Система автоматизации узла редуцирования и узла учёта газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В настоящее время система автоматизации получают самое широкое применение в развитии газовой и нефтяной промышленности. Автоматизация производства - это процесс в развитии производства, при котором функции управления и контроля, ранее выполнявшиеся человеком, передаются приборам и автоматическим устройствам.

При разработке проекта по системе автоматизации узла редуцирования и узла учёта газа АГРС стоит задача по обеспечению и выполнению следующих функций системы автоматизации АГРС:

автоматический сбор и обработка информации о работе основного и вспомогательного оборудования (к основному оборудованию относятся измерительные газопроводы с запорной арматурой, средства измерения, системы контроля и управления, системы пожаротушения и контроля загазованности, к вспомогательному оборудованию - системы отопления, вентиляции);

автоматический сбор, обработка, регистрация и хранение количественных и качественных показателей газа, формируемых основным и дублирующим комплектом приборов;

автоматическое вычисление расхода газа и регистрация показаний;

визуальное отображение информации о состоянии технологических объектов на оперативной панели и терминале оператора;

дистанционное управление запорной арматурой, другими технологическими объектами с оперативной панели и терминала оператора;

автоматическое дистанционное и ручное переключение измерительных ниток, подключение резервной нитки при выходе значений расхода газа за пределы соответствующих установок при работах по ремонту и техобслуживанию;

переключение источника питания с основного на резервный;

автоматическое включение аварийной вентиляции;

автоматическое переключение запорной арматуры при аварии;

автоматический контроль взрывоопасных концентраций горючих газов в воздухе в помещениях класса В-1а;

стабилизация температурного режима в помещениях с помощью локальных систем;

сигнализация о проникновении в охраняемые помещения;

местный контроль за технологическими параметрами газового потока (Р, Т) и окружающей среды (барометрическое давление и температура);

обнаружение пожара во всех помещениях;

автоматическое дистанционное и ручное включение системы пожаротушения;

автоматическое дистанционное и ручное включение системы вентиляции.



1. Общая часть

1.1 Общая характеристика объекта автоматизации

Автоматизированная газораспределительная блочная станция предназначена для снижения высокого давления природного или попутного нефтяного газа до заданного низкого давления и поддержания его с заданной точностью, а также для измерения расхода газа и одоризации его перед подачей потребителю.

Ни одна проблема прогрессивного общества, пожалуй, не волнует сегодня человечество так, как топливо, которое в свою очередь доставляется: в различные климатические зоны; пересеченную местность; в районы с сейсмичностью и другие точки где требуется топливо.

Топливо -- основа энергетики, промышленности, сельского хозяйства, транспорта. Без топлива немыслима жизнь людей. Поэтому, трудно переоценить всю важность работы газотранспортных предприятий.

На первый взгляд может показаться, что ничего сложного в их деятельности нет--газ сам течёт по трубам. Однако, это совсем не так. Трубы до 1,4 м диаметром, 75 атм. рабочее давление в трубе, сложнейшее оборудование для компримирования и распределения газа. И весь этот комплекс нельзя просто так остановить ни на одну минуту.

Условия эксплуатации.

АГРС предназначены для эксплуатации в районах с умеренным и умеренно-холодным климатом (УХЛ, NF), а также в районах с холодным климатом (ХЛ, F). Климатическое исполнение АГРС выбирают в зависимости от района строительства, в соответствии с требованиями ГОСТ 15150-69. АГРС могут эксплуатироваться в районах с сейсмичностью до 9 баллов включительно по СНиП II-7. Расчетная снеговая нагрузка (200 кгс/м2) должна соответствовать требованиям V территориального района, а ветровая нагрузка (85 кгс/м2) - VII территориального района по СНиП 2.01.07-85.

Отопление блок-контейнеров - водяное двухтрубное, запитано от котлов, расположенных внутри блока подогрева газа, или электрическое (по требованию заказчика). Габариты блок-контейнеров позволяют осуществлять их транспортировку железнодорожным, автомобильным, речным и морским транспортом.

Автоматизированная Газораспределительная станция Холм-Жирковская ЛПУМГ предназначена для снабжения газом потребителей Холм-Жирковского района Смоленской области, с заданным давлением, температурой, при заданных расходах, необходимой степени очистки и одоризации газа.

Объектом автоматизации является газораспределительная станция далее «АГРС-3», которая имеет категорию взрывоопасности В-Iг на открытых площадках и В-Iа в блоке главной технологической схемы и блоке переключения.

Контрольной средой является природный газ, содержащий до 98% метана. Ввиду этого к системам контроля и управления предъявляются требования взрывобезопасности. Основное требование технологического режима - стабильность давления газа на выходе АГРС в широком диапазоне изменения расхода газа.

Таблица 1.1 - Техническая характеристика АГРС - 3

Давление газа на входе АГРС (Рвх)	1,2-7,5 МПа (до 10,0МПа);
Давление газа на выходе АГРС (Рвых)	0,3-1,2 МПа;
Расчетно базовая пропускная способность АГРС в интервале давления Рвх=2,2 кгс/см2 и Рвых=0,6 гкс/см2 (при t газа 0 0С )	3130 нм3/час;
Резервирование по пропускной способности системы редуцирования	100% резерв;
Точность поддержания давления газа на выходе АГРС	± 5%
Одоризация	Автоматическая
Аварийная сигнализация	дистанционная передача общего аварийного сигнала;
Электропитание Потребляемая мощность,	220В; До 3,0кВт;
Количество выходов на потребителя	Один (более по заказу);
Габаритные размеры блоков	12,0x3,0x3,0м;
Масса АГРС	не более 14т.

1.2 Краткое описание технологического процесса и требования к системе автоматизации

Для выбора и установки сужающего устройства, измерения расхода и количества газа с помощью стандартных сужающих устройств применяется ГОСТ 8.586.1-2005.

Вот некоторые выдержки из ГОСТа:

«Сужающее устройство - техническое устройство, устанавливаемое в измерительном трубопроводе, со сквозным отверстием для создания перепада давления среды путем уменьшения площади сечения трубопровода (сужения потока).

Стандартное сужающее устройство - устройство, геометрические характеристики и условия применения которого регламентированы настоящим стандартом ГОСТ 8.586.1-2005.

Диафрагма - тип стандартного сужающего устройства, выполненного в виде тонкого диска с отверстием, имеющим со стороны входа потока острую прямоугольную кромку.

Измерительный трубопровод - участок трубопровода, границы и геометрические характеристики которого, а также размещение на нем СУ, местных сопротивлений, средств измерений нормируются настоящим стандартом, ГОСТ 8.586.1-2005».

В ГОСТ 8.586.1-2005 дана методика определения давления среды и перепада давления на СУ, температуры среды. Рассмотрены общие требования к условиям измерений, измерительному трубопроводу и его оснащению, размещению дренажных отверстий в камере усреднения СУ. Определена длина прямолинейных участков измерительного трубопровода.

В Приложении А ГОСТ 8.586.1-2005 даны рекомендации по выбору типа сужающего устройства. Приведены достоинства и недостатки всех типов сужающих устройств.

Достоинства:

проста в изготовлении и монтаже;

устанавливается на измерительный трубопровод внутренним диаметром от 50 до 1000 мм;

неопределенность коэффициента истечения диафрагм меньше, чем у других СУ;

наличие небольшого содержания конденсата практически не оказывает влияния на коэффициент истечения.

Недостатки:

в процессе эксплуатации неизбежно притупление входной кромки диафрагмы;

потери давления на диафрагмах выше, чем на других СУ.

В ГОСТ 8.586.1-2005 рассматриваются технические требования диафрагм:

описание;

область применения;

принципы метода измерения и расчета;

требования к установке.

1.3 Характеристика выбранной системы автоматизации узла редуцирования и узла учёта газа АГРС

АГРС представляет собой комплекс оборудования, размещенных по блокам. Управление оборудованием осуществляется с помощью автоматизированной системы управления, которая размещается в операторной КИП и А. В состав блочной автоматической станции «АГРС-3» входят следующие технологические блоки:

котельная;

операторная и электрощитовая;

узел учёта газа (расходомерная);

узел редуцирования;

узел переключения;

узел одоризации газа;

узел очистки газа (пылеуловители);

узел подогрева газа.

Блоки представляют собой компактную малогабаритную конструкцию объединяющие узлы на одной раме. В проекте АГРС все перечисленные блоки функционально связаны и образуют единый технологический комплекс, наглядно показано на функциональной схеме АГРС, плакат - 15.02.07.13.2БО.021 А2.

В блок-боксе переключения:

- узел подготовки импульсного газа с двумя фильтрами осушителями МА 39112-1000БА (один рабочий, другой резервный);

В блок-боксе технологический:

- узел очистки, состоящий из двух, параллельно расположенных фильтров-сепараторов, СГВ-7-150/50-100-Г (один рабочий, другой резервный) гравитационно-центробежного типа с входными и выходными кранами с ручным приводом. Сброс фильтрата в дренажную емкость осуществляется по команде от АСУ;

- узел редуцирования, состоящий из двух линий редуцирования - основной, резервной на базе регулятора давления типа РД622;

- узел замера расхода газа на базе измерительного комплекса СГ-ЭКВз с корректором ЕК-270;

- узел предотвращения гидратообразования, состоящий из одного подогревателя ПГ 50/50, представляющий собой водяной теплообменник с U-образными трубками, использующий тепло подведенной горячей воды для нагрева газа.

В качестве теплоносителя для технологического подогрева газа используется промежуточный теплоноситель, поступающий от двух отопительных котлов, установленных в топочном отсеке блоке КИП и А.

Блок переключения состоит из входного и выходного крана с дистанционным управлением, двух предохранительных клапанов, обводной линии переключения с управляемым краном и регулирующим отсечным клапаном с электроприводом.

Блок одоризации БО-150М-01 позволяет осуществлять одоризацию газа как в гидростатическом режиме, так и в автоматическом - пропорционально расходу газа по команде от АСУ.

Технологические блоки АГРС адаптированы для работы с любой управляющей или информационной системами, так как оснащены современными приборами и исполнительными механизмами, в соответствие с «Основными положениями по автоматизации АГРС».

Все электрооборудование и оборудование КИП и А АГРС , размещаемое в технологических блоках с зоной класса В1-а и на площадке в зоне класса В1-г используется во взрывобезопасном исполнении для группы и температурного класса IIАТ3.

Все электрооборудование заземлено путем подключения к контуру защитного заземления, распределение электропитания выполнено с защитой по току и дифференциальными устройствами защитного отключения. В блок-боксе КИПиА предусмотрен внутренний контур заземления, соединенный с общим контуром АГРС.

Блок одоризации газа:

Перед подачей газа потребителям, газ на выходе из АГРС одорируется установленными блоками одоризации газа типа БО-М.

Блок управления БО-М устанавливается в блок-блоксе КИП и А.

Емкости.

На территории АГРС, как показано на схеме комбинированного расположения средств автоматизации и проводок 15.02.07.13.2БО.021 С7, располагаются подземная емкость сбора конденсата, емкость сбора конденсата от предохранительного клапана.

Электрохимзащита.

Электрохимзащита подземных металлических сооружений АГРС осуществляется с помощью станций катодной защиты типа В-ОПЕ-М2. Для обеспечения надежной защиты подземных сооружений АГРС и обеспечения 100% резервирования предусматривается вторая СКЗ.

1.4 Описание функциональной схемы автоматизации

Функциональная схема автоматизации является основным техническим документом, определяющим функциональную структуру и объём автоматизации функциональных установок. Функциональные схемы автоматизации представляют собой чертёж, на котором схематически установлены обозначения изображений: технического оборудования, коммуникаций, органов управления и систем автоматизации, а также связи между ними.

Функциональные схемы автоматизации технологической установки выполняются на одном чертеже с изображением аппаратуры всех систем автоматизации, относящихся к данной технологии (контроль, регулирование по всей технологический установки). Если технологическая схема процесса сложная и требует большого объёма автоматизации, функциональная схема может быть выполнена раздельно по видам автоматизации.

Прочитать функциональную схему автоматизации - это значит определить из неё: параметры технологического процесса, которые подлежат автоматическому контролю и регулированию, наличие защиты для аварийной сигнализации, организацию пунктов контроля и управления, функциональную структуру каждого узла контроля, сигнализацию, регулирование и управление, технические средства.

Чтобы прочитать функциональную схему автоматизации надо знать принципы построения системы технологического контроля и управления, условное изображение технологического оборудования, трубопроводов, приборов, средств автоматизации, запорной арматуры и сам технологический процесс.

При выполнении функциональной схемы автоматизации решаются задачи получения первичной информации и технологическом процессе и его оборудовании, непосредственное воздействие на технологический процесс при управление им, определение технологических параметров, контроль и регистрация технологических параметров процесса и состояния технологического оборудования.

На функциональной схеме автоматизации показан ход технологического процесса прохождения газа на АГРС «Холм-Жирковская» из магистрального газопровода по блокам АГРС и подача его к потребителю.

Из существующего газопровода, диаметром 150 мм, газ проходит на АГРС через охранный кран (позиция 19). Перед входным краном производится измерение температуры датчиком ТСМУ (позиция 3) и измерение давления датчиком Метран-100-ДИ-16МПа (позиция 1). Затем газ попадает в блок-бокс переключений, где выбирается режим работы АГРС (байпасная линия с ручным регулированием и основная линия редуцирования). В блоке переключении установлены два фильтра осушителями МА 39112-1000БА (один рабочий, другой резервный) для подготовки импульсного газа. Далее газ поступает в технологический блок-бокс на узел очистки, состоящий из двух, параллельно расположенных фильтров-сепараторов, СГВ-7-150/50-100-Г (один рабочий, другой резервный) гравитационно-центробежного типа с входными и выходными кранами с ручным приводом. Фильтры-сепараторы предназначены для очистки газа от механических примесей и влаги, где происходит измерение перепада давления на фильтрах - сепараторах (позиция 10, 11). После этого газ поступает на узел предотвращения гидратообразования, состоящий из одного подогревателя ПГ 50/50, представляющий собой водяной теплообменник с U-образными трубками, использующий тепло подведенной горячей воды для нагрева газа где и измеряется температура после теплообменника (позиция 5).

Пройдя подогрев, газ идет в технологический блок-бокс, где происходит редуцирование, то есть снижение давления до заданного значения. В этом блоке находятся две линии редуцирования: основная и вспомогательная. На каждой линии установлено по два регулятора давления типа РД622, и происходит измерение перепада давления на каждой нитке (позиция12,13). Этот регулятор является регулятором непрямого действия.

После этого, транспортируемый газ проходит на замерную нитку, где производится коммерческий учет. На этом узле производится измерение температура датчиком Pt-500 (позиция 8), абсолютного давления газа датчиком типа СТ30 (позиция 7) и происходи вычисление расхода газа измерительным комплексом (СГ-ЭК) СГ-ЭК-Вз-Т-5,5-2500/6,3 (позиция 9). Затем происходит в блок одоризации БО-150М-01, который позволяет осуществлять одоризацию газа как в гидростатическом режиме, так и в автоматическом - пропорционально расходу газа по команде от АСУ, одоризация газа необходима для своевременного обнаружения утечек газа в соединениях газопровода, в сальниках запорной и регулирующей арматуры, в соединениях контрольно-измерительной аппаратуры. Затем производится измерение давления на выходе АГРС датчиком типа Сапфир-22 ДИ (позиция 2) и температуры газа датчиком типа ТСМУ (позиция 4). Далее, минуя выходной кран АГРС (позиция 22), газ поступает на существующий газопровод потребителя, диаметром 325 мм.

Для определения загазованности в каждом блок-боксе установлено по одному датчику типа СТМ-10 (позиции 14, 15, 16,17), которые работаю с цифровым отсчётным устройством установленным в блоке-управления (позиция 18). Вторичным прибором этих датчиков является СТМ 10-4, установленный на щите в операторной.

Параметры давления (позиция 7), температуры (позиция 8) и расхода (позиция 9) идут на корректор объёма газа ЕК270 (позиция 10), где эти параметры отображаются на дисплее комплекса, а также вычисление расхода газа при помощи корректора объёма газа ЕК270 с погрешностью измерения не более 0,4%.

В блок-боксах установлены датчики температуры (позиции 23,24,25,26), которые работают с терморегулирующим клапаном (ТРК) предназначенным для регулирования температуры в блок-боксах.

Управление кранами осуществляется с щита, расположенного в операторной.



2. Специальная часть

2.1 Разработка и описание структурной схемы автоматизации

Схемы структурные определяют основные функциональные части изделия, их назначение и взаимосвязи и служат для общего ознакомления с изделием. На структурной схеме раскрывается не принцип работы отдельных функциональных частей изделия, а только взаимодействие между ними. Поэтому составные части изделия изображают упрощенно в виде прямоугольников произвольной формы.

Допускается применять условные графические обозначения.

Структурные схемы автоматизации в проектах автоматизации рекомендуется разрабатывать в соответствии с ГОСТ 24.302-80. Система технической документации на АСУ.

Графическое построение схемы должно давать наиболее наглядное представление о последовательности взаимодействия функциональных частей в изделии. На линиях взаимодействия рекомендуется стрелками (по ГОСТ 2.721-74) обозначать направления хода процессов, происходящих в изделии.

На структурной схеме отображаются в общем виде основные решения проекта по функциональной, организационной и технической структурам автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) с соблюдением иерархии системы и взаимосвязей между пунктами контроля и управления, оперативным персоналом и технологическим объектом управления. Принятые при выполнении структурной схемы принципы организации оперативного управления технологическим объектом, состав и обозначения отдельных элементов структурной схемы должны сохраняться во всех проектных документах на АСУ ТП, в которых они конкретизируются и детализируются в функциональных схемах автоматизации, структурной схеме комплекса технических средств (КТС) системы, принципиальных схемах контроля и управления, а также в проектных документах, касающихся организации оперативной связи и организационного обеспечения АСУ ТП.

Исходными материалами для разработки структурных схем являются:

- задание на проектирование АСУ ТП;

- принципиальные технологические схемы основного и вспомогательного производств технологического объекта;

- задание на проектирование оперативной связи подразделений автоматизируемого технологического объекта;

- генплан и титульный список технологического объекта.

Структурная схема разрабатывается на стадиях «проект» и «рабочий проект». На стадии «рабочая документация» при двух - стадийном проектировании структурная схема разрабатывается только в случае изменений технологической части проекта или решений по АСУ ТП, принятых при утверждении проекта автоматизации.

На структурной схеме показывают:

- технологические подразделения автоматизируемого объекта (отделения, участки, цехи, производства);

- пункты контроля и управления (местные щиты, операторские и диспетчерские пункты и т.п.), в том числе не входящие в состав разрабатываемого проекта, но имеющие связь с проектируемыми системами контроля и управления;

- технологический (эксплуатационный) персонал и специализированные службы, обеспечивающие оперативное управление и нормальное функционирование технологического объекта;

- основные функции и технические средства (устройства), обеспечивающие их реализацию в каждом пункте контроля и управления;

- взаимосвязь подразделений технологического объекта, пунктов контроля и управления и технологического персонала между собой и с вышестоящей системой управления (АСУ).

Элементы структурной схемы изображаются, как правило, в виде прямоугольников. Отдельных функциональных служб (отдел главного энергетика (ОГЭ), отдел главного механика (ОГМ), отдел технического контроля (ОТК) и т.п.) и должностных лиц (директор, главный инженер, начальник цеха, начальник смены, мастер и т. п.) допускается изображать на структурной схеме в виде кружков.

Внутри прямоугольников, изображающих участки (подразделения) автоматизируемого объекта, раскрывается их производственная структура. При этом выделяются цехи, участки, технологические линии либо группы агрегатов для выполнения законченного этапа технологического процесса, которые являются существенными для раскрытия в документах проекта всех взаимосвязей между управляемой (технологическим объектом управления) и управляющей системами.

Наименование элементов производственной структуры должны соответствовать технологической части проекта и наименованиям, используемым при выполнении других документов проекта АСУ ТП.

При наличии аналогичных технологических объектов (цехов, отделений, участков и т. д.) допускается раскрывать на схеме структуру управления только для одного объекта. Об этом на схеме даются необходимые пояснения.

Структурные схемы выполняются, как правило, на одном листе. Таблица с условными обозначениями располагается на поле чертежа схемы над основной надписью. Таблица заполняется сверху вниз. При большом числе условных обозначений продолжение таблицы помещают слева от основной надписи с тем же порядком заполнения. Основную надпись и дополнительные графы к ней выполняют согласно ГОСТ 21.103-78.

Толщину линий на схеме выбирают в соответствии с ГОСТ 2.303-68. Рекомендуется использовать для условных изображений линии толщиной 0,5 мм; для линий связи - 1 мм; для остальных линий - от 0,2 до 0,3 мм.

Размеры цифр и букв для надписей выбирают в соответствии с ГОСТ 2.304-81. Пояснительный текст следует выполнять в соответствии с ГОСТ 2.316-68. Текстовую часть, помещенную на поле чертежа, располагают над основной надписью. Между текстовой и основной надписями не допускается помещать изображения, таблицы и т.п. Пункты пояснительного текста должны иметь сквозную нумерацию.

Каждый пункт записывают с красной строки. Заголовок «Примечание» не пишут. В тексте и надписях не допускаются сокращения слов, за исключением общепринятых, а также установленных приложениями к ГОСТ 2.316-68 и ГОСТ 2.105-95.

Размеры всех условных изображений не регламентируются и выбираются по усмотрению исполнителя с соблюдением одинаковых размеров для однотипных изображений.

В настоящее время для технологического контроля и автоматического управления широкое применение находят агрегатированные системы средств телемеханики, комплексы технических средств локальных измерительных и управляющих систем, агрегатированные системы контроля и регулирования, электрические централизованные и другие системы.

Агрегатированные комплексы выполняются, как правило, на элементах микроэлектронной техники, имеют развитую и гибкую систему связей между входящими в нее устройствами, а также с объектом управления и обслуживающим персоналом, обеспечивающую достаточно широкие возможности их использования в различных вариантах компоновки и режимах работы.

Персональные ЭВМ и сети ПЭВМ находят широкое применение для компоновки различных структур АСУ ТП в энергетической, химической, нефтехимической, нефтеперерабатывающей, газовой, металлургической, металлообрабатывающей, горнорудной, приборостроительной, целлюлозно-бумажной и других отраслях промышленности.



2.2 Монтаж системы автоматизации узла учёта и узла редуцирования газа

Узел редуцирования.

Узел редуцирования показан на рисунке 2.1, он предназначен для уменьшения высокого входного давления газа Pвх= от 12 до 75 кгс/см2 до низкого выходного давления Pвых = от 3 до 6 кгс/см2, а также для автоматического поддержания определенного давления на выходе из узла редуцирования. Помимо этого узел редуцирования предназначен для защиты газопровода потребителя от повышения давления.

Рисунок 2.1 -- Узел редуцирования

Перед тем как газ достигает узла редуцирования его следует осушить, удалить различные механические примеси, а также отвести конденсат.

Узел редуцирования газа является одним из наиболее важных на АГРС. Он включает в себя линии редуцирования, газорегулирующее оборудование, запорную арматуру и системы аварийной сигнализации и защитной автоматики.

В схемах узла редуцирования используют:

регулирующую арматуру на условное давление 6,3 МПа;

регулирующие клапаны непрямого действия типов ПРК и др.;

регуляторы давления типов РДМ, РД, РДПР, РДУ.

На АГРС применяются регуляторы давления прямого и непрямого действия.

Регуляторы прямого действия - движение регулирующего органа происходит благодаря энергии регулируемого потока газа. Регулятор давления прямого действия это дроссельное устройство, функционирующее с помощью мембраны, которая находится под воздействием регулируемого давления. Любое изменение давления газа приводит к перемещению мембраны, а вместе с ней и к изменению проходного сечения дроссельного устройства. Это вызывает уменьшение или увеличение количества газа, которое протекает через регулятор. В данных регуляторах чувствительный элемент, который воспринимает измерительный импульс, выполняет перемещение регулирующего органа.

Регуляторы давления непрямого действия - регуляторы, в которых движение регулирующего органа происходит благодаря энергии от внешнего источника. В данных регуляторах непрямого действия с командными приборами усилие от давления газа на мембрану уравновешивается не пружинами, не грузами и не постоянным давлением газа, а давлением газа, которое устанавливаются специальным вспомогательным устройством. Данное устройство называется - командный прибор. Оно имеет усилитель, который воспринимает и усиливает измерительный импульс. Существуют два вида командных проборов: пилотные и приборные.

Из описанных выше регуляторов выбираем регулятор непрямого действия. Его основные достоинства заключается в следующем:

большая пропускная способность;

отсутствие уязвимого элемента - мембраны;

усиленная диафрагма;

высокая точность регулирования, которая достигается благодаря управлению пилота;

поршневая конструкция;

подвижные элементы не вибрируют;

сбалансированный затвор;

индикация положения затвора;

использование надежных уплотнительных материалов;

прочная и простая конструкция;

разгруженные элементы затвора (на работу регулятора не воздействуют колебания входного и выходного давления);

условия обтекания затвора более благоприятные, что приводит к меньшему уровню шума и эрозии;

небольшое количество деталей;

стойкость к загрязнениям.

Для решения задачи по разработке технологического оборудования АГРС выбираем регулятор давления РД622 с условным диаметром 25 мм.

Технические параметры регулятора давления типа РД622 представлены ниже в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Технические параметры регулятора давления типа РД622

Наименование параметра	Значение
Условный диаметра (Ду),мм	25	40	50	65	80	100	150	200	300
Условная пропускная способность (Кv), м3/ч	4,2; 16	40	63	100	160	250	500	800	2000
Масса, кг	30	45	60	85	130	180	340	590	810
Условное давление (Ру), кгс/см2	40, 100
Рабочая среда	- неагрессивные газы; - неагрессивные невязкие жидкости.
Температура рабочей среды (t), ?С	От - 60 до + 100 ?С
Диапазон настройки входного давления (Рвх), кгс/см2	От 0,5 до 80
Минимальный перепад давления, кгс/см2	0,5
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69	У - от - 40 до + 70 ?С; УХЛ(1) - от - 60 до + 70 ?С.
Материал корпуса	Стали 25Л, 12Х18Н9ТЛ, 12Х18Н12М3ТЛ, 08Г2ДНФЛ, 20ХН3Л, 20ГМЛ

Рассмотрим устройство регулятора давления РД 622 непрямого действия на рисунке 2.2. Рабочий орган регулятора давления включает в себя входную часть корпуса 1 и выходную часть корпуса 2. В полости, которая образуется деталями 1 и 2 располагается плунжер 3 регулирующего органа. Седло 4 находится в выходной части корпуса 2.

Плунжер 3 установлен в направляющих 5 и 6 и отделен от полости редуктора с поршнем 7 и пружиной 8 уплотнительными кольцами 9. Поршень 7 жестко соединен с плунжером 3.

В конструкции регулирующих органов РД 622 диаметром 65-300 мм существует узел указателя положения, с помощью которого есть возможность отслеживать степень открытия затвора.

Рисунок 2.2 - Схема регулятора давления РД 622 без пилотного блока



Узел учёта газа.

Узел учёта газа служит для коммерческого учета газа. Количество линий измерения в большинстве случаев зависит от количества выходных газопроводов из АГРС. Техническое исполнение блоков измерения расхода газа должно быть согласовано с «Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами» РД50-2013-80 и ГОСТ 8.586.1-2005.

После узла редуцирования газ поступает к узлу учёта газа. Измерение газа происходит с помощью метода измерения перепада давления. Этот метод заключается в том, что перепад давления при установке сужающего устройства зависит от количества проходящего газа через него газа. Сужающее устройство можно устанавливать как на высокой, так и на низкой стороне АГРС.

С функцией узла учёта газа на АГРС отлично справляются узлы коммерческого учёта. Они представляют собой совокупность первичного преобразования расхода (измеритель расхода), основанного на различных физических принципах, и микропроцессорного корректора показаний по давлению, температуре и коэффициенту сжимаемости.

Таким образом, узел учета предоставляет объективную информацию о количестве потребленного газа в нормальных условиях и текущие значения давления и температуры за определённый период.

Исходя из этого, выбираем в качестве вычислителя расхода газа измерительный комплекс СГ-ЭК-Вз-Т-5,5-2500/6,3 с корректором ЕК-270 в составе с турбинным счетчиком газа TRZ, представленным на рисунке 2.3.



Рисунок 2.3 - Измерительный комплекс СГ-ЭК

Комплексы для измерения количества газа СГ-ЭК служат для измерения объема сухого, неагрессивного газа, который приведён к нормальным условиям по ГОСТ 2939-63, путем измерения объема газа при рабочих условиях. А также для автоматической электронной коррекции по измеренным значениям температуры, давления газа, или подстановочному значению коэффициента сжимаемости газа.

Комплекс СГ-ЭК включает в себя следующие составные части:

а) турбинный (TRZ, TRZ2, СГ) или ротационный (RVG, RABO) счетчик газа различных модификаций, с высокочастотным датчиком импульсов;

б) корректор объема газа ЕК270 со встроенным преобразователем абсолютного (или избыточного) давления и преобразователями температуры рабочей и окружающей среды, преобразователем перепада давления.

Принцип действия турбинных счетчиков газа.

Конструктивно счетчик представляет собой корпус во фланцевом исполнении, в проточной части которого последовательно по потоку расположено устройство измерительное, состоящее из струевыпрямителя, корпуса, турбинного колеса, узла редуктора. Корпус имеет монтажные отверстия для установки гильз преобразователя температуры, высокочастотных датчиков импульсов, место отбора давления.

Принцип работы счетчика основан на использовании энергии потока газа для вращения чувствительного элемента счетчика - измерительного турбинного колеса. При этом при взаимодействии потока газа с измерительным турбинным колесом последнее вращается со скоростью, пропорциональной скорости (объемному расходу) измеряемого газа.

Вращательное движение измерительного турбинного колеса через механический редуктор и магнитную муфту передается на счетный механизм, показывающий объемное количество газа, прошедшее через счетчик за время измерения.

На последнем цифровом ролике счетного механизма закреплен постоянный магнит, а вблизи колеса - герконы, частота замыкания контактов которых пропорциональна скорости вращения турбинного колеса, т.е. скорости потока газа.

Импульсный сигнал от первого геркона поступает в корректор объема газа. Одновременно преобразователь температуры, установленный в потоке газа вблизи турбинного колеса, вырабатывает сигнал, пропорциональный текущему значению температуры газа Тр, а преобразователь давления, встроенный в корректор, - сигнал, пропорциональный давлению газа Рр. Сигналы обрабатываются корректором и отображаются на дисплее.

Корректор объема газа ЕК270.

Корректор объема газа ЕК270 представляет собой самостоятельное микропроцессорное устройство с автономным питанием, предназначенное для преобразования по определенному алгоритму сигналов, поступающих с турбинного или ротационного счетчика газа, преобразователей давления, перепада давления и температуры, и регистрации этих параметров.



2.3 Установка отборных устройств

автоматизация узел газ монтаж

Отборные устройства давления и расхода устанавливаются на технологическом оборудовании и трубопроводах и служат для периодического или непрерывного отбора измеряемой среды.

Отборные устройства, как правило, должны иметь запорные органы. Размещать отборные устройства желательно в местах, где скорость движения среды наименьшая, поток плавный без завихрений, т. е. на прямолинейных участках трубопроводов при максимальном расстоянии от запорных устройств, колен, компенсаторов и других гидравлических сопротивлений.

Правильность выбора установки и монтажа отборных устройств в значительной мере определяет возможную точность измерений. Нарушение правил монтажа отборных устройств и датчиков может привести к возникновению дополнительных погрешностей, искажающих показания измерительных приборов. Поэтому необходимо тщательно контролировать монтаж отборных устройств, так как по окончании работ исправление допущенных ошибок в большинстве случаев сопряжено с большими трудностями.

Закладные конструкции для установки отборных устройств давления и расхода должны заканчиваться запорной арматурой. Привариваемые к трубопроводам штуцера, как правило, не должны выступать внутрь трубопровода во избежание образования завихрений у мест отборов.

Первичные преобразователи температуры устанавливаются в защитных металлических гильзах.

Размещение отборных устройств необходимо выполнять в процессе монтажа технологического оборудования и трубопроводов. Приборы устанавливаются так, чтобы их шкалы были хорошо видны с рабочего места и чтобы к приборам был свободный доступ.



2.4 Установка первичных преобразователей для монтажа соединительных линий с отборными устройствами

Средство измерения, предназначенное для выработки сигнала измерительной информации в форме, удобной для передачи, дальнейшего преобразования и обработки, но не поддающейся непосредственному восприятию наблюдателем, называют измерительным преобразователем. Измерительный преобразователь, к которому подводится измеряемая среда и который стоит первым в измерительной цепи, называют первичным измерительным преобразователем (чувствительным элементом, датчиком).

Соединительные линии, служащие для соединения прибора с отборным устройством, называются импульсными. Соединительные линии должны иметь конфигурацию трассы, соответствующую свойствам измеряемой среды; должны быть герметичными, рассчитанными на условное давление измеряемой среды, минимальную длину и диаметр, отвечающий параметрам измеряемой среды и удаленности прибора от места отбора. Независимо от материала труб и протяженности трассы внутренний диаметр труб не должен быть менее 8 мм. Изгибы труб соединительных линий должны быть плавными, без вмятин и гофр.

Соединительные линии к приборам необходимо прокладывать так, чтобы исключалось образование гидравлических пробок (при измерении давления газа).

2.5 Выбор и обоснование электрических и трубных проводок

Электропроводки во взрывоопасных помещениях должны выполняться кабелями и изолированными проводами.

Наименьшие допустимые сечения жил кабелей во взрывоопасных зонах составляют 1,5 мм2 для медных жил. Во взрывоопасных зонах всех классов должны применятся провода с поливинилхлоридной и резиновой изоляцией, кабели с поливинилхлоридной, бумажной, резиновой изоляцией, поливинилхлоридной или свинцовой оболочкой.

Кабели к приборам и системам автоматизации проложены по кратчайшему расстоянию между соединяемыми приборами с минимальным числом поворотов параллельно стенам и перекрытиям и во избежание электрических помех, на достаточном расстоянии от технологического оборудования, электрооборудования, силовых и осветительных линий.

Места прокладки кабельных проводок доступны для монтажа и обслуживания.

Для соединения термопреобразователя сопротивления с корректором объема газа ЕК270 выбираем кабель марки КВВБ - с медной жилой сечением 1 мм2, изоляцией из ПВХ пластиката, оболочкой из ПВХ пластиката. Защитный покров - пропитанная кабельная пряжа.

КВВБ прокладываются в земле (траншеях) в условиях агрессивной среды и местах, подверженных воздействию блуждающих токов, если кабель не подвергается значительным растягивающим усилиям.

Для передачи данных от корректора объема газа ЕК270 к СГ-ЭК применяется интерфейс передачи данных RS-232.

Для остальных соединений я бы использовал кабель КВБбШв - С медной жилой сечением 1,5 мм2, изоляцией из пластмассы, оболочкой из ПВХ (поливинилхлоридная).

Выбор способа прокладки кабельных сетей производят в зависимости от:

величины и размещения нагрузок, плотности застройки предприятия;

компоновки электротехнических помещений;

наличия технологических, транспортных коммуникаций;

параметров и расположения источников питания;

уровня грунтовых вод;

степени загрязнения окружающей среды и грунта;

назначения кабельной линии.

Из опыта эксплуатации кабельных коммуникаций на действующих и реконструируемых объектах можно сказать, что прокладка кабеля в траншеях недостаточно надёжна, из-за частого производства земляных работ. Поэтому при числе кабелей от 6 до 30 рациональна прокладка в каналах или блоках.

В данной работе был выбран способ скрытой укладки кабеля. Этот способ считается наиболее популярным способом прокладки кабелей, поскольку обеспечивает не только безопасность, но и красивый внешний вид. Кабели в данной работе проложены в канале. Подземный способ прокладки кабельных сетей защищает их от грозовых и атмосферных воздействий.

2.6 Расчет диаметра защитной трубы

Диаметр -- отрезок, соединяющий две точки на окружности, проходящий через центр этой окружности.

Произведем расчет диаметра защитной трубы. Целью данного расчета является определение диаметра защитной трубы. Расчет выполняется по формулам, выбор которых зависит от диаметра жгута проводов и кабелей и от степени сложности затяжки проводов. Расчетные формулы представлены в таблице 2.3, а расчетные коэффициенты для выбора труб представлены в таблице 2.4. Защитная труба проложена от узла учета - до операторной. Длина трассы 7 м, имеет два поворота под 900.

Диаметр кабеля RS-232 равен 5мм.

d = 5 мм;

Степень сложности затяжки проводов зависит от конфигурации трассы, и определяется по таблице 2.2.



Таблица 2.2 - Выбор сложности затяжки проводов и кабелей

Длина, м, затяжки проводов сложности	Параметры конфигураций	Число изгибов
А	Б	В	1	2
100	75	50		Прямая труба
75	50	30		Один изгиб 90о или два 150-120о
50	30	20		Два изгиба 90о или один изгиб 90о и два 150-120о
40	25	15		Три изгиба 90о или два изгиба 90о и два изгиба 150-120о
30	20	10		Три изгиба 90о и два изгиба 150-120о

Примечание. о на концах линий означают изгиб линии под углом 90о вверх или вниз.

Таблица 2.3 - Расчетные формулы для выбора труб

Сложность затяжки проводов	Один провод или кабель	Два провода и кабеля	Три провода или кабеля и более
Соответствие с таблицей 2.2		Одинакового диаметра	разных диаметров
А	0,6D>d	0,38D>d	0,38D>(d1+d2)/2	0,32D2>n1d12+n2d22+…
Б	0,7D>d	0,38D>d	0,38D>(d1+d2)/2	0,4D2>n1d12+n2d22+…
В	0,8D>d	0,4D>d	0,4D>(d1+d2)/2	0,45D2>n1d12+n2d22+…

Примечание. Здесь d, d1, d2, - наружные диаметры проводов или кабелей, мм; n1, n2, - число проводов или кабелей данного диаметра; D - внутренний диаметр трубы, мм.



Таблица 2.4 - Расчетные коэффициенты для выбора труб

Водогазопроводные трубы	Внутренний диаметр	Один провод или кабель	Два провода или кабеля	Три провода или кабеля и более
Трубная резьба, дюймы	Внутрений диаметр, мм	Электросварных труб, мм	0,6 D	0,7 D	0,8 D	0,38 D	0,4 D	0,32 D2	0,4 D2	0,45 D2
Ѕ	15,75	17	12,6	11,2	9,6	6,3	5,8	79	99	111
ѕ	21,25	22,5	17	15,2	12,9	8,5	7,8	144	180	203
1	27	28	21,6	19,3	16,4	10,8	10	233	292	328
1 ј	35,75	-	28,6	25,6	21,7	14,3	13,2	409	511	575
1 Ѕ	41	43	32,8	29,3	24,8	16,4	15,2	537	672	756
2	53	55	42,3	37,8	32,1	21,2	19,6	898	1123	1264

Зная, что трубопровод имеет два поворота под углом 900, в таблице 2.2 выбираем степень сложности затяжки кабеля «А». Зная количество кабелей, проложенных в защитной трубе и их размеры, выбираем расчетную формулу (2.1) из таблицы 2.3:

0,8D>d (2.1)

По таблице 2.2 определяем диаметр защитной трубы, который по ГОСТу составляет 15,75 мм или Ѕ дюйма. Для монтажа выбираем защитную трубу диаметром 21,25 мм или ѕ дюйма с резервом для случая модернизации.

2.7 Определение пропускной способности регулятора давления

Проверочный расчет регулятора давления.

В первую очередь определим, в условиях какого режима работает регулятор. Давление на входе в регулятор равно P1 = 40,0 кгс/см2, а на выходе - P2 = 3,0 кгс/см3. Это соответствует условию сверхкритического потока. Определим данный показатель по формуле (2.2):

, (2.2)

Для подбора клапана требуется рассчитать величину Kv, при параметрах, на которых будет функционировать клапан. Для этого используется формула (2.3):

(2.3)

где Kv - коэффициент пропускной способности;

QN - нормальный объёмный расход;

сN - плотность;

t1 - температура на входе.

По формуле (2.4) к полученному значению прибавим 30% и получим величину KVS - требуемую минимальную пропускную способность клапана:

Для расчёта скорости потока требуется определить величину рабочего расхода среды по формуле (2.5).

Требуемый диаметр трубопровода рассчитывается по формуле (2.6).

где w - скорость потока газа.

Для правильной работы системы, скорость потока среды в трубопроводе не должна превышать установленных пределов, которые указаны в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Пределы для скорости потока среды в трубопроводе

Давление газа, кгс/см2	Скорость потока среды, м/с
До 0,01	2
До 0,1	4
До 1	10
До 10	20
Свыше 10	40

Следовательно, рекомендуется использовать условный диаметр Ду25 до клапана и Ду100 после клапана. Для выбранного условного диаметра скорость потока может быть рассчитана по формуле (2.7).

На основании рассчитанных параметров выбираем регулятор давления типа РД 622 Ду25 с величиной Kvs 10 м3/ч и диапазоном настройки давления 40 кгс/см2.

2.8 Проверка исправности, калибровка первичных преобразователей и измерительных каналов

Конструкция, монтаж комплекса позволяет производить градуировку преобразователей в условиях эксплуатации (без отключения от газопровода).

В режиме градуировки вычислитель продолжает расчет расхода и объема проходящего газа, но при этом в расчетах используются не текущие показания преобразователей, а постоянные величины, соответствующие последним показаниям преобразователей до момента переключения в режим градуировки. Схема градуировки преобразователя давления показана на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 - Схема градуировки преобразователя давления (при наличии потока газа в измерительном трубопроводе).

1- измерительный трубопровод; 2 - числоимпульсный преобразователь расхода; 2- импульсная линия; 4 - баллон с азотом; 5 - эталонный манометр; 6 - преобразователь давления; 8 - штуцер со съемной заглушкой (на схеме заглушка снята); 9 - вентиль сброса газа; 10 - вычислитель; 11 - терминал, 12 - вентиль градуировочный.

Перед тем, как подключить эталонный грузопоршневой манометр 5 к преобразователю давления 6, необходимо закрыть вентиль сброса 9, а вентиль 12 открыть.

При таком соединении эталонные значения давления Рэт от грузопоршневого манометра 5 поступают на вход преобразователя давления 6.

Схема градуировки преобразователя перепада давления путем подачи одностороннего статического давления в плюсовую камеру преобразователя перепада давления от эталонного грузопоршневого манометра низкого давления при наличии потока газа в измерительном трубопроводе показана на рисунке 2.5.

Перед тем, как подключить эталонный грузопоршневой манометр МП-2,5 к плюсовой камере преобразователя перепада давления 14 необходимо закрыть отсекающие вентили 7 и 15. вентили уравнительные 8 и 11 и сброса 10. Из тройника 9 вывернуть заглушку и вместо нее ввернуть штуцер выходного трубопровода манометра МП-2,5, соединенного с баллоном со сжатым азотом 4. При таком соединении вентилей и закрытом вентиле сброса 10 давление от грузопоршневого манометра 5 будет подаваться в плюсовую камеру преобразователя перепада давления 14 Вычислитель 12 соединить кабелем с терминалом 13.



Рисунок 2.5 - Схема градуировки преобразователя перепада давления (при наличии потока газа в измерительном трубопроводе).

1 - измерительный трубопровод; 2 - диафрагма; 3, 16 -импульсные линии; 4 - баллон с азотом; 5 - образцовый манометр; 6 - преобразователь давления; 7 - отсекающий вентиль "+"; 8, 11 - уравнительные вентили; 9 - штуцер со съемной заглушкой (на схеме заглушка снята); 10 - вентиль сброса газа; 12 - вычислитель; 13 -терминал.

Для градуировки термопреобразователя сопротивления необходимо подсоединить магазин сопротивлений вместо чувствительного элемента и выбирать значения сопротивления из свидетельства или стандартной таблицы.



3. Организация производства

3.1 Организация технического обслуживания системы автоматизации узла редуцирования и узла учёта газа АГРС

Для поддержания системы автоматизации в работоспособном состоянии необходимо регулярно проводить техническое обслуживание.

При техническом обслуживании систем автоматизации службой КИП и А проверяются на соответствие функциональным характеристикам и требованиям нормативных документов.

Основными целями технического обслуживания систем автоматизации являются:

обеспечение контроля технического состояния оборудования комплексных систем безопасности, и их механических частей;

поддержание оборудования в исправном состоянии, предупреждение отказов в работе и продление заложенного ресурса;

выявление и устранение неисправностей и причин «ложных срабатываний», уменьшение их количества;

предотвращение и ликвидация последствий воздействия неблагоприятных климатических, производственных и других факторов;

анализ эффективности и обобщение сведений о результатах выполненных работ;

разработка мероприятий по совершенствованию форм и методов технического обслуживания.

Периодическая проверка значительно повышает срок службы узлов систем автоматизации контроля и управления, их надежность, а следовательно, и безопасность.

Техническое обслуживание позволяет своевременно выявить и устранить причины ложных срабатываний, необходимость модернизации устаревших устройств и узлов системы, что позволяет поддерживать систему автоматизации в работоспособном состоянии.

Выявленные на ранней стадии неисправности могут значительно снизить экономические затраты на их ремонт или замену, а также предотвратить возможность использования этих неисправностей злоумышленниками.

В ходе проведения технического обслуживания проводятся:

внешний осмотр узла редуцирования, узла учёта газа и остальных узлов АГРС, механизмов, устройств и цепей на наличие механических повреждений и неисправности;

проверка всей системы на работоспособность, бесперебойное выполнения своих функций и стабильность работы;

профилактические работы для поддержания системы автоматизации в работоспособном состоянии;

График проведения работ связанных с техническим обслуживанием составляется по договоренности между заказчиком и исполнителем и не противоречит нормативным документам. Также заказчиком и исполнителем оговаривается список работ по техническому обслуживанию и ремонту. Регулярное обслуживание пожарной сигнализации и проведение ремонтных работ по устранению неисправностей, которые могут возникнуть в ходе эксплуатации системы входят в стоимость обслуживания системы.

Если необходимо провести ремонт или какие-либо другие работы по техническому обслуживанию, которые не оговаривались исполнителем и заказчиком ранее - то эти услуги оказываются за дополнительную плату.

Перед заключением договора на техническое обслуживание проводится обследование объекта. В ходе обследования выявляется техническое состояние, наличие необходимой документации и соответствие ей. Также проверяется правильность монтажа систем контроля и управления .

По окончанию обследования составляются «Акт первичного обследования автоматических установок пожаротушения, дымоудаления, охранной, пожарной и охранно-пожарной сигнализации» и «Акт на выполненные работы по первичному обследованию автоматических установок пожаротушения, дымоудаления, охранной, пожарной и охранно-пожарной сигнализации» и «Дефектная ведомость» в случае изначально неисправной системы контроля и управления.

Все работы по техническому обслуживанию проводятся в сроки оговоренные заказчиком и исполнителем в строгом соответствии с требованиями нормативных документов.

3.2 Организация метрологического обеспечения на АГРС

Программно-технические средства, применяемые в САУ, должны соответствовать требованиям Российских стандартов и иметь соответствующую аттестацию по взрывобезопасности. Используемые методики выполнения измерений должны быть аттестованы. Все приборы должны быть утвержденных типов.

Измерительные системы и средства измерений, применяемые в сферах распространения государственного контроля и надзора, подвергаются калибровке.

Для АГРС, в сфере распространения государственного метрологического контроля и надзора находятся:

Средства измерения, предназначенные для измерения параметров, используемых при обеспечении безопасности труда:

взрывоопасная концентрация природного газа;

давление в сосудах высокого давления;

освещенность;

шум;

вибрация;

сопротивление изоляции;

сопротивление заземления.

Средства измерения, предназначенные для параметров, используемых при обеспечении охраны окружающей среды:

концентрация загрязняющих веществ выхлопных газов блоков подогрева газа;

концентрация загрязняющих веществ в атмосфере, почве, воде.

Средства измерения, предназначенные для измерения параметров, используемых при взаимных расчетах;

Количество и качество газа:

плотность газа;

температура газа;

давление;

перепад давления;

...