Автоматизацiя дожимноi компресорноi станцii
Автор: Макс Попов • Январь 26, 2022 • Контрольная работа • 8,045 Слов (33 Страниц) • 177 Просмотры
Сумський державний університет
Факультет електроніки і інформаційних технологій
Кафедра комп’ютерних наук
Секція комп’ютеризованих систем управління
Звіт
до контрольної роботи
з дисципліни «Локальні системи управління»
Виконав студент: групи СУ -71
Попов М.В.
Перевірив: доц. Толбатов В.А.
Суми – 2021
Контрольна робота
«АВТОМАТИЗАЦІЯ ДОЖИМНОЇ КОМПРЕСОРНОЇ СТАНЦІЇ»
Зміст
Введення ................................................................................ 3
Призначення і пристрій компресорних станцій ....................... 5
Особливості далекого транспорту природних газів ............... 5
Призначення й опис компресорної станції ...................... 9
Системи очищення технологічного газу на КС ..................... 13
1.4. Технологічні схеми компресорних станцій .................. 151.5. Компонування газоперекачувальних агрегатів на станції ......... 221.6. Типи газоперекачувальних агрегатів, застосовуваних на КС .... 24
Системи автоматизації ....................................................... 25
Автоматизація компресорних станцій з електропривідними газоперекачуючими ..................................................... 25
Запуск і зупинка агрегату .............................................. 26
Схеми автоматизації електропривідних ГПА ..................... 29
Управління в системі ущільнення газ-масло ..................... 36
3. Технічні засоби автоматизації (датчики, прилади) ............. 41
3.1 Естафета проміжні PKK1-011, PKK1-021, PKK1-031....... 41
3.2. Реле електромагнітні серії RPM-30.................. 44
Висновок.....................
Список використаної літератури ............................................... 49
Введення
Автоматизація - це застосування комплексу засобів, що дозволяють здійснювати виробничі Процесів Без особистої участі людини, але під його Контролю. Автоматизація виробничих процесів приводить до збільшення випуску, зниженню собівартості і поліпшенню якості продукції, зменшує чисельність обслуговуючого персоналу, підвищує надійність і довговічність Машини дає економію матеріалів, поліпшує умови праці і техніки безпеки.
Автоматизація звільняє людину від необхідності безпосереднього керування механізмами. У Автоматизованого процесі виробництва Роль людини зводиться На налагодження, регулюванню, обслуговуванні засобів автоматизації і спостереженню Для їхньою дією. Експлуатація засобів автоматизації вимагає від обслуговуючого персоналу високої техніки кваліфікації.
Коли русі газу по трубопроводу відбувається втрата тиску Через різного гідравлічного Підтримки довжині газопроводу. Падіння тиску викликає зниження пропускної здатності газопроводу. Одночасно знижується Температура Транспорту газу, головним чином, через передачу теплоти від газу через стінку трубопроводу в грунт і атмосферу.
Для підтримки заданої витрати газу, що транспортується шляхом підвищення тиску Через певні відстані вздовж траси газопроводу встановлюються компресорні станції.
Основні родовища газу в Росії розташовані На значній відстані від великих споживачів. Подача газу до них здійснюється Газопроводи різного діаметру. Коли проходженні газу виникає тертя потоку про стінку труби, що викликає втрату тиску. НаприкладКоли витраті газу 90 мільйон-нм / добу по трубі 1400 мм тиск Ubuv (ів) з 7,6 до 5,3 МПа на ділянці = 110 км. Тому транспортувати природний Газ достатній кількості і на великі відстані тільки Для рахунок природного пластового тиску Не можна. Для цієї мети необхідно будувати компресорні станції (KS), які встановлюються На трасі газопроводу через кожні 100-150 км.
Перед подачею газу в магістральні Газопроводи його необхідно підготувати до транспорту На головних спорудах, які розташовуються біля газових родовищ. Підготовка газу полягає У очищенні його від механічних домішокСушіння від газового конденсату і вологиІ також видалення Для їх наявності, побічних продуктів: сірководню, вуглекислоти і т.д.
Коли падінні пластового тиску близько газових родовищ будують Так звані Досягти компресорні станціїДе тиск газу перед подачею його до КС магістрального газопроводу піднімають На рівня 5.5-7.5 МПА. На магістральному газопроводі біля великих споживачів газу споруджуються газорозподільні станції Для газопостачання споживачів.
З розвитком електронної обчислювальної техніки Став можливим автоматизоване управління ДКС. В даний час на об'єктах DKS широкий використовуються як вітчизняні системи автоматизації, так і зарубіжні Елемент керуваннявимірювальні прилади, системи автоматики і телемеханіки.
1. Призначення і пристрій компресорних станцій
1 .1. Особливості далекого транспорту природних газів
Транспорт газу на великі відстані являє собою досить складне технічне завдання, від вирішення якої багато У чому залежить розвиток газової промисловості та економіки країни У цілому.
На газопроводах у якості Ironman Кс використовуються газотурбінні Установки електродвигуни та газо-преси - комбінований сукупно, у якому привід Поршневі компресор компресор здійснюється від колінчастого Вал двигуна внутрішнього згоряння.
Вид приводу компресорних станцій і її потужність Основному визначаються пропускною здатністю газопроводу. Для станцій підземного зберігання газу, де потрібні великі ступеня стиснення і малі витрати, використовуються газо-пресиІ також газотурбінні Агрегати типу "Солар" і ГПА-Ц-6, 3, які можуть забезпечувати задані ступеня стиснення. Для газопроводів з великою пропускною здатністю найбільш ефективне застосування знаходять відцентрові Нагн'Тах з приводом від газотурбінних Установки або електродвигунів.
Режимі роботи сучасного газопроводу, незважаючи На наявність станцій підземного зберігання газу, які є Накопичені природного газу, характеризується нерівномірністю подачі газу протягом року. У зимовий час Газопроводи працюють У режимі Максимальна забезпечення транспорту газу. У разі збільшення витрат поповнення системи забезпечується Для рахунок відбору газу з підземного сховища. у літній час, коли споживання газу знижується, завантаження газопроводів забезпечується Для рахунок закачування газу на станцію підземного зберігання газу.
Обладнання та обв'язка компресорних станцій пристосовані На змінного режиму роботи газопроводу. Кількість газу, що перекачується через КС, можна регулювати включенням і відключенням Номер працюючих газоперекачувальних агрегатів (GPA), зміною частоти обертання силової турбіни у ГПА з газова турбіна приводом і т.п. Однак у всіх випадках прагнуть Перед щоб необхідну кількість газу перекачати меншим Номер агрегатів, що призводить Природні На меншого витраті паливного газу на потреби перекачування і, як наслідокНа збільшення подачі товарного газу по газопроводу.
Регулювання пропускної здатності газопроводу відключенням роботи окремих КС на розрахунковій продуктивності газопроводу зазвичай Не практикується Через перевитрати енерговитрат На Команда газу при такій схемі роботи. І тільки в тих випадках, коли подача газу по газопроводу помітно знижується порівняно з плановою (влітку), окремі Кс можуть бути тимчасово зупинені.
Характерний Переглянути графіків змінного режиму роботи газопроводу при зміні його продуктивності показаний на рис. 2.1. З малюнка Бачив що найбільший вплив про режим роботи КС і окремих Хпа (Ена) надають сезонні зміни продуктивності газопроводу. Звичайно Максимальна подачі газу припадає На грудень-січеньІ мінімум - на літні місяці року.
[pic 1]
Рис. 2.1 Сезонна схема коливання витрати газу великого промислового центру:
А - ТЕС; B - промисловість (включаючи котельні); У - опалення; G - 0 комунально-побутові споживачі
Витрата газу, мільйон-нм / добу, через трубопровід довжиною Км визначається такою формулою (при тиску 0,1013 МПа і 20 ° С):
[pic 2] , (2.1)
de - внутрішній діаметр газопроводу, мм; і - тиск газу відповідно на початку і кінці ділянки газопроводу, МПа; 0,009 - коефіцієнт гідравлічного опору; - Відносна щільність газу по повітрю; - Середня Температура на довжині Трубопроводу. K;Натисніть кнопку "Так - Середній Для довжиною газопроводу коефіцієнт стисливості газу; - Довжина ділянки газопроводу, км.
На підставі цієї формули можна обчислити пропускну спроможність газопроводу на ділянці між двома Кс.
Залежність пропускної здатності газопроводу від тиску показано на малюнку. 2.2.
Витрати потужності Кс можна визначити за формулою
[pic 3] ; (2.2)
de - показник Адіабаті; - Адіабатичний ККД Нагн'Тах; - Температура газу на вході У Нагн'ТахК. На 46 кг/кг к К, q 1.31, 293 К, L q 100 км, 0.82, 0.6; 1,36 • 10 - перекладної коефіцієнт, з використанням співвідношень (2.1) і (2.2) отримуємо залежність зміни потужності від продуктивності.
Розрахунки показують, що Для прокачування = 90 мільйон-нм / добу, на ділянці 1400 мм трубопровід, 100 км необхідно затратити потужність 50МВт. Коли збільшенні продуктивності 30% від проектної, потужність необхідно збільшувати в два з гаком рази при збереженні кінцевого тиску.
З ростом пропускної спроможності газопроводів Для рахунок збільшення діаметра труби і робочого тиску зростає температура газу, що протікає Трубопроводу. Для підвищення ефективності роботи газопроводу і насамперед Для зниження потужності На транспортування газу необхідно На виході кожної Кс встановлювати Апарат повітряного охолодження газу. Зниження температури необхідно Буде th для збереження ізоляції труби.
Для зменшення витрат потужності КС на перекачування газу, збільшення пропускної спроможності газопроводу та економії енергоресурсів На перекачування газу завжди вигідно підтримувати максимальний тиск газу в трубопроводі, знижувати Температура перекачується газу за рахунок його охолодження На станціях, використовувати Газопроводи більшого діаметру, періодично здійснювати очищення внутрішньої порожнини Трубопроводу.
1 .2. Призначення й опис компресорної станції
Для підтримки заданої витрати газу, що транспортується шляхом підвищення тиску Через певні відстані вздовж траси газопроводу, як зазначалося вище, встановлюються компресорні станції.
Диференціальних тиску На ділянці між Кс визначає ступінь підвищення тиску У газоперекачувальних Агрегати. Тиск газу в газопроводі У кінці ділянки дорівнює тиску На вході У відкачування газу сукупності та тиск на початку ділянки дорівнює тиску На виході з АВО газу.
Сучасна Компресор станція (KS) - це складна інженерна споруда, що забезпечує основні технологічні Процесів з підготовки і транспорту природного газу.
Принципова Схема розташування Кс вздовж траси магістрального газопроводу наведена на рис. 2.2, де одночасно Схематично показані зміни тиску і температури газу між Компресорнімі станціями.
Компресор станція - невід'ємна і складова частина магістрального газопроводу, що забезпечує транспорт газу за допомогою енергетичного обладнання, встановленого на КС. Вона служить керуючим елементом у комплексі споруд, що входять У магістральний газопровід. Саме Параметри роботи Кс визначається Режимі роботи газопроводу. Наявність Кс дозволяє регулювати Режимі роботи газопроводу при коливаннях споживання газу, максимально використовуючи Коли цьому акумулюху здатність газопроводу.
[pic 4]
Рис. 2.2. Схема газопроводу та зміни тиску і температури газу вздовж траси
Рис. 2.3. Принципова компонування головної устаткування компресорної станції
На рисі. 2.3 Показані принципова Схема компонування Основні устаткування компресорної станції, що складається з 3 ГПА. Відповідно На цим малюнком до складу основного устаткування входить: 1 - вузол підключення КС до магістрального газопроводу; 2 - камери запуску і прийому очисного пристрою магістрального Газопровід; 3 - очищення технологічного газу, що складається з пилловувах і фільтр-сепараторів; 4 - установка охолодження технологічного газу; 5 - відкачування газу Агрегати; 6 - технологічні трубопроводи обв'язки компресорної станції; 7 - Сапрнана Арматура технологічних трубопроводів обв'язки агрегатів; 8 - установка підготовки пускового і паливного газу; 9 - установка підготовки Імпульс газу; 10 - різне допоміжне обладнання; 11 - енергетичне обладнання; 12 - головний Щит управління і система телемеханіки; 13 - обладнання електрохімічного захисту трубопроводів обв'язки Кс.
На магістральних Газопроводи розрізняють Три основних типи КС: головні компресорні станції, лінійні компресорні станції та Досягти компресорні станції.
Головні компресорні станції (GKS) встановлюються безпосередньо по ходу газу після Газ родовища. у міру видобутку газу відбувається падіння тиску У родовищі На рівня, коли транспортувати його У необхідній кількості Без Команда вже Не можна. Тому для підтримки необхідного тиску і витрати будуються головні компресорні станції. Призначенням ГКС є створення необхідного тиску технологічного газу для його подальшого транспорту по магістральних Газопроводи. Принциповою відмінністю Gks (Ґекс) від лінійних станцій є високий ступінь стиснення На станції, що забезпечується послідовної роботою кількох ГПА з відцентровими гнансинг або Поршні газо-преси. На SSC пред'являються підвищені вимоги На якості підготовки технологічного газу.
Лінійні компресорні станції встановлюються На магістральних газопроводах, як правило, через 100-150 км. Призначенням КС є Команда надходить На станцію природного газу, з тиску входу до тиску виходу, обумовлених проектними даними. Тим самим забезпечується постійний Робочих місць витрата газу по магістральному газопроводу. У Росії будуються лінійні Газопроводи в основному на тиск = 5,5 МПа і = 7,5 МПа.
Доймини компресорні станції (DKS) 0-5 встановлюються На підземних сховищах газу (ПСГ). Призначенням ДКС є подача газу в підземне сховище газу від магістрального газопроводу і відбір природного газу з підземного сховища (як правило, в зимовий період часу) для подальшої подачі його У магістральний газопровід чи безпосередньо споживачам газу. ДКС будуються також на газовому родовищі Коли падінні пластового тиску нижче тиску У магістральному трубопроводі. Відмінною особливістю Дкс від лінійних КС є високий ступінь стиснення 2-4, поліпшена підготовка технологічного газу (Осушувах, сепаратори, риба-пила), що надходить з підземного сховища з метою його очищення від механічних домішок і вологи, що виноситься з газом.
Близько споживачів газу будуються також газорозподільні станції (ГРС), де газ редукується На необхідного тиску (= 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед подачею його У мережі Газ господарства.
1 .3. Системи очищення технологічного газу на КС
Системи підготовки технологічного газу служить для очищення газу від механічних домішок і рідини перед подачею його споживачу відповідно На вимог ГІСТЬ 5542-87.
Коли видобутку і транспортування У природних газі містяться різного роду домішки: пісок, зарі мул, конденсат важких вуглеводнів, вода, масло і т.д. Джерелом забруднення природного газу є Привів'їна Області свердловини, поступово руйнується і забруднює Газ. Підготовка газу здійснюється На промислах, від ефективності роботи яких залежить і якість газу. Механічні домішки потрапляють У газопровід як у процесі його будівництва, так і при експлуатації.
Наявність механічних домішок і конденсату в газі призводить На передчасного зносу Трубопроводу Це гарне місце бути. арматури, робочих коліс Нагн'Тах і, як наслідок, зниження показників надійності та економічності роботи компресорних станцій і в цілому газопроводу.
Всі це призводить На необхідності встановлювати до КС різні системи очищення технологічного газу. Перший час на КС для очищення газу широко використовували масляні риба-пила (Діаграма 2.4), які забезпечували досить високу ступінь очищення (до 97-98%). Масляні риба-пила працюють за принципом мокрого уловлювання різного роду сумішей, що знаходяться У газі.
Недоліками масляних пилловувах є: наявність постійного безповоротного витрати Олія необхідність очищення оливи, а також також підігріву Масла зимових умовах експлуатації.
В даний час на КС в якості першого ступеня очищення Широко застосовують Циклон риба-пила, що працюють На принципі використання інерційних сил для уловлювання зважених часток. Циклон риба-пила більш прості У обслуговуванні ніж масляні.
Ефективність очищення газу циклонічний риба-пила становить не менше 100% для часток розміром 40 мкм і більше, і 95% для часток Крапелно рідини.
Газ що надходить На головні компресорні станції зі свердловин, як зазначалося, практично завжди У цьому чи іншому кількості містить вологу У рідкій і паровій Фази. Наявність вологи У газі викликає корозію обладнання, знижує пропускну здатність газопроводу. При взаємодії з газом за певних термодинамічних умовах утворюються тверді кристалічні речовини - гідрати, які порушують нормальну до робота газопроводу. Одним з найбільш раціональних і економічних методів боротьби з гідратами при великих обсягах перекачування є сушіння газу. Висихання газу здійснюється сепараторами різних конструкцій з використанням твердих (адсорбція) і рідких (абсорбціонуючих) поглинаючих апаратів.
За допомогою газосушильних установок на основних об'єктах знижується вміст водяної пари в газі, можливість Fallout конденсату в трубопроводі і утворення гідратів.
Очищений природний газ не має ні кольору, ні запаху, тому попередньо виявити його витоки і визначити наявність газу в повітрі Запах, тобто додати в нього спеціальні речовини-запахи, які мають сильний специфічний запах. Етилмеркаптан і тетрагідротіофен. Запах газу зазвичай здійснюється на спеціальних об'єктах магістральних газопроводів до його розподілу споживачам, але іноді запах також проводиться на газорозподільних станціях (ГРС).
Газ, що надходить побутовим споживачам, має бути обов'язковим З запахом. Одоізація газу проводиться за допомогою автоматизованих установок, які регулюють споживання запаху в залежності від споживання природного газу. Як правило, швидкість ордалізації становить 16 грамів на 1000 Нм .
1 .4. Технологічні схеми компресорних станцій
Технологічна обв'язка компресорного цеху призначена для:
- отримання технологічного газу від магістральних газопроводів до КС;
Очищення технологічного газу від Механіка капати вологу в пилососи і фільтрувальні сепаратори;
Розподіл потоків для подальшого стиснення і регулювання схеми завантаження GAP;
- охолодження газу після компреація У газі AVO;
- виведення ЦК на станцію «кільце» при запуску і зупинці;
Газопостачання магістральним газопроводом;
- транзит газу магістральним газопроводом в обхід КС;
- при необхідності викидати газ в атмосферу з усіх технологічних газопроводів компресорного цеху через свічки кранів.
Залежно від типу відцентрові нагряди, що використовуються в КС, існує два поняття обв'язки GPA:
- схема з послідовною обв'язкою, характерна для Неповні Нагряди;
- паралельна схема одягання колекціонера, характерна для повний тиск Нагнітачі.
Неповний тиск Повітродувки. Проточна частина цих нагрядів призначена для ступеня стиснення 1,23-1,25. Існує потреба в дво- або трикамерне стиснення, тобто стиснення 1.45 або більше, в основному на SSHG.
Повний тиск Повітродувки. Проточна частина цих суперчарджерів спроектована таким чином, що дозволяє ротору створювати ступінь стиснення до 1,45, що визначається розрахунковим проектом тиску газу при вході і виході з компресорної станції.
На рисі. 2.8 представлено концепцію КС з паралельною обв'язкою GPA для використання повний тиск Нагнітачі. За цією схемою газ з магістрального газопроводу зі звичайним діаметром 1220 мм (Doo 1200) через охоронний кран No19 на в'їзд на стик КС до магістральних газопроводів. Кран No19 призначений для автоматичного відключення магістральних газопроводів від КС в разі виникнення аварійних ситуацій на місці з'єднання, в технологічній обв'язки компресорної станції або обв'язки GPA. [pic 5]
Рис. 2.8. Принципова технологічна схема КС з паралельною обв'язкою GPA
Після крана No 19 газ на в'їжджає в вхідний кран No7, також розташований на місці з'єднання. Кран No7 призначений для автоматичного відключення компресорної станції від магістральних газопроводів. Вхідний кран No7 має обхідний кран No7п, який призначений для наповнення газом всієї системи технологічної обв'язки компресорної станції. Тільки після вирівнювання тиску в магістральні газопроводи і технологічні комунікації станції за допомогою крана No7р відкриття крана No7. Це робиться для уникнення газодинамічній дії, яка може виникнути при відкритні крана No7, без попереднього заповнення технологічних комунікацій компресорної станції газом.
Відразу за краном No7 по ходу газу встановлений свічковий кран No17. Служить для заливки газу в атмосферу з технологічних комунікацій станції при робці профілактичних робіт на них. Аналогічну роль він виконує при виникненні надзвичайних ситуацій на КС.
Після крана No7 газ на потрапляє в очисну очисну станції, де розміщують пилососи і фільтрувальні сепаратори. У них він очищений від Механіка вологи.
Після очищення газу по трубопроводу Doo 1000 на'їжджає в вхідний колектор компресорного цеху і розподіляється по вхідних трубопроводах GPA Doo 700 через кран No1 на вході відцентрових нагрядів.
Після стиснення в відцентрових нагрядах газ проходить через реверсний клапан, вихідний кран No2 і по трубопроводу Doo 1000 поставляється на газоохолоджувальну станції (газ AVO). Після установки охолодження газ через шлейф розряду по трубопроводу Doo 1200, через виїзний кран No8 на прокладає магістральні газопроводи.
Перед краном No8 встановлюється реверсний клапан для запобігання зворотного потоку газу з газопроводу. Такий потік газу, якщо він відбувається при відкритті крана No8, може привести до зворотного просування відцентрового нагального нагального пристрою і ротора силової турбіни, що в підсумку призведе до серйозної аварії на КС.
Призначення крана No 8, який розташований на стику КС, схоже на кран No7. При цьому газ виливається в атмосферу через свічковий кран No18, який встановлюється в ході газу перед краном No8.
Камери встановлюються на стику КС. Ці камери необхідні для запуску і прийому очисного пристрою, який проходить по газопроводу і очищає його від механічних домішок, вологи, конденсату. Очисний пристрій - це поршень з щітками або скребками, який переходить до наступного поліцейського в газовому потоці, через різницю тисків - до і після поршня.
На магістральних газопроводах, після КС, встановлений і охоронний кран No21, призначення якого таке ж, як і охоронний кран No19.
При експлуатації КС може виникнути ситуація, коли тиск на виході зі станції може бути ближче до максимально дозволеного або проектного. Між вихідними і вхідним трубопроводом встановлюється перемичка для усунення такого режиму роботи станції Doo 500 з краном No 6А. Цей кран також необхідний при запуску або зупинці цеху або групи агрегатів з послідовною обв'язкою. З ним на наступають відкриваювці частини газу від виходу, що знижує вихідний тиск і збільшує вхід. Ступінь стиснення відцентровий нагальний шар також знижується. Роботу КС з відкритим краном No6А називають роботою станції на «Станції Кільце». Паралельно крану No 6А був зрізаний кран No6AR, що необхідно для запобігання Перекачується Зона суперчарджера. Діаметр даного крана становить 10 15% від ділянки трубопроводу крана No6А (150 мм). За мінімум, наданий виробником ступеня стиснення нагряду, ручний кран No6D врізається в кран No6А.
Розглянута схема технологічної обв'язки КС дозволяє проводити тільки паралельну роботу декількох робочих GPA. У таких схемах КС одиниці з повний тиск нагряди зі ступенем стиснення 1,45-1,5.
На рисі. 2.9 Схема з послідовною обв'язкою GPA, яка реалізується для роботи КС з Неповні Нагнітачі.
Ця схема дозволяє як паралельну роботу одного, двох, трьох GPA, так і паралельну роботу групи агрегатів, що складається з двох або трьох послідовних GPA. Для цього використовуються так звані «режимні» крани (No41-9), за допомогою яких можна змінити положення яких може бути реалізована будь-яка необхідна схема роботи GPA.
Для того щоб отримати необхідний ступінь стиснення в цих контурах, газ відразу потрапляє в інший після виходу з одного нагробка. Необхідне споживання газу через КС досягається роботою декількох груп GPA. [pic 6]
Рис. 2.9. Принципова технологічна схема КС з послідовною обв'язкою GPA
Видобуток газу після компреація поїздів у вихідні дні. Кожен вихідний шлейф має свій трубопровід, з'єднаний з вхідним трубопроводом перед пилососами, що дозволяє відображатися на «Кільці станції» при відкритті крана No 6 або 6А будь-якої з робочих груп GPA.
Відмінна риса експлуатації повний тиск КС ремені перед Неповні Становить:
Схема з повний тиск CbN набагато простіше керувати, ніж з Неповні CBN за рахунок набагато меншої кількості замків;
Схема з повний тиск Нагряди дозволяють використовувати в роботі будь-які агрегати, доступні в «резерві»;
- при зупинці в групі з одного Неповні GAP потрібно надіти в режим "кільце" і другий блок;
- немає необхідності в кранах No 3, режиму No 41- 49, а також на деяких бинтах і No 3біс;
- Можуть бути великі втрати газу через ненаситність режимних кранів.
Трубопровідна арматура (крани, клапани, реверсні клапани і т.д.) - це пристрої, призначені для управління потоком газу, що транспортується по трубопроводах, відключення однієї ділянки трубопроводу від іншої, включення і відключення технологічних установок, пристроїв, суден і т.д.
Всі замкові світильники технологічних пов'язк компресорної станції мають нумерацію за оперативною схемою КС, явні ознаки відкриття і закриття, знаки напрямку газу. Замкові пристосування в ремені КС поділяються на 4 основні групи: Поширюваюх за станом, режим, сукупність і безпека.
Загальнонаціональної крани встановлюються на перехрестях підключення станції до магістральних газопроводів і служать для відключення КС від газопроводу і відключення газу від технологічної прив'язки станції. До таких кранів відносяться крани 7, 8, 17, 18, 20 (див. Рис. 2.8 і 2.9). На По-широкому вокзалі крани включають крани No 6, 6п, що забезпечують роботу КС на «Станції Кільце».
Режимні крани передбачають можливість зміни схеми роботи GPA, підбору груп робочих агрегатів. Нумерація цих кранів на різних копах різна, але зазвичай ці крани поєднуються з номерами в один десяток (наприклад: No 41-49; No 71-79 і т.д.) і характерні в основному для обв'язки з Неповні Cbn.
Монтажні крани безпосередньо пов'язані з обв'язкою суперчарджера і забезпечують його підключення до технологічних трубопроводів заводу. До них відносяться крани No1, 2, 3, 3bis, 4.5.
Охоронні крани призначені для автоматичного відключення КС від магістральних газопроводів в разі виникнення аварійних ситуацій на компресорних станціях. До них відносяться крани 19 і 21.
До характерних особливостей відключених світильників на магістральних газопроводах і КС можна віднести: високий тиск транспорту газу (до 7,5 МПА), відносно високу температуру газу на виході з КС (60-70 градусів Цельсія), наявність механічних домішок і компонентів, що викликають корозію, ерозію металу і т.д.
На замковий пристосування покладені наступні основні вимоги: він повинен в першу чергу забезпечити герметичність окремих ділянок газопроводу, суден, машин з технологічних газопроводів і тривалий час підтримувати цю герметичність, мати високу ефективність, бути агресивним і вибухонебезпечним.
Існують різні типи замкових світильників на магістральних газопроводах і КС, але були отримані найпоширеніші крани, улови і реверсні клапани.
Обслуговування і ремонт замкоучого кріплення проводиться відповідно до інструкцій виробника за спеціальним графіком.
1.5. Компонування газопереробних агрегатів на станції
Газопереробний блок – це комплексна енергетична установка, призначена для компреація природного газу, що надходить до КС через магістральні газопроводи.
На рисі. 2.25 Концепція GPA з газовою турбіною показує всі основні вузли, що входять в блок:
1. Повітрозабірна камера (HPC) необхідна для підготовки цикліного повітря, що надходить з атмосфери до виходу на засокійний компресор. Камери забору повітря мають різні конструкції на різних типах GPA, але всі вони призначені для очищення вхідного повітря та зниження рівня шуму в зоні WPC.
2. Пускова установка (турбодеандр, повітряний або електричний стартер) необхідна для початкового розмотування віозного компресора (OK) і турбіни високого тиску (TVD) на момент запуску GPA.
3. Осьовий компресор призначений для подачі необхідної кількості повітря в камеру згоряння газотурбінної установки.
4. Турбіна високого тиску приводиться в рух сокирою і розташовується разом з нею на одному валу.
5. Турбіна низького тиску (TND) використовується для приводу відцентровий нагин.
6. Нагряд природного газу є відцентровий газовий компресор без проміжного охолодження і призначений для компреація природного газу.
7. Крани для обв'язки GPA.
8. Регенератор (нагрівач повітря) - теплообмінник для підвищення температури повітря, що надходить після ОК в камеру згоряння (CS), і тим самим зниження витрати паливного газу на одиницю.
9. Камера згоряння призначена для спалювання паливного газу в повітряному потоці і отримання продуктів згоряння з розрахунковими параметрами (тиск, температура) при вході в ТВД.
10. Пуско-налаготувальний блок - це комплекс приладів, за допомогою яких частина газу, відібраного з магістрального газопроводу, очищається від механічних домішок і вологи, приведених до необхідних параметрів, в зв'язку з вимогами роботи газопереробних агрегатів.
11. Повітряні охолоджуючі машини масла призначені для охолодження мастила після турбін і підшипників нагряду.
Рис. 2.25. Початковий Схема макета GPA:
1 - повітрозабірна камера (HPC); 2 - турбодеандр; 3 - віся компресор, 4 - турбіна високого тиску (ТВД); 5 - турбіна низького тиску (TND); 6 - нагряд; 7 - технологічні крани, що обв'їли агрегат; 8 - рекуператор; 9 - камера згоряння; 10 - паливно-пусковий і імпульсний блок підготовки газу; 11 - машина охолодження масла.
[pic 7] Від повітря до вісяного компресора; [pic 8] - повітря до рекуператора; [pic 9] Повітря після рекуператора; - вихлопні гази Газів; [pic 10] Запуск газу; [pic 11] Паливний газ [pic 12] Імпульсний газ; [pic 13] Технологічний газ; [pic 14] - вершкове масло.
Крім того, кожна GPA оснащена системою регулювання основних параметрів агрегату, системами агрегації, автоматичної протипожежної боротьби, виявленням газосховищ тощо.
1.6. Види газопереробних агрегатів, що використовуються при КС
Газопереробні агрегати, що використовуються для компреація газ на компресорних станціях за типом приводу поділяються на три основні групи: газові турбіни (ГТП), електроприводні агрегати (EGPA) і газовий прес (GMC).
До першої групи входить GPA з приводом відцентровий нагряд від газової турбіни; до других - агрегати з приводом від електродвигуна і до третьої групи - агрегати з приводом від поршневих двигунів внутрішнього згоряння, що використовують в якості палива природний газ.
Агрегати першої групи - основний тип приводних компресорних станцій, включають: стаціонарні, авіаційні і суднові газові турбіни.
Стаціонарні газові турбіни, спеціально розроблені для використання на газопроводах країни, повинні включати типи заводів наступних виробників.
Системи автоматизації
2.1. Автоматизація компресорних станцій з електричними газопереробних агрегатами
Газопереробні агрегати потужністю 4 4,5 і 12,5 тис. СТМ 4000-2, СДС-4500 1500, ЗПСШ 12500-2 та вибухонепроникні (підірвані під надмірним тиском) ЗПСШ 4000 2 СТМП 4000-2 та СТДП-12500-2.
Автоматизація агрегатів СТД 4000 2 і СТМ-4000-2 здійснюється системою Era-1, STD-12500, STMP 4000 2 системою Electra-2 ДПД-4000 2 і СТДП-12500-2 на базі системи А-705-15.
Система Electra-1 призначена для прямих і пускових приводних двигунів, використання різних типів збудження і різних типів синхронних патогенів електродвигуна і передбачає: автоматичне управління запуском і відключенням ГПУ від управління станцією SPU або з локальної пульта управління (MSA); Автоматична регуляція збудження синхронного електродвигуна з електромагнітним збудником з генератором постійного струму; Автоматичний вхід запасу герметичних насосів: дистанційне управління окремими механізмами GPA; Захист ГАП у разі виникнення аварійних режимів вимірювання основних параметрів, що визначають стан ГАП та режим його роботи; Сигналізація стану окремих несправностей і тестування захисту дій за допомогою операцій автоматичного управління ISU і SPU; Вибір групи для резервного копіювання GAP
Система призначена для роботи при температурі від -50 до 50 градусів Цельсія і відносній вологості повітря 95±3% при 35 градусах Цельсія.
2.2. З Запуск і зупинки пристрою
Запуск пристроїв управління GPA забезпечує можливість двох варіантів запуску GPA - вивантаженого і завантаженого. Коли нагряд вивантажується Н починає обертатися, коли тиск в його порожнині дорівнює атмосферному (кран відкритий K5 (Івате)); почнеться завантаження після вмикати привідний електродвигун ( Ед) збудливий пристрій (з електродвигуном, що набирає синхронну частоту обертання) і зупинкою мастильного насоса PN (рисунок 68)
При завантаженні спускового гачка - тиску газу в порожнині нагкача - включенню електродвигуна передує завантаження нагробка: перемикання кранів на його ремінь і заповнення порожнини нагкачування газом. Перемикання кранів на ЕД з контрольної точки зору є одним з позитивів завантаженого запуску, оскільки дозволяє виконувати всі найменш надійні операції (управління краном) при наддуві. Том [pic 15]
Райс 68 Спрощена технологічна схема відцентрового нагробка з електроприводом
Коли запуск скасовано Наприклад, GPA у зв'язку з відмовою вмикати один з кранів, вмикається і вимикається двигун приводу. В результаті скорочується загальна кількість включень (пусків) приводу електродвигуна, що дуже важливо, оскільки кожен запуск пов'язаний з відповідними динамічними і тепловими навантаженнями, що призводять до прискорення зносу електродвигуна.
Перед запуском GPA повинні бути виконані всі умови перед пуском, контроль яких охоплює початкове положення всіх механізмів GPA: відсутність сигналу "Несправність", наявність робочої напруги на всіх ланцюгах управління і т.д. Умови перед пуском включають напругу в усіх частинах ланцюга і початкове положення кранів.
Запуск GPA починається за командою MST/ або SPU одночасно запуск стартового насоса мастила PN і одного з насосів ущільнення NU, які беруть масло з масляного бака mb і походять в масляні системи мастила МС і SEAL MU.
Після підвищення тиску мастила до 6,0 кПа і падіння тиску газ-нафта до 10 кПа з системи автоматики поставляється командою для виконання операцій з автоматичного запуску GPA. Якщо тиск, масла мастила і необхідне падіння газо-нафти не встановлюються на 240 с. немає падіння газо-нафти, то команду годують, щоб зупинити GPA з поверненням всіх механізмів і пристроїв в початкове положення (незавершений старт).
Якщо нагряд має приводостійкий вибухопривідний електродвигун, цьому першому етапу запуску передує фаза очищення електродвигуна.
Фаза пуску приводу електродвигуна починається з вмикача. Електродвигун спуску вмикача в асинхронному режимі і після активації пристрою активується в синхронно. В результаті введення в експлуатацію основного насоса мастила GN тиск мастила підвищується до р с >12,0 кПа, після чого змащувач зупиняється. Якщо більше 25 с. зупиняється від повороту перемикача до зупинки PN, GPA зупиняється.
Процес запуску GAP закінчується закриттям крана CK після закриття - кран К.К.А. (при вивантажених пусках) або після зупинки PN (при завантаженому запуску). Якщо кран не закривається в межах 120 с. в межах 120 с. При цьому команда про скасування запуску не подається, так як майже всі операції по запуску GPA вже виконані. Кран CK, який не переключився автоматично, може бути закритий віддалено або вручну. Пуск ГАП закінчується замикання крана CK
Зупиніть GPA. Передбачено два алгоритми зупинки GAP Автоматичні роботи: звичайні і аварійні зупинки. При нормальній зупинці передбачається послідовність операцій, що виключає небажані режими нагинів, які можуть призвести до прискореного зносу його вузлів, тому відкриття крана CK забезпечується тільки після відкриття обхідної групи кранових нагрядів КБ, в результаті чого залишки роботи в групі GPA не потрапляють в групу GPA. Помпезний ситуації, і закриття кранів С і К2 - тільки після того, як електродвигун відключиться і кран відкриється К.К.А. в результаті легше зупинити GPA і т.д.
Аварійна зупинка мета полягає в тому, щоб GPA була виведена з роботи якомога швидше: негайне припинення обертання нагробка і звільнення його порожнини від газу. Тому при подається команда на аварійну зупинку GPA відразу відключає електродвигун і вмикає всі крани на ремені нагкачування. У порівнянні з звичайною зупинкою це дозволяє скоротити час блокування доступу газу до порожнини нагряду в 3-4 рази, що знижує ймовірність виникнення пожеж і вибухів при пошкодженні нагряду. Негайне відключення електродвигуна також необхідне, коли його релейний захист спрацьовує для локалізації електричних пошкоджень і збереження інших GPA, а також для запуску технологічних захистів для зменшення ступеня можливого механічного пошкодження GPA, що аварійно зупинявся.
Решта операцій на нормальних і аварійних зупинках однакові. Після того, як електродвигун відключається, запустять PN, а після відкриття крана К5 і зниження тиску газу в порожнині нагнітача зупиняється NI. Зупинка GPA закінчується після 480 секунд зупинки PN, робота якої за цей час необхідна, так як GPA знаходиться на ходу і її підшипники ще не охололи.
Якщо на ремені нагального шару замість крана встановлений реверсний клапан, то в схемах допускаються відповідні операції з краном CK. Наприклад, коли GPA зупиняється нормально, ЕД вимикається після відкриття крана K6.
2.3. Схеми автоматизації електроприводів GPA
Автоматизація процесів запуску та завершення роботи GPA базується на елементах relein-contact. Особливістю системи автоматизації GAP з електроприводом є управління і захист електродвигуна
Привід суперчарджера це, перш за все, управління його високовольтним вимикачем (або двома вимикачами при запуску реактора), а для синхронного електродвигуна - це управління його патогенним пристроєм. Спільне взаємопов'язане управління цими елементами забезпечує запуск електродвигуна і автоматичне відновлення його робочого режиму після різних зовнішніх впливів (коротке замикання, протиапіхотна автоматизація і т.д.), а також зупинку GPA в дії технологічного захисту і релейного захисту електродвигуна
Запуск електродвигуна починається з включення його вимикача і його розсіювання асинхронний режим до підкон синхронізація швидкість, потім автоматично збуду дається з відповідним підвищенням, а електродвигун втягується в синхронію. На запуску реактора після того, як електродвигун був розігнаний до підкон синхронізація другий вимикач, обхідний реактор, активується до застосування збудження.
При нанесенні напруги на виходи працюючого електродвигуна більше 02-03 с. Наприклад, в результаті зовнішнього короткого замикання електродвигун може випасти з синхронізму. В цьому випадку існують відповідні захисти і пристрої, що забезпечують гасіння поля електродвигуна, для забезпечення його подальшого самозапустіть в асинхронному режимі (розсіювання до підкон синхронізація швидкість) і після збудження його в синхронізацію (ресинхронізацію) без навантаження на нагряд або при автоматичному розряді. Якщо такі автоматичні операції не можуть бути проведені для відновлення нормальної роботи, електродвигун вимикається і GPA зупиняється. Для того, щоб автоматично відновити нормальний режим роботи GAP, в цьому випадку може бути проведений автоматичний повторний запуск (завантажений або вивантажений в залежності від конкретних особливостей).
При різних електричних пошкодженнях електродвигуна і відхиленнях від режимів роботи, які становлять небезпеку для електродвигуна, спрацьовує його релейний захист, в результаті чого вимикач відключається і згасає поле збудження.
Синхронізовані електродвигуни мають асинхронний старт від низької напруги через автоматичний трансформатор або реактор. По-перше, двигун запускається в асинхронному режимі, при цьому обмотка ротора з'єднана з вогнегасним опором SG (рисунок 69) Пуск здійснюється шляхом включення масляного лінійного вимикача В2 через бетонний реактор RBA, який гасить до 35% номінальної напруги, що призводить до зниження напруги близько 65% на реактивних шинах. Коли досягнуто кількість оборотів електродвигуна становить 95% від номіналу, включає в себе контактне поле М гасіння, що має один НК, інший АЛЕ контакти. Через АЛЕ контакт в роторному ланцюжку збуджується від збудження цереї. При нормально закритому контакті контакт М відключає обмовка ротора від вогнестійкості SG. При цьому вмикається вимикач масла B1 (прискорення) і синхронізується двигун. Між вимикачами масла B1 і B2 є замок, який не дозволяє вмикати перемикач B1 при включенні перемикача B2. Після введення в синхронний режим ступінь збудження регулюється і встановлюється мінімальний струм.
Синхронний двигун працює в режимі реактивного генератора потужності. Чим більший струм збудження, тим більше реактивної потужності віддається мережі (в межах її номінальної потужності). Якщо струм збудження зменшено, потужність струменя, що надається мережі, може зменшитися до 0 в цьому випадку Тіла ? У міру подальшого зниження струму збудження електродвигун стає споживачем струменя Потужність. Таким чином, синхронний електродвигун легко регулюється джерело реактивної потужності. Схема управління двигуном забезпечує реле RNT (реле струму), яке контролює струм збудження в разі розриву ланцюга. Контакт форми CF автоматично включається, коли напруга в мережі різко знижується.
Асинхронні електродвигуни з фазним ротором запускаються за допомогою опору, вставлених в ланцюг ротора, які у часі усмоктуються релейно-контактним обладнанням.
Рисунок 69 Управління електричним ланцюгом Е1етро двигуна (пояснення)
Релейний захист захищає електродвигун від внутрішніх електричних пошкоджень і відхилень в режимі, що може призвести до пошкодження електродвигуна. Для приводних нагрядів Захищено від 4 до 12,5 МВт: захист диференціального струму на великі відстані у двофазному дво релігія Продуктивність Від закриття на землю в обмотці статора і подвійного замикання на землю - максимальний захист струму нульової послідовності; від перевантаження та суперструмів асинхронного режиму - максимальний захист струму в одноликий продуктивність з витривалістю часу; втрата потужності - мінімальний захист від напруги і частоти (спільна для групи електродвигунів)
Крім того, є також захист від розриву ланцюжка збудження і від тривалого запуску. Сигнали для захисних робіт приймаються з електричних ланцюгів через трансформатори струму ТТ1-ТТ9.
При виконанні диференціального захисту на електродвигунах зі стартовим реактором в зону захисту включають пусковий реактор. Максимальний захист струму нульової послідовності виконується з використанням трансформаторів струму реле і струму нульової послідовності типів TK T3L T3L та інших агрегатів, встановлених в комірці CRU на силових кабелях електродвигуна
Збудники хвороб. Для живлення обмотки ротора наддувного гвинта використовуються три типи збудливих пристроїв (РИСУНОК 70) Thuirt (TWU) без щітки (BVU).
ЕКУ (рисунок 70 а) складається з електричного машинного збудника EV (генератора постійного струму) станції управління SU та резистора розряду Rр.
Рис 70 Концепції збудливих пристроїв Електродвигуни GPA. І електромобіль; б - тиристор; в безщіть
Електрична машина обертається від валу електродвигуна ЕД (пряме збудження) або окремого асинхронного електродвигуна (непряме збудження).
За допомогою контактора А.C.C., польової вогнегасної машини (AHP), встановленої на станції управління, обмовка збудження електродвигуна ЕД може бути відключена від збудника EV і підключена до трохи резистора Rp. Перемикання здійснюється без розриву звивистого ланцюга АО
Змінний резистор використовується для зміни сили струму збудження (Шунт регулятора) Rv включений послідовно в ланцюжок звивистого збудження збудника ОВВ. Збудження форсується за допомогою контактора КФ, заключний контакт якого обходить RW. На станції управління розміщується обладнання для управління, управління та захисту EVA, яке живиться від незалежного джерела постійного струму - батареї 220 В.
Для автоматичного регулювання збудження (АРВ) використовується серійно вироблений регулятор збудження типу RVSD. За допомогою регулятора встановлена напруга на шинах автоматично підтримується 6-10 Квадратних, а також забезпечує стабільність синхронного електродвигуна за рахунок збільшення струму його збудження до максимального значення при глибоких напругних посадках при коротких замиканнях. Вимірювальні трансформатори струму і напруги використовуються в якості датчиків і джерел живлення для збудливих регуляторів типу RVSD
ЦУМ (рисунок 70 б) - статичний тироторний перетворювач, що забезпечує потік і автоматичне регулювання струму збудження в обмотці електродвигуна ЕД за допомогою керованих напівпровідникових клапанів - Тіристор ТВ, з'єднаних трифазною схемою тротуару. Один раз в лінію резистор R р перемикається безконтактним напівпровідником ПК. Потужність ЦУМ зазвичай подається з мережі AC 380 B через консьєрж-трансформатор Т р 100-200 Квадратних А. Управління тироторами здійснюється за допомогою фазового імпульсного пристрою, поміщеного в блок управління БУ. Регулювання збудження встановлюється за допомогою змінного резистора RV
Головною перевагою ТСУ є відсутність обертових деталей. Однак передача струму збудження в обмотці ОВ здійснюється на ТВУ, а також в ЄВУ через щітки і контактні кільця У зв'язку з цим TWU і EVU поступаються БВУ, який не має щіткових пристроїв
Основним елементом БВУ (рисунок 70, с) є синхронний збудник БВ, ротор якого розташований на одному валу з електродвигуном ЕД БВ має трифазну анкерну обмотку. Його обмотка збудження ОВВ розташована на статорі і живиться від контрольованого джерела постійного струму - випрямляча В. Трифазна обмотка якір поживає через трифазний випрямляч мосту обмотування збудження електродвигуна ЕД.
Крім збудника БВУ, до складу БВУ входить контрольна станція СУ, на якій встановлюється блок B-контролю БУ та інше обладнання для управління і управління БВУ. Потужність ланцюгів управління БВУ здійснюється від мережі змінного струму через трансформатор Т р 220/110 В 60 Б-А. Автоматичне регулювання збудження в БВУ забезпечується послідовним регулятором типу RVSD, що входить в поставку СВП.
2.4. Управління газо-нафтовою системою ущільнення
Система ущільнення нагряду GPA є однією з відповідальних систем підтримки. Він запобігає проникненню газу з порожнини нагряду в приміщення СС шляхом автоматичного підтримання надмірного тиску масла в ущільнювальні пристрої в порівнянні з тиском газу в порожнині нагряду (підтримується необхідне падіння тиску газо-масла).
Для забезпечення підвищеної надійності система має два герметичних насоси з електричним живленням. Один з яких працює, а інший знаходиться в гарячому резерві Насоси взаємозамінні і оснащені пристроями Avr тобто при перепаді тиску газо-нафта нижче допустимого значення автоматично включає резервний насос. Подача одного герметичних насоса призначена для створення тиску масла в системі ущільнення вище максимального робочого тиску газу (5, 6 або 7 6 МПА)
Необхідне перевищення тиску масляного ущільнення над тиском газу в порожнині нагряду (0,2-0 3 МПа) автоматично підтримується регулятором зниження тиску RPA-1, який здійснює постійний розряд надмірної кількості нафти з системи ущільнення таким чином, що підтримується падіння тиску газу-масла.
Основний електричний контур управління електродвигуном герметичних насосів показаний на рисі. 72 a. Ця схема схожа для обох насосів. Ланцюги управління та сигналізації електродвигунів працюють на фазі напруги 220 В від ланцюгів живлення через кулемет AV1. Для вибору режиму управління для двох насосів передбачена клавіша режиму CD з фіксованими трьома положеннями: I - робочий насос NU1 0 - дистанційне управління насосами з автоматикою, II - робочий насос NU2
[pic 16]
Команда пульта дистанційного керування подається за допомогою самохідних клавіш керування KU. Коли ручка ключа повертається, рукояти за годинниковою стрілкою надсилається включення електродвигуна, проти годинникової стрілки для відключення. Команди автоматичного управління подається за допомогою проміжного реле PKK. Залежно від положення режиму ключа CD, ущільнювальним насосом може працювати або зайвим.
При запуску GAP (контакти реле пуску блоку закриті,
RPA) запускає реле команди PKK і включений електродвигун герметичних насосів. Командне реле PKK проводиться на ланцюгу 7 через контакт заключної естафети Ра Боти підрозділу RRA. Також другий паралельний ланцюжок утримання 8 збирається через його контакт закриття pkk і початковий контакт реле тиску газу в порожнині нагрубки RDG. Цей ланцюжок утримує командне реле РПК і пускової установки pm на резервному електродвигуні NI після його автоматичного включення (ABR) і на електродвигуні WORKER NU, коли GPA зупиняється, коли ланцюг 7 відкритий Chain 8 утримує командне реле PKK і pm launcher, навіть якщо ключ режиму CD передається при роботі в іншому положенні і ланцюг 7 буде розірваний. Коли ви зупинитеся Хпа (Ена) коли тиск газу в порожнині нагряду падає до 300 кП, контакти RDG розблоковуються і реле команди PKK звільняється. Ущільнювний насос зупиняється.
Розмивання контакту ПМ електродвигуна Дрю Gogo Герметичних насосів в ланцюгах 7 і 8 виключає можливість одночасної роботи 4 двох насосів в дії автоматики Таке включення можливо тільки в положенні ключа режиму CD "Дистанційне управління". При зниженні тиску газо-нафта з експозицією 4 с. закриває контакт реле часу RGM1, що є повторенням датчика-реле газо-газо-масляного падіння тиску, в результаті чого тиск виробляється герметичими насосами, електродвигун резервного NI активується, а електродвигун робочого НУ відключається (якщо він не вимикається раніше і через це газова крапля) знижується.
Експозиція часу 4 с. необхідна для регулювання від дії AVR і APV (автоматичного повторного включення) джерел живлення, при яких електродвигун робітника NI ненадовго втрачає потужність. Якщо після 4 з краплею газу нафта не відновлюється, активується резерв NI, а якщо запуск резерву NI не забезпечує відновлення падіння тиску газо-нафти після 20 з аварійним відключенням GPA.
При включенні магнітного пускової установки (NU працює), відпускаються реле 4 управління RMM, і навпаки, при відключенні магнітного тригера (NU зупинився) реле управління RMM знаходиться в відпрацьованому стані. Це дозволяє RMP використовувати реле для виконання двовимовної сигналізації Депозити Ну, і тривожний розрив ланцюгів управління pm.
Для сигналізації розриву ланцюгів управління використовуються послідовно включені реле RMM і PM реле. При цьому вони можуть бути закриті тільки в тому випадку, якщо немає живлення ланцюгів управління або коли вони обриваються ланцюгів, наприклад, за рахунок розгадки стартової колодки ПМ контактами теплового реле RT.
Дія насосів SEAL супроводжується попереджувальним сигналом «Запасу ущільнень немає». Після з'ясування причин дії АВР і відповідної підготовки зупиненого NI за допомогою ключа CD, його вводять в резерв: ключ CD перетворюється в положення робочого NI. У цьому випадку сигнал «Без резерву печаток» автоматично видаляється
Нафтова система. Загальна масляна система використовується для герметизації і мастильних систем. Системи мазки з маслом забезпечує подачу масла до підшипників приводного двигуна, коробки передач і нагробок а також на робочих передачах коробки передач і на рейках з віхами.
Запуск GPA в холодному маслі заборонено. Температура масла перед запуском повинна бути не менше 20 градусів цельсія, тому масляна система сучасного електроприводу GPA має пристрої, за допомогою яких масло нагрівається автоматично регулюється його температурою на зупиненому і в гарячому резерві GPA (рисунок 72 б).
Електрика використовується для нагрівання масла. Холодне масло взято з OIL MB і перекачується MN через тен електричні обігрівачі. Нагріте масло зливається в масляний бак. За температурою масла постійно стежать за допомогою датчиків ТМ2 і ТМ1. Датчики TM1 і TM2 використовуються в якості скопічних електроконтактних термометрів, таких як CCI-SC. Датчик ТМ1 використовується на дні 20 градусів в умовах попереднього прийому GPA, а на верхніх 55 градусах Цельсія - для попереджувального сигналу про відхилення температури масла в масляному баку МБ. Нижня і верхня заставка (25 і 35 градусів за Цельсієм) датчика TM2 використовуються для двонадійного контролю температури в масляному баку
При оливах нижче 25 градусів за Цельсієм вмикати Етектромо Mp насос і десять обігрівачів. Після прокачування масла через TEN і нагрівання його до температури 35 градусів за Цельсієм відключаються обігрівачі TEN і електродвигун MN. Коли температура масла знижується до 25 градусів за Цельсієм в результаті охолодження, електродвигун MN і обігрівачі TEN знову вмикаються і процес повторюється. Ланцюги MN і TEN блокуються, а обігрівачі TEN відключаються при вимкненому електродвигуні MN. Це захищає масло від локального перегріву і корупції при відсутності циркуляції через обігрівачі ТЕНГ.
Багато нафти GPA використовується для нагрівання нафти Охолоджувачі в якій подавати замість холодної води гарячу. Кровотеча маста це робиться за допомогою PN.
3. Технологія автоматизації (датчики, прилади).
3.1. Естафета Проміжна PKK1-011, PKK1-021, PKK1-031
Загальні відомості
Реле проміжних типів PKK1-011, PKK1-021, PKK1-031 призначені для використання в якості компонентів в стаціонарних установках, в основному в електричних схемах управління при напрузі до 440B постійного струму і до 660B ac pm 50 і 60Hz.
Умови експлуатації
Висота до 2000м.
Діапазон робочих температур від -40 до 55 градусів Цельсія для виконання УХЛ, для реле продуктивності
Це від 1 до 55 градусів за Цельсієм.
Навколишнє середовище вибухонебезпечне, без пилу в кількостях, що порушує реле, а також агресивні гази і пари в концентраціях, які руйнують метали і ізоляцію.
Вібрація релейних сидінь з частотою до 100Гц при розгоні не більше 1,0г.
Робоче положення в просторі вертикальне, допускається відхилятися не більше 5 градусів в будь-якому напрямку.
Місце релейної установки повинно бути захищене від прямого впливу сонячного випромінювання, розпилення води, мастил, емульсій і т.д. рідин.
Структура позначення rp1-0 x4:
РПК є проміжним реле;
1 - Серія No.
0 X1 - модифікація реле в залежності від загальної кількості контактів (011 - 4 закриття, 021 - 6
2 відкривачі, 031 - 9 закритих, 3 розблокування;
X4 - кліматичні показники (UHL, O) і категорія розміщення (4).
Технічні Характеристики
[pic 17]
Розміри і розміри установки
[pic 18]
Електричні основні схеми
[pic 19]
Контакти, позначені на схемі зірочею, дозволяється перебудовувати в місці роботи з закриттями в відкриваювачі і навпаки.
3. 2. Серія електромагнітних реле RPM-30
Загальні відомості
Реле електромагнітної серії RPM-30 призначені для перемикання електричних ланцюгів постійного струму напругою до 320 В і прищі до 380 В 50 і 400 Гц.
Структура позначення
RPM-3H/U:
Р - реле;
P - проміжний;
M - маломісяціалізовані;
3 - серія;
X - модифікація конструкції:
1 А - Реле постійного струму на номінальній напрузі
котушки 12, 24, 48 В з енергоспоживанням до 8 Вт;
1 В - Реле постійного струму на номінальній напрузі
котушки 12, 24, 48 В з енергоспоживанням 4,4 вт;
2 - Реле постійного струму на номінальних напругах
котушки 110, 220 В і змінна напруга від 175 до 320 В;
3 В - Реле змінного струму на номінальних напругах
котушки 127, 220 В 50 і 400 Гц;
Do - кількість контактів:
1 - 3 закриття;
2 - 2 закриття і 1 розмиття.
Умови експлуатації
Температура навколишнього повітря становить від мінус 40 до 55 градусів за Цельсієм.
Відносна вологість повітря не більше 98% при температурі навколишнього повітря 35 градусів Цельсія без конденсації вологи.
Синусоїдна вібрація в діапазоні частот від 4 до 60 Гц при розгоні 2 г. тому 100
Механічний одиночний удар з піковим ударом розгоном 1000 г при тривалості ударно-розгону від 0,5 до 2 Пані.
Робоче положення реле вертикальне, закріплене вгору або вниз.
Допускається нахили в будь-якому напрямку під кутом 60 градусів.
Реле відповідають ТУ 16-523.407-81. ТУ 16-523.407-81
Технічні Характеристики
Тип і кількість контактів, рід і напруга джерела живлення, що включає котушку і режим роботи реле наведені в таблиці.
Споживана потужність, Вт, не більше - 8
Номінальна маршрутна, А - 5
Кількість VO циклів - 10 000
Механічна міцність, VO циклів - 30000
Маса реле, кг, не більше - 0,45
Гарантійний термін служби, років - 12
Реле відносяться до електромагнітних нейтральних, двовиправних, одностабільні Постійний струм, миттєва дія і мають котушку напруги. Реле просочуються конструктивним виконанням.
Розміри, розміри установки і прибудови реле показані на малюнку.
[pic 20]
Висновок
Системи автоматизації нафтогазової промисловості немислимі без використання високоточної технології. Звичайні датчики були замінені інтелектуальними, заснованими на функціях датчиками, які значно полегшують вимірювання обробки параметрів.
У цьому звіті вивчили технічне оснащення КС з системами автоматизації та технологією автоматизації. Система автоматичного управління забезпечує якісне управління роботою ДКС у всіх її режимах, а також управління технологічним обладнанням.
У звіті описана функціональна схема автоматизації, схема автоматизації конструкцій.
Надійне і якісне управління процесом забезпечується використанням сучасних датчиків з високим ступенем надійності бронювання, а також бронюванням.
[pic 21][pic 22][pic 23][pic 24][pic 25][pic 26][pic 27]
...