которые могут быть в любое время использованы для замены отказавших в процессе их эксплуатации. Наличие запасных комплектов приборов и блоков позволяет существенно ускорить проведение эксплуатационных проверок.

Все устройства автоматики должны иметь паспорта-формуляры, в которых отражаются: назначение, состав и основные технические характеристики. Любые изменения в составе устройства (например, замена элемента, блока, прибора) должны фиксироваться в паспорте-формуляре. Неотъемлемой частью каждого паспорта-формуляра является принципиальная электрическая схема устройства, на которой нанесены соединительные элементы всех цепей с соответствующей их маркировкой.

В паспорте-формуляре отмечаются результаты всех эксплуатационных проверок, а также возникающие нарушения работы устройств, причины этих нарушений и принятые, меры по их устранению. Там же делаются другие записи, позволяющие судить о техническом состоянии устройств автоматики.

Проверка электрических характеристик узлов управления кранами.

Узлы управления кранами работают в очень тяжелых климатических и технологических условиях: при низких и высоких температурах окружающей среды, при большой влажности, запыленности и наличии зачастую в импульсном газе конденсата и грязи. Если на работу при тяжелых климатических условиях все узлы управления так или иначе рассчитаны, то при сыром и грязном импульсном газе гарантировать надежную их работу невозможно. Поэтому при эксплуатационных проверках кроме проверки самих устройств управления кранами особое внимание следует уделять проверкам устройств осушки и очистки импульсного газа.

Учитывая тяжелые условия работы узлов управления кранами, необходимо обязательно следить за состоянием изоляции их электрических цепей. Так как гарантированные напряжения срабатывания электропневматических клапанов узлов управления, к сожалению, не имеют необходимого запаса, целесообразно контролировать их при каждой проверке. Для узлов типа ЭПУУ-2 с электропневматическими клапанами ЭК-48, которые из-за своей низкой термической устойчивости (ПВ=20%) могут надежно работать только в комплекте с блоками управления типа БК-8 или БК-9 (см. раздел 5.2), следует также проверять напряжения отпускания.

Проверку напряжений срабатывания и отпускания можно проводить непосредственно на месте установки узлов (без импульсного газа) при плавном подъеме и снижении напряжения. Действие давления импульсного газа у клапанов типа ЭК-48 направлено в одну сторону с действием электромагнита, поэтому при наличии давления газа показатели напряжений срабатывания и отпускания будут только улучшаться. Для питания должен использоваться выпрямитель с достаточно низкой пульсацией по амплитуде. Лучше использовать питание постоянным током от имеющейся на КС аккумуляторной батареи 220 В, осуществляя регулирование напряжения с помощью потенциометра.

Ввода и крепления подводимых к щитам и пультам кабелей труб, а также крепежными изделиями для сборки и уста нов щитов и пультов на объекте. При этом, как правило, должна обеспечиваться поставка на объект щитов, предварительно собраны в блоки на заводах или в мастерских монтажных управлений.

При установке на стенах малогабаритных шкафных щито„ I с дверью на боковой стенке расстояние между щитом и стеной должно быть таким, чтобы дверь открывалась не менее чем ца 100°. Щиты и пульты при установке должны быть выверены по отвесу и уровню, после чего закреплены. Крепление щитов к фун. даментам, стенам и другим элементам зданий должно выполнять-ся только разъемными соединениями.

Панели многопанельных щитов должны быть скреплены меж-ду собой болтовыми соединениями. Зазоры в стыках соединяемых панелей не должны превышать 2 мм на 1 м длины. В тех случаях когда пространство под щитом используется для подвода и рас-' кладки труб и кабелей, вводимых в щит, на нижнюю внутреннюю раму щитов должен быть уложен настил (пол). В щитах с электрическими проводками пол должен быть неэлектропроводным, Ввод в щиты и пульты трубных проводок и электропроводок, как правило, должен выполняться снизу, а в необходимых случаях -- сверху или сбоку. Небронированные кабели и трубы из цветных металлов и пластмассовые, вводимые в малогабаритные щиты снизу, должны быть защищены от механических повреждений. Открытые вводы в щиты и пульты кабелей, стальных бесшовных, медных, алюминиевых и пластмассовых труб, а также капилляров манометрических термометров должны выполняться через защитные гильзы. Уплотненные вводы в щиты и пульты кабелей и капилляров манометрических термометров должны выполняться че. рез сальники, а труб -- через переборочные соединения.

Ввод стальных труб электропроводок должен выполняться посредством патрубков из водогазопроводных труб, закрепляемых на стенках щитов или пультов контргайками. Компенсационные провода, подключаемые к приборам с компенсационными устройствами, должны подводиться к ним, минуя сборки зажимов Закрепление этих проводов на щитах должно производиться способами, принятыми для выполнения проводок в щите. Концевые заделки и подключение жил кабелей и проводов, вводимых в шиты и пульты, должны выполняться согласно требованиям главы СНиП по монтажу электротехнических устройств.

Меры по технике безопасности при обслуживание средств автоматики

При проведении работ, связанных с монтажом средств автоматизации, телемеханизации и вычислительной техники на строящихся объектах газовой промышленности, следует руководствоваться указаниями СНиП 111-4--80 "Техника безопасности в строительстве", "Правил техники безопасности при электромонтажных и наладочных работах", специальных инструкций и других нормативных документов.

Арматуру, контрольно-измерительные приборы и предохранительные устройства, работающие под давлением, после монтажа испытывают на герметичность сжатым воздухом или газом. Испытания проводят в соответствии с требованиями "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением". При этом испытательное давление должно быть равным 1,25 МПа, но не ниже 200 кПа.

Персонал до начала проведения гидравлических испытаний должен пройти дополнительный инструктаж по безопасному ведению работ.

Все монтажно-наладочные работы в распределительных устройствах и на пусковых устройствах электродвигателей напряжением выше 1000 В должны проводиться только по письменному наряду-допуску в строгом соответствии с "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей".

В помещениях, где нет токоведущих частей или где они находятся за постоянными сплошными ограждениями, монтажно-наладочные и ремонтные работы могут выполняться по устному распоряжению. В этом случае производитель работ одновременно исполняет обязанности руководителя работ. В соответствии с п. 1.19 настоящих Правил он должен иметь квалификационную труппу не ниже IV,Рабочие, входящие в состав бригады, должны иметь II или III квалификационную группу. При выполнении работ в смежных помещениях одной бригадой рабочий, имеющий III (и выше) квали Металлические нетоковедущие части электрооборудования, которые из-за неисправности изоляции могут оказаться под напряжением и к которым возможно прикосновение людей и животных, должны быть обязательно заземлены:

в помещениях с повышенной опасностью и особо опасных, а также в наружных устройствах -- при номинальном напряжении электроустановок выше 36 В переменного тока и ПО В постоянного тока;

при всех напряжениях переменного и постоянного тока -- во взрывоопасных помещениях;

при напряжении 500 В и выше переменного и постоянного тока -- во всех случаях.

Электрические устройства во взрывозащищенном исполнении, монтируемые на действующих установках, которые относят к категории пожаро- и взрывоопасных следует проверять только в лабораторных условиях.

Во взрыво- и пожароопасных зонах во избежание искрообразования запрещается проверять эдс аккумуляторов и сухих элементов путем замыкания проводов и пользоваться мегомметрами в обычном исполнении.

При совместной подвеске на опоре проводов линий телемеханики и линий напряжением 380--220 В работа на проводах линий телемеханики должна проводиться по письменному разрешению и только после их отключения и заземления, а также при отключении линий напряжением 380--220 В. Об этом делают запись в эксплуатационном журнале предприятия, обслуживающего линию. Переносные заземления на линии напряжением 380--220 В необходимо устанавливать на все провода, включая и нулевой.

На проводах аппаратов, с помощью которых отключены линии напряжением 380--220 В, должны быть вывешены плакаты "Не включать--работают на линии".

До наложения заземления на провода линии телемеханики на месте проведения работ необходимо убедиться в отсутствии напряжения между проводами и на каждом проводе относительно г.емли с помощью предварительно проверенного прибора (токоиска-теля, указателя напряжения).

Предохранители в устройствах телемеханики и автоматики необходимо снимать только при отключенном напряжении. Если напряжение снять невозможно, при работе необходимо пользоваться защитными средствами (клещами, перчатками).

Перед проверкой сопротивления изоляции отключенной линии необходимо убедиться в отсутствии напряжения между прово-дзми и на каждом проводе относительно земли. До выдачи рабочему электроинструмент необходимо про брить на стенде или с помощью специального прибора (например, "ормометра) для того, чтобы убедиться в исправности заземляющего провода и отсутствии замыкания на корпус.

Ручной инструмент для электромонтажных работ должен быть снабжен изолированными рукоятками.

Напряжение переносного инструмента в помещениях без повышенной опасности должно быть не выше 220 В, а в помещениях с повышенной опасностью и вне помещений -- не выше 36 В.

При отсутствии электроинструмента, рассчитанного на напряжение 36 В, допускается применение инструмента напряжением до 220 В, однако в этом случае обязательно использование защитных средств (диэлектрических перчаток и ковриков, галош) и обеспечение надежного заземления корпуса электроинструмента.

Штепсельные соединения (розетки, вилки), предназначенные для подключения электроинструмента и ручных электроламп, должны иметь недоступные токоведущие части, а в необходимых случаях заземляющий контакт. Штепсельные соединения, рассчитанные на напряжения 12 и 36 В, по своему конструктивному исполнению и окраске должны отличаться от обычных штепсельных соединений, рассчитанных на напряжения ПО и 220 В, и исключать возможность включения вилок напряжением 12 и 36 В в штепсельные розетки, рассчитанные на напряжения ПО и 220 В.

Конструкция переносных ручных светильников должна удовлетворять следующим требованиям:

корпуса и рукоятки должны быть изготовлены из тепло- и влагостойких изолирующих материалов большой механической прочности, а токоведущие части иметь прочное защитное покрытие;

провода в местах присоединений не должны испытывать напряжения;

ввод проводов должен предотвращать возможность их излома в этом месте;

металлические защитные сетки, рефлекторы, крючки для подвешивания должны укрепляться на изолирующих частях ручных светильников;

конструкция патрона должна исключать возможность прикосновения к токоведущим частям при замене ламп.

Использование патронов с ключом исключается.

К работе с ручным электроинструментом допускаются лица, имеющие квалификационную группу не ниже II, прошедшие инструктаж и проверку знаний по охране труда в соответствии с требованиями п. 1.19 настоящих Правил. При работе с ручным электроинструментом необходимо соблюдать требования «Правил техники безопасности при эксплуатать, электроустановок потребителей" и "Правил устройства электроустановок".

3. Экономическая часть

3.1 Экономическая обоснования автоматического контроля и эксплуатация газовых кранов с испольнителными механизмами в магистральном газопроводе

Дистанционное управление пневмоприводным газовым краном осуществляется с помощью блока управления краном БК и электропневматического узла ЭПУ. Управляющий командный импульс "О" на открытие или "3" на закрытие крана подается со щита ЩУ на блок БК. В блоке БК осуществляется запоминание и усиление командного импульса, а также передача его на узел ЭПУ, где он преобразуется в пневматическую команду подачи импульсного газа в гидравлическое устройство ГУ, приводящее в действие привод крана ПК, который поворачивает затвор крана К. В случае отсутствия гидравлического устройства импульсный газ от ЭПУ поступает непосредственно в привод крана ПК. Крайние положения затвора крана К фиксируются конечным выключателем ВК, с помощью которого электрические сигналы о положении затвора через ЭПУ и БК передаются на щит управления и контроля ЩУ.

В блоке ВК формируется команда "У" на управление уплотнительными устройствами крана, обеспечивающими создание необходимой герметичности затвора после его закрытия. По этой команде с помощью ЭПУ осуществляется подача импульсного газа на управление устройствами уплотнения.

Электропневматические узлы управления кранами типа ЭПУУ-2 и ЭПУУ-3 имеют по три электропневматических клапана, с помощью которых можно подавать три независимые команды управления: открыть, закрыть и уплотнить. Узел управления типа БУЭП-1 используется для управления кранами, не имеющими управляемых устройств уплотнения затвора. Этот узел управления имеет только два клапана, с помощью которых осуществляется открытие и закрытие крана. Узел типа БУЭП-2 предназначен для кранов, имеющих управляемые устройства уплотнения. Команда для них формируется непосредственно в узле управления.

Такой способ управления газовыми кранами улучщаеть процесс управления и облегчает работу обслувающего персонала.

3.2 Расчет экономической эффективности от автоматизации

При эксплуатации и обслуживание средств автоматики системы управления газовыми кранами компрессорного станции участвует 4 служащих КИП и А 3-4 разряда. Ихная средно месячное зарплата составляет 370 000 сум. Годовой фонд заработной платы;

370 000 х 4 х 12 =17 760 000 сум.

Премиалный фонд зарплаты составлияет К1 = 40% от годового фонда зарплаты;

17 760 000 х 0.4 = 7 104 000 сум.

Допольнителный фонд зарплаты составляет К2 = 20% от годового фонда зарплаты;

17 760 000 х 0.2 = 3 552 000 сум.

производственный электрический автоматика газовый

Общий годовой фонд зарплаты;

17 760 000 +7 104 000 + 3 552 000 = 28 416 000сум.

При эксплуатации и обслуживание средств автоматики системы управления газовыми кранами расходы составляет К3 =150 - 170% от общего годового фонд зарплаты;

28 416 000х 1.6 = 45 465 600 сум.

Общецеховые расходы составляет К4 = 50 - 70% от общего годового фонд зарплаты;

28 416 000х 0.5 = 14 208 000 сум.

Суммарные расходы по эксплуатации и обслуживание средств автоматики системы управления газовыми кранами определяем по формуле;

45 465 600 + 14 208 000 +28 416 000= 88 089 600сум.

Расходы связанные до автоматизации системы управления газовыми кранами составляет;

96 539 000 сум.

Расходы на капитальных вложений до и после автоматизации системы управления газовыми кранами;

46 325 000 сум

51 768 000 сум.

Годовой экономический эффект от автоматизации системы управления газовыми кранами определяем по формуле;

(96 539 000+0.15 х 46 325 000) - (88 089 600+ 0.15 х 51 768 000) = 7 638 950 сум.

Список изпользованной литературы

1.Каримов И.А. "Ўзбекистон и?тисодий ислохотларни чу?урлаштириш йўлида". Тошкент "Ўзбекистон" 1995 й.

2. Каримов И.А. "Инсон манфаатлари йили" Тошкент 1997 й.

3. Александров А.В. "Автоматизированное управление единой системой газоснабжения".

4. Комягин А.Р. "Автоматизация производственных процессов и АСУТП газонефтепроводов".

5. Исанович Р.Я., Логинов В.И. "Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности".

6. Бринц А.Д., Тишенко В.Е., Блатевых А.А., и др.: "Автоматизированные системы управления нефтяной и газовой промышленности".

Размещено на Allbest.ru

...