Автоматизация установки комплексной подготовки газа заполярного газонефтеконденсатного месторождения

Далее сигнал от FBM модуль идет через FCM10E по оптоволоконному кабелю сигнал в операторную, и далее через оптоволоконный преобразователь к CP60.

Управляющий процессор CP60 представляет собой микропроцессорное устройство, состоящее из двух параллельно работающих модулей, каждый из которых независимо подсоединен к шинам Nodebus и Fieldbus. Каждый модуль управляющего процессора включает в себя:

- процессор AMD DX5 с тактовой частотой 133 МГц, который выполняет всю обработку данных;

- сопроцессор LAN 82596CA, управляющий передачей данных по сети Nodebus;

- процессор AMD 386, управляющий передачей данных по сети Fieldbus.

Два модуля управляющего процессора, составляют резервированную пару и рассчитаны на обеспечение продолжительности работы управляющего процессора при практически любом аппаратном сбое одного из модулей пары. Оба модуля одновременно получают и обрабатывают информацию. При этом если, информация на входах двух модулей различается, то на каждом модуле запускается самодиагностика, по результатам которой определяется неисправный модуль. После этого управление на себя берет исправный модуль, при этом не нарушается нормальная работа системы.

Управляющие процессоры устанавливаются в каркасы для установки системных модулей (рисунок 3.9). Каждый каркас содержит 4 резервируемых источника питания 30В и поддерживает установку до 8 управляющих процессоров. В системе используется 4 каркаса, которые монтируются в промышленном шкафу, устанавливаемом в операторной.

Рисунок 3.9 - Каркас для установки системных модулей

Интеграция систем автоматизированною управления, не являющихся предметом рассмотрения данного проекта осуществляется с помощью устройств - интеграторов с сетью Nodebus - DI30.

Интегратор DI30 обеспечивает подключение устройств, работающих по определенному протоколу. Тип протокола определяется видом драйвера загруженного и интегратор. Например, может использоваться драйвер Modbus.

Функции РСУ на уровне САУ:

- сбор и контроль технологической информации с основных и вспомогательных технологических объектов УКПГ;

- формирование и ведение базы данных значений параметров;

- реализация законов автоматического регулирования (ПИД);

- выполнение алгоритмов автоматического управления, технологических блокировок;

- отработку команд дистанционного управления (выдачу управляющих воздействий на исполнительные механизмы);

- связь с операторной (передача технологической информации, прием команд).

- непрерывный контроль работоспособности технических средств и определение отказавших единиц оборудования и автоматическое распознавание модуля после замены;

Система противоаварийной защиты предназначена для аварийной защиты технологического оборудования.

В случае возникновения аварийной ситуации в одном из цехов осушки срабатывает система ПАЗ и отключает его закрытием входных и выходных кранов на линиях осушки. Вследствии этого давление газа в ЗПА начнет расти, а в выходном коллекторе снижается за аварийные пределы. Срабатывает система ПАЗ и отключает ЗПА кранами на входе и на межцеховых коллекторах от ЗПА к цеху осушки газа. Закрываются охранный кран на выходе коллектора и краны на перемычках между коллекторами. И в этом случае один из модулей УКПГ оказывается отключенным.

Функции, выполняемые системой ПАЗ:

- сбор и обработка сигналов датчиков, определяющих аварийное состояние технологических объектов УКПГ;

- отработка, в случае необходимости, алгоритмов аварийного останова технологических объектов УКПГ;

- выдачу информации о срабатывании системы ПАЗ на уровень ОПС;

- регистрация первопричин возникновения аварийной ситуации.

Система пожарной автоматики на уровне САУ выполняет следующие функции:

- активацию систем оповещения о пожаре и пожаротушения при срабатывании не менее двух независимых датчиков, контролирующих «одну точку», с подачей тушащего раствора по зонам, в которых возник пожар;

- открытие клапанов дымоудаления и отключение вентиляции при пожаре, за исключением систем приточной вентиляции, обеспечивающих воздушный подпор в тамбур-шлюзах;

- выдачу в систему ПАЗ сигналов о возникновении пожара в помещениях;

- контроль состояния шлейфов пожарной сигнализации на обрыв и короткое замыкание.

Система контроля загазованности на уровне САУ выполняет следующие функции:

- контроль состояния воздушной среды основных и вспомогательных технологических объектов;

- выдача в РСУ команды на пуск аварийно-вытяжной вентиляции, прерывистой световой сигнализации по месту и на пульте оператора в зонах, где загазованность (концентрация метана) достигла 10% НКПР;

- выдача в систему ПАЗ сигнализации по зонам загазованности 20% НКПР;

- местное и дистанционное управление аварийно-вытяжными вентиляторами, сигнализацию их состояния на пульт оператора, контроль наличия напряжения в цепях управления.

Данные о применяемых средствах противоаварийной защиты: блокировках, средствах регулирования, сигнализации, устройствах для экстренной остановки оборудования, предохранительных, сбросных, отсекающих клапанах приведены в таблице 3.6.

Таблица 3.6 - Меры, применяемые средствами противоаварийной защиты

Наименование оборудования, стадий технологического процесса	Контролируемый параметр или защищаемый участок оборудования.	Предельное значение параметра или проявление опасности участка оборудования	Предусмотренная защита оборудования, стадии технологического процесса
Коллектор ввода промывочной воды в цех осушки	Температура, С	Tmin = 30	Аварийная сигнализация
Линия входа промывочной воды в сепараторе	Расход, м3/ч	Qmin = 0,2	Аварийная сигнализация
Блок сепаратора с промывочной секцией сепаратора	Давление в аппарате, МПа	Pmax = 8,8 Pmin = 7,0	Аварийная сигнализация
	Перепад давления на тарелках, МПа	Pmax 0.02	Аварийная сигнализация
	Уровень жидкости в аппарате, мм	Lmax = 800 Lmin = 200	1 Аварийная сигнализация 2 Автоматическая отсечка запорного клапана Клз1
	Уровень жидкости в аппарате, мм	Lmax = 700 Lmin = 300	Аварийная сигнализация
Коллектор ввода РДЭГа в абсорбере	Температура, С	Tmin = 24	Аварийная сигнализация
Блок абсорбера	Р на тарелках, МПа	Pmax 0,06	Аварийная сигнализация
	Температура в абсорбере, C	Тmax = 21 Тmin = -3	Аварийная сигнализация
	Уровень в аппарате, мм	Lmax = 750 Lmin = 150	1 Аварийная Сигнализация 2 Отсечка при Lmin запорным клапаном Клз2
Линия выхода осушенного газа из абсорбера	Давление газа, МПа	Pmax = 8,8 Pmin = 7,0	1 Аварийная сигнализация 2 Закрытие входных и выходных кранов на аварийной нитке 3 Открытие задвижки 3ф1 на аварийной нитке
	Влагосодержание газа, С	лето: - 8 зима: - 16	Аварийная сигнализация
Сборный коллектор осушенного газа на выходе из ЦОГ	Давление в коллекторе, МПа	Pmin = 6,5	1 Звуковая и световая сигнализация 2 Аварийная сигнализация 3 Закрытие входных и выходных кранов на линиях ЦОГ 4 Включение СПАЗ при Рmin
Ёмкость дренажная для ДЭГа и насыщенного метанола	Уровень в аппарате, мм	Lmax = 1400	Аварийная сигнализации при Lmax Остановка насоса при Lmin
	Уровень в аппарате, мм	Lmax = 1400	Включение по месту световой сигнализации
	Температура в аппарате,C	Tmax = 80	1 Аварийная сигнализации 2 Останов погружного насоса
	Загазованность площадки	10 - 20% НКПРП	Аварийная сигнализация Остановка насоса
	Загазованность цеха осушки газа	10 - 20% НКПРП	1 Звуковая и световая сигнализации 2 Включение аварийной вентиляции 3 Включение СПАЗ
Технологическая линия в узле редуцирования газа	Давление газа после первой ступени редуцирования, МПа	Pmax = 2,8 Pmin = 1,9	1 Аварийная сигнализация 2 Закрытие клапанов 3 Отсечка подачи газа на запальник и горелку
	После второй ступени редуцирования, МПа	Pmax = 0,5 Pmin = 0,2

Система противоаварийной защиты строится на базе программно-технического комплекса TRICON фирмы «Тriсоnех» и интегрирована в систему I/A Series. Интеграция системы противоаварийной зашиты осуществляется на основе станции FoxGuard Manager, который представляет собой коммуникационный модуль АСМ4609, установленный в основное шасси. Подключение к сети Nodebus производится через интерфейс с резервированной сетью Nodebus - DNBI.

В системе TRICON АСУ ТП ЦОГ используются следующие модули:

- 3008 - главный процессор, 16 Мбайт DRAM;

- ACM4609 - усовершенствованный коммуникационный модуль, интерфейс Foxboro I/A series NodeBus;

- 3504Е - 64-точечный цифровой входной модуль, 24/ 48 В постоянного тока;

- 3704E - 64-точечный аналоговый выходной модуль, 0-5/ 0-10 В постоянного тока;

- 3664 - сдвоенные последовательные выходные модули, 32 точки, 24 В постоянного тока;

- 8312 - модуль питания 175 Вт, 230 В переменного тока.

3.5 Уровень оперативно-производственной службы промысла

Уровень ОПС состоит из:

- автоматизированных рабочих мест операторов УКПГ:

- станции инжиниринга;

- автоматизированных рабочих мест главных специалистов промысла.

Для организации рабочих мест операторов использована промышленная консоль типа Command Center (рисунок 3.10).

Операторские станции строятся на базе персональных компьютеров.

Промышленная операторская рабочая станция AW7001- основной сервер системы, станция оператора АСУТП, AW7002 - резервный сервер системы, станция инженера АСУ ТП, WP7001 - клиент, станция оператора АСУТП, WP7002 - клиент, станция оператора АСУТП включают (каждая):



Рисунок 3.10 - центр управления

- процессор E2-3200 2.4 ГГц;

- оперативная память 4 Гбайт;

- системный жесткий диск 750 Гбайт;

- алфавитно-цифровая клавиатура типа QWERTY;

- операторская клавиатура аварийной сигнализации;

- контроллер GCIO для подключения операторской клавиатуры;

- модуль RCNA для подключения к шине Nodebus;

- дисковод DVD+-RW/DL;

- видео карта Radeon HD 6370D 512 Мбайт;

- 2 платы выхода на сеть Ethernet (TCP/lP) NIC и PCI;

- активные колонки;

- необходимые кабели;

- операционная система Windows 7 HB 64 bit;

- лицензия на программное обеспечение станции AW70B (Nodebus).

Все рабочие станции объединены в локальную вычислительную (технологическую) сеть, построенную по стандарту Ethernet 10/100BaseT(X).

Функции РСУ на уровне ОПС:

1) функции контроля и управления:

- сбор и контроль технологической информации от технических средств САУ;

- сбор и контроль технологической информации от систем телемеханики, ПАЗ, пожарной автоматики;

- сигнализацию об отклонениях технологических параметров от регламентных норм;

- ведение базы данных реального времени;

- формирование и отображение видеокадров (мнемосхем, графики);

- формирование и отображение сводок и режимных листов;

- формирование и отображение протокола событий;

- формирование и выдачу выходных документов и протоколов событий, в том числе протоколирование действий оперативного персонала;

- вычисление суммарных и средних (1/2 часа) расходов газа;

- контроль и учет качественных показателей товарного газа;

- учет расхода газа по технологическим линиям;

- учет расхода химреагентов;

- формирование и выдачу команд дистанционного управления;

- контроль выполнения команд управления;

- выдачу уставок регуляторам;

2) функции связи:

- организации интерфейса «человек-машина»;

- связь с нижним уровнем системы (прием технологической информации с нижнего уровня, передача команд управления на нижний уровень);

- обмен информацией с уровнем диспетчерского управления;

3) функции защиты информации:

- возможность назначения (разграничения) прав для различных групп пользователей на доступ к информации и к функциям управления;

- регистрацию пользователей в системе по индивидуальному идентификатору пользователя с введением пароля;

- ведение протокола регистрации пользователей и их наиболее ответственных действий с указанием астрономического времени и информации;

4) функции диагностики:

- ведение и вывод по запросу протоколов событий, происходящих в системе (действия по управлению, изменение конфигурации, системные события);

- непрерывный контроль работоспособности технических средств и обеспечение обнаружение отказа и причины отказа, с выдачей звуковой и визуальной сигнализации оператору ОПС, с занесением информации об отказе в протокол событий.

Результаты автоматизации цеха осушки газа.

Таким образом, в результате создания АСУ ТП достигается:

- устойчивая работа систем управления технологическим оборудованием;

- увеличение точности измерений технологических параметров;

- повышение уровня эксплуатации за счёт унификации технических и программных средств;

- повышение надёжности систем управления за счёт структурного резервирования и непрерывной диагностики программных и технических средств.

Система автоматизации технологических процессов УКПГ выполнена в соответствии с нормами и правилами, действующими в газовой промышленности.

Контроль и автоматизация процессов обеспечивают охрану труда, безопасную эксплуатацию ЦОГ в соответствии с действующими нормами и правилами по охране труда, техники безопасности и промсанитарии.

Объём контроля и автоматизации, предусмотренный проектом, обеспечивает надежную работу технологического оборудования, автоматическую защиту его при возникновении аварийных режимов и ситуаций, дистанционное управление блоками и запорной арматурой, аварийную и технологическую сигнализацию.

Качественные характеристики АСУТП осушки газа характеризуются следующими показателями:

1) быстродействие реализации функций:

- цикл опроса аналоговых и дискретных параметров с технологических объектов управления - не более 1 с;

- решение вычислительных задач контроля текущих режимов работы ЦОГ - не более 5 с;

- выявление нарушений режимов - не более 0,25 с;

- реализация отдельного запроса информации из САУ технологических объектов - не более 0,5 с;

- доставка команд управления на исполнительные механизмы - не более 0,25 с;

2) количественные показатели надёжности АСУ ТП составляют:

- средняя наработка на отказ каждого канала для функций системы:

а) по информационным функциям, не менее - 40000 часов;

б) по управляющим функциям, не менее - 50000 часов;

в) по функциям защиты, не менее - 120000 часов;

- среднее время восстановления работоспособности системы по любой из выполняемых функций, не более - 0,5 часа;

- коэффициент готовности системы по приёму-передаче аналоговых и дискретных сигналов, не менее - 0,99;

- функциональный срок службы системы, не менее - 10 лет.

4. Модернизация системы автоматизации цеха осушки газа УКПГ-1С путем подбора преобразователя температуры росы

4.1 Формулировка задачи и анализ проблемы

Природный газ, добываемый из подземных источников, насыщен жидкой водой и тяжёлыми углеводородами. Для того, чтобы удовлетворить требованиям, предъявляемым к чистому, сухому и абсолютно газообразному топливу, пригодному для передачи по трубопроводам и поставке конечным пользователям для сжигания, газ должен пройти несколько стадий переработки, включая удаление жидкостей, захваченных газом, с последующим высушиванием для снижения содержания водяных паров. Осушка природного газа имеет наиважнейшее значение для успешной работы всей системы подготовки газа и его транспорта к конечному потребителю. Срок службы трубопровода определяется скоростью коррозии, которая напрямую связана с присутствием влаги в газе, поскольку она способствует окислению. Кроме того, образование гидратов может снизить пропускную способность трубопровода, что способно привести к закупорке и повреждению фильтров, кранов и компрессоров. Гидраты являются соединением избыточной воды с парами жидких углеводородов, которые могут конденсироваться из газа при транспортировке, образуя эмульсии, которые при рабочем давлении представляют собой твёрдые массы. Осушка природного газа до точки росы ниже рабочей температуры вымораживающей установки, несомненно, представляет большую важность для предотвращения проблем с закупориванием в результате замерзания, что отрицательно сказывается на эффективности.

Обычной практикой на предприятиях является измерение содержания влагосодержания в критических точках на постоянной основе с тем, чтобы обеспечить эффективную переработку и надёжную работу всех установок. Правильная конструкция, установка и эксплуатация промышленных гигрометров для таких областей применения требует пристального внимания к конкретным измеряемым свойствам газа и его составу, а также к используемым технологиям переработки [7].

Правильное определение температуры точки росы (ТТР) природного газа обеспечивает надёжность контроля качества газа.

Само понятие «температура точки росы» было введено в перечень свойств транспортируемого природного газа как показатель, характеризующий температуру начала выделения жидких или твердых фаз.

В силу особенностей промысловой подготовки газа могут фиксироваться несколько ТТР по различным (по составу и агрегатному состоянию) конденсированным фазам:

- по жидкой воде;

- по льду - температуре выделения из газовой фазы кристаллика льда;

- по газовым гидратам;

- по водометанольному раствору;

- по углеводородам.

Для газовой отрасли, наибольший интерес представляет не «ТТР по воде», характеризующая метастабильное состояние переохлажденной воды, а та «точка росы», которая характеризует потенциальные явления, затрудняющие транспорт газа, и в первую очередь - образование твердых фаз (лед, гидраты). Только эта «точка росы» будет характеризовать качество газа с точки зрения его безопасного транспорта.

Потенциально, все конденсированные фазы, содержащие воду, в результате могут образовывать твердые вещества. Причем, твердая фаза «лед» кроме воды может содержать также и растворенные в ней гликоли и/или метанол.

Учитывая, что при измерении «точки росы» определяется температура начала выделения жидких или твердых фаз, предпочтение следует отдать приборам конденсационного типа. Безусловно, такой прибор должен быть автоматическим и иметь определенные характеристики, которые учитывали бы специфику процесса конденсации [8].

Принимая во внимание ГОСТ Р 53763-2009 «Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде» в Российской Федерации на предприятиях нефтяной и газовой промышленности требуется использование гигрометров следующих типов:

- визуальный конденсационный гигрометр: конденсационный гигрометр, при выполнении измерений которым наличие или отсутствие росы на конденсационной поверхности фиксирует лицо, выполняющее измерение;

- автоматический конденсационный гигрометр: конденсационный гигрометр, при выполнении измерений которым наличие или отсутствие росы на конденсационной поверхности фиксирует оптическая система;

- сорбционный гигрометр: гигрометр, в котором реализован один из сорбционных методов измерений (диэлькометрический, кулонометрический, пьезоэлектрический, интерфереционный и другие методы, включающие обязательную стадию сорбции паров воды из исследуемого газа).

На данный момент в установке используется конденсационный преобразователь точки росы КОНГ-Прима-2, который устарел, не отвечает современным требованиям, и нуждается в замене.

Далее в качестве примеров рассмотрены несколько вариантов газоанализаторов, а также обоснован выбор одного из них.

Преобразователь точки росы «КОНГ-Прима-2».

Преобразователь точки росы «КОНГ-Прима-2» (рисунок 4.1) предназначен для измерения точки росы в природном газе или других газах при рабочем давлении [9].



Рисунок 4.1 - Общий вид, габаритные и присоединительные размеры преобразователя точки росы «КОНГ-Прима-2»: 1 - датчик; 2 - корпус; 3 - крышка; 4 - крышка; 5 - пробоотборное устройство; 6 - контрящая гайка; 7 - трубка; 8 - кабельный ввод; 9 - штуцер; 10 - крепежный болт; 11 - продувочный болт; 12 - кабель питания

Функционально прибор состоит из трех законченных узлов:

- датчика первичной информации (ДПИ);

- блока обработки (БО);

- блока питания (БП).

ДПИ предназначен для реализации режимов охлаждения, стабилизации и нагрева по командам с БО, а также выдачи в БО электрических сигналов, соответствующих температуре и уровню фотосигнала. Чертеж ДПИ изображен на рисунке 4.2.

Рисунок 4.2 - датчик первичной информации преобразователя точки росы «КОНГ-Прима-2»: 1- корпус; 2- измеритель; 3 - термодатчик; 4 - термодатчик; 5 - термоэлектронная батарея (элемент Пельтье); 6 - световод (оптическое волокно); 7 - канал прохождения охлаждающего газа; 8 - светодиод; 9 - фотодиод

При охлаждении световода и омывающего его газа до температуры насыщения при рабочем давлении трехкаскадной термоэлектронной батареей, на поверхность изогнутой части световода выпадает конденсат. Фотодиод регистрирует уменьшение интенсивности излучения, введенного в световод от светодиода, что является командой для включения нагрева и регистрации температуры конденсации терморезистором 3, сопряженным с изогнутой частью световода.

При нагреве световода и омывающего его газа выше температуры насыщения, с поверхности изогнутой части световода испаряется конденсат и фотодиод регистрирует увеличение интенсивности излучения, что является командой для включения охлаждения и регистрации температуры испарения.

После вышеописанного процесса включается непрерывный нагрев световода в течение четырех минут, а в блоке БО вычисляется точка росы, как среднее значение температур конденсации и испарения.

Технические характеристики преобразователя приведены в таблице 4.1

Таблица 4.1 - Технические характеристики преобразователя «КОНГ-Прима-2»

Параметр	Значение
Диапазон измерения точки росы, °C	-35…+30
Пределы абсолютной погрешности при измерении точки росы, °C	±1
Характеристики пробы газа
Давление, МПа, не более	10 МПа
Температура, °C	-20…+50
Условия эксплуатации анализатора
Рабочая температура окружающей среды, °C	-40… +40
Относительная влажность воздуха, %	до 98 при температуре +35°C и более низких без прямого попадания атмосферных осадков

Цена преобразователя точки росы «КОНГ-Прима-2» - 856680 руб.

Анализатор точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-4»

Анализатор точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-4» (рисунок 4.3) применяется для измерения температуры точки росы по влаге и углеводородам в природном газе, воздухе и в других газах. Предназначен для контроля точек росы влаги и углеводородов на газоизмерительных станциях, на станциях подземного хранения и осушки природного газа, на автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях и т.д. Также используется для поверки гигрометров и генераторов влажного газа [10].

Общий вид, габаритные и присоединительные размеры преобразователя точки росы аналогичны ПТР «КОНГ-Прима-2» (рисунок 4.1)

В зависимости от допускаемых пределов абсолютной погрешности при измерении точки росы, анализатор используется в качестве рабочего средства измерений ТТР влаги и ТТР углеводородов в природном газе, либо эталонного средства измерений, используемого для градуировки и поверки рабочих средств измерений ТТР влаги и генераторов влажности, имеющих абсолютную погрешность измерения точки росы ±0,5°С и выше.

В состав анализатора входят:

- преобразователь точки росы (ПТР);

- центральный управляющий блок (ЦУБ).

В анализаторе точек росы «КОНГ-Прима-4» реализован конденсационный принцип измерения с регистрацией процессов конденсации оптическими методами. Сущность метода заключается в измерении температуры, до которой необходимо охладить прилегающий к охлаждаемой поверхности слой влажного газа, для того, чтобы довести его до состояния насыщения при рабочем давлении.

Датчик первичной информации (рисунок 4.4) является оптоволоконным преобразователем и обеспечивает измерение значений выходного сигнала при появлении или исчезновении влаги на его чувствительном элементе.

При охлаждении световода и омывающего его газа до температуры насыщения при рабочем давлении трехкаскадной термоэлектронной батареей, на поверхность изогнутой части световода выпадает конденсат. Фотодиод регистрирует уменьшение интенсивности излучения, введенного в световод от светодиода. По терморезистору 3, сопряженному с изогнутой частью световода, регистрируется температура конденсации. При нагреве световода и омывающего его газа выше температуры насыщения, с поверхности изогнутой части световода испаряется конденсат и фотодиод регистрирует увеличение интенсивности излучения, по терморезистору 3 регистрируется температура испарения.

Рисунок 4.3 - Датчик первичной информации анализатора точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-4»: 1- корпус; 2- измеритель; 3 - термодатчик; 4 - термодатчик; 5 - термоэлектронная батарея (элемент Пельтье); 6 - световод (оптическое волокно); 7 - канал прохождения охлаждающего газа; 8 - светодиод; 9 - фотодиод

В преобразователь точки росы встроен нагревательный элемент, который обеспечивает стабилизацию температуры корпуса ПТР на заданном значении в диапазоне от плюс 10 до плюс 30 °С.

Управление нагревателем осуществляется электронным блоком ПТР.

В зависимости от типа газоподвода и ДПИ ПТР имеет ряд конструктивных исполнений:

- ПТР с погружным газоподводом, предназначен для монтажа непосредственно на трубопроводе;

- ПТР с проточным газоподводом, предназначен для подключения к трубопроводу по проточной схеме.

Технические характеристики анализатора приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Технические характеристики анализатора «КОНГ-Прима-4»

Параметр	Значение
Диапазон измерения точки росы, °C	по влаге	-30… +30
	по углеводородам	-30… +30
Пределы абсолютной погрешности при измерении точки росы, °C	по влаге	±1
	по углеводородам	±1
Характеристики пробы газа
Давление, МПа, не более	10 МПа
Температура, °C	-20…+50
Условия эксплуатации анализатора
Рабочая температура окружающей среды, °C	ПТР	-40…+40
	ЦУБ	+1… +35
Относительная влажность воздуха, %	ПТР	до 98 при температуре +35°C и более низких без прямого попадания атмосферных осадков
	ЦУБ	до 98 при температуре +35°C
Атмосферное давление, мм рт. ст.	630... 800
Расстояние от ПТР до ЦУБ, м, не более	1000

Цена анализатора КОНГ-Прима-4 - 977040 руб.

Анализатор точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-10».

Анализатор точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-10» является потоковым гигрометром, т.е. стационарно располагается в непосредственной близости от точки отбора пробы и осуществляет измерения в автоматическом непрерывном режиме. Анализатор предназначен для использования в качестве рабочего средства измерения ТТР воды и ТТР углеводородов в природном газе или других газах при рабочем давлении, а также может применяться в качестве эталонного средства измерения при проведении поверочных работ [11].

Общий вид, габаритные и присоединительные размеры преобразователя точки росы аналогичны ПТР «КОНГ-Прима-2» (рисунок 4.1)

Работает по принципу «охлаждаемого зеркала». Особенность способа регистрации фотосигнала, примененного в анализаторе, состоит в использовании явления поляризации света при его отражении и преломлении от поверхности диэлектрика. Для этого охлаждаемое зеркало анализатора выполнено из диэлектрического материала. Световая волна, падая на границу раздела «газ - диэлектрическое зеркало» частично поляризуется (рисунок 4.4).

Рисунок 4.4 - Рассеяние света при отсутствии конденсации паров воды на охлаждаемую поверхность зеркала: б - угол Брюстера; 1 - диэлектрическое охлаждаемое зеркало; 2 - исследуемая среда (газ); S - лазерный диод; F1, F2 - фотоприемники системы регистрации; U₀ - нулевой сигнал фотоприемника

Согласно законам физической оптики при некотором угле падения б, происходит полная поляризация отраженной волны. Величина угла б определяется законом Брюстера:

, (4.1)

где n₁ - показатель преломления газовой среды;

n₃ - показатель преломления материала зеркала;

б - угол Брюстера.

Таким образом, при освещении диэлектрического зеркала поляризованным в плоскости падения светом и выполнении условия Брюстера, отраженная волна отсутствует. При этом система регистрации фиксирует нулевой уровень фотосигнала с фотоприемников. При охлаждении зеркала и появлении на поверхности капель конденсирующихся паров воды происходит интенсивное рассеяние света. Система регистрации реагирует на процесс конденсации паров воды возрастанием уровня фотосигнала, поступающего с фотоприемника F1 (рисунок 4.5). Уровень фотосигнала зависит от количества воды, сконденсировавшейся на поверхности охлаждаемого зеркала.

При образовании на зеркале тонкой пленки углеводородов 2, имеющей показатель преломления n₂ отличный от n₃, закон Брюстера нарушается и появляется волна, отраженная от границы раздела сред «газ - пленка». Кроме того, ввиду оптической прозрачности сконденсированной пленки появляется вторая отраженная волна от границы раздела «пленка - зеркало». В результате фотоприемник F2 фиксирует два отраженных луча, которые образуют интерференционную картину (рисунок 4.6).



Рисунок 4.5 - Рассеяние света при конденсации паров воды на охлаждаемую поверхность зеркала

Рисунок 4.6 - Схема распространения света при наличии на зеркале пленки конденсата 2 с показателем преломления n₂: 1 - диэлектрическое охлаждаемое зеркало; 2 - пленка сконденсированного углеводорода; 3 - исследуемая среда (газ)

Наличие в анализаторе двух информационных каналов даёт возможность однозначно и с высокой степенью точности идентифицировать конденсацию на зеркале анализатора углеводородов и воды.

Конструкция чувствительного элемента приведена на рисунке 4.7.

Источником излучения является лазерный светодиод 10, поляризованный свет от которого через систему оптических линз 4, 11 под определенным, специально заданным углом попадает на кремниевую пластину 9 (зеркало или ЧЭ). Зеркало 9 охлаждается трехкаскадной термоэлектронной батареей 8. Отраженный от зеркала свет регистрируется по трем каналам: основному 6, работающему по отражению света и двум дополнительным 5 и 7, работающим по рассеянию света.

Рисунок 4.7 - Датчик первичной информации анализатора точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-10»: 1 - корпус; 2 - термодатчик температуры корпуса; 3 - термодатчик; 4 - направляющая призма; 5 - фотодиод; 6 - передний фотодиод; 7 - задний фотодиод; 8 - элемент Пельтье; 9 - чувствительный элемент; 10 - лазер; 11 - оптический тракт

По различной реакции каждого информационного канала на образование на зеркале при его охлаждении конденсата, происходит дифференцирование компонентного состава конденсата (вода, лед, гидраты, углеводороды и др.)

Для фиксации образования неоднородностей распределения водного конденсата или кристаллов льда и гидратов на ЧЭ предназначены фотоприемники6 и 7. Они фиксируют изменение рассеянного света и потому расположены сбоку от направляющей призмы и от фотоприемника фиксирующего прямой отраженный сигнал. Фотоприемник6 фиксирует изменение интенсивности рассеиваемого света по ходу светового потока лазера (прямое рассеивание), а фотоприемник7-- в противоположном направлении (обратное рассеивание).

Таким образом, входной оптический сигнал и значение температуры ЧЭ преобразуются в выходные электрические сигналы фотоприемников и термодатчика соответственно.

Технические характеристики анализатора приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Технические характеристики анализатора «КОНГ-Прима-10»

Параметр	Значение
Диапазон измерения точки росы, °C	по влаге	-30… +30
	по углеводородам	-30… +30
Пределы абсолютной погрешности при измерении точки росы, °C	по влаге	±0.5
	по углеводородам	±1
Характеристики пробы газа
Давление, МПа, не более	25 МПа
Температура, °C	-20…+50
Условия эксплуатации анализатора
Рабочая температура окружающей среды, °C	ПТР	-10…+40
	ИБ	+1… +35
Относительная влажность воздуха, %	ПТР	до 98 при температуре +35°C и более низких без прямого попадания атмосферных осадков
	ИБ	до 98 при температуре +35°C
Атмосферное давление, мм рт. ст.	630... 800
Расстояние от ПТР до ЦУБ, м, не более	1000

Цена анализатора КОНГ-Прима-10 - 1101500 руб.

Анализатор температуры точки росы по влаге и углеводородам «Condumax WHC».

Анализатор «Condumax WHC» (рисунок 4.8) предназначен дляодновременного измерения температуры точки росы углеводородов иводы. Вприборе используются технология темного пятна для определения температуры точки росы углеводородов и диэлькометрический метод для определения температуры точки росы воды [12].

Рисунок 4.8 - Внешний вид анализатора температуры точки росы по влаге и углеводородам «Condumax WHC»

Диэлькометрический метод (рисунок 4.9). Датчик состоит из трех слоев, размещенных накерамической подложке: пористого проводящего, активного адсорбирующего иеще одного проводящего. Слои очень тонкие, порядка 1 мкм. Система представляет собой крошечный конденсатор.

Газ, содержащий молекулы воды, свободно проникает сквозь проводящий слой вадсорбирующий. Молекулы воды обладают высоким дипольным моментом, поэтому их присутствие вадсорбирующем слое изменяет диэлектрическую проницаемость среды между обкладками конденсатора, чтовсвою очередь определяет емкость конденсатора. Датчик калибруют, занося впамять прибора кривую зависимости емкости конденсатора отвлажности газа. Приизмерениях электроника преобразует значение емкости конденсатора ввыходной сигнал илинеаризует его.

Рисунок 4.9 - Диэлькометрический метод определения точки росы.

Технология темного пятна (рисунок 4.10). Известно, что углеводородный конденсат выпадает в виде ровного слоя. Поэтому традиционный метод определения температуры конденсации углеводородов - при помощи охлаждения зеркала и наблюдения за его поверхностью - может давать большую погрешность. Это связано с тем, что начало конденсации происходит незаметно и фиксация этого момента требует исключительно высокой квалификации оператора.



Рисунок 4.10 - Технология «темного пятна»

В анализаторе температуры точки росы по влаге и углеводородам «Condumax» используется технология темного пятна, разработанная компаниями Shell и Michell Instruments, суть которой состоит в том, что используется не полированное плоское зеркало, а матовая поверхность с коническим углублением.

При освещении этой поверхности параллельным пучком большая часть света отражается кольцом, показанным на рисунке 4.10. Однако, за счет искусственных неровностей (которые обусловлены матированием) часть света попадает внутрь кольца. Описанная выше ситуация соблюдается до тех пор, пока не произошло выпадение конденсата.

При выпадении конденсата неровности смачиваются и стенки конического углубления становятся «зеркальными». Свет перестает отражаться внутрь кольца и там наблюдается темное пятно.

Температура, при которой образовалось темное пятно - то есть, произошло выпадение конденсата - по определению является температурой точки росы углеводородов.

Технические характеристики анализатора приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 - Технические характеристики анализатора «Condumax»

Параметр	Значение
Диапазон измерения точки росы, °C	по влаге	-100… +20
	по углеводородам	до -34
Пределы абсолютной погрешности при измерении точки росы, °C	по влаге	±1 в диапазоне -60…+20°C ±2 в диапазоне -100…-60°C
	по углеводородам	±0,5
Характеристики пробы газа
Давление, МПа, не более	10 МПа
Температура, °C	-20…+60
Условия эксплуатации анализатора
Рабочая температура окружающей среды, °C	0…+40

Цена анализатора Condumax - 2510902 руб.

4.2 Обоснование выбора анализатора

Рассмотрим недостатки в измерении температуры точки росы по воде конденсационным и сорбционным методами.

Анализаторы конденсационного типа могут давать неверные показания из-за ряда следующих затруднений:

1) при охлаждении поверхности автоматических анализаторов часто оказывается, что при отрицательных температурах конденсационная поверхность уже занята тяжелыми углеводородами и конденсация влаги, таким образом, происходит при более низких температурах;

2) влияние фазового состояния конденсата воды. На чувствительном элементе прибора при температуре до -40 ^оС может образоваться как и вода, так и частично вода, а частично лед.

Недостаток анализатора КОНГ-прима-4 заключается в том, что он не может однозначно и с высокой степенью точности идентифицировать конденсацию на зеркале углеводородов или воды из-за регистрации интенсивности излучения только одним фотодиодом.

Этого недостатка лишен анализатор КОНГ-прима-10. Отраженный от зеркала свет регистрируется по трем каналам: основному, работающему по отражению света и двум дополнительным, работающим по рассеянию света. По различной реакции каждого информационного канала на образование на зеркале при его охлаждении конденсата, происходит дифференцирование компонентного состава конденсата (вода, лед, гидраты, углеводороды и др.)

Использование анализатора «Condumax», основанного на сорбционном принципе, позволяет избежать этого затруднения, поскольку в нём не используется конденсация, а значит, он не будет страдать от эффекта перекрывающихся измерений. Однако стоит учитывать другой недостаток. Молекула гликоля в чём-то похожа на молекулу воды -- в частности, она тоже содержит полярные ковалентные связи между атомами кислорода и водорода, то есть эти атомы приобретают, соответственно, отрицательный и положительный заряд. Таким образом, молекулы как воды, так и гликоля могут вызывать отклик сенсора, если они адсорбируются на гигроскопичном слое, поскольку атомы кислорода притягиваются к положительно заряженным областям гигроскопичного слоя.

Именно этот недостаток делает непригодным применение анализатора «Condumax» в цехе осушки газа.

Обобщая вышесказанное, разумно предположить, что в качестве преобразователя точки росы может быть использован анализатор точки росы по воде и углеводородам «КОНГ-Прима-10»

При выборе места установки преобразователя температуры росы необходимо учитывать следующее:

- место установки ПТР должно обеспечивать удобные условия для обслуживания и демонтажа;

- место установки ПТР (место отбора пробы) должно располагаться на прямолинейном участке трубопровода;

- прямолинейный участок трубопровода должен быть без сужений и препятствий на длине 5-ти диаметров до и 3-х диаметров трубопровода после места установки ПТР;

- отбор пробы газа для ПТР необходимо производить из глубины потока.

Для обеспечения постоянного расхода газа через измерительную камеру анализатора (1-2 норм. л/мин) и газа, используемого для охлаждения анализатора (максимальный расход 30 норм.л/мин), необходимо предусмотреть линию отвода газа в атмосферу.

При выборе места установки интерфейсного блока необходимо учитывать следующее:

- ИБ должен устанавливаться в помещении вне взрывоопасных зон;

- место установки должно быть удобным для обслуживания ИБ;

- условия эксплуатации должны соответствовать требованиям таблицы 4.3.

Коммуникационные возможности анализатора:

Для подключения к измерительно-информационным системам в анализаторе предусмотрены:

- последовательный интерфейс RS232;

- последовательный интерфейс RS485;

- аналоговые выходы 4-20 мА;

- дискретные выходы.

Последовательный интерфейс RS232 используется для подключения терминального компьютера, с помощью которого осуществляется:

- считывание архивов данных из встроенной памяти анализатор;

- визуализация процессов конденсации-испарения при измерении точки росы.

Разъем для подключения компьютера расположен на передней панели ИБ. Компьютер подключается к ИБ при помощи кабеля, входящего в комплект ИБ. Этот порт может быть использован для передачи измерительной информации на внешний компьютер по протоколу ModВus/RTU. Интерфейс гальванически изолирован, напряжение изоляции - 500 В постоянного тока.

Последовательный интерфейс RS485 (№1) используется для передачи измерительной информации на внешний компьютер по протоколу ModВus/RTU. Гальваническая изоляция - 500 В постоянного тока.

Последовательный интерфейс RS485 (№2) используется для обмена информацией между ИБ и ПТР. Интерфейс не имеет гальванической изоляции.

Аналоговые выходы 4-20 мА. Количество выходов - два. На эти выходы выдаются измеренные значения точки росы по влаге и углеводородам. Максимальное сопротивление нагрузки на каждом выходе не должно превышать 400 Ом. Выход - активный, т.е. питание его осуществляется от встроенного в ИБ источника питания. Гальваническая изоляция - 500 В постоянного тока, между собой выходы не изолированы.

Соотношение между значениями точки росы (ТТР), отображаемыми на индикаторе ИБ (ПТР) в цифровом виде и значеними величины тока (I) на аналоговых выходах:

- по влаге и углеводородам для диапазона - 30…+ 30 °С:

,

;(4.2)

- по влаге для диапазона - 50… + 10 °С:

,

;(4.3)

- по углеводородам для диапазона - 30… + 10 °С:

,

.(4.4)

Дискретные выходы. Количество выходов - два. Выходы используются для формирования сигналов «Внимание» («Внимание 1» - точка росы по влаге за пределами диапазона измерения и «Внимание 2» - точка росы по углеводородам за пределами диапазона измерения). В качестве коммутирующих элементов используются электронные ключи с нагрузочной способностью 30 В, 2 А. Гальваническая изоляция - 500 В постоянного тока.

Выводы:

- в ходе рассмотрения предложенных вариантов анализаторов на замену преобразователя точки росы «КОНГ-Прима-2» был выбран анализатор точки росы по воде и углеводородам «КОНГ-Прима-10», обладающий следующими преимуществами:

- во-первых, он может однозначно и с высокой степенью точности идентифицировать конденсацию на зеркале углеводородов или воды;

- во-вторых, молекулы гликоля в осушенном газе не будут существенно влиять на показания анализатора;

- в-третьих, стоимость анализатора приемлемая, соответствующая понятию «цена-качество».

4.3 Разработка алгоритма автоматического регулирования подачи ДЭГ в абсорберы ЦОГ

Исходные данные для работы алгоритма.

F_газ - мгновенный расход газа через абсорбер, тыс. мі/с;

M - влажность газа, температура точки росы, ^оС;

M_sp - уставка влажности газа, ^оС;

dM - зона нечувствительности для влажности газа;

С - концентрация регенерированного ДЭГ, %;

q_n - норма удельного расхода ДЭГ в абсорбер, г/1000 м³;

q_max - верхний предел удельного расхода ДЭГ в абсорбер, г/1000 м³;

dq - шаг изменения удельного расхода ДЭГ в абсорбер;

М_мин - максимально достоверное показание влагомера;

М_мах - минимально достоверное показание влагомера;

F_min - расход гликоля в абсорбер технологической нитки, находящейся в горячем резерве.

Описание алгоритма.

Расчет расхода РДЭГ в абсорбер производится отдельно для каждого абсорбера и зависит от мгновенного расхода газа по данной линии, определяемого по расходомеру «Гиперфлоу-УС», и влажности газа, определяемого по анализатору точки росы «Конг-Прима-2».

Далее предусматривается два режима работы алгоритма. Первый режим (режим № 1) - подача ДЭГ по нормативу. Второй режим - подача с корректировкой по влажности газа. Далее идет описание второго режима.

Для измерения влажности используем влагомер «Конг-Прима-2». Возможно структурное резервирование, при котором измеряется среднее значение температуры точки росы. При выходе из строя одного из влагомеров среднее значение температуры точки росы будет равно показанию оставшегося работающего влагомера.

Выход из строя влагомера определяется по условию М_мin<М<М_мах.

При неисправности влагомера автоматически происходит переключение на режим №1.

Через определенное время (величина временной задержки определяется экспериментально) измеряется влажность газа. Если измеренная точка росы ниже уставки на установленную величину dM, удельный расход ДЭГ снижается: q = q_n - dq, в противном случае - увеличивается. Если удельный расход ДЭГ превысит величину q_max, дальнейшее увеличение прекращается и оператору выдается сообщение о необходимости принятия мер по предотвращению ухудшения качества газа. Среди возможных причин превышения норматива подачи ДЭГ - снижение концентрации РДЭГ и выход из строя влагомера.

По рассчитанным таким образом для каждого абсорбера уставкам производится регулирование расхода РДЭГ клапаном-регулятором по пропорционально-интегральному закону.

В случае нахождения технологической нитки в горячем резерве обеспечивается минимальная подача ДЭГ в абсорбер. После запуска алгоритма вывода нитки в горячий резерв, расход гликоля определяется по приведенной ниже схеме, пока не достигнет F_min, после чего снижение расхода гликоля прекращается и поддерживается на заданном уровне, пока нитка находится в резерве. При выводе нитки из горячего резерва расход гликоля определяется таким же образом.

Данный алгоритм позволяет подавать более точное количество ДЭГа в абсорбер для осушки газа, что существенно снижает расходы.

Разработка блок-схемы алгоритма расчета количества.

Алгоритм расчета автоматической подачи ДЭГа в абсорбер представлен на рисунке 4.11.

Листинг программы расчета количества ДЭГ на языке ST.

CASE STEP OF

0:qn:=4200.0;

Frdeg:=(100.0/C)*qn*Fgas;

STEP:= 1;

1: Mmax:= -29.0; Mmin:= -15.0;

IF M<Mmax OR M>Mmin THEN STEP:= 2; ELSE STEP:= 0;

END_IF;

2: T1:=t#0s;

TSTART(T1);

IF T1>t#3600s THEN

STEP:= 3;

END_IF;

3:Msp:= -20.0; dM:=1.0; T1:=t#0s;

IF abs(M-Msp)>dM THEN STEP:= 4; ELSE STEP:= 1;

END_IF;

4: IF (M-Msp)>dM THEN STEP:= 5; ELSE STEP:= 7;

END_IF;

5: IF qn>qmax THEN Maxras:='Превышение максимального уровня расходя ДЭГ';

STEP:= 1; ELSE STEP:= 6;

END_IF;

6: dq:= 100.0; qn:= qn+dq;

STEP:= 8;

7: dq:= 100.0;

qn:= qn-dq; STEP:= 8;

8: Frdeg:=(100.0/C)*qn*Fgas;

STEP:= 1;

END_CASE;



Рисунок 4.11 - Блок-схема алгоритма расчета количества ДЭГ

5. Охрана труда и техника безопасности

Данный дипломный проект, как уже было отмечено ранее, посвящен автоматизации цеха осушки газа УКПГ-1С Заполярного газоконденсатного месторождения ООО «Газпром добыча Ямбург».

С целью обеспечения безопасности производства при монтаже и эксплуатации средств автоматизации в цехе осушки газа в данном разделе необходимо дать характеристику производственной среды, в которой производится автоматизация. Необходимо проанализировать потенциальные опасности, которые могут возникнуть в рассматриваемых производственных условиях, привести основные мероприятия по обеспечению безопасности при всех видах работ, связанных с монтажом, обслуживанием и наладкой средств автоматизации, мероприятия по промышленной санитарии, обеспечению пожарной безопасности, а также произвести расчет параметров принятой установки пожаротушения.

5.1 Анализ производственных опасностей и вредностей

При монтаже, наладке, эксплуатации и ремонте средств автоматизации в цехе осушки газа производственные опасности и вредности могут быть обусловлены следующими факторами:

- наличием вредных для организма веществ, таких как:

а) природный газ, действующий удушающе при незначительном содержании в воздухе. При легких отравлениях в начале наблюдается период возбуждения, характеризующийся сонливостью, беспричинной веселостью, затем появляется головная боль, головокружение, усиленное сердцебиение, тошнота. При тяжелых отравлениях парами углеводородов наступает потеря сознания, судороги, ослабление дыхания;

б) конденсат газа, являющийся ядом при приеме внутрь, а при вдыхании паров вызывающий отравления Симптомы отравления: головная боль, головокружение, психическое возбуждение, веселость, сухость во рту, тошнота и рвота. При сильных отравлениях газом человек не реагирует на свет. Признаки хронического отравления - мышечная слабость, вялость, утомляемость, потеря в весе, бессонница, раздражительность. При длительном соприкосновении с кожей вызывает кожные заболевания;

в) метанол, используемый для предотвращения гидратообразования, - сильный яд, действующий на нервную и сосудистую системы, слизистую оболочку дыхательных путей. При приеме внутрь и при вдыхании паров (до 10-15г) приводит к тяжелому отравлению организма, ведущему к слепоте и даже смерти. Отравление происходит не только при попадании жидкости внутрь, но и при вдыхании паров и проникновении их через кожу тела. Метанол медленно накапливается в организме и еще медленнее выводится. Хроническое отравление наступает медленно при вдыхании паров и сопровождается раздражением слизистых оболочек, головными болями, шумом в ушах, общим стрессом, расстройством зрения, вплоть до слепоты;

г) ДЭГ, используемый в качестве абсорбента, действует на центральную нервную систему. При длительном вдыхании паров в концентрациях значительно превышающих ПДК, появляется головокружение, тошнота, головная боль и слабость, а при значительных концентрациях может наступить отравление. При воздействии на кожу обезжиривает ткани.

- наличием в производственной среде взрывопожароопасных газов, паров, жидкостей и веществ (таблица 5.1) в местах установки приборов;

- возможностью возникновениея пожара и взрыва при разгерметизации оборудования и трубопроводов или при нарушении режима работы оборудования.

- воздействием электрического тока из-за случайного прикосновения к токоведущим частям стоек системы контроля и управления, а также в случае нарушения изоляции кабелей, проводов без снятия напряжения, неприменения средств защиты (электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты. ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ);

- пожарной опасностью электроустановок средств автоматизации;

- накоплением статического электричества при истечении жидкости, струй сжатых и сжиженных газов по трубопроводам, что опасно появлением искры во взрывоопасных помещениях;

- опасность прямых ударов молнии при отсутствии молниезащиты, что может привести к пожару и поражению обслуживающего персонала;

- наличием высокого давления (около 8 МПа) в трубопроводах и аппаратах, на которых устанавливаются и эксплуатируются приборы и средства автоматизации;

- воздействием шума и вибрации от движущихся с большой скоростью реагентов по трубопроводам на приборы и на обслуживающий персонал;

- санитарно-гигиеническими и метеорологическими условиями производственной среды (резкая смена температур, в зимнее время персонал подвержен низким температурам до минус 55 °С, в летнее время в помещениях температура достигает повышенных значений; недостаточное естественное освещение в полярные ночи; отрицательно влияет на организм человека и низкое содержание кислорода в атмосфере регионов Крайнего Севера).

Характеристика вредных веществ приведена в таблице 5.1.

Таблица 5.1- Характеристика вредных веществ в рабочей зоне

Наименование вещества	Предельная допустимая концентрация, мг/мі	Класс опасностей	Температура, ?С	Объемная доля предела взрываемости, %
	в рабочей зоне	в населенном пункте		вспышки	самовоспламенения	НПВ	ВПВ
Природный газ	100	-	4	-	537	4.5	15
Конденсат газа	100	-	4	30	287	1.4	7.5
Метанол	5.0	-	3	6	464	5.5	36.5
ДЭГ	10		3	-	350	0.2	68

Характеристика помещения по пожароопасности и взрывоопасности приведена в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Классификация цеха по пожароопасности и взрывоопасности

Наименование помещений и сооружений	Наименование продуктов	Категория пожароопаности (НПБ 105-03)	Класс зон взрывоопасности и пожароопасности (по ПУЭ)	Категория и группы взрывоопасных сред (ГОСТ 12.1.011-78)
Цех осушки газа	Газ, конденсат газа, метанол, ДЭГ

Подобные документы

• Автоматизация процесса осушки газа на установке комплексной подготовки газа №9 Уренгойского газоконденсатного месторождения

  Назначение и цели создания автоматизируемой системы управления технологическими процессами. Приборы и средства автоматизации абсорбционной установки осушки газа. Оценка экономической эффективности применения кориолисовых расходомеров Micro Motion CMF.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 22.04.2015
  

• Модернизация функциональной схемы автоматизации сбора и транспорта ДНС

  Технологический процесс изготовления растительного масла в прессовом цехе. Описание и спецификация функциональной схемы автоматизации после модернизации. Выбор сигнализатора и датчиков для контроля скорости конвейеров и температуры в чанах жаровни.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 17.06.2012
  

• Процесс очистки природного газа от сероводорода методом ЭЛСОР

  Описание технологического процесса и конструкции аппаратов и оборудования для очистки газа от сероводорода. Разработка алгоритмической и функциональной схемы автоматизации процесса. Разработка схемы средств автоматизации; экономическое обоснование.
  
  дипломная работа [5,6 M], добавлен 22.10.2014
  

• Инновационные методы осушки газа

  Изучение классификации методов осушки природных газов. Состав основного технологического оборудования и механизм работы установок подготовки газа методом абсорбционной и адсорбционной осушки. Анализ инновационного теплофизического метода осушки газа.
  
  доклад [1,1 M], добавлен 09.03.2016
  

• Автоматизация смесительного узла

  Анализ технологического процесса. Уровень автоматизации работы смесительной установки. Алгоритм производственного процесса. Описание функциональной схемы автоматизации дозаторного отделения, принципиальной электрической схемы надбункерного отделения.
  
  контрольная работа [14,2 K], добавлен 04.04.2014
  

• Разработка системы автоматизации процесса стабилизации температуры охлажденного продукта

  Технические требования к проектируемой системе автоматизации. Разработка функциональной схемы автоматизации. Автоматическое регулирование технологических параметров объекта. Алгоритмическое обеспечение системы. Расчет надежности системы автоматизации.
  
  курсовая работа [749,9 K], добавлен 16.11.2010
  

• Расчет установки адсорбционной осушки природного газа

  Расчет материального и теплового балансов и оборудования установки адсорбционной осушки природного газа. Физико-химические основы процесса адсорбции. Адсорбенты, типы адсорберов. Технологическая схема установки адсорбционной осушки и отбензинивания газа.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 24.05.2019
  

• Классификация газогорелочных устройств

  Анализ газовых горелок: классификация, подача газа и воздуха к фронту горения газа, смесеобразование, стабилизация фронта воспламенения, обеспечение интенсивности горения газа. Применения систем частичной или комплексной автоматизации сжигания газа.
  
  реферат [1,2 M], добавлен 23.12.2011
  

• Автоматизация технологического процесса абсорбционной очистки природного газа на 1У372

  Процесс очистки и осушки сырого газа, поступающего на III очередь Оренбургского ГПЗ. Химизм процесса абсорбционной очистки сырого газа от примесей Н2S, СО2. Краткое техническое описание анализатора АМЕТЕК 4650. Установка и подключение системы Trident.
  
  дипломная работа [3,2 M], добавлен 31.12.2015
  

• Функциональная схема автоматизации

  Построение современных систем автоматизации технологических процессов. Перечень контролируемых и регулируемых параметров установки приготовления сиропа. Разработка функциональной схемы автоматизации. Технические характеристики объекта автоматизации.
  
  курсовая работа [836,2 K], добавлен 23.09.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам