Разработка автоматизированной системы управления технологическим процессом аппарата воздушного охлаждения газа

Содержание
Введение………………………………………………………………..………...
1 Системы охлаждения в компрессорных станциях …………………………
1.1 Назначение и описание компрессорной станции………………………
1.2Технологические схемы компрессорных станций ………….…………
1.3 Системы охлаждения транспортируемого газа на компрессорных
станциях ………………………...............................................................
2 Обзор аппаратов воздушного охлаждения газа……………………………
2.1 Характеристика аппарата воздушного охлаждения газа, как объекта
управления ………………………….
2.2 Классификация аппаратов воздушного охлаждения.
2.3 Функции и задачи разрабатываемой автоматизированной
системы управления АВО газа……………………………………….
2.4 Сравнительный анализ существующих систем автоматизации……..
3 Разработка системы автоматизированного управления АВО ……………
3.1 Постановка задачи автоматизации ………..
3.2 Разработка функциональной схемы автоматизации…………………...
3.3 Расчет оптимальных настроек регулятора…………………………….
3.4 Обоснование выбора контроллера …………………………………….
3.5 Выбор оборудования для системы автоматизации……………………
3.6 Реализация автоматизированной системы управления в SCADA-
системе……………………………………………………………………
4 Безопасность жизнедеятельности…………………………………………...
4.1 Анализ производственных факторов, влияющих на работников
диспетчерского пункта…………………………………………………
4.2 Расчет естественного освещения……………………………………..
4.3 Расчет защитного зануления электродвигателя ……………………..
4.4 Вывод по разделу безопасность жизнедеятельности………………..
5 Технико-экономическое обоснование………………………………………
5.1 Технологическое описание процесса…………………………………...
5.2 Определение затрат в системах автоматизации ……………………....
5.3 Вывод технико-экономического обоснования…………………………
Заключение……………………………………………………………………...
Перечень сокращений………………………………………………………….
Список литературы…………………………………………………………….
1.1 Назначение и описание компрессорной станции
Транспортировка природного газа по магистральным газопроводам в
современных условиях является наиболее оптимальным и экономичным
способом его доставки до потребителя.
При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за
разного гидравлического сопротивления по всей длине магистрального
газопровода. Падение давления вызывает снижение пропускной способности
магистрального газопровода. Одновременно понижается температура газа,
из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в окружающую
среду, т.е в почву и в атмосферу .
Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путем
повышения давления через определенные расстояния вдоль трассы
газопровода устанавливаются компрессорные станции.
Перепад давления на участке между КС определяет степень повышения
давления в газоперекачивающем агрегате. Давление газа в газопроводе в
конце участка равно давлению на входе в газоперекачивающий агрегат, а
давление в начале участка равно давлению на выходе из АВО газа.
Современная компрессорная станция - это сложное инженерное
сооружение, которое обеспечивает основные технологические процессы по
подготовке и транспортировке газа [1].
Принципиальная схема расположения КС вдоль трассы магистрального
газопровода приведена на рисунке 1.1, где одновременно показаны изменения
давления и температуры газа между компрессорными станциями.
Рисунок 1.1- Схема газопровода и изменения давления и температуры газа
вдоль трассы
Компрессорная станция -неотъемлемая и составная часть
магистрального газопровода, которая обеспечивает транспорт газа с
помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она
является управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в
магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется
режим работы газопроводах[3]. Наличие КС позволяет регулировать режим
работы магистрального газопровода при колебаниях потребления газа и при
этом максимально использует аккумулирующую способность газопровода.
На рисунке 1.2 показана принципиальная схема компоновки основного
оборудования компрессорной станции, состоящей из 3 ГПА. В состав
основного оборудования входит:
1 - узел подключения компрессорной станции к магистральному газопроводу; 2
-камеры запуска и приема очистного устройства
магистрального газопровода; 3 - установка очистки технологического газа,
состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторов; 4 - установка
охлаждения газа; 5 - газоперекачивающие агрегаты; 6 - технологические
трубопроводы обвязки компрессорной станции; 7 - запорная арматура
технологических трубопроводов обвязки агрегатов; 8 - установка подготовки
пускового и топливного газа; 9 - установка подготовки импульсного газа; 10 -
различное вспомогательное оборудование; 11 - энергетическое оборудование;
12 - главный щит управления и система телемеханики; 13 - оборудование
электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС.
На магистральных газопроводах различают три основных типа
компрессорной станции головные компрессорные станции, линейные
компрессорные станции и дожимные компрессорные станции.
Головные компрессорные станции устанавливаются непосредственно
по ходу газа после месторождения. По мере добычи газа происходит падение
давления в месторождении до уровня, когда транспортировать его в
необходимом количестве без сжатия уже нельзя. Поэтому для поддержания
необходимого давления и расхода строят головные компрессорные станции.
Назначением ГКС является создание необходимого давления перекачиваемого
газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам.
Принципиальным отличием ГКС от линейных станций является высокая
степень сжатия на станции, которая обеспечивается последовательной
работой нескольких ГПА с центробежными нагнетателями или поршневыми
газомоторными компрессорами [20]. На ГКС предъявляются повышенные
требования к качеству подготовки транспортируемого газа.
Линейные компрессорные станции устанавливаются на магистральных
газопроводах, через каждые 100-150 км. Назначением компрессорной станции
является сжатие поступающего на станцию природного газа, с давления входа
до давления выхода, которые обуславливаются проектными данными. Тем
самым обеспечивается постоянный заданный расход газа по магистральному
газопроводу. строятся линейные газопроводы в основном на давление Pпр = 5,5
МПа и Pпр = 7,5 МПа.
Рисунок 1.2- Принципиальная схема компоновки основного оборудования
компрессорной станции

Дожимные компрессорные станции строятся на подземных хранилищах
газа. Назначением ДКС является подача газа в подземное хранилище газа от
магистрального газопровода и отбор природного газа из подземного
хранилища для последующей подачи его в магистральный газопровод или
непосредственно потребителям газа. ДКС строятся также на газовом
месторождении при падении пластового давления ниже давления в
магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от
линейных КС является высокая степень сжатия, улучшенная подготовка
технологического газа (осушители, сепараторы, пылеуловители),
поступающего из подземного хранилища с целью его очистки от
механических примесей и влаги, выносимой с газом.
Около потребителей газа строятся также газораспределительные
станции, где газ редуцируется до давления ( P = 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед
подачей его в сети газового хозяйства.

1.2 Технологические схемы компрессорных станций
Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для:
- приема на КС технологического газа из магистрального газопровода;
- очистки технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в
пылеуловителях и фильтрах сепараторах;
- распределения потоков для последующего сжатия и регулирования
схемы загрузки ГПА;
- охлаждения газа после сжатия в АВО газа;
- вывода КЦ на станционное кольцо при пуске и остановке;
- подачи газа в магистральный газопровод;
- транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КС;
- при необходимости сброса газа в атмосферу из всех технологических
газопроводов компрессорного цеха через свечные краны.
В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на
КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:
- схема с последовательной обвязкой, которая характерна для
неполнонапорных нагнетателей;
- схема с параллельной коллекторной обвязкой, которая характерна для
полнонапорных нагнетателей.
Проточная часть неполнонапорных нагнетателей рассчитана на степен
сжатия с 1,23 д 1,25. В эксплуатации бывает необходимость в двухступенчатом или трехступенчатом сжатии, т.е. в обеспечении степени
сжатия 1,45 и более, это в основном на СПХГ.
Проточная часть полнонапорных нагнетателей сконструирована таким
образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать
степень сжатия до 1,45, которая определяется расчетными проектными
давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции.
На рисунке 1.3 представлена принципиальная схема КС с параллельной
обвязкой ГПА для применения полнонапорных нагнетателей. По этой схеме,
газ из магистрального газопровода с условным диаметром 1220 мм через кран
№ 19 поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Кран
№ 19 предназначен для автоматического отключения магистрального
газопровода от КС в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций
на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции или
обвязке газоперекачивающего агрегата [25].
После крана № 19 газ поступает к входному крану № 7, который
расположен на узле подключения. Кран № 7 предназначен для
автоматического отключения компрессорной станции от магистрального
газопровода. Входной кран № 7 имеет обводной кран № 7р, который
предназначен для заполнения газом всей системы обвязки компрессорной
станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе
и технологических коммуникациях станции с помощью крана № 7. Это
осуществляется во избежание газодинамического удара, который может
возникнуть при открытии крана № 7, без предварительного заполнения газом
технологических коммуникаций КС.
Сразу после крана № 7 по ходу газа устанавливается свечной кран №
17. Он служит для стравливания газа в атмосферу из технологических
коммуникаций станции при производстве на них профилактических работ.
Такую же роль он выполняет и при возникновении аварийных ситуаций на
КС.
После крана № 7 газ поступает к установке очистки, где размещены
пылеуловители и фильтры сепараторы. В них он очищается от влаги.
После очистки газ по трубопроводу с условным диаметром 1000
поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по
входным трубопроводам ГПА с условным диаметром 700 через кран № 1 на
вход центробежных нагнетателей.
После сжатия в центробежных нагнетателях газ проходит обратный
клапан, выходной кран № 2 и по трубопроводу с условным диаметром 1000
поступает на установку охлаждения газа . После установки охлаждения, газ
через выкидной шлейф по трубопроводу с условным диаметром 1200, через
выходной кран № 8, поступает в магистральный газопровод.
Рисунок 1.3- Принципиальная технологическая схема КС с параллельной
обвязкой ГПА
1.3 Системы охлаждения транспортируемого газа на компрессорных
станциях
Сжатие газа на КС приводит к повышению его температуры на выходе
станции. Численное значение этой температуры определяется ее начальным
значением на входе компрессорной станции и степенью сжатия газа.
Излишне высокая температура газа на выходе станции, может привести
к разрушению изоляционного покрытия трубопровода, а также к снижению
подачи технологического газа и увеличению энергетических затрат на его
сжатие .
Одним из путей решения вопроса сохранения водных ресурсов и
улучшения санитарного состояния водоемов является использование
аппаратов воздушного охлаждения, в которых охлаждающим агентом служит
воздух. За последние десятилетия эти аппараты получили широкое распро -
странение , не только в нашей стране, но и за рубежом [11].
При снижении температуры аппаратами воздушного охлаждения газа в
газопроводе могут создаться условия, при которых образуются гидратные
пробки. С целью недопущения их образования необходимо поддерживать
температуру газа на всем участке до следующей компрессорной станции или
потребителя выше температуры точки росы, которое обеспечивается
количеством работающих вентиляторов и отключением секций АВО.
Опыт эксплуатации АВО на компрессорной станции показывает, что
снижение температуры газа в этих аппаратах можно осуществить примерно на
значение порядка от 15 до 25 °С [1]. Опыт эксплуатации указывает на
необходимость и экономическую целесообразность наиболее полного
использования установок охлаждения газа на компрессорной станции в
годовом цикле эксплуатации, за исключением тех месяцев с низкими
температурами наружного воздуха, когда включение всех аппаратов на
предыдущей компрессорной станции приводит к охлаждению
транспортируемого газа до температуры, которая приводит к выпадению
гидратов.
При проектировании компрессорной станции количество аппаратов
воздушного охлаждения выбирается в соответствии с отраслевыми нормами
ОНТП51-1-85. На основании этих норм температура технологического газа на
выходе из АВО должна быть не выше 15-20 °С средней температуры
наружного воздуха.
Уменьшение температуры транспортируемого газа, поступающего в
газопровод после его охлаждения в АВО, приводит к уменьшению средней
температуры газа на ЛУ трубопровода и приводит к снижению температуры и
увеличению давления газа на входе в последующую КС. Это, в свою очередь,
приводит к уменьшению степени сжатия на последующей станци
и энергозатрат на сжатие газа по станции.
Оптимизация режимов работы АВО должна соответствовать условию
минимальных суммарных энергозатрат на охлаждение и сжатие газа на
участке работы газопровода.
Следует также отметить, что аппараты воздушного охлаждения газа
являются экологически чистыми устройствами для охлаждения газа, не
требуют расхода воды и относительно просты в эксплуатации.
В настоящее время установки охлаждения транспортируемого газа
являются одним из основных видов технологического оборудования КС.
Охлаждение транспортируемого газа можно осуществить в холодильниках
различных систем и конструкций, кожухотрубных,
воздушных компрессионных и абсорбирующих холодильных машинах,
различного типа, градирнях, воздушных холодильниках.
Наибольшее распространение на КС получили схемы с использованием
аппаратов воздушного охлаждения (см. рисунок 1.4). Использование
аппаратов воздушного охлаждения газа, в которых охлаждающим агентом
служит воздух, является одним из путей решения вопроса сохранения водных
ресурсов и улучшения санитарного состояния водоемов. За последние десяти -
летия эти аппараты получили широкое распространение не только в нашей
стране, но и за рубежом.
Глубина охлаждения технологического газа ограничивается
температурой наружного воздуха, что особенно сказывается в летний период
времени эксплуатации. Температура транспортируемого
газа после охлаждения в АВО не может быть ниже температуры наружного воздуха.
Рисунок 1.4 - План-схема обвязки аппаратов воздушного охлаждения газа
Обозначения на рисунке:
1 - аппарат воздушного охлаждения газа;
2, 4, 6, 7 - коллекторы;
3 - компенсаторы;
5 - свечи;
8 - обводная линия.

Взаимное расположение теплообменных секций и вентиляторов для
прокачки воздуха практически и определяет конструктивное оформление
аппарата воздушного охлаждения. Теплообменные секции АВО могут
располагаться горизонтально, вертикально, наклонно, зигзагообразно, что и
определяет компоновку аппарата....