close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

код для вставкиСкачать
10
11
12
13
АННОТАЦИЯ
Дипломный проект рассматривает вопросы разработки АСУ ТП
компрессорной станции магистрального газопровода (газоперекачивающего
агрегата). Состоит из технологической части, специальной части,
экономической части и охраны труда.
В технологической части рассматриваются основные технологические
особенности газоперекачивающего агрегата с электроприводом на
компрессорной станции, процесс перекачки газа, факторы влияющие на
процесс компримирования газа.
В специальной части описывается газоперекачивающий агрегат как
процесс управления, приводится математическая модель, имитационное
моделирование процесса, математическая постановка задачи оптимального
управления, технические средства.
В экономической части рассчитывается коэффициент эффективности
внедрения АСУ ТП.
В части по охране труда и окружающей среде рассчитывается защитное
заземление и искусственное освещение, приведены технические,
организационные,
санитарно-гигиенические
и
противопожарные
мероприятия.
THE SUMMARY
The degree project esteems problems of mining of a MANAGEMENT
INFORMATION SYSTEM by technical process of compressor station of a gas
main (газоперекачивающего of the aggregate). Consists of a technological part
special part, economical part and labour safety.
In
a
technological
part
the
main
technological
features
газоперекачивающего of the aggregate electrically-actuated on compressor station,
process of swapping of gas, factors influential on process компремирования of gas
are esteemed.
In a special part is described газоперекачивающий the aggregate as control
procedure, the mathematical model, simulation modeling of process, mathematical
formulation of optimum control, means is resulted.
In an economical part effectiveness ratio of an intrusion of a
MANAGEMENT INFORMATION SYSTEM by technical process is calculated.
In a part on a labour safety both environment the protective ground and
artificial lighting is calculated, are adduced technical, organizational, sanitaryhygienic and fire preventions.
АҢДАТПА
14
Осы диплом жобада ТҮАБЖ-нің компрессорлы станцияның
магистралды газөткізгіш жүйесiн өңдеу қарастырылды. Дипломдық жоба
технологиялық бөлім, арнайы бөлім, экономикалық бөлім және еңбек қорғау
бөлімдерінен құралады.
Технологиялық бөлімде компрессор станциясындағы электрожетек
арқылы газ айдау агрегатының ерекшеліктерін және газ сығымдау үрдісі
кезінде факторлардың әсер етуін талқылайды.
Арнайы бөлімде газ айдау агрегатын басқару үрдісі ретінде сипатталады
және математикалық модель келтіріледі, сонымен қатар имитациялық
модельдеу үрдісі қарастырылған.
Экономикалық бөлімде ТҮАБЖ енгізу кезінде коэффициенттік
тиімділіктері есептеліп шығарылды.
Еңбекті және қоршаған ортаны қорғау бөлімінде қорғаныс жерлестіру
және жасанды жарықтандыру, техникалық ұйымдастырылған, санитарлыгигиеналық және өртке қарсы шаралар келтірілген.
СОДЕРЖАНИЕ
15
ВВЕДЕНИЕ
1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Современное состояние организации транспорта газа
1.2 Общая характеристика, основные параметры и назначение
компрессорной станции
1.3 Основные типы КС
1.3.1 КС с поршневыми ГПА
1.3.2 КС с центробежными ГПА
1.3.3 КС с электроприводом
1.4 Особенности режимов работы КС
1.5 Технологическая схема КС
1.6 Газораспределительные сети
1.6.1 Физические и термодинамические свойства газов
1.6.2 Гидравлический расчет газовых сетей
1.7 Расчет режимно - технологических показателей
2 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
2.1 Компрессорная станция как объект управления
2.2 Постановка задачи управления
2.3 Современное состояние моделирования
2.4 Математическая модель КС
2.5 Разработка информационного алгоритмического обеспечения
2.6 Разработка технического обеспечения
2.6.1 Выбор и обоснование комплекса технических средств
2.6.2 Разработка функциональной схемы автоматизации
2.7 Разработка программного обеспечения
3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Экономическое обоснование внедрения системы управления
газопроводом
3.2 Капитальные затраты на создание системы автоматизации
3.2.1 Заработная плата разработчиков
3.2.2 Затраты на приобретение приборов и средств автоматизации
3.2.3 Затраты на отладку программы
3.3 Расчет экономической эффективности внедрения системы
автоматизации
4 ОХРАНА ТРУДА
4.1 Законы о охране труда и промышленной безопасности
4.2 Производственная санитария
4.2.1 Освещенность
4.2.2 Микроклимат
4.2.3 Электробезопасность
4.2.4 Защитное заземление
4.2.5 Вредные газы, пары
4.2.6 Шум
16
10
12
15
16
18
23
24
26
33
35
42
49
55
56
57
61
69
69
74
76
76
78
78
79
80
82
83
83
83
83
85
85
86
86
87
4.2.7 Вибрация
4.3 Техническая безопасность
4.4 Пожаробезопасность
5 ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Список использованной литературы
87
88
90
92
93
ВВЕДЕНИЕ
17
Потребность в средствах и системах управления технологическими
процессами добычи, транспортировки газа в Республике Казахстан является
очевидным и постоянно действующим фактором. Особенно острым вопросом
автоматизации производства становится в условиях рыночной экономики,
когда конкурентная борьба способствует появлению как новых технологий,
так и развитию и совершенствованию методов и средств их эффективного
управления. Огромный спрос на средства автоматизации наблюдается во всех
отраслях, в том числе и в такой приоритетной как топливно-энергетический
комплекс Казахстана.
Газовая промышленность – одна из наиболее эффективных топливных
отраслей энергетического хозяйства Казахстана и оказывает влияние на
экономику топливоснабжение промышленных районов и развитие
производства в целом.
Основой газовой промышленности является Газоснабжающая система –
(ГСС), представляющая комплекс месторождений, газовых хранилищ,
объектов потребления, объединённых сложной сетью магистральных
газопроводов. Наиболее капиталоёмкая часть ГСС – система магистрального
транспорта газа. Эта система представляет целую совокупность мощных
газопроводных систем, подземных хранилищ, газораспределительных
пунктов, компрессорных станций. Система магистрального транспорта газа и
ГСС в целом во многом не подобна другим большим системам энергетики и
является объектом самостоятельного изучения и исследования. ГСС обладает
общими и специфическими свойствами и особенностями, изучение которых
возможно только на основе применения современной теории оптимального
управления.
Согласно технологическому принципу ГСС делится на подсистемы
добычи, транспорта, хранения и использования газа. Технологический разрез
деления ГСС на подсистемы существенно отличается от аналогичного
деления отличается большей степенью автономности, так как отраслевые
системы (электроэнергетическая, газоснабжающая, углеснабжающая и др.) по
технологии совершенно различны. Также как и для других энергетических
подсистем, для ГСС нельзя получить глобальное оптимальное решение на
верхнем иерархическом уровне по оптимальным решениям, полученным на
различных уровнях в отдельности. ГСС представляет собой единый комплекс
иерархических построенных, но отдельно функционирующих подсистем.
Особенностью развития технической базы автоматизированной системы
управления нефтегазодобывающими производствами на современном этапе
является объединение распределённых по иерархическим уровням
неоднородных технических средств в единый комплекс, обеспечивающих
работу систем управления ТП и организацией распределённых систем ЭВМ.
Особую актуальность приобретают вопросы синтеза технических систем:
выбора оптимальной структуры и состава компрессорных станций,
размещение функциональных задач по иерархическим уровням управления.
18
Одним из звеньев автоматической системы управления (АСУ)
газотранспортного
предприятия
является
система
автоматического
регулирования (САР) режимов работы компрессорных цехов (КЦ), которая на
первом этапе внедрения АСУ может работать автономно, поддерживая
заданные параметры и обеспечивая качество процесса перекачивания газа.
Необходимость создания такой системы определятся особенностями
технологического процесса перекачивания газа:
- переменным режимом работы компрессорных цехов,
вызванным
суточной
и
сезонной
неравномерностью
газопотребления, изменением параметров перекачиваемого газа
(составом, температурой калорийностью и т.д.), пусками и
остановками газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на соседних
компрессорных станциях (КС) и т.д.;
- высокими требованиями к точности поддержания заданных
параметров
регулирования,
изменение
которых
вызывает
существенное изменение производительности участка газопровода;
- необходимостью поддержания определённого соотношения
режимов работы отдельных агрегатов, выбираемых с учётом
критерия минимального использования энергии.
Внедрение САР режимов работы КЦ даёт возможность освободить от
постоянного контроля за режимными параметрами КЦ и снизить объём
оперативной информации, циркулирующей по каналам связи между
центральным диспетчерским пунктом и пунктом компрессорной станции, что
является предпосылкой для повышения надёжности АСУ газотранспортного
предприятия (ГТП).
Не менее важной задачей газоснабжающей системы является задача
оптимизации её структуры, параметров, управляющих воздействий.
1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
19
1.1 Современное состояние организации транспорта газа
В связи с постоянным увеличением добычи газа растёт необходимость в
использовании транспорта газа.
Быстрое развитие трубопроводного транспорта газа объясняется тем,
что перекачка его по трубопроводам более экономична, чем доставка другим
видом транспорта (железнодорожным, речным, автомобильным).
За истекшие годы в стране сформировалась мощная сеть газопроводов,
объединенных в Единую систему газоснабжения (ЕСГ). В настоящее время в
ЕСГ выделяют газопроводы: магистральные, предназначенные для передачи
больших объемов газа из мест добычи в места основного потребления (эти
газопроводы имеют многониточную структуру, строятся из труб диаметром
1420 и 1220 мм, рассчитанных на давление 7,5 или 5,5 МПа); маневровые,
предназначенные для соединения базовых потоков (могут работать в
реверсивных режимах); газопроводы отводы, предназначенные для подачи
газа отдельным потребителям на расстояние 300 км [1].
Пропускная способность магистральных газопроводов может достигать
80 млн. м³/сут.
Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления
делятся на два класса:
1 класс – при рабочем давлении от 2,5 до 10 МПа;
2 класс – при рабочем давлении от 1,2 до 2,5 МПа;
Современный магистральный газопровод представляет собой
инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические
процессы подготовке газа к транспортировке, компримированию и перекачки
его по трубопроводу (рисунок 1.1).
1.2 Общая характеристика, основные параметры и назначение
компрессорной станции
Компрессорные станции (КС) служат для повышения давления газа при
его добыче, транспортировании, переработке и хранении, а также при других
технологических процессах.
Функционально
КС,
сжимающие
природный
газ
для
транспортирования, разделяются на дожимные, головные и линейные. Кроме
указанных, по назначению КС подразделяются на станции: подземных
хранилищ газа, для закачки газа в пласт, холодильных установок.
По типу применяемых компрессоров КС бывают поршневые и
центробежные, то типу приводящих компрессоры двигателей КС
подразделяются на газомоторные, газотурбинные и электромоторные. Иногда
на КС устанавливают ГПА двух или более типов такие КС называются
комбинированными.
20
Рисунок 1.1- Технологическая схема магистрального газопровода
13
Основные технологические параметры КС - пропускная способность,
степень повышения давления и максимальное давление нагнетателя.
Дожимные КС служат для подачи природного газа на головную
станцию МГ, а также для подачи нефтяного газа в газопровод. Дожимные КС
повышают давление газа, поступающего с пунктов подготовки или отдельных
скважин, до уровня, обеспечивающего на входе в головную КС или в
газопровод расчетное рабочее давление. Ввод в эксплуатацию ДКС
определяется моментом падения пластового давления ниже величины,
соответствующей расчетному давлению. При постоянном отборе газа из
месторождения мощность ДКС должна увеличиваться по мере падения
пластового давления; при очень низких пластовых давлениях дальнейшее
наращивание мощности ДКС становиться экономически невыгодным, и
месторождение переводится на разработку с падающим отбором.
Общая характерная особенность дожимных и головных КС – наличие на
них систем охлаждения компримируемого газа, что связано с высокими τ этих
КС, подготовки газа (осушки, очистка) для транспорта и систем измерения
количества газа. Кроме указанных двух основных типов компрессоровцентробежных и поршневых, на некоторых ДКС для сжатия газа применяются
эжекторы, а также ротационные и винтовые компрессоры.
Линейные КС МГ восполняют потерю давления газа при его
транспортировании по газопроводу и предназначены для повышения давления
газа до расчетного максимального. Технологические параметры линейных КС
(τ и рабочая мощность) находятся для заданной пропускной способности
газопровода в результате технико-экономических расчетов, исходя из условий
получения минимальной стоимости всех КС рассматриваемого газопровода.
Степень повышения давления на линейных КС современных газопроводов
составляет 1,2 – 1,8, а расстояние между смежными станциями 80-150 км.
КС ПХГ служат для закачки газа в пласт в летний период и для отбора
газа из хранилища в пиковый сезон потребления.
Если при требуемом отборе газа из ПХГ его давление на входе в
газопровод ниже необходимого, отбор проводится с помощью ГПА.
Максимальное давление нагнетания ГПА определяется наибольшим рабочим
давлением газопровода, транспортирующего газ потребителям.
Мощность КС ПХГ не превышает 50 МВт. Особенность КС ПХГ –
наличие на них мощных систем охлаждения газа, устройств для очистки газа
от смазочного масла перед подачей в пласт и газопровод. КС для закачки газа
в пласт используются при разработке газоконденсатных и нефтяных
месторождений.
КС служит для поддержания пластового давления газа с целью
предотвращения выделения конденсата в пласт при отборе тяжелых
углеводородов из газа газоконденсатных месторождений с обратной закачкой
осушенного газа в пласт (сайклинг-процесс). При этом давление на
всасывании ГПА определяется наивыгоднейшим давлением в установках по
14
выделению конденсата 6-15 МПа, а давление на нагнетании ГПА- давлением
газа в пласте (25-50МПа).
В последние годы в газовой промышленности все большее применение
находят компрессорные станции холодильных установок, используемые при
переработке и подготовке к транспорту нефтяных и природных газов. Резкое
увеличение числа холодильных КС связано с перспективностью транспорта
газа в сжиженном и охлажденном состоянии. Кроме того, потребность в
холодильных станциях возникает в связи с прокладкой газопроводов в зонах
многолетнемерзлых грунтов, где для предотвращения растепления грунтов и
повышения
надежности
работы
трубопроводов
целесообразно
транспортировать газ с температурой от -1 до -3 градусов.
Рабочие давления компрессорных машин зависят от применяемого
хладагента и условий работы холодильной установки. На отечественных
газоперерабатывающих заводах наиболее распространены ГПА, сжимающие
газ от 0,1 -0,2 до 4-4,2 МПа. Мощности КС газоперерабатывающих заводов
достигают 100-150 МВт. Кроме основного технологического элементакомпрессорного цеха станции обычно включают пылеуловители и фильтры
для очистки газа на входе и выходе КС, системы охлаждения ГПА и
компримируемого газа, водоснабжения, электроснабжения, регулирования
подачи газа, связи и защиты и др.
Управление агрегатами компрессорного цеха и вспомогательного
оборудования осуществляется с диспетчерского пункта КС или местных
пультов. Полностью автоматизированные КС могут управляться с
центрального диспетчерского пункта газопровода.
1.3 Основные типы КС
Основным оборудованием на КС считаются ГПА, которые могут быть
поршневого или центробежного типа. Приводом поршневых компрессоров
являются газовые двигатели, выполненные, как правило, в одном блоке с
компрессором. Такой агрегат получил название газомотокомпрессора.
Центробежные машины для перекачки газа- нагнетатели- могут иметь привод
от газотурбинных установок или от электродвигателей.
При малых подачах газа (до 5000 млн. м3/год) наиболее широко
применяются газомотокомпрессоры, мощность которых в настоящее время
достигает 3680 кВт. При больших подачах газа используются центробежные
нагнетатели с приводом от электродвигателя или от ГТУ, мощность которых,
соответственно, достигает 4500 и 25000 кВт.
Многочисленные исследования эффективности применения различных
видов привода центробежных нагнетателей показали наибольшую
экономичность газотурбинного привода. Однако в некоторых случаях,
например при небольших расстояниях между КС и источником
электроэнергии (30-50 км), электропривод является конкурентноспособным.
Так как, достаточно большое количество КС в Европейской части
15
оборудованы электроприводом. Однако большинство КС с учетом их
удаленности от линий электропередач, оборудуются ГПА, состоящими из
центробежных нагнетателей с приводом от ГПУ.
1.3.1 КС с поршневыми ГПА
При проектировании КС с поршневыми компрессорами в первую
очередь определяют тип и количество агрегатов, необходимых для транспорта
заданного объема газа. При выборе типа машин предпочтение отдается
агрегатам, количество которых составляет 6-10, что обеспечивает
достаточную гибкость работы КС при изменения режима подачи газа и не
влечет за собой усложнения компрессорного цеха.
Применяемые
на
КС
магистральных
газопроводов
газомотокомпрессоры работают при давлении всасывания около 25 и
давлении нагнетания 55 кгс/см2 в одну ступень сжатия и соединены
параллельно. Преимущество этого типа машин- это способность работать в
широком диапазоне давлений; возможность регулирования подачи как за счет
изменения скорости изменения коленчатого вала, так и изменения объема
вредного пространства цилиндров компрессора; длительный срок службы;
высокий КПД (около 30%).
Существенными недостатками их являются: большая масса установки
на единицу мощности, большая неуравновешенность вращающихся масс,
требующая сооружения массивного фундамента, пульсирующая подача газа.
Газомотокомпрессор представляет собой агрегат, состоящий из
компрессора и газового двигателя внутреннего сгорания. Двигатель и
компрессор смонтированы на общей фундаментальной раме. Коленчатый вал
у них общий. Двигатель газомотокомпрессора двухтактный, 10-цилиндровый.
Силовые цилиндры расположены в вертикальной плоскости V-образно в два
ряда под углом 60 град. Между осями цилиндров. Номинальная мощность 736
кВт. Номинальное число оборотов 300 об/мин. Компрессорные цилиндры
расположены горизонтально. Число цилиндров – три. Механический КПД
равен 0,95. при расчетном режиме работы (n=300 об/мин, Рвс=2,5МПа, РН=5,5
МПа) подача газомотокомпрессора достигает 0,6 млн.м3/сут. Регулирование
производительности
осуществляется
изменением
объема
вредного
пространства.
Для обеспечения нормальной работы компрессорных агрегатов в
компрессорном
цехе
предусматривают
системы
вспомогательного
оборудования : воздухоснабжения, смазки и охлаждения.
При помощи системы воздухоснабжения осуществляется питание
газомоторов продувочным и пусковым воздухом. Воздух для продувки
цилиндров газомотора всасывается продувочным насосом по воздуховоду,
проложенном в фундаменте агрегата.
16
Рисунок 1.2- Принципиальная технологическая схема КС с поршневыми
ГПА
В начале воздуховода установлен фильтр. Воздух, необходимый для
пуска газомотокомпрессоров, нагнетается специальными компрессорами в
баллоны. Из баллонов он под давлением 1,8 МПа через распределительный
коллектор поступает в газомотокомпрессоры.
Смазка основных трущихся деталей ведется под давлением при помощи
шестеренчатого масляного насоса и лубрикаторов. Шестеренчатый насос
забирает масло из картера и подает его через фильтр в масляный холодильник
и далее на смазку агрегата: к подшипникам коленчатого вала, мотылевым
подшипникам, далее к пальцам моторных шатунов и к головкам поршней, а
также к пальцам крейцкопфов и другим деталям. Лубрикаторы подают масло
для смазки моторных и компрессорных цилиндров, сальников штоков
компрессорных цилиндров и др. отработанное масло специальным насосом
периодически подается на регенерационную установку. Свежее масло из
расходного бака подводится к компрессорам по распределительному
коллектору. Циркуляционные системы смазки газомотокомпрессоров
аналогичны.
Охлаждающая система на компрессорных станциях магистральных
газопроводов состоит из закрытого «горячего» и открытого «холодного»
циклов. В «горячем» цикле применяется умягченная вода или паровой
конденсат. Назначение «холодного» цикла – охлаждение воды закрытого
цикла и масла в холодильниках системы смазки. Вода открытого цикла
забирается из резервуаров под градирней насосом и подается наверх к
градирни. Охлажденная вода струями падает вниз в резервуар и, проходя
через холодильники , охлаждает воду «горячего» цикла. Часть охлажденной
воды открытого цикла, скопившаяся в поддоне градирни, другим насосом
подкачивается через холодильники масла и поступает в линию, идущую на
вверх градирни. Перспективно использование для охлаждения агрегатов
17
воздушного охлаждения. При этом можно применять как одноконтурные
системы с непосредственным охлаждением циркулирующей среды в аппарате
воздушного охлаждения, так и двухконтурные с промежуточным
теплоносителем. В некоторых случаях при наличии градирен на КС во
избежание засорения рубашек силовых цилиндров предлагаются
комбинированные системы охлаждения, когда вода, циркулирующая через
рубашки силовых цилиндров, охлаждается в воздушном холодильнике, а вода
для охладителей масла и надувочного воздуха – в градирне.
1.3.2 КС с центробежными ГПА
На газопроводах большой пропускной способности (более 5000 млн.
м /год) для компримирования газа применяют центробежные нагнетатели,
подача которых в настоящее время достигает 85•106 м3/сут. По сравнению с
поршневыми компрессорами центробежные нагнетатели имеют ряд
преимуществ. Это прежде всего компактность и высокая производительность,
простота конструкции, малое количество трущихся деталей и отсутствие
возвратно-поступательных движений, равномерная подача газа и более
благоприятные условия автоматизации[3,4].
Центробежные нагнетатели выполняются, как правило, в виде
одноступенчатой турбомашины с осевым подводом газа к консольно
расположенному рабочему колесу.
В центробежных нагнетателях вращающимся рабочим колесом газу
сообщается большая скорость с последующим преобразованием кинетической
энергии потока в работу сжатия нагнитаемого газа. Связь между основными
параметрами рабочего процесса нагнетателя (подачей, степенью сжатия,
потребляемой мощностью и политропическим КПД) выражается
газодинамической характеристикой.
Большинство компрессорных станций работает при рациональных
степенях сжатия газа (порядкам 1,1-1,5). Это достигается при двух
последовательно включенных нагнетателях. В настоящее время разработаны
двухступенчатые нагнетатели с полной степенью сжатия в одном агрегате.
Выбор одно или двухступенчатого варианта нагнетателя может быть
обоснованно решен с учетом надежности работы компрессорной станции,
эффективности ее работы при переменной производительности, упрощения
технологических схем и схем обвязки агрегатов.
Дальнейшее повышение надежности газоперекачивающих агрегатов,
сокращение объемов ремонтных работ и обслуживания позволяет оснащать
компрессорные станции двухступенчатыми нагнетателями. На снижении
суммарной мощности компрессорных станций сказывается повышение
давления на выходе станции, за счет увеличения Рвых до 7,5 МПа суммарная
мощность может быть уменьшена более чем в два раза. Поэтому в настоящее
время внедряют компрессорные агрегаты с выходным давлением на 7,5 МПа,
а затем и на 10 МПа.
3
18
Приводом для центробежных нагнетателей являются газотурбинные
установки или электрические двигатели.
Благодаря ряду преимуществ перед другими видами приводов, из
которых главные- легкость регулирования производительности и повышение
мощности в осенне-зимний период. Газотурбинный привод наиболее
распространен на газопроводах большой мощности.
По сравнению с другими тепловыми двигателями газовые турбины
имеют меньший вес на единицу мощности. Автоматическое и дистанционное
управление работой газотурбинных устройств проще и надежнее, чем у
поршневых двигателей. В период похолодания, когда требуется увеличение
производительности компрессорных станций, газотурбинная установка
допускает увеличение мощности на 10-20% от номинальной.
На компрессорных станциях магистрального газопровода для привода
центробежных нагнетателей используют газотурбинные установки открытого
типа, когда наружный воздух, пройдя процесс сжатия, систему подвода тепла
и процесс расширения, выбрасывается в атмосферу. Они изготовляются по
простейшим тепловым схемам без промежуточного охлаждения воздуха при
сжатии с однократным подводом тепла, с регенерацией или без регенерации
тепла уходящих газов.
Газотурбинные установки, выполненные по простым схемам, более
надежны и просты в эксплуатации и имеют низкую стоимость. Они могут
выполняться одновальными или с «разрезным» валом и др.в одновальной
установке вал нагнетателя имеет механическую связь с валом воздушного
компрессора турбины; таким образом, скорость вращения последнего
находится в прямой зависимости от числа оборотов нагнетателя. В установке
с разрезным валом осевой компрессор и приводящая его в действие турбина
независимы от нагнетателя и могут иметь любую скорость вращения,
обеспечивая необходимую подачу в камеру сгорания.
Экономичность газотурбинной установки в значительной степени
зависит от использования тепла уходящих продуктов сгорания. Поэтому на
существующих газотурбинных установках имеется система регенерации, в
которой теплом уходящих газов подогревается воздух после компрессора
перед поступлением в камеру сгорания, за счет чего сокращается расход
топлива. Тепловая схема такого газоперекачивающего агрегата выглядит
следующим образом: воздух засасывается через фильтры, сжимается осевым
компрессором и поступает в воздухоподогреватель, где подогревается за счет
отработанных в турбине продуктов сгорания, а затем направляется в камеру
сгорания, куда подается топливо. Продукты сгорания, образовавшиеся в
камере, являются рабочим телом для турбины привода осевого компрессора
(высокого давления - ТВД) и силовой турбины (низкого давления - ТНД),
приводящей во вращение нагнетатель. После турбин продукты сгорания,
пройдя воздухонагреватель, через дымовую трубу выпускаются в атмосферу.
Маслохозяйство компрессорной станции состоит из индивидуальных
систем смазки отдельных агрегатов, общестанционной системы хранения
19
чистого и отработанного масла и системы его распределения.
Централизованная система хранения и регенерации масла включает в себя
склад масел емкостью 100-150 м3 , систему маслопроводов чистого и грязного
масла, цех регенерации, оборудованный установками для очистки от
механических примесей и регенерации масел и насосами для подачи в
компрессорный и другие цеха.
Для нормальной работы в зимнее время масляные емкости снабжаются
подогревателями масла, в которые подается горячая вода или водяной пар.
Индивидуальная система маслоснабжения предназначена для
обеспечения смазки подшипников агрегатов, создания гидравлических
герметических уплотнений нагнетателя, а также для систем гидравлического
управления и регулирования установки. Масляная система (рисунок 2.1)
состоит из маслоблока, куда входит масляный бак, пусковой и резервный
масляные насосы, ингистор главного масляного насоса, ингистор и
маслопроводы смазки. Подача масла к деталям и узлам обеспечивается
главным масляным насосом 1, а во время пуска и остановки- пусковым
масляным насосом 3 через обратный клапан 2. часть Qпн поступает к
инжектору насоса 5 для создания подпора во всасывающем патрубке главного
масляного насоса для обеспечения его надежной работы. Часть масла Qи
поступает к инжектору смазки для подачи масла под давлением 0,02-0,08 МПа
на подшипники агрегата и зацепления редуктора.
Рисунок 1.3- Схема маслоснабжения ГТУ
Масло после насосов подается в гидродинамическую систему
регулирования агрегата. Давление 0,5 МПа в системе регулирования
поддерживается регулятором давления 9. Часть масла после регулятора,
пройдя маслоохладитель 8, подается на смазку опорно-упорного подшипника
нагнетателя; масло для смазки подшипников турбины – через
маслоохладитель 10. на случай аварийного снижения давления в системе
смазки установлены два резервных насоса 4 и 7 с электродвигателями
постоянного тока. Насос 4 производительностью 700л/мин и давлением
нагнетания 0,07 МПа подключен к маслопроводу смазки турбин, компрессора
20
и редуктора, насос 7 с подачей 75 л/мин и давлением нагнетания 5 кгс/см 2 – к
линии смазки опорно-упорного подшипника. В системе маслоснабжения
имеется специальный центробежный насос – импеллер 12, служащий для
выдачи импульсов гидродинамическому регулятору скорости при изменении
числа оборотов вала турбины низкого давления. Число оборотов импеллера то
же, что и вала турбины низкого давления. Импеллер забирает масло из
холодильника 10 давлением 0,02-0,08 МПа и нагнетает его в маслопровод
перед холодильником. Для уменьшения затрат мощности на импеллере
установлена дроссельная шайба 11, ограничивающая расход масла. Для
обеспечения смазки опорно-упорного подшипника в случае выхода из строя
холодильника 8 и насоса 7 обе системы смазки соединены маслопроводом
через обратный клапан 13.
Для предотвращения утечек газа из нагнетателя в помещение
компрессорной станции через опорно-уплотнительный подшипник, а также
для смазки подшипников нагнетатель снабжен масляной системой уплотнения
(рисунок 1. 3). Она состоит из винтовых насосов 1, регулятора перепада «газмасло» 8,поплавковой камеры 13, аккумулятора масла 5,газо-
Рисунок 1.4- Схема системы уплотнения центробежного нагнетателя
отделителя 11, одновременно служащего гидрозатвором переключателя
2, инжектора с клапаном 12 и системы маслопроводов. Масло забирается из
бака 10 винтовыми насосами 1. далее через фильтр 2 масло поступает в
аккумулятор масла 5 и направляется в камеры уплотнения нагнетателя 6,
откуда через регулятор перепада давления 8 сливается в бак-дегазатор.
Давление в камере уплотнений должно превышать рабочее давление
газа на 0,02-0,04 МПа. Для улавливания масла, протекающего уплотнения,
имеется промежуточная камера, расположенная между камерой всасывания
нагнетателя и камерой уплотнения. Поплавковая камера 13, куда сливается
масло, снабжена регулятором уровня при превышении уровня избыток
21
сливается в бак – дегазатор с помощью инжектора, работающего под давление
напора масла винтовых насосов 1.после дегазации масло сливается в отсек
главного масляного бака 10, который снабжен эксгаустером 9 для
отсасывания выделившегося газа и выброса его в атмосферу через свечу. В
случае выхода из строя насосов или трубопровода высокого давления
предусмотрена установка верхнего бака 5 на высоте 2,5 м от оси нагнетателя.
при нормальной работе бак полностью заполнен, в случае аварийной ситуации
при падении давления обратные клапаны 3 отсекают бак от масла системы.
Масло будет поступать на уплотнение с избытком давления,
пропорциональным высоте масляного бака над осью нагнетателя
(Р=0,02МПа).
В газотурбинных газоперекачивающих агрегатах системы охлаждения
предназначены главным образом для охлаждения масла, смазки
подшипником, предельная температура которых обычно не превышает 75
град. Основные параметры системы охлаждения зависят от количества тепла,
отводимого в охлаждающие сферы, что определяет производительность
циркуляционных насосов, выбор диаметра трубопроводов и размеры
теплообменников.
На компрессорных станциях эксплуатируется значительное число
систем водяного охлаждения с градирнями или брызгательными бассейнами.
Схема системы охлаждения газоперекачивающими агрегатами с градирнями
показана на рис. 5. Масло охлаждается в масляных холодильниках открытого
типа циркуляционной водой, подаваемой с градирни. Насос 5 забирает воду из
поддона 7 градирни и направляет через фильтры 3 и 4 к холодильникам 2,
откуда нагретая вода подается наверх градирни для охлаждения. В данной
схеме предусмотрено охлаждение газа после нагнетателя 1 в холодильниках 8.
Рисунок 1.5- Схема системы охлаждения КС с центробежными нагнетателями
22
1-нагнетатель; 2-масляные холодильники; 3-фильтр для воды;
4-обратный клапан; 5,6-циркуляционные насосы; 7-карман поддона
градирни; 8-газовые холодильники; а)-газовые линии; б)-водяные линии
Изза того, что на восполнение потерь от испарения, уноса и продувки
расходуется большое количество воды, то в оборотную воду могут попадать
различные механические и биологические примеси, приводящие к
загрязнению теплообменников.
В настоящее время находит широкое применение системы воздушного
охлаждения масла. При их использовании резко сокращается расход воды
компрессорной станцией, устраняется возможность коррозии и образование
механических, химических и биологических отложений в трубопроводах,
значительно сокращаются водные коммуникационные линии. Эти системы
просты, удобны в эксплуатации, экономичны и легко автоматизируются.
Целесообразная скорость воздуха в узком сечении межтрубного
пространства составляет порядка 10-12 м/с. Выбор типа оребрения и его
геометрических размеров определяется его технико-экономическим анализом;
могут использоваться аппараты воздушного охлаждения горизонтального,
зигзагообразного и малопоточного типов. Газотурбинные перекачивающие
агрегаты обвязываются по двум схемам: двухконтурной, когда масло для
смазки подшипников охлаждается промежуточным теплоносителем,
температура которого снижается в аппаратах воздушного охлаждения, или по
схеме непосредственного охлаждения масла в аппаратах воздушного
охлаждения.
1.3.3 КС с электроприводом
В качестве привода центробежных нагнетателей используют
электродвигатели. В зависимости от числа, мощности агрегатов и числа
компрессорных цехов на площадке КС напряжение питающих линий на
первой ступени может быть 110, 220 и 330 кВ. На второй ступени, как
правило, рекомендуется напряжение 10 кВ
Применяемые на КС электродвигатели предназначены для привода
центробежных нагнетателей через повышающий редуктор и позволяет
работать с колесами диаметром 564, 590, 600 и 620 мм в зависимости от
производительности и входного давления КС.
Синхронный электродвигатель, несмотря на технические трудности
регулирования частоты вращения ротора, имеет следующие преимущества
перед асинхронным:
Число оборотов может быть максимальным (3000 об/мин), что облегчает
передачу турбокомпрессору. Синхронный электродвигатель работает с
опережающим коэффициентом мощности, поэтому его эксплуатационные
показатели выше, чем у асинхронного.
23
Пуск синхронного двигателя возможен непосредственно от сети, когда
редуктор и турбокомпрессор допускают быстрое разворачивание до
номинальных оборотов, а также через автотрансформатор, когда необходимо
ступенчатое увеличение оборотов для постепенного повышения скорости
вращения
нагнетателя.
Изменение
подачи
КС,
оборудованных
электроприводом, осуществляется изменением числа работающих агрегатов
или схемы их соединения.
1.4 Особенности режимов работы КС
В энергетический комплекс компрессорных станций магистральных
газопроводов входят инженерные системы основного и вспомогательного
назначения.
Рассмотрим инженерные системы вспомогательного назначения:
Масло, тепло, электро, водоснабжения, циркуляционного охлаждения,
вентиляции. Надежная и бесперебойная работа этих систем обеспечивает
значительное снижение непроизводительных потерь при транспорте газа,
уменьшает долю топливного газа, используемого для питания ГТУ, снижает
долю транспортируемого газа, используемого на собственные нужды КС.
Кроме этого, исправная работа систем значительно увеличивает надежность и
срок службы газоперекачивающих агрегатов. В свою очередь, к их
бесперебойной работе предъявляются высокие требования.
Компрессорные станции МГ являются энергетическими объектами с
установленной мощностью силового оборудования до 160000 кВт и более,
которые для нормального технологического процесса транспорта газа требуют
более 1 млн. м3 воды в год. Водопотребление состоит из производственных и
хозбытовых нужд, в состав которых входят расходы на : подпитку
технологических систем и сетей отопления; водоподготовительные установки;
мытье полов; промывку резервуаров; нужды химлаборатории; очистные
сооружения; пожаротушения.
Водоснабжение КС представляет собой комплекс сооружений, в состав
которого входят: водозаборные и водоприемные сети; артезианские
скважины; циркуляционные насосные станции; градирни; теплообменные
аппараты и регулирующие емкости.
Одновременно с этим следует отметить, что предприятия газовой
промышленности – крупные потребители тепловой энергии, на выработку
которой затрачивается значительное количество топлива. В качестве
основного теплоносителя в системе теплоснабжения используют воду,
температура которой должна быть не менее 90 град. Системы теплоснабжения
обычно выполняют циркуляционными, подающими теплоту на отопление,
вентиляцию, горячее водоснабжение и технологические нужды. Осушку газа
проводят на газовых промыслах на установках комплексной подготовки газа
(УКПГ). Существует два способа осушки газа: абсорбционный с жидкими
поглотителями и адсорбционный с твердыми поглотителями. Установки по
24
осушки газа с твердыми поглотителями получили применения на КС
газопроводов на небольших установках по осушке топливного и импульсного
газов.
В
качестве
адсорбентов
применяют
силикагель,
флюорит.
Абсорбционный метод нашел наибольшее применение. Он основан на
использовании свойств некоторых жидкостей и их водяных растворов при
контакте поглощать пары влаги. Широкое применение в качестве абсорбентов
получили диэтиленгликоль и триэтиленгликоль.
Как известно, скопление конденсата в низких местах газопроводов при
наличии воды и низких температур способствует образованию гидратов,
которые частично или полностью закупоривают сечение газопровода и
останавливают перекачку газа по МГ. Частично конденсат и гидраты могут
попадать в центробежные нагнетатели, в результате возникают
гидравлические удары, которые могут привести к авариям. Поэтому перед
закачкой газа с газоконденсатных месторождений в газопровод проводят
осушку или полное удаление конденсата из газа.
Осушка газа при помощи низкотемпературной сепарации находит
широкое применение на газоконденсатных месторождениях с большим
пластовым давлением и на магистральных газопроводах, транспортирующих
газ с газоконденсатных месторождений (рисунок 1.5). для обеспечения
безопасной эксплуатации магистральных газопроводов, аппаратов, сосудов,
приборов и оборудования необходимо своевременное обнаружение утечек
газа. Наличие газа в помещениях можно обнаружить с помощью
автоматических приборов и систем.
Рисунок 1.6- Технологическая схема осушки газа твердым поглотителем
1-пылеуловитель; 2- адсорбер; 3- подогреватель; 4- компрессор; 5сепаратор; 6- теплообменник.
Масляное хозяйство КС состоит из индивидуальных систем смазки
отдельных агрегатов, общестанционной системы хранения чистого и
25
отработанного масла и системы распределения. Централизованная система
хранения и распределения масла включает в себя: склад масла; систему
маслопроводов чистого и грязного масел; цех регенерации, оборудованный
установками для очистки от механических примесей и регенерации масел;
насосы для подачи масла в компрессорные цеха и другие цеха.
Для нормальной работы в зимнее время емкости для хранения масел
снабжают змеевиками подогревателями. На складе хранится не только
турбинное, но и солярное как поглатительное, масло для пылеуловителей.
Резервуары изолируют весьма усиленной битумной изоляцией. Склад
представляет собой ряд подземных емкостей с соответствующей обвязкой.
Для определения режима работы основного масляного насоса применяют
термодинамический метод определения к.п.д. насоса, основанный на первом
законе термодинамики, согласно которому все внутренние потери энергии в
насосе приводят к нагреву перекачивающей жидкости и могут быть оценены
по разности температур на выходе насоса.
1.5 Технологическая схема КС
Головной производственной единицей КС является компрессорный цех.
По типу газоперекачивающего агрегата делятся на цеха с электроприводными,
газотурбинными
и
газомотокомпрессорными
газоперекачивающими
агрегатами. КЦ с электроприводными ГПА используются в зонах
экономической целесообразности применения электроэнергии, т.е. если
электропитание подается по ЛЭП на расстояние, не превышающее 300-350 км.
В остальных случаях применяются КЦ с газотурбинным приводом ГПА.
В состав КЦ входят автоматизированные ГПА в количестве от 3 до 10;
технологические трубопроводы компримируемого, топливного, импульсного
и пускового газа, турбинного масла и сжатого воздуха; запорная арматура на
технологических трубопроводах, в том числе электропневматические
шаровые
дистанционно
управляемые
краны;
установки
очистки
компримируемого газа от пыли, блоки сепарации компримируемого газа от
влаги и конденсата; аппараты воздушного охлаждения газа; узлы подготовки
топливного, импульсного и пускового газа; емкости для хранения турбинного
масла с подогревателями и маслонасосами; подстанции электроснабжения;
установки гарантированного резервного аккумуляторного электропитания;
контроль загазованности, приточной и аварийно-вытяжной вентиляции.
Большинство КС базовых газопроводов строятся по многоцеховому
принципу, количеству, количество цехов до 6, реже 7-11.
В зависимости от степени сжатия, развиваемой ГПА, КЦ делятся на
цеха с полнонапорной схемой включения ГПА, предусматривающей
параллельную работу агрегатов (рис.6), и с неполнонапорной схемой
включения ГПА, предусматривающей последовательно-паралельную работу
агрегатов (рисунок 1.6).
26
Рисунок 1.7- Структура цеха с полнонапорной схемой включения ГПА
Параллельное включение применяется для обеспечения необходимой
производительности КЦ и надежности. Согласно принятой технологии на КС
должна обеспечивать степень сжатия транспортируемого газа до 1,44.
В настоящее время схемы трубной обвязки КЦ и нумерация их кранов
унифицированы.
Рисунок 1.8- Структура цеха с неполнонапорной схемой включения
ГПА
Электропневматические шаровые дистанционно управляемые краны
являются основными типом запорной арматуры и представляют собой
прецизионные, сложные и дорогостоящие изделия. Они подвергаются
воздействию усилий в несколько сотен тонн, в зимнее время склонны к
обмерзанию и образованию гидратов. С помощью крановой аппаратуры
устанавливаются основные режимы работы КС и обеспечивается ее
безопасность. Положение кранов, время их перестановки, целостность
изоляции и цепей электроуправления контролируются. Контролируемыми
параметрами КЦ являются давление и температура газа на выходе,
предельные значения которых выбираются исходя из механической
27
прочности труб и температурной изоляции. Контролируются также
температура и давление на входе в КС. КС непосредственно связана с
прилегающей линейной частью газопровода и вместе с ней образуют
линейное производственное управление магистрального газопровода.
Рассмотрим одну из многих технологических схем КС с параллельным
включением ГПА с электроприводом.
Газ из магистрального газопровода по одному или двум подводящим
газопроводам (ниткам) из магистрального газопровода поступает на установку
пылеочистки, и далее по одному или двум трубопроводам он поступает в
газоперекачивающие агрегаты для компримирования, так как давление
транспортируемого газа через каждые 100 км протяжности газопровода
снижается приблизительно в 1,4 раза. После компримирования газ поступает в
установку охлаждения и далее через отводящий трубопровод (нитку)
возвращается в магистральный газопровод. На компрессорной станции стремя
газоперекачивающими агрегатами, газ подается с узла подключения
магистрального газопровода по отводящему трубопроводу (Dу =1400 мм) в
коллектор (Dу =1000 мм) установки очистки. В пылеуловителях установки газ
очищается от пыли и конденсата и поступает в внутриплощадочные
коллекторы (Dу =1000 мм) компрессорного цеха КЦ. Пыль и конденсат из
пылеуловителей собираются в дренажную емкость. Из двух коллекторов
компрессорного цеха газ поступает в нагнетатели газоперекачивающих
агрегатов, где производится его компримирование до расчетного давления.
Далее газ по трубопроводам (Dу =1000 мм) поступает на установку
охлаждения газа через коллектор (Dу =1000 мм) и, пройдя через воздушные
холодильники, возвращается в магистральный газопровод. Рассмотрим работу
технологической схемы компрессорной станции на рис. 7
на схеме
изображена обвязки основных коммуникаций технологического газа
компрессорной станции с турбинным приводом. Через кран № 7 газ из
магистрального газопровода поступает в масляные пылеуловители для
очистки от механических примесей и влаги. В общестанционную сеть газопроводной коммуникации включены пылеуловители 2, маслоуловители 3 и
маслосборники 4. В обвязку газопроводов врезаны отсечные краны № 1 и 2,
проходной кран № 3, загрузочный кран № 4 и др. Проходной кран № 3
открывают только при неработающем газотурбинном агрегате и используют
для перепуска газа мимо неработающего нагнетателя. Загрузочный кран № 4
используют также для продувки нагнетателя через свечу с установленным на
нем краном № 5. При пуске агрегата через кран М 4 заполняют газом малый
контур. После данного крана установлена дроссельная шайба с отверстием
20—25 мм. Кран № 3 бис служит для перепуска газа с выхода на вход
нагнетателя (малый контур) при запуске и остановке агрегата. Управления
кранами № 1, 2, 3, 4, 5 и 3 бис на месте установки может быть автоматическим
или ручным. Между приемным и нагнетательным шлейфами имеется
перемычка с кранами 6ар, 6а, 6д, 6р, с помощью которых можно создать
пусковой контур обвязки газопроводов на КС.
28
Рисунок 1.9- Схема обвязки коммуникаций технологического газа
На каждом кране имеется гидроприставка для ступенчатого открытия и
закрытия их. Кран Д выполняет функцию дросселя, сечение его вручную для
установления требуемой степени сжатия (повышения давления) регулируют в
группе нагнетателей. Краны № 6 и 6а предназначены для дистанционного
управления производительностью КС. Кроме того, по сигналу автоматической
защиты один из этих кранов открывается, если произошла неисправность
агрегата, входящего в группу последовательно включенных нагнетателей.
Краны 6р и бар используются также для антипомпажного регулирования КС
перепуском газа на вход со стороны нагнетателя. Обратные клапаны перед
кранами № 8 и 8а предупреждают перепуск технологического газа со стороны
нагнетателя при переводе КС на пусковой контур. Обвязка КС с иным числом
агрегатов принципиально не отличается от описанной схемы. Коммуникации
газотурбинной КС разделяются на трубопроводы технологического,
топливного, пускового, импульсного и бытового газа.
Коммуникации технологического газа обеспечивают транспортировку
газа в пределах КС. В общую сеть трубопроводов технологической
коммуникации газа включены установки для очистки газа от пыли,
холодильники, маслоуловители, маслосборники и запорная арматура. В
пылеуловителе масляного типа газ очищается от механических примесей и
влаги. Окончательную очистку газа от мелких частиц пыли и масла
желательно производить в скруббере (шаровом пылеуловителе). Слив
загрязненного масла, удаление шлама и заправку пылеуловителя свежим
маслом производят без отключения агрегата.
Коммуникация топливного газа. Подача топливного газа к камерам
сгорания ГТУ производится либо из магистрального газопровода, либо из
29
технологической коммуникации. Для снижения давления топливного газа на
КС имеется пункт редуцирования с автоматическим управлением,
оборудованный двумя параллельно действующими регуляторами давления,
расходомерами и маслосепараторами. Каждая газотурбинная установка имеет
независимую от коллектора обвязку по топливному газу.
Коммуникация пускового газа. Отбор газа для запуска ГТУ для пусковой
турбины турбодетандера производится также, как и топливного газа на пункте
редуцирования.
Особенности технологических схем компрессорного цеха. Цех с
неполнонапорными ГПА типового состава состоит, как правило, из пяти
агрегатов, образующих две рабочие группы. Один агрегат - резервный.
Особенности таких схем - применение группы режимных кранов 1,
устанавливаемых на технологической обвязке ГПА II, III, IV. Эти краны
обычно нумеруются так: № 51 - № 56. Расчетная схема работы цеха
следующая: агрегаты I и II образуют первую группу, агрегаты IV и V - вторую
группу. Обе группы работают параллельно. Каждая группа имеет свои
всасывающие и нагнетательные краны. Выход агрегатов на станционное
кольцо осуществляется через шестые краны своей группы. При этом агрегат
III- резервный и по технологической схеме может с помощью режимных
кранов использоваться в первой или второй группах.
Типовой цех с полнонапорными ЦБН в зависимости от типа и мощности
приводного двигателя может содержать в своем составе от трех до шести
ГПА. Технологическая схема цеха практически повторяет технологическую
схему двух групп ГПА с неполнонапорными ЦБН. Различие только в числе
параллельно установленных в цехе ГПА, а также в числе всасывающих и
нагнетательных шлейфов.
В настоящее время широко используются КС с газотурбинным
приводом ГПА. Рассмотрим принципиальную схему работы КС с
газотурбинным приводом. На рис. 9 приведена типовая технологическая
схема с 10 газотурбинными агрегатами, работающие по схеме: четыре
параллельные группы по два последовательно включенных нагнетателя. На
каждые четыре агрегата предусмотрен один резервный. Краны
пронумерованы, как принято на технологических схемах компрессорных
станций. Охлаждение газа не предусмотрено. Из магистрального газопровода
газ через кран 7 поступает в пылеуловители 11. Пылеуловители на
большинстве компрессорных станций установлены масляные вертикальные
диаметрами 1000,1600,2400 мм. В последнее время разработаны и внедряются
горизонтальные пылеуловители с барботажной промывочной и жалюзийной
скруберной секциями. С точки зрения минимальных затрат, наиболее
перспективны шаровые пылеуловители-скруббосферы. Имеется тенденции к
широкому применению батареи циклонных пылеуловителей разнообразных
конструкций.
Газ, пройдя через маслоуловитель, поступает в нагнетатели, где
компримируется до требуемого давления. После сжатия газ через открытые
30
клапаны у кранов 8 и 8а направляется снова в магистральный газопровод.
Запорную арматуру компрессорной станции подразделяют на арматуру
обвязки каждого нагнетателя и общестанционную для обвязки всей
компрессорной станции.
К арматуре обвязки нагнетателей относят краны №1, №2, №3, №4, №5 и
№3б. Краны №1 и №2 с автоматическим управлением используются для
отключения нагнетателя от системы трубопроводов. Кран №3 – проходной,
открыт при неработающем агрегате, аналогичен кранам №1 и №2. Через кран
№4, и далее через свечу с установленным на ней краном №5 перед загрузкой
агрегата продувают малый контур в атмосферу для предотвращения
образования в нем взрывоопасной смеси. Кран №4 используется также для
заполнения малого контура газом. Кран №3 бис, закрытый при нормально
работающем агрегате, служит для перезапуска газа с выхода на вход
нагнетателя (малый контур) при запуске и остановке нагнетателя.
Рисунок 1.10- Технологическая схема компрессорной станции с
газотурбинным приводом
1-центробежный нагнетатель; 2-газовая турбина; 3-воздушный
компрессор; 4-камера сгорания; 5-фильтр воздушный; 6-выхлопная труба; 7воздухоподогреватель; 8-турбодетандер; 9-обратный клапан; 10-запорная
31
арматура; 11-пылеуловитель;
трубопровод пускового газа.
ГТ-трубопровод
топливного
газа;
ГП-
К общестанционным относят краны №6, №6а, №Д, №6р и №6ар, а также
краны подключения обвязки станции к магистральному газопроводу: №7, №8,
№8а, №17, №18, №18а. Краны №6, №6а, №Д, №6р, №6ар, установленные на
перемычке между приемным и нагнетательным участками, образуют большой
или пусковой контур компрессорной станции. При этом краны №6 и №6ар
используются для байпасирования (регулирования работы компрессорной
станции посредством перепуска газа с линии нагнетания на линию входа). У
кранов №6 и №6а управление автоматическое, у крана №Д – ручное, у кранов
№6р и №6ар – дистанционное, с главного щита компрессорной станции.
Кран №Д при работе компрессорной станции по большому контуру
применяют в качестве дросселя для создания необходимого сопротивления во
избежание больших объемных расходов, при которых значительны усилия на
роторы нагнетателей.
Обратные клапаны перед кранами №8 и №8а предупреждают перепуски
газа со стороны нагнетания в сторону всасывания при переводе КС на
пусковой контур. При внезапной остановке одного из последовательно
работающих нагнетателей, во избежание попадания в зону помпажа
оставшегося в рабочем положении агрегата, система защиты предусматривает
автоматическое открытие крана №6 или № 6а в зависимости от того, в какой
группе произошла аварийная остановка.
Пуск агрегатов в работу осуществляется после заполнения газом
участков газопроводов КС до кранов №1 и №2. При работе газотурбинных
установок на холостом ходу открывают кран №4 и малый контур нагнетателя
продувают в течении 30 сек. через кран №5. Затем происходит заполнение
малого контура газом через кран №4, при этом агрегат работает на малом
контуре через открытый кран № 3бис. После заполнения контура газом
открывают краны №1 и №2 и закрывают краны №3 и №3бис и переводят
работу агрегата на большой контур, а затем данный агрегат или группу
агрегатов переключают на магистраль.
Рассматриваемая схема пуска требует манипуляций с кранами в
процессе пуска. При недостаточно надежной работе кранов в холодное время
года, могут происходить задержки в срабатывании кранов, что приводит к
незавершенным пускам и задержкам машин на холостом ходу. Поэтому часто
используют схему пуска агрегатов с предварительной установкой кранов
обвязки нагнетателей в рабочее положение. После продувки и заполнения
малого контура агрегата газом краны №1, №2 и №3 находятся в открытом
состоянии. В этом состоянии нагнетатель включается в работу. После
достижения рабочей частоты вращения кран №3 закрывают. Задержка в
срабатывании крана №3 происходит весьма редко и не приводит к опасным
режимам работы.
32
1.6 Газораспределительные сети
В системе газоснабжения могут использоваться природный газ,
подаваемый в какой-либо населенный пункт по магистральному газопроводу,
сжижженый газ или смесь паров пропана и бутана с воздухом. Основным
топливом в системе газоснабжения является природный газ. Газ от мест
добычи по магистральным газопроводам, составляющим в настоящее время
единую транспортную магистраль природного газа,- поступает на
газораспределительные станции (ГРС) городов, крупных населенных пунктов.
По трубам большого диаметра (1200, 1420 мм) он перемещается за счет
избыточного давления до 10 МПа, создаваемого головными и
промежуточными компрессорными станциями. ГРС с непосредственным
постоянным обслуживанием, а также автоматические газораспределительные
станции (АГРС) с периодическим обслуживанием, как правило обычно
располагаются вблизи городов и крупных населенных пунктов.
На ГРС и АГРС давление транспортируемого газа снижается до 0,3 или
1,2 МПа в соответствии с проектами схем газоснабжения. Сети газоснабжения
могут начинаться от ближайших городских газовых систем. Если расстояние
от городских систем превышает 10 км, считается целесообразным
проектировать и строить ответвления – отводы – от магистральных
газопроводов с устройством ГРС и АГРС для газоснабжения отдельного
населенного пункта или группы поселков в радиусе 15-25 км. Причем для
газоснабжения отдельных населенных пунктов экономически целесообразнее
АГРС.
Структурная схема системы дальнего транспорта и распределения газа
приведена на рисунке 1.10. Система дальнего транспорта включает в себя
промысловую установку подготовки газа к транспорту (ПГТ),
устанавливаемую вблизи источника газа, и магистральный газопровод,
берущий начало на выходе ПГТ и заканчивающийся у крупных потребителей
газа, для газоснабжения которых в конце магистрального газопровода
сооружаются крупные ГРС.
Система газоснабжения городов и поселков состоит из источника
газоснабжения, газораспределительной сети и внутреннего оборудования. При
использовании природного газа источником газоснабжения городов является
магистральный газопровод, а при использовании сжиженного газагазораздаточные станции сжиженных газов, которые получают газ по
магистральным газопроводам сжиженного газа, железной дороге,
автомобильным или водным транспортом. Газовая распределительная сеть
представляет собой систему трубопроводов газораспределительных станций
оборудования, служащих для транспорта и распределения газа внутри города.
Газопроводы на территории городов в зависимости от максимального
рабочего давления делятся на газопроводы: низкого (до 0,005 МПа),среднего
(0,005-0,3 МПа), (0,3-1,2 МПа) высокого давлений. Давления, по значению,
являются избыточными.
33
Рисунок 1.11- Структурная схема газоснабжения
В газопроводах низкого давления при газоснабжении бытовых
потребителей следует использовать искусственный газ давлением 0,002 МПа,
природный газ давлением 0,003 МПа, а сжиженный газ давлением 0,004 МПа.
Внутреннее газовое оборудование жилых домов, промышленных
предприятий
включает
внутридомовые
и
внутрипроизводственные
газопроводы, а также газовые приборы и установки для сжигания газа.
Подается природный газ в города по мощным магистральным газопроводам,
которые целесообразно эксплуатировать при максимальной проектной
пропускной способности. Фактическое потребление газа характеризуется
резкой неравномерностью в течении суток, месяца и года. Неравномерность
потребления газа связана с изменениями погоды, специфическими
особенностями некоторых производств очистки и осушки газа. При
проектировании газовых сетей необходимо выполнять определенные
требования. Газовые сети должны быть надежными и обеспечивать
бесперебойность газоснабжения. Эксплуатация газовой сети должна быть
простой, удобной и безопасной. При проектировании сети необходимо
предусматривать возможность отключения отдельных районов, а также
34
возможность строительства и ввода в эксплуатацию по очереди. При
оборудовании газовой сети следует использовать однотипные сооружения и
узлы.
1.6.1 Физические и термодинамические свойства газов
В качестве меры количества вещества принимается масса вещества в
состоянии покоя.
Плотность газа определяется как масса единицы объема, т.е как
отношение массы газа к его объему: ρ=m/V, где m-масса газа; V-объем газа.
Плотность является параметром газа и не зависит от пункта измерения.
Удельным объемом газа называется объем единицы массы газа.
Удельный объем – величина, обратная плотности, т.е. w=1/р=V/m, где Vудельный объем среды. Массовым расходом газа называется масса газа,
проходящая через поперечное сечение потока в единицу времени (для
стационарного режима газопровода): М =m/τ , где m – масса газа; τ- время, в
течении которого через данное сечение проходит газ.
Объемным расходом газа называется количество газа в единицах
объема, проходящее через сечение потока в единицу времени: Q = V/τ, где τ –
время, в течении которого через рассматриваемое сечение проходит V газа.
Заметим что М=Q/p.
Объем и объемный расход газа относят к определенным условиям
(температуре и давлению). В расчетах систем газоснабжения используют
понятия объемного расхода при температуре 0 град. и 101325 Па и понятие
объемного расхода газа при температуре 20 град. и давлении 101325 Па
(стандартные условия). Перерасчет объемного расхода газа QV при реальных
условиях р и Т к нормальным условиям производятся по формуле
p T0 1
 
Q = QV p0 T z
(1.6.1)
Все расчеты систем газоснабжения согласно СНиП 11-37-76 ведутся для
нормальных условий.
Линейная скорость газа определяется как объемный расход газа в
условиях потока (температура и давление) через единицу поперечного
сечения потока; v=Q/F где v-линейная скорость газа в газопроводе; Qобъемный расход газа в условиях потока (температура и давление); F-площадь
поперечного сечения потока.
Давление равно отношению нормальной составляющей силы N к
площади s, на которую действует сила. При равномерном распределении сил
p=N/s.
Для характеристики состояния газов используется понятие абсолютного
давления р, которое представляет собой давление газов на стенки
трубопроводов и сосудов. Абсолютное давление является параметром
35
состояния газа. Для определения результирующих усилий, приложенных к
стенкам трубопроводов, используют понятие «избыточное давление» р изб ,
которое представляет собой разность между абсолютным давлением газа р и
барометрическим давлением среды рбар : ризб = р-рбар или разность между
барометрическим давлением и абсолютным давлением (когда р бар>рабс : рвак =
рбар – р, где рвак – давление, показывающее вакуумметром ).
Избыточное давление используют для характеристики газовых
приборов, измерения давления в газопроводах низкого, среднего и высокого
давлений и при расчетах газопроводов применяют абсолютное давление.
В газовом деле широко используется учение об идеальных газах, при
этом не учитывают силы внутреннего взаимодействия и собственная масса
молекул. Применяемые законы идеальных газов весьма просты, однако они
достаточно хорошо характеризуют поведение и свойства реальных газов для
невысоких давлений и не совсем низких температур. Эти законы тем лучше
описывают свойства реальных газов, чем дальше они находятся от областей
насыщения и критического состояния.
Закон Бойля – Мариотта устанавливает зависимость между давлением и
удельным объемом газа при постоянной температуре: р1/р2 = w2/w1 или
p1w1=p2w2. Закон Бойля – Мариотта, описывающий физическое состояние
идеальных газов, формулируется следующим образом: произведение
абсолютного давления и удельного объема идеального газа при постоянной
температуре сохраняет неизменную величину.
Закон Гей – Люссака определяет изменение удельного объема
идеального газа в зависимости от температуры при постоянном давлении.
Относительное расширение идеальных газов при нагревании под неизменным
давлением (р-пост.) прямо пропорционально повышению температуры
  0 / 0   (t  t 0 )
(1.6.2)
При t0 = 0 град. ω = ω0(1+αt),
где ω – удельный объем газа при температуре t и давлении р;
ω0 – удельный объем газа при температуре 0 град. и том же
давлении р; α – температурный коэффициент объемного расширения
идеальных газов при 0 град., сохраняющий то же значение при всех давлениях
и одинаковый для всех идеальных газов.
Температурный коэффициент объемного расширения идеальных газов α
= 1/273.16 1/К.
Уравнение Клайперона получается путем сопоставления законов Бойля
– Мариотта и Гей- Люссака. Оно используется в виде рω =RT, где R- газовая
постоянная идеального газа; Т- абсолютная температура газа или р/ρ = RT, где
ρ – плотность газа. Если умножить левую часть уравнения состояния на
количество газа в единицах массы, то получим уравнение состояния для
любого количества газа : pV=mRT, где V- полный объем газа.
36
Газовая постоянная R-есть работа расширения единицы количества газа
при нагревании его на 1 град. при постоянном давлении.
Газовые постоянные R некоторых газов равны: 287,04- воздуха, 519,26метана, 195,54- пропана, 143,08- бутана.
Закон Авогадро может быть сформулирован как чисто опытный закон:
объем одного киломоля идеального газа не зависит от природы газа и вполне
определяется параметрами физического состояния газа.
По закону Авогадро правая часть уравнения m RT / p не зависит от
природы газа. Поэтому произведение молекулярной массы m и газовой
постоянной R не зависит от природы газа и является универсальной
постоянной идеальных газов: m R =R=const. Универсальная постоянная R
идеальных газов – есть работа расширения 1 кмоль идеального газа при
нагревании на 1 град. при постоянном давлении. В настоящее время принята
следующая расчетная универсальная постоянная идеальных газов R=8314,3
Н•м/(кмоль•К) = 8,3143 кДж/(кмоль•К). Молярный объем идеальных газов при
температуре t=0 град. и давлении р=101325 Па
 
8314,3 * 273,16
 22,4 м 3 / кмоль
101325
(1.6.3)
Расчетные значения удельных газовых постоянных идеальных газов
определяются по универсальной газовой постоянной. Для реальных газов
составлено большое число уравнений состояния. Наиболее распространенным
является уравнение Клайперона с поправочным коэффициентом p  zRT где z
–коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от закона
идеальных газов.
Коэффициент z часто называют коэффициентом
сжимаемости. Коэффициент отклонения обычно определяют по графикам
(рис. 11), в которых коэффициент z дан в зависимости от приведенных
параметров (температура, давление).
Рисунок 1.12- График зависимости коэффициента сжимаемости газов от
приведенных давления и температуры
37
Критическим давлением называется такое давление, при котором и
выше которого никаким повышением температуры нельзя испарить жидкость.
Критическая температура – это такая температура, при которой и выше
которой ни при каком повышении давления нельзя конденсировать пар.
При движении природного газа через сопротивления (регулирующие
клапаны ГРС и ГРП, трубопроводы, фильтры и др.), особенно при резком
падении давления, снижается температура газа. На ГРС снижение
температуры вызывает обмерзание трубопроводов, запорных, регулирующих
и измерительных устройств и приводит к образованию гидратов в
трубопроводах. Это явление называют эффектом дросселирования.
Характеристикой этого эффекта или коэффициентом Джоуля-Томсона,
называется предел отношения изменения температуры газа к изменению его
давления в изоэнтальпийном процессе
DI  lim(
t
t
) i  ( ) i  DI (i, p)
p
p
(1.6.4)
Для идеальных газов
t
)i
DI = p =0.
(
(1.6.5)
Положительный
коэффициент
Джоуля-Томсона
характеризует
дросселирование большинства газов при обычных температуре и давлении.
При некоторых условиях дросселирование сопровождается нагреванием газа
(отрицательный коэффициент). Совокупность точек, в которых коэффициент
Джоуля-Томсона равен нулю, называется линией инверсии. Вследствие
эффекта Джоуля-Томсона температура газа в трубопроводе может опускаться
ниже температуры окружающей среды.
Природные газы представляют собой смесь газов. Главную долю этой
смеси обычно составляет метан. Для проведения термодинамических и
гидравлических расчетов необходимо определять свойства смеси газов по
характеристике индивидуальных составляющих. Рассмотрим некоторые
основные показатели смеси газов.
Массовой концентрацией i-го компонента смеси газов xi называется
отношение количества этого компонента в единицах массы mi к количеству
смеси М: xi=mi/M.
Количество смеси равно сумме количеств отдельных газов
n
m
M= i 1
i
(1.6.6)
Молярной концентрацией i-го компонента yi называется отношение
числа киломолей компонента Gi к числу киломолей смеси G; Gi=mi/mmi где
mmi – масса газа, численно равная относительной молекулярной массе.
Сумма числа киломолей всех компонентов смеси газов равна числу
киломолей смеси
38
n
G
i
G= i 1
Сумма молярных концентраций всех компонентов смеси газа
n
y
i
(1.6.7)
1 n
Gi  1
G i 1

(1.6.8)
Среднемолекулярная масса смеси mср есть отношение количества смеси
в единицах массы к числу молей смеси: mср=m/G.
Если массу смеси выразить через массу отдельных компонентов,
получим
i 1
mср 
m

G
m
G
i 1
m

mi

i 1 mi 

n
n
I
1

1 mi
*

m
i 1 mi
n
1
xi

i 1 mi
n
(1.6.9)
Средняя молекулярная масса смеси газов выражается через массовую
концентрацию и относительную молекулярную массу компонентов.
Массовые и молекулярные концентрации находятся в определенных
соотношениях
xi
m G mi

* 
yi Gi m mср
(1.6.10)
Отсюда
xi  y i *
mi
mcp

yi mi
n
 m y
i 1
i
i
(1.6.11)
Или
y i  xi *
mcp
mi

xi
n
mi 
i 1
xi
mi
(1.6.12)
Объемной концентрацией yIv называется отношение объема компонента
Vi при давлении и температуре смеси газа к объему смеси V: yiv=Vi/V.
Для реальных газов
n
y
iv

1 n
* VI  1
V i 1
(1.6.13)
Таким образом, понятие объемной концентрации для реальных газов не
имеет физического и расчетного смысла.
Для идеальных газов Vipc = Vpi, где рс – давление смеси; pi –
парциальное давление газа. Тогда сумма объемных концентраций
компонентов
i 1
n
 yiv 
i 1
p
1 n
1
V i 

V i 1 pc
pc
n
p
i 1
i
(1.6.14)
По закону Дальтона сумма парциальных давлений компонентов равна
давлению смеси газов
39
n
p
i
n
y
 pc
vi
1
и i 1
Для идеальных газов по закону Авогадро объем одного моля не зависит
от природы газа и определяется параметрами физического состояния газа
(давление и температура)
W=f(p, t )
(1.6.15)
i 1
тогда
yiv 
VI G
  yi
V
m
(1.6.16)
Таким образом, молярные концентрации компонентов
идеальных газов тождественны их объемным концентрациям
yiv  pi / pc
смесей
(1.6.17)
Газ, транспортируемый по распределительным газопроводам, может
содержать некоторое количество влаги. Однако наличие влаги в газе может
привести к коррозии трубопроводов, арматуру и приборов, к образованию
гидратов и концентратов. Влажный газ может быть представлен как смесь
любого газа с парами любой жидкости или как газовая смесь, в которой один
из газов является паром, близким к состоянию насыщения. При оценке
влажного газа условно принимается, что перегретый водяной пар является
идеальным газом. Поэтому к влажному газу применимы законы идеального
газа.
Абсолютной влажностью газа называется количество водяного пара в
единицах массы, содержащегося в единице количества газа. В связи с этим
различают: массовую абсолютную влажность d=mп/mг , где mп- количество
водяного пара; mг – количество газа;
Объемную абсолютную влажность dv=mп/V где V –объем газа.
Относительной влажностью называется отношение фактически
содержащегося количества водяного пара к максимально возможному при
определенных условиях: φ=mп/ms где ms – максимально возможное
количество пара, которое может находиться в газе при данных температуре и
давлении.
Относительную влажность можно выразить следующим образом
 пV  П

Φ=  S V  S
(1.6.18)
где рп – плотность пара;
рs – плотность насыщенного пара.
Влажный газ называется насыщенным, когда он содержит максимально
возможное количество пара при данных температуре и давлении.
40
Соотношения для смеси газа и водяных паров как смеси идеальных
газов можно получить из уравнения состояния
pпV  mп RП T  mc RT
(1.6.19)
pCV  mC RC T  mc RT
(1.6.20)
где рп- парциальное давление пара; mc и mп – количество пара и смеси;
рс-давление смеси газа; Rп и RС –газовая постоянная смеси и пара; Rуниверсальная газовая постоянная; Т- абсолютная температура смеси.
Парциальное давление паров
Рп/рс=mmп/mmc=yп,
(1.6.21)
где yп- молярная концентрация водяного пара. Откуда р п = рсуп. если
считать газ и пар идеальными, то давление водяных паров можно выразить
через объемную концентрацию уп: рп=рсуп.
Относительная влажность определяется так же, как и отношение
парциального давления водяного пара рп в газе к давлению насыщенного пара
при той же температуре: φ=рп/рs.
При тепловых расчетах газопровод необходимо знать и учитывать
теплоемкость газа. Удельной теплоемкостью газа называется количество
теплоты, которое необходимо сообщить единице массу, чтобы температура
его в данном процессе изменилась на 1 град. Теплоемкость газа зависит от
характера протекаемого процесса. Наибольшее распространение в
термодинамических расчетах получили теплоемкости двух простейших
процессов: при постоянном давлении и постоянном объеме. В каком-либо
определенном процессе изменения состояния газа количества теплоты,
необходимое для нагревания 1 кг газа на 1 К при данном давлении, зависит от
абсолютной температуры газа. Количество теплоты оказывается различным
при различных температурах газа. При данной температуре газа количество
теплоты, необходимое для нагревания 1 кг газа на 1 К, зависит от давления.
Для городских газопроводов теплоемкость газов изменяется в узких пределах,
поэтому ее можно принимать постоянной.
Удельные теплоемкости при постоянном давлении и постоянном объеме
идеальных газов являются функцией только одной температуры, т.е. зависят
только от температуры. Теплоемкость газовых смесей вычисляют по правилу
аддитивности
n
с р   yi c pi
i 1
где
(1.6.22)
Yi –мольная доля компонентов в смеси.
Теплопроводность углеводородных газов- это способность передачи
теплоты между непосредственно соприкасающимися частицами тела,
обусловленная движением молекул или атомов вещества : q=-λdT/dn, где q41
тепловой поток, λ- коэффициент теплопроводности, характеризующий
способность газов проводить теплоту;
dT/dn- градиент температур.
Коэффициент теплопроводности можно найти, используя кинетическую
теорию газов. По этой теории значения критерия ПрандляPr являются
функцией отношения теплоемкостей и не зависят для данного газа от
давления и температуры. Зависимость теплопроводности от температуры
получается из определения критерия Прандля
λ/λ0=срμ/(ср0μ0)
(1.6.22)
Используя уравнение Сатерленда для отношения μ=μ0 при температурах
Т и Т0, получим
  0
с p T0  c T 3 / 2
(
)( )
c p 0 T  c T0
(1.6.23)
Таким образом, при повышении температуры теплопроводность
увеличивается. Часто пересчет ведут по формуле
  0 (
Т n
)
Т0
(1.6.24)
где λ-коэффициент теплопроводности при температуре Т;
λ0- коэффициент теплопроводности при нормальных условиях;
n-постоянная.
1.6.2 Гидравлический расчет газовых сетей
Если отборы газа по длине газопровода существенно отличаются по
величине и расстоянию между точками отбора неодинаковы, т.е. если
реальная схема распределения отборов не может быть заменена на идеальную
с равнораспределенными отборами газа по длине, то гидравлический расчет
ведут на сосредоточенные отборы.
Схема газопровода представлена на рисунок 1.12. Газопровод состоит из
n участков различных диаметров и длин с соответствующими массовыми
расходами и отборами. Если газопровод заканчивается n-м участком, то Mn =
mn. При наличии транзитного расхода МТ расход на последнем участке
Mn= МТ+ mn.
(1.6.25)
42
Рисунок 1.13- Схема газопровода высокого и среднего давлений с
сосредоточенными отборами газа.
Расходы на всех предыдущих участках определяются путем
суммирования расходов газа на отводах. Расход на первом участке
n
М 1  М Т   mi
(1.6.26)
i 1
Для каждого участка газопровода можно записать
р н  р1 
2
2
1 М 1 2 zRTl1
2
F1 D1
(1.6.27)
 2 М 2 zRTl2
2
р1  р 2 
2
2
2
F2 D2
(1.6.28)
Сложим левые и правые части выражений
n
 i M i 2 li
i 1
Fi Di
р н  р к  zRT 
2
2
2
(1.6.29)
Коэффициент отклонения свойств реальных газов от законов идеальных
газов принят средним для всех участков. Эта формула позволяет рассчитать
горизонтальный газопровод с отбором газа по длине.
В случае двух газопроводов, проложенных параллельно и работающих с
одинаковыми начальным и конечным давлениями, можно записать для
каждого газопровода
M 1  F1
( p н  р к ) D1
zRTl
M 2  F2
( p н  р к ) D2
zRTl
2
2
2
(1.6.30)
2
(1.6.31)
Индексы 1 и 2 относятся соответственно к первому и второму
газопроводам. В данном случае длина газопроводов одинакова, а диаметры
могут быть разные.
Массовый расход газа через параллельные газопроводы
M  M 1  M 2  ( F1
D1
1
 F2
D2
2
( pн  рк )
zRTl
2
)
2
(1.6.32)
Расходы в газопроводах будут распределяться следующим образом:
43
 2 D1
1 D2
M 1 F1

M 2 F2
(1.6.33)
Это соотношение одинаково для горизонтальных и наклонных
газопроводов. Соотношение объемных расходов будет также определяться
выражением, в котором вместо массовых расходов следует представить
соответствующие объемные расходы, приведенные к определенным условиям.
Для горизонтальных газопроводов
рн  рк 
2
M 2 zRTl
2
( F1 D1 / 1  F2 D2 /  2 )
(1.6.34)
Лупинги устанавливают для увеличения пропускной способности
газопроводов. Если на горизонтальном газопроводе сооружен лупинг длиной
х, то можно записать
рн  рк 
2
2
M 2 zRT (l  x)
2
F1 D1

M 2 zRTx
( F1 D1 / 1  F2 D2 /  2 ) 2
(1.6.35)
Здесь индекс 1 относится к основной нитке газопровода, а индекс 2- к
лупингу. Последнее выражение можно переписать в виде
  (l  x)

x
2
2
р н  р к  М 2 zRT  1 2


( F1 D1 / 1  F2 D2 /  2 ) 2 
 F1 D1
(1.6.36)
Из последней формулы можно получить массовый расход, если заданы
давления в начале и в конце газопровода и длина лупинга. Расход
определяется по сравнению с расходом М0 в газопроводе без лупинга (при
равных давлениях до и после увеличения расхода, а также при условии ζ0=ζ1)


x
1
М  М 0 / 1  (1 
 l
F D2  1 2

(1  2
)
F1 D1 2



)



0,5
(1.6.37)
При заданном увеличении расхода газа и том же перепаде давления
необходимо определить длину параллельного газопровода:


2
M0
x  l (1 
) /1  
F
M2
 2
 F1
то


1


D2  1
1
D1 2

2
(1.6.38)
Если диаметр лупинга равен диаметру основного газопровода (D1=D2),
 3
M  M 0 / 1 
 4
4  M 0
l 1
3 
M2
2
x
x

l
0,5
(1.6.39)




(1.6.40)
44
Если требуется увеличить в 2 раза расход газа в газопроводе (М=2М0),
то длина лупинга
x
4  1
l 1    l
3  4
(1.6.41)
т.е. при неизменном перепаде давления на данном газопроводе
необходимо параллельно проложить второй газопровод.
Из анализа расчетных формул следует, что место установки лупинга по
длине газопровода не влияет на гидравлическое сопротивление. Поэтому с
этой точки зрения лупинг может быть установлен в любом месте газопровода.
Увеличивать пропускную способность газопровода можно путем
прокладки участка (вставки) некоторой длины и диаметром, несколько
большим диаметра всего газопровода. Для газопровода со вставкой
рн  рк 
2
2
 2 M 2 zRT (l  x)  2 M 2 zRTx
2
F1 D1

2
F2 D2
(1.6.42)
где х- длина вставки диаметром D2; ζ1 и ζ2 – коэффициенты
гидравлического сопротивления основного газопровода и вставки.
Увеличение пропускной способности найдем относительно пропускной
способности М0 газопровода без вставки

M  M 0 / 1 

2
x  1 F1 D1 x 
* 

l   2 F2 2 D2 l 
0,5
(1.6.43)
Необходимая длина вставки при заданном увеличении расхода и
неизменном перепаде давления
2

 1 M0

M2
x  l
2
 1   2 F1 D1
  F 2D
1 2
2








(1.6.44)
Если условия строительства вынуждают задаваться определенной
длиной вставки, то можно найти необходимый диаметр вставки при
установленном увеличении расхода газа. Расчетные формулы получены при
условии, что коэффициент гидравлического сопротивления основной линии
газопровода после установки вставки большего диаметра останется
неизменным или изменяется незначительно.
При эксплуатации газопроводов возникает необходимость определения
среднего давления в газопроводе, например, для оценки количества газа в
трубопроводе. Для определения среднего давления часто используется
средняя интегральная по длине газопровода величина, т.е.
p
ср

1l
 p ( x)dt ;
l0
(1.6.45)
45
p ( x) 
pн  ( рн  рк )
2
2
2
х
l.
(1.6.46)
Интегрируя, получаем
2

рк
2 

рср   р н 
3
р н  р к 
(1.6.47)
С другой стороны, среднее давление можно определить как среднее
арифметическое рсра  ( рн  рк ) / 2.
Введение среднего арифметического значения равносильно замене
параболического закона изменения давления линейным. Погрешность при
вычислении рср равна
рср 
рср  рсра
рср

( рн  рк ) 3
4( р н  р к )
3
3
(1.6.48)
Если ввести значение r=рн/рк, то
(r  1) 3
рср 
4(r 3  1)
(1.6.49)
При r=1,5 δср=1,32%. Эта погрешность лежит в пределах погрешности
манометров для измерения давления. Это позволяет допустить, что при
значениях r<1,5 для оценочных технологических расчетов р ср можно
принимать средним арифметическим.
Представим отдельный участок газовой сети с отборами газа по его
длине как газопровод, через который в последующие за ним участки
транспортируется транзитный расход газа МТ, а на самом участке отбирается
путевой отбор газа МП (рисунок 1. 13).
Рисунок 1.14- Расчетная схема газопровода с распределенным отбором
При большом числе отборов газа подобный газопровод можно
представить с достаточной точностью как газопровод с равномерным по
длине отбором m=MП/l, где l - длина участка. Тогда пропускная способность
газопровода будет по длине переменной , уменьшающейся от начала
газопровода. В начале газопровода Мн=МТ+МП , в конце газопровода МК=МТ ,
в любой точке по длине газопровода при отчете от конца газопровода
МХ=МТ+mx.(1.6.50)
46
При гидравлических расчетах газопроводов, которые можно отнести к
газопроводам с распределенным отбором, считают как один участок
газопровода без отборов газа с постоянным по длине расчетным расходом
газа. При этом расчетный расход газа выражают в виде МР=МТ+αМП где αкоэффициент, учитывающий влияние на перепад давления соотношения
между транзитным и путевым отборами газа. При введении расчетного
расхода газа перепад давления будет одним и тем же: как у газопровода с
множеством отборов газа и переменной пропускной способностью, так и у
эквивалентного газопровода без отборов газа, но с введением расчетного
расхода газа: М=МТ+αМр . В этом случае
эквивалентный
газопровод
рассчитывается по известной формуле
рн  рк 
2
2
zRTl
2
F D
*M 2
(1.6.51)
Для газопровода с переменным отбором газа имеем
p/ 
v 2
dx  0
2D
M  M Т  m(l  x)  vF
p

(1.6.52)
(1.6.53)
 zRT
(1.6.54)
Преобразуя, получаем
 рdp 
zRT
2 DF 2
M Т  m(l  x)2 dx
(1.6.55)
Интегрируя, в пределах от рн до рк и от 0 до l имеем
рн  рк 
2
2
zRTl
2 DF 2
(M 2T  M T M П 
m 2l 2
)
3
(1.6.56)
Для эквивалентного газопровода величина в скобках должна быть
приравнена
2
2
значению М Р  (М Т  М П )
к
Из
соотношения
М Т  2М Т М П   М П  М Т  М Т М П  М П / 3 найдем величину α. Сокращая и
2
2
2
2
2
преобразуя, получаем
 2  2
МТ  МТ 1 

 0
М П  М П 3 
(1.6.57)
Откуда
2
М  М
М
1
   Т   Т    Т  
МП
 М П   М П 3
(1.6.58)
При МТ=0 α=0,577; при МТ/МП = 1 α=0,52; при МТ/МП = 10 α=0,505.
Величина α колеблется от α=0,577 при отсутствии транзита через
участок газопровода до α=0,5 при больших соотношениях МТ/МП.
Таким образом, зная начальное давление в газопроводе, величины
транзитного и путевого расхода газа и α, определяют конечное давление по
47
формуле для газопровода без отборов газа. Данный подход резко ускоряет
расчет газопроводов с большим количеством отборов газа по длине. Заметим,
что режимы газовых приборов задаются индивидуально, так как входные
давления у них будут разные. Определяющим давлением является давление в
конце газопровода. Если оно соответствует необходимому для конечного
газового прибора, то все остальные работают с повышенным давлением на
входе.
Методика расчета сводится к определению необходимых диаметров
газопроводов и проверке заданных перепадов давлений. Гидравлический
расчет газопроводов среднего и высокого давлений во всей области
турбулентного режима движения газа следует проводить по формуле
 k
рн  рк
vD
 1,45 *10 4  э  1922 вн
lp
Q
 Dвн
2
2



0, 25
.*
Q2
Dвн
2

(1.6.59)
Где рн и рк – абсолютное давление газа соответственно в начале и конце
газопровода; lp – расчетная длина газопровода; кэ – эквивалентная абсолютная
шереховатость внутренней поверхности стенки трубы; v- коэффициент
кинематической вязкости газа (в м2/с) при температуре 0 град. и давлении
101325 Па; DВН – внутренний диаметр газопровода; Q- расчетный расход газа,
м3/ч; р - плотность газа, кг/м3.
По данной формуле построены номограммы для различного состава
газов, широко используемые в практических расчетах газовых сетей.
Номограммы построены в координатах А=рн2 – рк2/lр и расчетного расхода газа
Q для различных диаметров D (рисунок 1.14).
Рисунок 1.15- Номограмма для расчета газопроводов среднего и
высокого давлений
48
Порядок расчета
На основании данных номинальных характеристик потребителей газа
устанавливают конечные давления в тупиковых газопроводах р к, начальное
давление рГРС определяется режимом работы ГРС или газорегуляторных
пунктов.
Выбирают наиболее удаленных от ГРС потребителей газа с точкой
индексации «к» и считают направление потока газа до них основными. Далее
определяют общую длину газопроводов по выбранным основным
направлениям lГРС-к. если основных направлений несколько, то каждое
направление рассчитывают отдельно. Местные сопротивления для
газопроводов высокого и среднего давлений учитываются введением
поправочного коэффициента, при этом считают, что потери на местные
сопротивления составляют 10%, тогда lр= 1,1∑li
Определяют расчетные расходы Q для каждого сосредоточенного
отбора газа и для участков газопровода.
в системах газоснабжения используют правило постоянного перепада
давления на единице длины газопровода, т.е. газопроводов высокого давлений
принято, чтобы величина (рн2-рк2)/lp = А и была близка к постоянной для всех
участков газопровода.
Оценку Аср для каждого основного направления получают как
р
 рк
 ГРС
l р  ГРС к
2
АСР
2
(1.6.60)
По величинам Аср и Q по номограмме выбирают диаметр для отдельных
участков газопровода, который осредняют по стандарту в большинстве
случаев в большую сторону, т.е. в сторону меньших перепадов давлений на
участке газопровода.
Для стандартного диаметра определяют действительное значение
величины
 р 2  рк 2
АФ   н

lр




ф
(1.6.61)
Затем находят
рн2-рк2 =АФlр
(1.6.62)
Выполняют расчет давлений. Поскольку давление ГРС известно, то
расчет можно вести с начала газопровода. При давлении р к, значительно
большем заданного, уменьшают диаметры участков газопровода ближе к
концу основного направления.
После определения давлений по данному направлению выполняют
гидравлический расчет газопроводов – отводов по данной методике, начиная
49
со второго пункта. При этом за начальное давление принимают давление в
точке отброса.
1.7 Расчет режимно - технологических показателей
Для правильного ведения технологического процесса транспорта газа
оперативный персонал КС должен иметь достоверную информацию о
состоянии объекта управления, орежимно-технологических параметрах,
характеризующих состояние процесса. Эту информацию получают путем
фактических измерений параметров и вычислений.
Применение микропроцессорной техники в АСУ ТП КС позволяет
значительно повысить количество расчетных режимно-технологических
параметров по ГПА, КС и КЦ.
При расчете мгновенных значений вычисляемых параметров считается
достаточным усреднение трех значений, а при расчете среднесуточных – всех
результатов, полученных за сутки.
Для КС с газотурбинным приводом производится вычисление
мгновенных, суточных и интегральных значений параметров.
Мгновенные расчетные значения параметров ГПА при работе на кольцо
(К) и магистраль (М) следующие: степень сжатия (для М), объемный расход
газа, м3/мин (для М), удаленность от зоны помпажа, % (для М), эффективная
мощность, МВт (для К и М), расход топливного газа, т/ч.
Суточные значения параметров ГПА при усреднениях за сутки
исходных данных таковы: полная мощность (для К и М), эффективная
мощность (для К и М), располагаемая мощность (для К и М), запас мощности
(для К и М), политропический КПД нагнетателя (для М), удельный расход
топливного газа, коммерческий расход газа. Суточными интегральными
значениями параметров ГПА являются расходы перекачиваемого,
млн.н.м3/сут и топливного газа, т/сут.
По КЦ вычисляются мгновенные значения степени сжатия и
коммерческого расхода.
Суточные значения параметров КЦ при усредненных за сутки исходных
данных следующие: степень сжатия, удельный расход топливного газа,
давление газа на входе в КЦ, температура газа на входе в КЦ, температура
газа на выходе из КЦ, температура газа после АВО.
Суточные интегральные значения параметров КЦ таковы: расход
перекачиваемого газа, расход топливного газа, расход газа на собственные
нужды.
По КС вычисляются интегральные расходы перекачиваемого газа,
топливного газа, газа на собственные нужды.
Технологические ограничения на результаты вычисления параметров
таковы: степень сжатия 1    1,5, приведенный объемный расход
300м3/мин  Q  600м3/мин, удаленность от зоны помпажа 0%  k  50%,
политропический КПД 0,6    0,9.
50
Исходные данные для расчетов приведены ниже:
Вычисление основных режимно-технологических параметров приведено
ниже.
Температура газа, К
T1Н  t1н  273
T2 н  t 2 н  273
TТГ  tТГ  273
Tа  t а  273
Т н  0,5(Т 1Н  Т 2 Н )
Абсолютное давление, МПа
Р1Н  Р n 1н  Ра *10 3
Р2 Н  Р n 2 н  Ра *10 3
РТГ  Р n ТГ  Ра *10 3
РН  0,5( Р1н  Р2 Н )
Характеристики газа, кДж/(кг•К)
b  0,83 0
R  0,287 / b
Средние параметры газа на входе РН, ТН, ∆b и на выходе расчетного
c p
)Н
(
cp
)
R
, R Н :

  0,41  0,04 н
z н  1  н 
 0,061;
2
н 
н

модуля zн, xн,
(
x н  3(1  z н )  0,122
н
;
н
 с р 
6

  Н3 (0,41  0,02 Н );
 R Н Н
 ср 
 c 
k
   0   p  .
 R  Н k0  1  R  Н

TН
10,19 PН
; 
162,8(0,613  b)
47,9  b ;
51
где k0 / k0  1  2,811  0,3506  0,0078TН b .
Параметры газа на входе РН, ТН, ∆b и на выходе расчетного модуля z1н

T1Н
10,19 P1Н
; 
162,8(0,613  b)
47,9  b
z1н  1 
 1н
1н
 0,41  0,04 1н


;

0
,
061
2


1н


Степень сжатия
 н  P2н / Р1н
Показатель политропы
lg  н
nT

nT  1
T
lg 2 н
 Т 1н



Объемный расход газа (м3/мин) через нагнетатель
Q  60 * 7,396
 1н 
Pкн
 1н
,
Р1н *10
z1н RT1н
3
где
Массовый расход газа (кг/ч) через нагнетатель
GН  600QН  1Н
Удаленность (%) от зоны помпажа
QН
 Q мин
nн
k
*100%
Q мин
,
Где Qмин = 6,33•10-2 м3 .
Эффективная мощность
N e  N1н  0,1
N1н  Н Т
G Н 3
10
60
где
HТ 
Т

k
A 2 Н  1;
k  1  Т 1Н

nТ 
k
1  с р 

   х н
;
k  1 z н  R  Н
nТ  1
lg  н
nТ

;
nТ  1
 Т 2Н 

lg
Т
 1Н 
А  z н RT1н. .
Располагаемая мощность
52
Ne
расп
t B  273 Pa N e

t B  273 Pa
0
0
0
 t B 0  273



 T2T
 t B  273

 Ne 

kT 2






Здесь Т2т – приведенная относительная температура за ТНД;
KT2 – фактический температурный коэффициент ТНД;
Nе – приведенная относительная мощность ;
Индекс «0» - номинальные параметры, определяемые в техническом
паспорте ГПА.
Запас мощности
N  N e
расп
 Ne
Политропический КПД нагнетателя
 пол  Н пол / Н Т ,
Где Нпол – политропический напор нагнетателя; НТ – полный напор
нагнетателя:
Н пол 
НТ 
 n 1 
nT
A  n  1;
nT  1 

T

k
A 2 н  1.
k  1  Т 1н

Расход (т/ч) топливного газа ГПА с параметрами входа РТ.Г., ТТ.Г., ∆b;
параметрами выхода
 т. г . 
Т тг
10,19 PН
; 
162,8(0,613  b
47,9  b
z т. г .  1 
 т. г
 т. г
 0,41  0,04 т.г


;

0
,
061
2



т. г


Gт.г. ГПА  7,6514
Рт.г Рт.г
z т.г RTт.г
Расход топливного газа (т/ч), по КЦ
m
Gтг.КЦ   Gтг . ГПА
i 1
Где m – количество работающих ГПА.
Расход перекачиваемого газа КЦ по суммарному расходу ГПА
m
QКЦ   QНi
i 1
10 6
1440
Расход газа на собственные нужды рассчитывается на основании
измеренных и вычисленных параметров газа на входе в цеховую установку
БПТПГ по формуле
Qс.н.КЦ  7,6514
Рс.н. Рс.н.
z с.н. RTс.н.
Средняя за сутки полная мощность ГПА
53
N p  min 1,15 N H ;
H

T  TB
N p  N H k H k об k ут 1  k t B
TB  5

 P1

 0,101 .,

где NH = 16; kH= 0,95; kоб=1; kут =0,995; ТВН=283 К; ТВ= средняя
температура воздуха; Р1- давление на входе в нагнетатель.
Средняя за сутки эффективная мощность ГПА

Ne  Ne
n 1
 Ne
n
 12
Средняя за сутки располагаемая мощность ГПА
Ne
расп

 Ne
n 1 расп
 Ne
nррас
 12
Средний за сутки запас мощности
N З  Ne
расп
 Ne
Средний за сутки политропический КПД ГПА

 ПОЛ   ПОЛ N 1   ПОЛ N
 12
Средний удельный расход топливного газа
g гпа 
GТГ . ГПА
N eГГП
Средний за сутки объемный расход компримируемого газ ГПА
QГПА  (QГПА
n 1
 QГПА )
n
1
2
Коммерческий расход
P
1440 *10 6
Q
QГПА 1H
2,45
z1H T1H
Среднее за сутки давление газа на входе КС

РВХ  РВХ
n 1
 РВХ
n
 12
Среднее за сутки давление газа на выходе КС

РВЫХ  РВЫХ
n 1
 РВЫХ
n
 12
Средняя за сутки температура газа на входе КС

Т ВХ  Т ВХ
n 1
 Т ВХ
n
 12
Средняя за сутки температура газа на выходе КС

Т ВЫХ  Т ВЫХ
n 1
 Т ВЫХ
n
 12
Интегральный расход газа, перекачиваемого КС
k
QКС   QiКК
и
i 1
54
2 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
2.1 Компрессорная станция как объект управления
Моделируемая газопроводная система состоит из длинных
многосекционных
трубопроводов
круглого
поперечного
сечения,
соединяющих компрессорные станции. Трубопроводы имеют разветвления.
Расположение трубопроводов в пространстве считается известным. Стенки
трубопроводов являются абсолютно жесткими, шероховатыми и
теплопроводными. Каждая секция трубопровода имеет одинаковый диаметр и
толщину стенки. Работа кранов и задвижек может моделироваться
изменением площади поперечного сечения трубопровода.
Для конкретизации целесообразно рассмотреть трубопроводную сеть
газотранспортного предприятия. Типовое газотранспортное предприятие
объединяет несколько КС, соединенных между собой многониточными
линейными частями магистральных газопроводов (ЛЧМГ), состоящими из (от
одной до десяти) параллельно проложенных труб большого диаметра (ниток).
Длина ЛЧМГ между соседними КС может изменяться от нескольких десятков
до сотен километров. Рабочее давление в ЛЧМГ, как правило, составляет 4,5-8
МПа. ЛЧМГ прокладывается под землей, на земле, над землей или в воде.
Потребителям газ подается из ЛЧМГ через газораспределительные станции
(ГРС).
КС состоит из одного или нескольких компрессорных цехов (КЦ). В КЦ
установлена группа ГПА. Объединение ГПА в КЦ между собой
осуществляется с помощью системы однониточных трубопроводов высокого
давления – технологических газопроводов (ТГ). Длина ТГ, как правило, не
превышает одной – двух тысяч метров. ГПА можно условно разделить на две
взаимосвязанные составляющие: центробежный нагнетатель (ЦН) и приводы
(электродвигатель ил газовая турбина). ЦН приводится в действие через
муфту. Мощность привода для разных типов ГПА изменяется от 4 до 27 МВт.
КС как правило, оснащена разнотипными ГПА. Даже в случае оборудования
КС одним и тем же типом ГПА, их фактические рабочие характеристики
отличаются.
Для очистки поступающего в ЦН (ГПА) природного газа от твердых и
жидких примесей на КС используются пылеуловители и фильтры-сепараторы
(ПУ). Для обеспечения прочности и устойчивости ЛЧМГ и сохранности
окружающей среды применяется охлаждение транспортируемого газа. В
газовой промышленности для этой цели на КС применяются аппараты
воздушного охлаждения (АВО), позволяющие охладить газ до температуры
порядка 308 К (независимо от времени года).
В зависимости от химического состава, осушки и степени очистки от
посторонних примесей транспортируемый по ЛЧМГ природный газ0 можно
рассматривать как однокомпонентный газ, многокомпонентную газовую
смесь или двухфазную среду (газ-жидкость, пленочное течение) при работе
55
трубопроводных систем все течения газов и газовых смесей по ним считаются
безударными.
В системе управления КС должно быть предусмотрено измерение
температур на входе КС, на выходе КС, измерение температуры газа в
фильтрах,
на входе и выходе АВО.
Необходимо предусмотреть
автоматический контроль давления газа на входе в КС и соответственно на
выходе из КС. Количество поступившего газа на входе КС должно
непрерывно измеряться при помощи массового расходомера. В качестве
датчика используется массовый расходомер MicroMotion, который посылает
непрерывные линейные сигналы 4 – 20 мА, пропорциональные мгновенному
значению массового расхода газа, проходящей через поперечное сечение
трубы за единицу времени. Сигналы
от датчика поступают к
регистрирующим приборам, здесь эти сигналы преобразуются в единицы
массы, и суммирующий механизм выдает сведения о поступившей массе газа
за любой промежуток времени.
В системе управления
необходимо предусмотреть аварийную
сигнализация о превышении допустимого давления в технологическом
газопроводе, а также о превышении давления на в ходе в ГПА. В системе
обвязки ГПА предусмотрено сеть кранов для аварийного или рабочего
управления движением газа, при запуске ГПА и движение газа по кольцу, а
затем при достижение необходимых оборотов ГПА пуске газа через сеть
кранов в магистральный газопровод.
2.2 Постановка задачи управления
Постановка задачи управления процессом состоит в обеспечении
максимума принятого критерия управления, при условии соблюдения
ограничений путем соответствующего воздействия на управляющие величины
с учетом действующих на объект возмущений.
Основным показателем, характеризующим производительность КС
является полезная мощность ГПА, гидравлическое сопротивление линейной
части газопровода, сопротивление потерь в пылеуловителях, режимы работ
КС, величины простоев оборудования
Практически весь добываемый природный газ содержит метан, этан,
пропан, пластовую воду, которая образует с газом гидраты, и различные
механические примеси. Согласно существующей технологии газ,
поступивший в КС, с начало очищается от воды и примесей в фильтрах,
скрубберах, а затем компримируется в ГПА и направляется на охлаждение в
АВО, и подается в магистральный газопровод..
Процессы проходящие в КС можно представить в виде следующей
структурной схемы представленной на рисунке 2.1.
56
Температура расход давление
в МГ
газ из МГ
Компрессорная
станция
на АГРС
Рисунок 2.1- Структурная схема процесса управления КС
Сложность состоит в том необходимо поддерживать свое, строгое
определённое давление и расход газа на входе в КС и на входе в газовую
систему. Поэтому необходимо регулировать давление подаваемого газа на КС.
2.3 Современное состояние моделирования
Математическое моделирование транспорта газовых смесей по
трубопроводным сетям показывает, что при анализе систем транспорта газов,
как правило, используются два подхода: математическое моделирование и
имитационное (ситуационное) моделирование. При этом математическое
моделирование базируется на прямом существенно упрощенном решении
физических уравнений, описывающих течения газов.
Имитационное моделирование, напротив, отталкивается от укрупненных
(феноменологических или аппроксимационных) моделей элементов
трубопроводной системы, что позволяет получать описание газотранспортной
сети в целом. К сожалению, вследствие значительных упрощений, при
помощи имитационных моделей можно получать очень грубые оценки.
Большинство методов моделирования, имеющих практическое
применение в ТЭК, используют те или иные приближенные постановки задач,
приводящие
к
системам
алгебраических
или
обыкновенных
дифференциальных уравнений. Это говорит о том, что прямые численные
методы решения уравнений газодинамики практически не применяются.
Самым простым примером гидравлических расчетов трубопроводных
систем являются так называемые инженерные методы расчета параметров
течения жидкостей и газов по трубопроводам, описанные в многочисленных
справочниках. Эти методы были разработаны на базе аналитических
зависимостей, дополненных соответствующими эмпирическими членами и
коэффициентами. Тепловой расчет трубопроводных систем инженерными
методами производится с помощью простейших зависимостей и
функционально не связан с гидравлическим расчетом.
57
В качестве аналитических зависимостей в инженерных методах
используются формулы, полученные в результате интегрирования
существенно упрощенных дифференциальных уравнений гидродинамики.
Полуэмпирические формулы и полуэмпирические дополнительные члены к
аналитическим зависимостям получают при обработке результатов
натуральных и лабораторных экспериментов. Примеры таких формул можно
увидеть в технической справочной литературе.
В качестве методов получения аналитических зависимостей
применяются методы разделения переменных Фурье, операционные методы
(например, интегральные преобразования Лапласа-Карсона с бесконечными
пределами и интегральные преобразования с конечными пределами), методы
автомодельных решений.
Преимущества инженерных алгоритмов:
- Простота применения;
- Доступность (не требует привлечения компьютерной техники и
высококвалифицированного персонала).
Недостатки инженерных алгоритмов:
-Низкая точность расчетных оценок в случае стационарного
изотермического течения газа;
-Невозможность
практического
анализа
нестационарного
неизотермического течения газа, течения газовых смесей и переходных
режимов течения, возникающих при авариях или нарушении технологии
транспорта газов.
Применение инженерных методов для расчетов параметров течения
однокомпонентного газа в трубопроводных систем ТЭК было оправданным до
появления современных вычислительных средств, доступных специалистам
трубопроводного транспорта. На сегодняшний день основной сферой
применения данных методов могут быть задачи о простейших инженерных
оценках
параметров
изотермического
стационарного
течения
однокомпонентного газа в хорошо изолированных неразветвленных
трубопроводах.
Для построения современных компьютерных газодинамических моделей
трубопроводных
систем,
позволяющих
качественно
имитировать
разнообразные номинальные и аварийные режимы их работы, данные методы
не приемлемы.
В общем случае моделирование транспорта газовых смесей по длинным
трубопроводам сводится к численному анализу полной системы уравнений
Навье-Стокса.
Под термином полная система уравнений Навье-Стокса в данном случае
подразумевается система, включающая в себя уравнения неразрывности,
изменения количества движения, энергии и УРС. Данная система уравнений
замыкается соответствующими краевыми условиями.
До настоящего времени при моделировании трубопроводных систем
полная система уравнений Навье-Стокса без существенных упрощений не
58
использовалась. В качестве основных аргументов при таком подходе
приводились доводы об отсутствии у разработчиков и эксплуатационников
трубопроводов
достаточно
мощной
вычислительной
техники
и
вычислительных
технологий
решения
таких
сложных
систем
дифференциальных уравнений в частных производных. Поэтому
использовались упрощенные математические модели течения газа, и часто
исследовались течения однокомпонентного газа.
Данные упрощенные модели базируются на совместном применении
численных и аналитических способов получения решения. Основным
методом построения таких моделей является сведения исходной системы
дифференциальных уравнений в частных производных к системе
обыкновенных дифференциальных уравнений (СОДУ). Приближение
обыкновенными дифференциальными уравнениями может быть осуществлено
методами разделения переменных и интегральных преобразований, методами
сосредоточения по участкам. При этом отметим, что методы разделения
переменных и интегральных преобразований, применимы только для
линейных уравнений, остальные могут использоваться как для линейных, так
и для нелинейных уравнений в частных производных.
Часто для получения переменных состояния интегрируют исходную
газодинамическую систему уравнений по пространственной координате. В
полученных после интегрирования СОДУ среднеинтегральные переменные
приближают одним из известных способов, например, с использованием
квадратурных формул, разложения данных переменных в степенные ряды,
полинома Эрмита и т.д. В этом случае, среднеинтегральные переменные
выражаются через значения переменных и их производных на границах
интервала интегрирования.
При использовании МКЭ участок трубопроводной сети представляют в
виде соединения отдельных элементарных частей некоторой малой длины,
для описания каждой из которых можно перейти к СОДУ первого порядка.
Число и длину элементарных участков в работе рекомендуются оценивать,
используя частотные методы. Полученные СОДУ легко решаются
численными методами.
Эффективное применение описанных выше методов дифференциальных
приближений требует раздельного рассмотрения задач гидродинамики и
теплообмена, что существенно снижает практическую точность получаемых
результатов.
Преимущество методов дифференциальных приближений:
-Более высокая точность расчетных оценок для стационарных задач (по
сравнению с инженерными алгоритмами) при более экономном
использовании вычислительных ресурсов (по сравнению с сеточными МСС).
Недостатки методов дифференциальных приближений:
-Достаточно низкая точность и надежность расчетных оценок (по
сравнению с сеточными методами) при моделировании нестационарного
59
неизотермического течения газа из-за раздельного рассмотрения задач
гидродинамики и теплообмена.
Использование матричных методов для анализа режимов транспорта
газа по трубопроводам основано на переходе от решения полной системы
уравнений Навье-Стокса к решению аппроксимирующей системы нелинейных
алгебраических уравнений. Порядок анализа нестационарных режимов с
помощью матричных методов следующий:
1) Производится
переход
к
матричным
алгебраическим уравнениям в результате описания моделей
участков газопроводов и соответствующих краевых
условий в виде матриц операторов связи;
2) Применяются алгебраические методы поиска
решения составленных на предыдущем шаге матричных
уравнений согласно топологии системы с учетом
удовлетворения закона Кирхгофа для узлов разветвления
трубопроводов и краевых условий;
3) Определяются
операционные
уравнения,
содержащие параметр времени относительно неизвестных
параметров;
4) Проводится численный анализ операционных
уравнений.
Преимущество матричных методов:
- Для стационарных задач более высокая точность расчетных оценок (по
сравнению с инженерными методами) при более экономном использовании
вычислительных ресурсов (по сравнению с сеточными методами).
Недостаток матричных методов:
- Достаточно низкая точность и надежность расчетных оценок (по
сравнению с сеточными методами) при моделировании нестационарного
неизотермического течения газа из-за существенных упрощений исходной
задачи при построении эквивалентных систем алгебраических уравнений.
Сеточные методы для моделирования трубопроводов применяются
достаточно давно. Однако, до конца прошлого века, при их использовании
задачи газодинамики и теплообмена рассматривались отдельно. С помощью
уравнений газодинамики решались задачи определения полей скорости,
давления. При этом предполагалось, что уравнений неразрывности, движения
и УРС достаточно для решения таких задач при условии, что коэффициенты
вязкости и плотность газа зависят только от давления.
Задачи теплообмена газа с окружающей средой решались без учета
изменения давления во времени в предположении стационарности процессов.
60
Это объяснялось тем, что постоянная времени переходных тепловых
процессов в трубопроводных системах в десятки раз больше постоянной
времени переходных процессов гидродинамики. В тоже время результаты
численного анализа газодинамических процессов транспорта газа показывают,
что изменение скорости потока газа по длине газопровода оказывает
существенное влияние на характер и интенсивность теплообмена газопровода
с окружающей средой. В свою очередь, изменение температурных полей в
окружающей среде приводит не только к новому распределению скорости, но
и к режиму изменения течения газа.
При оптимизации затрат на транспорт газа по трубопроводным сетям
основной упор в отечественных и европейских программно-математических
продуктах (например, программа «OPTIMPC») делается на решение
классической транспортной задачи для установившегося распределения
газовых потоков по газопроводам. Американские
разработчики
оптимизационных моделей стоят свои алгоритмы на базе методов ДП. Это
объясняется спецификой газопроводов США. В этих странах широко
используются электроприводные ГПА, которые, по сравнению с
газотурбинными ГПА, легко остановить, а затем включить в работу. Таким
образом задача оптимизации в основном сводится не к подбору потребной
производительности каждого агрегата, соответствующей минимуму
энергозатрат, а к определению схемы включений и отключений ГПА.
И так для качественного обеспечения нужд трубопроводного транспорта
необходимо создать современные методы, вычислительные технологии и
соответствующее
программно-математическое
обеспечение,
которые
позволяют с высокой точностью рассчитывать параметры безопасного
оптимального транспорта газов в динамических и стационарных режимах. Для
повышения безопасности трубопроводных систем они должны адекватно
моделировать не только номинальные, но и аварийные режимы транспорта
газов.
2.4 Математическая модель КС
Назначение компрессорной станции- повышение давления газа для
компенсации потерь на трение при транспортировке его по трубам. Основным
объектом КС является компрессорный цех, оснащенный необходимым
оборудованием для компримирования газа. В нормальных условиях цеха КС
работают параллельно, однако в некоторых ситуациях оказывается выгоднее
образование сложных конфигураций из цехов с прилегающими к ним
линейными участками[2].
Под выходом цеха понимают точку, в которую газ попадает, пройдя
входные коммуникации и где его давление понижается на величину ∆p вх ,а
температура остается практически неизменной, т.е.
∆pвс =pвх-∆pвх; Твс=Твх ,
61
(2.4.1)
Где p,Т-давление и температура. Индекс «вс» отмечает параметры на
входе цеха, а «вх»- на входе КС .
Величина ∆pвх зависит от расхода газа, но надежные методы ее замера
для оперативной корректировки параметров соответствующих моделей
отсутствуют и при расчетах оперируют усредненными значениями потерь.
Цех включает в себя собственно компрессорное оборудование, систему
охлаждения транспортируемого газа и выходные коммуникации. Давления на
выходе КС pвых и на выходе цеха pнаг связаны соотношением
∆pвых = pнаг-∆pвых-∆pохл,
(2.4.2)
Где ∆pвых, ∆pохл – потери давления в выходных коммуникациях и в
системе охлаждения соответственно.
Для параметров ∆pвых и ∆pохл применимо замечание, приведенное ранее
относительно ∆pвх . изменением температуры газа в коммуникациях
пренебрегают. Тепловой расчет системы охлаждения является предметом
специального рассмотрения. Температуру газа на выходе КС Твых определяют
из условия теплового баланса
Твых= ∑qiТвыхАВОi/ ∑qi
(2.4.3)
где ТвыхАВО – температура газа на выходе системы охлаждения, К;
q – коммерческий расход, млн.м3/сут; индекс указывает на номер цеха;
m- число цехов; i=1,2,..,m.
Структура функционирующего цеха определяет схема соединения
работающих газоперекачивающих аппаратов. Схему образуют параллельно
работающие группы ГПА, каждая из которых формируется путем
последовательного включения агрегатов. Порядковый номер ГПА в группе по
направлению течения газа называется ступенью, а их число в группе- числом
ступеней сжатия. В подавляющем большинстве случаев все группы работают
с одинаковым числом ступеней. При проведении режимно-технологических
расчетов часто не индивидуализируют ГПА в цехе, схема цеха в этом случае
формализуется двумя показателями- числом одинаковых групп А и числом
одинаковых ГПА в каждой группе В, что описывается в виде А х В. В цехе
возможны различные схемы, так как обвязка предусматривает разнообразные
варианты соединения ГПА. В нормальных условиях функционирования из
соображения надежности газоснабжения не разрешает загрузку всех
установленных в цехе ГПА. Предполагают , что узел входа каждой группы
(первого ГПА) совпадает с узлом «входа» цеха, а узел выхода группы
(последнего ГПА) – узлом «нагнетания» цеха.
ГПА можно разделить на три вида. Газомотокомпрессоры (ГМК) или
поршневые ГПА, характеризуют небольшой расход газа, но они могут
обеспечивать значительную степень сжатия, работая в одну ступень. Два
других вида ГПА различаются типом привода к центробежному нагнетателю
(ЦН). На ГПА с электроприводом (ЭП) практически невозможно регулировать
частоту вращения, на ГПА с газотурбинным приводом такая возможность
существует. Полнонапорные ГПА конструктивно выполнены таким образом,
62
что обеспечивают режим компримирования аналогичный группе из двух
обычных ГПА. Такие агрегаты в цехе могут соединяться только параллельно.
Для неполнонапорных
ГПА допускается работа в одну, две, а в
исключительных случаях и в три ступени. В одном цехе устанавливается ГПА
лишь одного из трех выделенных видов. Имеется широкая номенклатура
конкретных типов ГМК, приводов и ЦН. Причем между типом ЦН и
приводом к нему в общем случае нет однозначного соответствия. Связь между
приводом и ЦН в математической модели КС формализуется следующим
образом :
N= 0,95ηмN (2.4.4)
где N-внутренняя мощность нагнетателя, характеризующая конкретный
режим работы ГПА, кВт; N- мощность, потребляемая нагнетателем, кВт;
ηм – механический коэффициент полезного действия нагнетателя и
редуктора. Основой для расчета ЦН служит приведенные характеристикифункции Є (nПР, Qпр ), fN(QПР) и fn (QПР), позволяющие рассчитать степень
сжатия Є, внутреннюю мощность N и политропический К.П.Д. n пол при
различных условиях на «входе» ЦН по формулам
Є = Є (nпр, Qпр); Є = pнаг/pвс;
(2.4.5)
3
3
N =10 pвсn /zвсRTВСfN(QПР);
(2.4.6)
Nпол =fn(QПР),
(2.4.7)
где pвс, pнаг – давление всасывания и нагнетания соответственно, МПа;
nпр – приведенная относительная частота вращения
nпр = (Fпр/Fвс)1/2•n; Fвс = zвсRTвс,
(2.4.8)
где n – относительная частота вращения;
Fпр – параметр, определяемый аналогично Fвс и играющий роль
нормирующего коэффициента при построении характеристик;
zвс – коэффициент сжимаемости;
QПР – объемный расход ЦН (м3/мин):
QПР = Q/n =0,24qzвсТвс/ pвсn,
(2.4.9)
3
Здесь Q – объемный расход м /мин, q – коммерческий расход млн.м3/сут;
R-газовая постоянная, кДж/(кг•К):
R=0,283/∆, где
(2.4.10)
∆ - относительная плотность газа по воздуху.
Температуры газа на всасывании Твс и нагнетании Тнаг связаны
соотношением
Т наг  Т вс  0, 235/ пол
(2.4.11)
Значения коэффициента сжимаемости считается одинаковыми на
всасывании всех агрегатов. Наличие в модели двух переменных (см. формулу
2.4.5) создает значительные неудобства. Широко распространен подход,
предусматривающий
введение
ряда
упрощенных
предположений,
позволяющих ограничиться описанием гидравлической характеристики КС с
использованием функции одной переменной. Этот подход базируется на
представлении эффективного напора
63
Н ЭФ
  а;  ;     1
Fвс
а , а = 0,235/ηпол
(2.4.12)
В виде
Н эф  n 2 FПР f  (QПР )
(2.4.13)
Из соотношений (2.4.12) и (2.4.13) следует, что
n2
FПР
f  (QПР )   (а,  )
FВС
(2.4.14)
Где функция fε характеризует конкретный тип ЦН, а ω – универсальная
функция. При проведении практических расчетов можно пренебречь
зависимостью а от приведенного расхода. Окончательно получаем
n2
FПР
f  (QПР )   (а,  )
FВС
(2.4.15)
При малых степенях сжатия можно пренебречь также зависимостью ω
от а и использовать более удобные приближенные представления для ω.
Существенно, что функция ω(а,ε) возрастает по второму аргументу, т.е.
 (а,  )

>0;  (а,  ) >0.
(2.4.16)
Функции fε, fn, fη обычно аппроксимируются многочленами второй,
третьей м четвертой степени соответственно.
Наряду с (2.4.6) допускается использование приближенной формулы для
расчета внутренней мощности
N  13,34
z вс Tвс q
 cp
(   1)  55,6
pвс Qвс
 ср
(   1)
(2.4.17)
Причем при отсутствии данных рекомендуется принимать а=0,8.
расчеты показывают, что в реальной области изменения режимов формула
(2.4.17) в зависимости от типа ЦН дает погрешность не более нескольких
процентов, которая может быть уменьшена путем введения поправочного
коэффициента, определяемого из условия близости результатов расчетов по
моделям (2.4.6) и (2.4.17). Отметим, что формула (2.4.17) может быть
использована и для цеха в целом.
Для ГМК существуют загрузочные характеристики, которые можно
интерпретировать как задание функции N/pвс и Qвс в зависимости от степени
сжатия. Расчетный способ определения параметров ГМК приведен в
нормативном документе.
Под располагаемой NP понимают предельную мощность на муфте
нагнетателя, которую может развить привод в конкретных эксплуатационных
условиях. Величина NP в общем случае зависит от конструктивных
характеристик привода, его технического состояния и атмосферных условий.
Существенным моментом является значительное влияние на NP
газотурбинной установки атмосферных температуры Та и давления ра.
Расход газа на собственные нужды компрессорного цеха рассчитывают
по формуле
64
qсн  DzвсTвс lg 
(2.4.18)
Где D – коэффициент зависящий от температуры атмосферы, числа
ступеней сжатия и ряда нормативных коэффициентов, характеризующих тип
привода и конкретные условия функционирования цеха и не зависящих от
режима работы; ε – степень сжатия.
Наиболее распространенный способ охлаждения газа на КС
предусматривает использование аппаратов воздушного охлаждения, которые
обычно устанавливают на выходе цеха и включают по параллельной схеме.
Для расчета АВО существует методика, но она довольно сложна, и ее
использование приводит к ощутимому увеличению затрат машинного
времени при решении оперативных режимно - технологических задач. Этот
фактор, а также неопределенность исходных данных – следствие отклонения
некоторых конструктивных параметров АВО от паспортных –
предопределяют использование более удобных упрощенных методик. Такие
методики основаны на графических зависимостях и дают погрешность в
пределах нескольких процентов, что вполне допустимо для практических
расчетов.
Модель АВО можно представить в виде
Tвх. АВО  Т ВЫХ . АВО  f АВО (q) f T f (Ta , q) f c p (c p , q) f(, q)(TВХ . АВО  Т а )
(2.4.19)
где ТВХ. АВО ТВЫХ.АВО – температура газа на входе и выходе АВО;
q- коммерческий расход АВО.
Функции fTa, fCp, fΔ отражают поправки на отклонение атмосферной
температуры Та удельной теплоемкости газа ср и относительной плотности
газа по воздуху Δ от принятых базовых. Они представлены в виде семейства
прямых, каждая из которых соответствует определенному значению
коммерческого расхода q, следовательно, их аналитические представления
имеют вид
f Ta (Ta , q)  1  a(q)(Ta  30)
f C (C p , q)  1  b(q)(C P  0,6)
P
f(, q)  1  c(q)(  0,6)
(2.4.20)
где a,b,c – угловые коэффициенты соответствующих прямых.
Обработка графиков приводит к зависимостям
a(q)  0,00005q
b(q)  0,00284q 2  0,1095q  0.32372
c(q)  0,00234q 2  0,09559q  0,30302
(2.4.21)
Анализ вида зависимоcтиfАВO(q) для различных типов АВО приводит к
выводу о целесообразности ее представления в форме
f АВО (q)  Aq B
(2.4.22)
65
где А,В, - коэффициенты, определяемые методом наименьших квадратов.
Необходимо отметить, что параметры модели АВО зависят не только от
типа аппарата, но и от управляющих воздействий, в качестве которых могут
выступать частота вращения и угол поворота лопасти вентилятора,
отключение нескольких либо всех вентиляторов и некоторые другие. Поэтому
для определения А и В целесообразно использовать базовые расчеты по
уточненным методикам.
Математическая
модель
КС,
кроме
описанных
моделей
технологического оборудования, включает несколько групп соотношений.
Первая группа формализует условия материального баланса расходов,
температур и давлений в узлах стыковых звеньев, представляющих собой
отдельные ГПА, цеха и АВО.
Принцип формирования соответствующих уравнений достаточно
очевиден и они непреведены. Вторая группа условий отражает
технологические ограничения на работу оборудования. Они имеют форму
неравенств.
Для ЦН существуют ограничения снизу и сверху по частоте вращения и
приведенному расходу, а также ограничения сверху по мощности, т.е.
nmin  n  nmax
QПР. min  QПР  QПР. max
N  N MAX
(2.4.23)
Давление на выходе не должно превышать некоторого предельного
значения, зависящего от прочности труб. Производительность цеха
ограничена сверх требованиями устойчивой работы вспомогательного
оборудования. Иногда в модель вводят ограничение на степень сжатия его
правильнее интерпретировать не как технологическое , а как косвенный
способ учета фактического состояния оборудования.
Вводят ограничения и на режимы работы АВО: расход одного аппарата;
перепад между температурой газа на входе и атмосферой. Охлаждение
возможно до температуры, несколько превышающей температуру атмосферы.
Охлаждение ниже температуры грунта с точки зрения экономии ресурсов на
транспорт газа нецелесообразно, так как газа нагревается на последующем ЛУ
за счет теплопередачи.
К ограничениям второй группы могут быть отнесены условия,
отражающие свойства функций, задающих характеристики ЦН, и
справедливые в области допустимых режимов работы оборудования:
f  (QПР )  0; f '  (QПР )  0; f " (QПР )  0;
(2.4.24)
f N (QПР )  0; f " N (QПР )  0;
(2.4.25)
3 f N (QПР )  QПР f ' N (QПР )  0
(2.4.26)
f ' N (QПР. min )QПР. min  f N (QПР. min )  0;
(2.4.27)
(2.4.28)
0.2  a  0.5.
66
При математическом моделировании необходимо иметь ввиду
следующие обстоятельства:
1. при реализации некоторых вычислительных процедур,
особенно итерационных (гидравлический расчет сложных
сетей), возникает необходимость использования моделей
объектов при значениях параметров, выходящих за границы
определяемого технологией процесса диапазона. В таких
случаях необходимо распространять модели на область вне
допустимого диапазона с обеспечением сохранения свойств,
требуемых вычислительным алгоритмом.
2. На этапе построения математического описания
конкретных объектов (определение параметров модели) из-за
неточностей
исходной
информации,
например
при
использовании реальных диспетчерских данных, может
оказаться, что модель не удовлетворяет свойствам, на которые
опираются методы решения задач. Негативные последствия
такой ситуации применительно к АСУ ТП очевидны. Поэтому
на этапе расчета параметров модели необходимо исключать
такие ситуации. Проиллюстрируем сказанное на построении
математического описания ЦН.
Фигурирующая в соотношении (2.4.18) функция fε должна быть
невозрастающей, что используется при построении большинства алгоритмов
решения режимно-технологических задач транспорта газа. Однако при
определении коэффициентов аппроксимации многочленов вида
2
f  (QПР )  a2 ; QПР  a1QПР  a0
(2.4.29)
в ряде случаев оказывается, что вершина оптимальной параболы лежит
правее точки QПР = QПР.min , т.е. имеет место немонотонностьfε на отрезке
[QПР.min, QПР.max]. Чтобы избежать таких эффектов при реализации метода
наименьших квадратов, необходимо учитывать дополнительное условие

a1
 QПР. min
2a 2
(2.4.30)
Условие выпуклости (а2<0) в явном виде можно не учитывать, так как
его нарушение однозначно свидетельствует об ошибочности исходных
данных и продолжение расчетов не имеет смысла. Таким образом, задача
определения коэффициентов ai сводится к минимизации функции
 (a0 , a1 , a2 )   (a2 QПР. j 2  a1QПРj  a0  f J ) 2
j
(2.4.31)
при учете неравенства (2.4.32), где индекс j указывает на номер точки в
выборке. Решение этой задачи квадратичного программирования реализуется
67
в точке безусловного минимума функции либо на границе области. Поэтому
решение задачи разбивается на два этапа. Первый этап предусматривает поиск
безусловного минимума функции ψ обычным МНК. Если условие (2.4.32)
выполняется, то найденные значения ai являются искомыми. В противном
случае на втором этапе решается задача поиска минимума функции
 (a0 , a2 )   a2 (QПРj  2QПР min )QПРj  a0  f j 
2
j
(2.4.32)
которая сводится к решению системы двух линейных уравнений
относительно a2 и а0. Значение а1 определяют из соотношения а1= -2а2QПРmin .
Вершина искомой параболы в этом случае лежит в точке с абсциссой: QПР =
QПРmin .
Как ограничения можно также интерпретировать условия на выбор
управляющих воздействий. Сравнительно оперативно могут осуществлятся
следующие воздействия: изменение схем работы цехов; изменение частоты
вращения ГТУ; смена колес ЦН или изменение угла поворота лопаток;
установка или изменение параметров направляющего аппарата; подключение
дополнительных
полостей
на
ГМК.
При
уменьшении
объема
транспортируемого газа допускается полное отключение цехов, вплоть до
остановки КС. В последнем случае параметры на выходе принимают равными
соответствующим параметрам на входе КС. Кроме перечисленных, допускают
такие неэкономные способы регулирования работы КС, как редуцирование
газа (понижение давления с использованием большого местного
сопротивления – не полностью закрытого крана) и байпасирование (перепуск
газа с выхода на вход КС). Очевидно, что различные способы регулирования
не равноценны с точки зрения как времени их реализации, так и влияния на
показатели эффективности транспорта газа. В практике управления ГТС
накоплен значительный опыт, являющийся основой для выработки
рекомендаций по использованию тех или иных воздействий в типичных
ситуациях, что позволяет упростить алгоритмы моделирования КС, повысить
технологичность результатов и сократить время счета.
2.5 Разработка информационного алгоритмического обеспечения
Чтобы решить поставленные задачи по управлению технологическими
переменными процесса, необходимо создание информационного обеспечения,
базирующееся на сборе и обработке аналоговой и дискретной информации о
технологических переменных процесса, контроля и выдачи управляющих
сигналов и проверке заданной точности их выполнения.
В целях управления КС необходимо кодировать и передавать
микроконтроллерам следующие технологические переменные:
— температуру газа на входе в КС;
—Температуру газа на выходе КС;
— давление газа на входе КС;
68
— давление газа на выходе КС;
— расход газа на входе КС;
— расход газа на выходе КС;
—температура газа на входе АВО;
— температура газа на выходе АВО;
—давление газа на входе АВО;
—давление газа на выходе АВО;
Сигналы от датчиков, несущие информацию о переменных процесса,
поступают на входы аналоговых модулей микроконтроллеров GE Fanuc 90-30,
который анализирует их величины и передает соответствующие управляющие
сигналы через выходы модулей на исполнительные механизмы управляющих
кранов. Вся необходимая информация о ходе технологического процесса
отображается на экране компьютера в графическом виде, удобной для
восприятия оператором, наблюдающем за процессом. В случае выхода
контролируемых переменных процесса за пределы ограничений, на экране
компьютера появляется окно предупреждения с одновременной подачей
звукового сигнала.
2.6 Разработка технического обеспечения
2.6.1 Выбор и обоснование комплекса технических средств
Техническое обеспечение представляет собой комплекс технических
средств, включающих в себя:
- вычислительную технику, микроконтроллеры позволяют получить
информацию о значениях технологических параметров процесса и
состояния технологического оборудования;
- средства обработки и хранения информации;
- средства вывода и реализация управляющих воздействий;
- средства представления информации;
- рабочие станции (пульты управления) оператора – технолога.
Управление всеми техническими средствами возлагается на
микроконтроллер. Оператор – технолог непрерывно общается с
микроконтроллером посредством рабочей станции, запрашивая и получая
сведения о значениях параметров технологического процесса, вводит новые
установки и другие сведения о параметрах, которые не контролируются
автоматическими приборами. После сбора и обработки полученной
информации об объекте управления микроконтроллер выполняет в
соответствии с заданными и хранящимися в ее памяти алгоритмами
необходимые расчеты и выдает управляющие воздействия на исполнительные
устройства.
Основными
элементами
АСУ
является
программируемый
микроконтроллер и рабочая станция, позволяющие обрабатывать и хранить
большие объемы информации. Исходя из характеристик объекта управления и
69
основываясь на требования, предъявляемые к выбору комплекса технических
средств системы управления, выбираем контролер GEFanuc 90-30 фирмы
GeneralElectric.
Контроллер GEFanuc 90-30 относится к семейству гибко
программируемых систем управления, состоящих из множества совместимых
друг с другом компонентов, среди которых интеллектуальные модули ввода –
вывода. Эти модули снабжены встроенным микропроцессором и способны
автономно выполнять критичные к времени выполнения задания,
поддерживая связь с процессом с помощью собственных входов – выходов.
Применение интеллектуальных модулей позволяет существенно разгружать
центральный процессор, использовать его вычислительные возможности для
решения множества других задач.
Предлагаемая
структура
КТС
удовлетворяет
современным
международным стандартам. Это касается базового программного
обеспечения, аппаратных и программных коммуникационных протоколов,
магистральных шин, конструктивов.
Структура комплекса технических средств имеет трехуровневую
иерархию:

операторная станция (Datapanel);

программируемые контроллер (GE Fanuc 90-30);

датчики, измерительные преобразователи, местные системы
управления исполнительными механизмами.
Условно технические средства первого уровня иерархии отнесены к
техническим средствам верхнего уровня, второго и третьего уровней – к
техническим средствам нижнего уровня.
В данном проекте Datapanel является инструментом оператора при
управлении технологическим процессом, обеспечивающее хранение и
техническую поддержку выполнения общего и специального программного
обеспечения, в том числе:

типовую обработку информации;

визуализацию информации о ходе технологического
процесса в виде мнемосхем, графиков, текстовых сообщений;

прием и передачу управляющих воздействий от оператора;

протоколирование и документирование;

хранение и ведение конфигурации системы;

контроль и диагностику состояния устройств;
70

сигнализацию о всех внештатных событиях, возникающих
пpи работе;

координирование, функционированием программируемых
контроллеров, осуществляя прием информации о состоянии
контролируемых объектов из ПК и передачу команд в ПК;

контроль доступа в систему.
Программируемый контроллер (ПК) является микропроцессорным
устройством, архитектура которого построена по принципу объектного
ориентирования и оптимизирована для работы в распределенной системе
управления в реальном масштабе времени и решения следующих задач:

получение информации от датчиков (преобразователей)
ТОУ;

первичная обработка информации;

контроль состояния измерительных каналов;

поддержка обменов с и местного пульта;

исполнение алгоритмов управления и выдачи управляющих
воздействий на приводы технологических узлов.
В состав ПК входят технические средства управления, сбора, хранения и
обработки информации:

центральный
процессор
осуществляет
выполнение
возложенных на ПК алгоритмов по управлению и сбору данных,
организует обмен данными между техническими средствами ПК и
поддерживает связь с техническими средствами верхнего уровня;

цифровые
и
аналоговые
модули
осуществляют
преобразование в цифровой вид информации от датчиков
(преобразователей)
или
выдачу
управляющих
воздействий
непосредственно на исполнительные механизмы.
Связь программируемого контроллера с Datapanel организована через
сеть PROFIBUS-DP.
Система аппаратно может быть разделена на две части:
- процессорная часть,
- дополнительная часть.
Процессорная часть включает в себя:
- панель оператора Datapanel,
71
- блок питания 24/48 VDC, стандартный,
- центральный процессор GE Fanuc 90-30,
- модуль ввода аналоговых сигналов 16 входов, измерение сигналов
напряжения/ силы тока/ термопар/ сопротивления, прерывания, диагностика;
- модуль ввода-вывода дискретных сигналов, оптическая изоляция, 32
входа. 5/12/24-VDC- вывод. модуль вывода дискретных сигналов, оптическая
изоляция, 8 выходов=24В.
Технические средства нижнего уровня предназначены для сбора и
обработки информации о состоянии технологического оборудования, решения
задач управления и выдачи управляющих воздействий и включают в себя все
аппаратные средства системы, предназначенные для преобразования
физических величин в электрические сигналы, воспринимаемые этим уровнем
системы.
В состав технических средств нижнего уровня входят датчики,
нормализующие преобразователи, мультиплексоры, системы управления
исполнительными механизмами, автономные системы контроля, система
пожарной
сигнализацией,
источники
питания,
программируемые
контроллеры, адаптеры локальной сети нижнего уровня, модули устройства
связи с объектом, шкафы программируемых контроллеров, шкафы приборных
устройств.
Выбор ТС ПК базировался на следующих принципах:

работа в распределенной системе управления в реальном
времени (аппаратная поддержка обмена с техническими средствами
выше и нижестоящими по уровню иерархии, высокое быстродействие и
т.д.);

совместимость с программным
выполнению алгоритмов управления объектом;

обеспечением
по
открытая архитектура;

обеспечение
высокой
степени
соответствующей требованиям безлюдных технологий;

и
надежности,
объектно-ориентированная компоновка;

применение современной микропроцессорной техники с
учетом принципов стандартизации и унификации.
Реализация вышеизложенных принципов при проектировании ПК
осуществлена модульной компоновкой, применением современных средств
вычислительных техники, совместимых с программным обеспечением,
применением стандартных интерфейсов.
72
ПК реализован на технических средствах семейства GE Fanuc. Изделия
этой фирмы соответствуют требованиям ISO 9001 и предназначены для
работы в промышленных системах управления, функционирующих в
реальном времени.
ПК осуществляет сбор информации о работе узлов (или подсистем)
технологического оборудования путем опроса датчиков аналоговых и
дискретных сигналов (или сигналов вторичных преобразователей)
следующего вида:

унифицированные сигналы тока 4 - 20 мА;

дискретные сигналы "сухой" контакт 24 В;

сигналы переменного напряжения 10mВ;

сигналы с термометра сопротивлений Pt100.
К периферийным техническим средствам в данном проекте отнесены
первичные (датчики) и вторичные преобразователи сигналов измерения
температуры газа.
Критерий выбора первичных преобразователей базировался на
следующих принципах:

устойчивость к воздействию климатических факторов
должна соответствовать группе эксплуатации ТС1 по ГОСТ 15150-69,
что обеспечивает сохранение работоспособности в диапазоне температур
от - 40 до + 60 оС, влажности воздуха 100 % при температуре 25 оС;

устойчивость к механическим воздействиям должна
соответствовать группе эксплуатации F2 по ГОСТ 12997-84, что
обеспечивает сохранение работоспособности при синусоидальной
вибрации с частотой от 10 до 500 Гц и смещением до 0,15 мм;

соответствие
диапазона
контролируемого параметра;
преобразователя
диапазону

наличие защиты типа "взрывонепроницаемая оболочка" или
"искробезопасная электрическая цепь";

наличие в составе датчика (по возможности) вторичных
преобразователей;

требуемая точность.
73
Рисунок 2.2- Структурная схема комплекса технических средств
73
2.6.2 Разработка функциональной схемы автоматизации
Схема
автоматизации
предусматривает
контроль
следующих
переменных процесса[5]:
1) Температура
газа на входе АВО определяется при помощи
термометра сопротивления ТСП Метран-226 (позиция 1а) сигнал от которого
поступает на вход в контроллер GEFanuc 90-30 (IC693CPU311).
2) Температура газа на выходе АВО и на выходе КС определяется при
помощи ТСПУ Метран-276Exia (позиция 2а,3a) сигнал от которого поступает
на вход в контроллер GEFanuc 90-30 (IC693CPU311).
3) Давление газа на входе АВО, на выходе АВО, в системе высоко
давления , на входе и выходе КС измеряется при помощи датчика
избыточного давления 3051 Метран (позиция 4а, 5а,9а, 10а) сигнал от
которого поступает на вход в контроллер GEFanuc 90-30 (IC693CPU311).
4) Давление газа в системе низкого давления, на входе и выходе
скрубберов измеряется с помощью датчика Метран – 55-ДИ-515 с цифровым
сигналом на базе HART (позиция 6а, 7а,8а) сигнал от которого поступает на
вход в контроллер GEFanuc 90-30 (IC693CPU311).
5) Расход газа на входе КС и выходе КС, и расход газа в первой нитке, и
во второй нитке измеряется при помощи расходомера МicroMotion модели
BASIS (позиция 11а, 12а) сигнал от которого поступает на вход в контроллер
GEFanuc 90-30 (IC693CPU311).
6) Положение кранов измеряется встроенными датчиками положения
(позиции 13г-15г) сигнал от которых поступает на вход в контроллер АI
(IC693ALG223).
74
Рисунок 2.3- Функциональная схема автоматизации
75
2.7 Разработка программного обеспечения
Пакет программного обеспечения VersaPro предназначен для
конфигурирования,
определения
коммуникаций,
программирования,
тестирования и обслуживания, документирования и архивирования созданных
проектов для программируемых логических контроллеров системы GE Fanuc.
Данный пакет является частью стандартных инструментальных средств, он
может быть дополнен инжиниринговыми пакетами, облегчающими
пользователю работу над сложными проектами. VersaPro – это современная
система, работающая в среде Windows 95/98/NT/XP. Также VersaPro
поддерживает программирование контроллеров GE FanucSeries 90-70.
VersaPro также решает много задач, которые до этого должны были
выполняться «вручную. Он также доступен как пакет программ для ПК
(Windows 95 / NT).
VersaPro имеет открытую архитектуру тесно сотрудничает с
независимыми производителями периферийных устройств, что позволяет в
полной мере охватить все прикладные задачи, используя контроллеры серии
90-30. Поддерживаются сети:
- Profibus- DP (Master & Slave);
- Interbus- S (Slave);
- World FIP (Master & Slave);
- LonWorks (Master);
- DeviceNet (Master);
- Modbus RTU (Master & Slave).
Имеются средства разработки программных модулей на «С»,
“StateLogic” и “SFC”.
3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Экономическое обоснование внедрения системы управления
газопроводом
Получение наибольшего эффекта с наименьшими затратами, экономия
трудовых, материальных и финансовых ресурсов зависят от того, как решает
предприятие вопросы снижения себестоимости продукции.
Выявление резервов снижения себестоимости должно опираться на
комплексный технико-экономический анализ работы предприятия: изучение
технического и организационного уровня производства, использование
производственных мощностей и основных фондов, сырья и материалов,
рабочей силы, хозяйственных связей.
В данном проекте предлагается система управления газопроводом, как
один из способов снижения себестоимости природного газа.
Снижение
себестоимости
достигается
за
счет
увеличения
производительности системы путем установки более совершенных,
современных средств автоматизации. Также появляется возможность
дистанционного контроля и регулирования оборудования, что позволяет
снизить затраты на обслуживающий персонал.
Немаловажным моментом является функция предотвращения помпажа,
процесса, вызывающего нестабильную работу или даже механическое
повреждение компрессора, то есть аварийную остановку. Это позволяет
избежать убытков вследствие простоя, а также затрат на ремонт. [9]
Автоматизированные системы управления производством могут быть
эффективны для любого предприятия, так как объем автоматизации
управления может быть соизмерен с требованиями предприятия
в
зависимости от его спецификации. Экономический эффект от применения
системы управления обуславливается прежде всего повышением
эффективности автоматизируемого производства, определяемым повышением
качества и надежности управления, снижением потерь, повышением
производительности.
Основными источниками экономии при создании системы управления
являются: Оптимальное планирование работы системы; Сокращение сроков
разработки новых технологических процессов в результате применения
средств вычислительной техники; Повышение качества управления и общего
организационного уровня производства; Снижение трудоемкости управления,
повышение производительности труда работников; Оперативный расчет
основных технико-экономических показателей системы и участка; Лучшее
использование оборудования, увеличение сроков его службы, устранение
аварий и предусмотренных планом остановок; Увеличение загрузки
оборудования по мощности и времени, в связи с этим увеличение объема
производства; Сокращение непроизводственных расходов.
Факторами, определяющими экономичность, являются размеры
удельных капитальных затрат, потери газа на газопроводе, затраты
электроэнергии, турбинного масла и прочих материалов, затраты, связанные с
ремонтом и амортизацией оборудования, а также связанные с привлечением и
использованием персонала.
На сегодняшний день важнейшей задачей технологического процесса
является переход на безвахтенное обслуживание газопровода с
дистанционным контролем и управлением режима и оборудованием, а также
совершенствование датчиков и средств автоматизации позволяют получить
значительный экономический и социальный эффект за счёт снижения занятых
рабочих.
3.2 Капитальные затраты на создание системы автоматизации
Капитальные
затраты на
создание системы
складываются из следующего:
заработная плата разработчиков (с отчислениями);
затраты на приобретение средств автоматизации;
затраты на монтаж.
автоматизации
3.2.1 Заработная плата разработчиков
Для разработки и внедрения системы автоматизации требуется персонал
с соответствующими затратами на заработную плату, приведенными в
таблице 3.1.
Таблица 3.1- Затраты на заработную плату
Специальность
Консультант
Проектировщик
Программист
Итого (ЗПобщ)
Кол-во,
чел.
Срок
внедрения,
мес.
Месячный
оклад,
тенге
1
1
1
3
3
3
165000
110000
195000
Всего,
тенге
495000
330000
585000
1410000
Рассчитаем заработную плату разработчиков с отчислениями на
социальные нужды:
С 01.04.2012 года МРПсоставляет1 618 тенге.
nмес - количество рабочих месяцев = 3
Нсоц=(ЗПобщ – 14МРП·nмес- (Нп·ЗПобщ /100%))·Нс
где Нп- нормативные отчисления в пенсионный фонд,10 %; Нс нормативные отчисления на социальные нужды, 11%
Нсоц= (1 410 000-14·1618·3- (10 ·1 410 000/100%))•0,11 = 132115тг.
Зразр=ЗПобщ+Нсоц
где ЗПобщ - заработная плата разработчиков на период разработки.
Зразр.год=Зразр= ЗПобщ+ Нсоц =1 410 000+ 132115= 1 542 115 тг.
3.2.2 Затраты на приобретение приборов и средств автоматизации
Т а б л и ц а 3 . 2 - Затраты на средства системы автоматизации
Наименование
Тип
Колво
Цена,
тенге
Микропроцессорная техника и программное обеспечение
120/240VAC,125
Блок питания
1
27888
VDC
Центральный процессор
IC693CPU311
1
271000
Модуль ввода аналоговых
IC693ALG223
3
500000
сигналов, 16 каналов
Модуль ввода
дискретных сигналов, 16 IC693MDL240
2
350000
каналов
Модуль вывода
аналоговых сигналов 8
IC693ALG392
1
700000
каналов
Модуль вывода
дискретны
IC693MDL752
2
408000
х сигналов, 32 канала
Рабочая станция
Pentium 4 3,0С
1
450000
Cервер
Fujitsu-Siemens
1
850000
DATAPANEL
Панель оператора
1
300000
320T
Блок бесперебойного
APC 5 а/ч
1
140000
питания
Программное
VersaPro+
1
500000
обеспечение
Widows XP Pro
Шкаф с
комплектующими
Оборудование КИПиА
Термопреобразователь
сопротивления
Термопреобразователь
сопротивления
Термопреобразователь
сопротивления
Стоимос
ть,
тенге
27888
271000
1500000
700000
700000
816000
450000
850000
300000
140000
500000
1
200000
0
2000000
Метран-ТП-8043
8
8500
68000
Метран-ТМ-9206
2
5220
Метран-ТМ-9207- 4
01
4106
10440
16416
Продолжение таблицы 3.2
Датчик абсолютного
Метран-3051
7
27360
давления
Датчик избыточного
Метран-55--ДИ5
30400
давления
515
Расходомер
MicroMotion
2
188480
Пускатель
ПМЕ-112
3
2500
Клапан запорно2С947 нж
6
168300
регулирующий с ЭИМ
ИТОГО затраты на приобретение комплектующих средств
автоматизации (Зб) :
191520
152000
376960
7500
1009800
10087524
Капитальные затраты на неучтенное оборудование рассчитываем,
исходя из 5% от общей стоимости
Знеуч.об. = Зб·0,05
(3.4)
Знеуч.об. = 10087524·0,05 = 504376тенге.
Всего стоимость капитальных затрат на приобретение приборов и
средств автоматизации
Зоб = Знеуч.об. + Зб
(3.5)
Зоб. = 504376+10087524 =10591900тенге.
Затраты на транспортировку средств автоматизации составляют 6% от
стоимости оборудования Зтр=10087524·0,06=605251 тенге.
Затраты на монтаж оборудования составляют 5% от стоимости
оборудования
Зм=10087524·0,05=504376 тенге.
3.2.3 Затраты на отладку программы
На отладку программного обеспечения требуется 100 часов машинного
времени. Машинное время рассчитывается как отношение суммы затрат на
амортизацию, ремонт, электроэнергию, заработную плату оператора с
отчислениями к общему фонду времени работы оборудования.
Расчет стоимости машинного часа
1) амортизационные отчисления составляют 12,5% от стоимости
сервера:
А=Ср.с.·0,12=850000·0,125= 102000 тенге
2) заработная плата оператора составляет 45 000 тенге/месс., за год
сумма составит 540 000 тенге
С 01.04.2012 года МРПсоставляет1618 тенге.
nмес - количество рабочих месяцев = 12
Нсоц=(ЗПобщ – 1МРП·nмес- (Нп·ЗПобщ /100%))·Нс
где
Нсоц- норма социальных отчислений, тг; Нп- нормативные
отчисления в пенсионный фонд,10 %; Нс - норматив отчислений на
социальные нужды, 11%
Нсоц= (540 000-1618·12- (10 ·540 000/100%))·0,11 = 51 324 тг.
Тогда годовая заработная плата оператора с отчислениями на социльные
нужды будет
Зразр=ЗПобщ+Нсоц
где ЗПобщ - заработная плата оператора на период разработки.
Зразр.год=Зразр= ЗПобщ+ Нсоц =540 000+ 51 324 = 591 324 тг.
3) Затраты на ремонт 10% от стоимости сервера:
Зрем = 850000•0,1=85000 тенге.
4) Расчет энергозатрат
Зэ.з.= Ф•Кэ•С,
где Ф – годовой фонд времени;
К – количество потребляемой энергии сервера равна 1,2 кВт;
С – стоимость одного кВт электроэнергии равна 12 тенге.
Ф = (52•41-9•8)=2060 часов.
Зэ.з.=2060•12 •1,2= 29 664 тенге.
Таким образом, стоимость машинного часа определяется
См.ч.=(А+ЗПопер.+Зрем.+Зэ.з.)/Ф
См.ч.=(102000+591324+85000+26664)/2060=391 тенге
Итого на отладку программы требуется
Зотл=100•См.ч.=100•391=39100 тенге.
5) Прочие затраты составляют-5% от заработной платы программиста
Зпроч =591324•0,05= 29 566 тенге.
Сумма капитальных
системы
вложений на создание автоматизированной
Кв = Зразр+ Зоб+ Зтр+ Зм+ Зотл+ Зпроч
Кв=1 542 115 +10591900+605251+504376+39100+29579= 13312321
тенге.
3.3 Расчет экономической эффективности внедрения системы
автоматизации
Годовой экономический эффект (Эг) будет рассчитываться по формуле
Эг=Э - (Ен)•Кв
(3. 15)
где Э – экономия, тенге;
Ен – нормативный коэффициент эффективности.
Кв– капитальные вложения на внедрения АСР.
Нормативный
коэффициент
экономической
эффективности
капитальных вложений на внедрение средств автоматизации принимается
равным 0,32.
Экономия будет складываться из следующих составляющих:
- экономия газа;
- увеличение объема производства.
Экономия газа будет рассчитываться по следующей формуле
Эгаз= Cг•n•24(P1-P2)
(3.16)
Где Cг – стоимость одного м3 газа, тенге;
n – количество работающих дней в году – 360;
P1 – расход газа до внедрения системы автоматизации =2400 м3/ч;
P2 – расход газа после внедрения системы автоматизации = 2200 м3/ч.
Эгаз=6,22•360•24•(2400-2200)= 10748160 тг.
После
внедрения
системы
автоматизации
среднесуточная
3
производительность газопровода увеличится с 15,5 млн. м до 15,8 млн. м3.
Стоимость транспортировки 1000 м3 – 50 тенге, следовательно экономия
будет рассчитываться по формуле
где
Этрансп= Cтрансп•n•((Q2-Q1)/1000)
(3.17)
3
Cтрансп – стоимость транспортировки 1000 м газа, тенге;
n – количество работающих дней в году – 360;
Q1 – объем транспортировки до внедрения системы автоматизации;
Q2 – объем транспортировки после внедрения системы автоматизации;
Этрансп= 50 •360•((15700000-15500000)/1000)= 3600000тг.
Годовую экономию рассчитаем по формуле
Э= Эгаз+ Этранспорт
(3.18)
Э=10748160+3600000= 14348160 тг.
Годовой экономический эффект по формуле (3.15) составит
Эг=14348160– 0,32•13312321= 10 088 217 тг.
Срок окупаемости рассчитываем по формуле
Токуп. = Кв / Эг
(3.19)
Токуп.= 13312321/10088217=1,3 года.
Система управления газопроводом с годовым экономическим эффектом
10 088 092 тенге окупается за 1,3 года эксплуатации, что меньше
нормативного срока окупаемости, следовательно, внедряемая автоматическая
система управления может быть рекомендована к эксплуатации.
4 ОХРАНА ТРУДА
4.1 Законы о охране труда и промышленной безопасности
Данный раздел дипломного проекта написан с учётом следующих
законов Республики Казахстан:
- «Трудовой кодекс РК» от 15.05.2007 г.;
- «Закон о промышленной безопасности на опасных производственных
объектах» от 03.04.2002г. №314-11 ЗРК;
- «Закон о пожарной безопасности» от 22.11.1996г.
Безопасность и охрана труда должна быть организована на предприятии
в соответствии с выше приведенными законами.
Санитарно-эпидемиологические правила и нормы "Санитарноэпидемиологические требования к эксплуатации персональных компьютеров,
видеотерминалов и условиям работы с ними" от 18 августа 2004 года № 631
4.2 Производственная санитария
4.2.1 Освещенность
Для создания благоприятных условий труда важное значение имеет
рациональное освещение, которое обеспечивает хороший обзор приборов и
органов управления, а также выполнения ремонтных, монтажных и других
работ. Не разрешается работать в ночное время без достаточного по нормам
освещения, т.к. уменьшается визуальный контроль за работой комплекса. К
нашей установке применима комбинированная установка освещения:
а) освещение в дневное время суток - естественным светом;
б) освещение в ночное время суток – искусственным светом.
Расчет искусственного освещения
Нормируя освещенность, согласно СНиП РК 2.04 – 05 – 2004 и СНиП
РК – 1.01.004 – 06, Е рабочего места равна 300 лк. Так как работа персонала
ВЦ непрерывна в течении суток, то предусматривается в дневное время
естественное освещение, в ночное искусственное.
Нормируя освещенность Е рабочего места равна 300 лк.
Выбираем коэффициент запаса 1,5. Рассчитываем световой поток
лампы методом коэффициента использования: F=(E∙Ki∙S∙n)/(N∙g)
где Е – нормируемая освещенность
Ki – коэффициент запаса,
S – площадь освещаемой поверхности,
n – коэффициент для перехода от наименьшей освещенности к средней,
N — количество светильников,
g – коэффициент использования.
g определяем из таблиц, как функции коэффициентов отражения
потолков и стен помещения и индекса помещения
I=(A∙B)/((A+B)∙h)
А, В - длина и ширина помещения
h - высота подвеса светильников над расчетной поверхностью.
В помещении длиной 10м, шириной 8 м и высотой 3 м, на высоте 2,5 м
подвешивают светильники с лампой ЛД 80.
Вероятные значения равны 50% и 30%.
Расчетная высота
h=2,5-0,8=l,7 м,
S= 10∙8=80 м2
Индекс помещения равен:
I=80/((10+8)∙1,7)=2,6
По таблице находим g =0,55
примем n=1,15
суммарный световой поток будет равен:
F= (300∙1,5∙80∙1,15)/0,55= 75272,8 лк
Тогда, рассчитаем число светильников при том, что поток ламп ЛД 80
равен 3440 лк;
N=75272,8/3440=21 шт.
Лампы располагаются в 3 ряда по 7 шт. установив светильники так, мы
получим общую длину ряда 1,5∙7=10,5.
4.2.2 Микроклимат
Метеорологические условия внутри помещения в значительной степени
зависят от характеристики зданий.
При высокой температуре воздуха понижается внимание, появляются
сонливость и неосмотрительность; при низкой - уменьшается подвижность
конечностей вследствие интенсивной теплоотдачи организма. В холодный и
переходный периоды года при температуре наружного воздуха ниже +10°С
температура воздуха в помещениях с незначительными тепловыделениями (20
ккал/м3ч и менее) допускается в пределах 17-22° С при легкой работе.
В теплый период внутренняя температура не должна превышать на 3-5°
с наружную температуру.
В холодный и переходный период года влажность воздуха должна быть
не более 75% при наружной температуре +10° С.
В теплый период года при температуре выше +10° С снаружи и при
28°С в помещении относительная влажность должна быть не более 55%.
Для улучшения метеорологических условий в помещениях применяют
различные системы отопления, осуществляется вентиляция и др.
мероприятия.
4.2.3 Электробезопасность
При работе на комплексе следует руководствоваться "Правилами
технической эксплуатации электроустановок потребителей и правилами
безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей".
Так как на установке функционирует автоматизированная система
управления
технологическим
процессом,
питающаяся
переменным
электрическим током напряжением 380/220В и частотой 50ГЦ, то разработана
система безопасности эксплуатации данной установки.
В качестве главных релейных выключателей питания вычислительного
комплекса применили дистанционные выключатели; устройства аварийного
отключения устанавливаем вблизи основного пункта оператора.
КИПиА проходят Государственную поверку, запрещается установка и
эксплуатация неисправных КИПиА, а также с истекшими сроками поверки.
При использовании резервного предусмотрели систему автоматического
включения резерва с сигнализацией её срабатывания.
Предусмотрена система аварийного освещения и аварийного питания
системы пожаротушения.
Для четкости работы комплекса, исключения аварийных ситуаций, для
проведения непрерывности процесса имеется автономное аварийное
электропитание.
В операторском помещении для снижения опасности поражения
электрическим током полы устелены резиновыми диэлектрическими
ковриками. Для защиты от короткого замыкания помимо соблюдения
требований к электрическим цепям и правил эксплуатации применены
автоматические выключатели, надежно отключающие оборудование при
перегрузке и коротком замыкании. При обслуживании автоматизированной
системы управления применяются индивидуальные средства защиты от
поражения электрическим током, согласно правил ПТЭ и ПТБ.
4.2.4 Защитное заземление
Одной из основных мер, обеспечивающих защиту от поражения
электрическим током, является защитное заземление. Защитным заземлением
называется преднамеренное электрическое соединение с землей или её
эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться
под напряжением.
Защитное заземление аппаратуры высоко и низкого напряжения
предусмотрено общее с рабочим заземлением нулевых выводов силовых
трансформаторов.
Для защиты людей от поражения электрическим током при
повреждении изоляции принята система зануления – металлическое
соединение электрооборудования с заземленной нейтралью трансформатора.
Занулению
подлежат корпуса электрических машин, аппаратов,
светильников, каркасы щитов и шкафов распределительных устройств,
кабельные конструкции и др.
Защите от статического электричества подлежат все трубопроводы,
вентиляционные короба и технологическое оборудование, на которых оно
может возникнуть.
Заземление является основным и достаточным способом устранения
опасности от статического электричества.
4.2.5 Вредные газы, пары
От правильности выбора средств индивидуальной защиты и
технического состояния их зависит успех и безопасность проведения
нефтеопасных и аварийно - восстановительных работ. Основным видом
нефтезащитной аппаратуры, применяемой в нефтяном хозяйстве для
выполнения аварийно восстановительных и нефтеспасательных работ,
являются изолирующие дыхательные аппараты. При выборе типов
изолирующих дыхательных аппаратов должна строго учитываться специфика
условий их применения. Так для ведения продолжительных тяжёлых работ в
загазованной среде применяют регенеративные кислородные респираторы
многочасового действия моделей Р-12, «Урал-1м», РКК-2м и др. Для
выполнения определённых работ в загазованной атмосфере и в среде,
имеющей
высокую
температуру
(до
100-150°С),
применяются
теплогазозащитные аппараты типа «Гатескаф», ГТЗА-3 или нефтезащитные
дыхательные аппараты и теплозащитные костюмы ТВК.
На насосе в ряде случаев необходима защита органов зрения
работающих от отлетающих частиц твёрдых тел, в частности, от стружек,
окалины, кусков металла при проведении аварийных, ремонтных и других
работ; от ожогов сжиженными и горячими газами при продувке
трубопроводов. Как правило, применяются методы коллективной защиты:
предохранительные,
оградительные
и
защитные
приспособления
непосредственно у источников опасности. Для защиты глаз от отлетающих
осколков твёрдых веществ применяют очки открытого типа, которые
защищают глаза только спереди.
4.2.6 Шум
Для снижения шума, аппараты по возможности оборудуют
специальными глушителями, например; турбовоздуходувка и двигатели
питателей. Кроме того, у шнеков загрузки применяется смазка
электродвигателей. Поверхности аппаратов покрыты звукопоглощающим
материалом.
4.2.7 Вибрация
Вибрация представляет собой механические колебания, простейшим
видом которых является колебания гармонические. Вибрация возникает при
работе
машин
и
механизмов,
имеющих
неуравновешенные
и
несбалансированные вращающиеся органы или органы с движениями
возвратно-поступательного и ударного характера.
Существует несколько способов борьбы с вибрацией.
Ослабление вибрации в источнике её возникновения производится за
счёт уменьшения действующих в системе переменных сил. Такое уменьшение
возможно при замене динамических процессов статическими, тщательной
балансировки вращающихся частей и др.
Виброгашение достигается увеличением массы агрегата или повышение
жёсткости. Для увеличения массы часто устанавливают агрегаты на
самостоятельные фундаменты или помещают массивные плиты между
основанием и агрегатом.
Виброизоляция заключается во ведении в колеблющуюся систему
дополнительной упругой связи, которая уменьшает долю вибрации,
передающейся от агрегата к основанию, смежным конструкциям или к
человеку. Виброизоляция – это единственный способ уменьшить вибрацию,
передающуюся на руки от ручного механизированного инструмента. Для
снижения вибрации в рукоятку вводится упругий элемент, например
нелинейный амортизатор, коэффициент жёсткости которого уменьшается по
мере увеличения силы нажатия.
К средствам индивидуальной защиты от воздействия вибрации
относятся рукавицы и перчатки с виброзащитными прокладками,
вибродемпфирующие коврики-маты, обувь с виброзащитой стелькой,
изготавливаемой из пластмассы, резины или войлока.
Ожидаемый уровень виброскорости нефтеперекачивающих агрегатов не
превышает 30 мм∙с, а предельно допустимые нормы по вибрации в цехе КС
составляют 50-75 Кгц, что удовлетворяет требованиям государственного
стандарта, СанПиН РК №=1.01.004.04. и удовлетворяет всем нормативным
требованиям предъявляемых к оборудованию.
4.3 Техническая безопасность
Для организации охраны труда на ИВЦ имеется кабинет по охране труда
с одной штатной единицей: инженер по охране труда, на ВЦ-уголок охраны
труда.
Организация охраны труда возлагается на службы (отдел, группы) по
охране труда и технике безопасности, которая непосредственно подчинена
главному инженеру завода.
Основными задачами являются создание и обеспечение безопасных и
безвредных условий труда.
Инженерно-технические службы несут ответственность за правильное
ведение технологических процессов в соответствии с требованиями охраны
труда. Вновь поступающие на предприятие рабочие или переведенные на
работу другой специальности могут быть допущены к самостоятельной работе
только после прохождения ими инструктажа по технике безопасности, и после
стажировки на рабочем месте по специальности.
Инструктажи бывают:
-вводный - включает общие вопросы - основные положения трудового
законодательства, правила внутреннего распорядка, правила техники
безопасности, требования пожарной безопасности и др.
Вводный инструктаж должен проводить работник службы техники
безопасности.
- инструктаж на рабочем месте заключается в ознакомлении рабочего с
порядком подготовки рабочего места с оборудованием, приспособлениям, их
характеристикой и конструктивными особенностями, возможными опасными
и безопасными методами и приемами работ.
Инструктаж проводит непосредственно руководитель работ. Он делится
на первичный, периодический и внеочередной.
-первичный проводится перед назначением на самостоятельную работу,
переводе на другую должность;
-периодический проводится с целью лучшего освоения рабочим
безопасных методов и приемов труда. Проводится не реже чем через каждые
три месяца;
-внеочередной проводится при введении новых технологических
процессов и методов труда, внедрении новых видов оборудования и
механизмов, при несчастных случаях и авариях.
Одним из мероприятий для защиты рабочих от производственных
вредностей, возникающих при эксплуатации нефтяного хозяйства, являются
применения средств индивидуальной защиты, к которым относятся
спецодежда, спецобувь, средства защиты органов человека от вредных
производственных факторов и предохранительные приспособления. Вид
средств индивидуальной защиты диктуется спецификой выполнения работы и
метеорологическими условиями. На работах с вредными условиями труда, а
также на работах, производимых в особых температурных условиях или
связанных с загрязнением, рабочими и служащими по установленным нормам
выдаётся специальная одежда и другие средства индивидуальной защиты.
Обеспечение спецодеждой
Так как в машинном зале ВЦ возможно скопление электрических
зарядов, это может привести к разрядке статического электричества,
необходимо обеспечить безопасность персонала. Для этого им выдается
спецодежда - халаты, из материала, не накапливающего статический заряд.
Средства индивидуальной защиты
Одним из мероприятий для защиты рабочих от производственных
вредностей, возникающих при эксплуатации нефтянного хозяйства, являются
применения средств индивидуальной защиты, к которым относятся
спецодежда, спецобувь, средства защиты органов человека от вредных
производственных факторов и предохранительные приспособления. Вид
средств индивидуальной защиты диктуется спецификой выполнения работы и
метеорологическими условиями. На работах с вредными условиями труда, а
также на работах, производимых в особых температурных условиях или
связанных с загрязнением, рабочими и служащими по установленным нормам
выдаётся специальная одежда и другие средства индивидуальной защиты.
Для индивидуальной защиты органов слуха от шума применяют
вкладыши, наушники и шлемы.
Защита от механических травм
эксплуатационный
персонал
имеет производственную инструкцию по технике безопасности,
утвержденную руководителем объекта (главным инженером).
- рабочие операции вынесены из опасной зоны;
- применяется дистанционное управление пуска и остановки
электродвигателя;
- включение срабатывающих аппаратов защиты (автоматов,
тепловых реле), а также любой ремонт или замену элементов
электрооборудования допускается только при отключенном вводном
автомате или местном питающем автомате.
ограждение.
устанавливается
защитное
4.4 Пожаробезопасность
За пожарную безопасность ответственность несет начальник ИВЦ.
Помещения, где располагаются средства вычислительной техники, в
соответствии с противопожарными нормами строительного проектирования
промышленных предприятий по степени огнестойкости ( согласно СНиП РК
2.02 – 05 – 2004) относится к 3 группе, по пожарной опасности относится к
категории Г.
Для тушения пожара необходим огнетушитель ОУ-8.
В обеспечении пожарной безопасности первую очередь занимает
автоматизация пожарной сигнализации. Это приборы автоматического
контроля, приборы автоматической защиты, приборы автоматического
регулирования.
Используют установку СТППХ-1, датчик, который реагирует на дым,
тепло и свет пламени.
При возникновении пожара предусматриваются следующие пути
эвакуации:
1)дверные проемы, которые ведут из помещений непосредственно
наружу;
2)переход или коридор, с непосредственным выходом наружу или на
лестничные площадки;
3)запасные выходы, которые не используются при нормальном
движении, но могут быть использованы в случае необходимости при
вынужденной эвакуации.
Локализация и эффективное тушение пожара в его начальной стадии
определяются заблаговременным и правильным выбором, размещением и
использованием средств пожаротушения, а также наличием средств пожарной
связи и сигнализации.
Водопроводная сеть, на которой устанавливается пожарное
оборудование, должна обеспечить требуемый напор и пропускать расчетное
количество воды в целях пожаротушения.
Наиболее распространены, надежные и дешевые автоматические
установки водяного тушения. В качестве огнесильных средств в них
используются капельные водяные струи, водно-механические пены с
добавлением смачивателей.
Источниками водоснабжения установок могут быть хозяйственнопротивопожарный,
производственно-противопожарный
или
другой
водопровод, искусственный водоем, естественный водный источник.
Для тушения пожаров применяются также различные стационарные
установки: углекислотные, химические, пенные и другие.
Мероприятия по предотвращению взрывов
Взрывоопасная концентрация природного газа образуется во время
отключения трубопроводов, резервуаров и аппаратов, когда не полностью
удалённый газ смешивается с поступающей нефтью. В связи с этим до начала
работ нефтепроводы и резервуары необходимо промывать водой, пропаривать
и продувать инертным газом.
Для предотвращения взрывов необходимо строго соблюдать правила
техники безопасности при работе с взрывоопасными веществами.
Ведется
строгий
контроль
за
техническим
состоянием
пускорегулирующей
и
запорной
арматуры,
установленной
на
соответствующих агрегатах, дабы исключить утечку взрывоопасных веществ
и предотвратить нежелательные последствия. Для эксплуатации аппаратуры,
связанной с взрывоопасными веществами, допускаются только лица,
имеющие допуск к производству работ и прошедшие инструктаж по правилам
ТБ и ПТЭ.
Как показывает статистика и опыт эксплуатации, взрывы на штаноговых
глубинных насосах происходят в основном из-за воспламенения масла, при
разрыве маслопроводов, при попадании его на горячие поверхности агрегатов,
попадание посторонних предметов в полость насоса.
Для предотвращения взрыва пара в системе отвода излишнего тепла и
его утилизации, проводят постоянный контроль давления пара и расхода
воды. Для защиты от молнии, применены молниеотводящие устройства с
направлением разряда в землю по СН 305 – 2005. Для локализации короткого
замыкания
используется
быстродействующая
релейная
защита,
автоматические выключатели.
5 Заключение
Изучен технологический процесс КС с центробежным ГПА.
Выполнен расчет следующих режимно-технологических показателей:
температуры газа, абсолютного давление на входе и на выходе расчетного
модуля.
Разработана функциональная схема автоматизаций контроля следующих
переменных процесса: температура газа на входе и на выходе АВО, давление
газа на входе и на выходе АВО, расход газа на входе и на выходе КС.
Составлена математическая модель КС.
Разработаны информационное и техническое обеспечение системы
автоматизации.
Список использованной литературы
1 Мороз А.П. Газоперекачивающие агрегаты и обслуживание компрессорных
станций.- М.: Недра, 2009 г.-387с.
2 Айбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных газопроводов на
прочность и устойчивость.- М.: Недра, 2007 г.-302с.
3 Щуровский В.А., Зайцев Ю.А. Газотурбинные газоперекачивающие
агрегаты.- М.: Недра, 2009 г.-291с.
4 Ольховский Г.Г. Энергетические газотурбинные установки.- М.: Недра 2007
г.-327с.
5 Микаэлян Э.А. Эксплуатация газотурбинных газоперекачивающих агрегатов
компрессорных станций газопроводов.- М.: Недра, 2007 г.-330с.
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа