Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Объект автоматизации

1.1 Общая характеристика объекта автоматизации

1.2 Обзор основных методов и средств измерения расхода природного газа

1.3 Цели и задачи дипломного проекта

2. Технологическая часть

2.1 Анализ и разработка функциональной схемы газораспределительной станции

2.1.1 Узел переключений

2.1.2 Узел очистки газа

2.1.3 Узел редуцирования

2.1.4Узел учёта газа

2.1.5 Узел одоризации газа

2.1.6 Контрольно-измерительные приборы

2.2 Математическая модель

2.2.1 Модель движения газа

2.2.2 Алгоритм расчета состояния временного слоя ГРС

3. Конструкторская часть

3.1 Общие сведения о измерительном микропроцессорном комплексе «GiperFlo-3ПМ»

3.2 Размещение и монтаж приборов комплекса «GiperFlo-3ПМ»

3.3 Выбор исполнения и способы установки сужающих устройств

3.3.1 Общие требования к установке сужающих устройств

3.3.2 Общие положения к исполнению и установке сужающих устройств

3.3.3 Требования к исполнению и установке диафрагм

3.3.4 Потеря давления в сужающем устройстве

3.3.5 Требования к исполнению и монтажу прямых участков трубопровода

3.3.6 Диаметр прямого участка трубопровода

3.3.7 Овальность трубопроводов прямых участков

3.3.8 Дефекты прямых участков трубопроводов

3.4 Расчёт сужающего устройства

3.4.1 Выбор сужающего устройства

3.4.2 Расчет диаметра отверстия сужающего устройства для измерения расхода газа

3.4.3. Расчёт сужающего устройства с помощью программного комплекса «Расходомер - СТ»

3.5 Требования по техническому обслуживанию и эксплуатации комплекса «GiperFlo-3ПМ»

3.5.1 Порядок программной калибровки каналов измерения комплекса «SuperFlo-IIЕ» в условиях эксплуатации

4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Расчёт производственной программы ГРС

4.1.1 Расчёт показателей по труду

4.2 Расчёт экономического эффекта от внедрения комплекса «GiperFlo-3ПМ»

4.2.1 Сущность работы

4.2.2 Технико-экономические показатели

4.2.3 Факторы, обеспечивающие экономический эффект

4.2.4 Расчет изменяющихся текущих затрат за год

4.2.5 Метод ЮНИДО в оценке коммерческой эффективности инвестиционного проекта

4.2.6 Расчет основных экономических показателей

4.2.5 Расчёт доходности проекта

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Общие требования безопасности

5.1.1 Средства обеспечения взрывозащиты измерительного комплекса «GiperFlo-3ПМ»

5.2 Опасные и вредные производственные факторы при эксплуатации и ремонте ГРС

5.3 Техника безопасности

5.4 Микроклимат рабочего места

5.5 Освещенность рабочих мест и производственных помещений

5.6 Производственный шум и вибрация

5.7 Молниезащита и заземление электрооборудования

5.7.1 Защита от перенапряжений

5.7.2 Защита станции от прямых ударов молнии

5.7.3 Расчет заземляющего устройства станции

5.8 Техника безопасности при эксплуатации ГРС

5.9 Опасность поражения электрическим током

5.10 Пожарная безопасность

5.11 Производственная санитария

5.12 Экологичность проекта

5.12.1 Расчет выброса загрязняющих веществ, при сжигании топлива в котлах котельной ГРС

5.12.2 Расчёт выбросов загрязняющих веществ ГРС

Заключение

Список использованной литературы:

Введение

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снабжения газом от магистральных и промысловых газопроводов населенных пунктов, предприятий и других крупных потребителей. Подавать газ потребителю требуется в заданном количестве и под определенным давлением, с необходимой степенью очистки, подогрева и одоризации газа (при необходимости). При этом должна обеспечиваться коммерческая передача газа потребителям в соответствии с действующей нормативной документацией Госстандарта РФ.

Получая газ от газотранспортной компании, региональная компания по реализации газа ведет расчеты с ней за количество приобретенного газа по информации собранной на ГРС и от пунктов учета газа у потребителей. Поэтому ГРС является объектом интересов как газотранспортных, так и региональных компаний по реализации газа и газораспределительных организаций.

До сих пор недостаточный уровень автоматизации на ГРС является причиной трудностей во взаиморасчетах между поставщиками газа и компаниями по реализации газа. Применение механических самописцев для учета расхода газа приводит к значительным погрешностям и, в итоге, к разбалансу между отчетной документацией от пунктов учета у потребителей и от ГРС.

На сегодняшний день система управления и учета на ГРС должна стать как средством обеспечения безаварийности, так и средством сбора исходных данных для принятия оперативных управленческих решений. Информация о работе ГРС, переданная в корпоративную базу данных, может использоваться для анализа и планирования работы как данной ГРС, так и всех организаций, снабжающих и распределяющих газ.

Оптимальной является интеграция системы управления и учета на ГРС с системой управления бизнес-процессами, что позволит всем организациям в любой момент получать оперативную и достоверную информацию в удобной для учета и анализа форме. При этом для повышения эффективности управления предприятиями, обеспечивающими поставку и реализацию газа, стоит задача обеспечения достоверности и полноты передаваемой от ГРС информации с наименьшими затратами, в кратчайшие сроки и в удобной для пользователя форме.

Достоверность информации обеспечивается минимизацией погрешности приборов и методов вычисления в соответствии с требованиями, а также передачей данных без искажений. Полнота информации подразумевает контроль всех необходимых учетных параметров, получение алармов (сигнализаций) о нарушениях нормальных режимов работы и аварийных сообщений. Сбор информации в режиме реального времени обеспечивают приборы измерения и коррекции расхода газа - турбинные, диафрагменные, вихревые и ротационные расходомеры в комплекте с корректорами расхода или компьютерами расхода, поточные приборы измерения качества газа - плотномеры, калориметры, анализаторы температуры точки росы и хроматографы.

Системы обеспечения пожаробезопасности, контроля загазованности и охраны объекта также передают информацию в базу данных системы учета и управления.

Минимизировать затраты можно, например, путем применения интеллектуальных многопараметрических датчиков, что сокращает затраты по монтажу и на кабельную продукцию, а также удешевляет обслуживание. Сэкономить на дорогостоящем хроматографе или калориметре можно, в оправданных случаях, используя для вычисления калорийности недорогой вибрационный плотномер. Использование современных средств связи позволяет получать информацию в режиме реального времени и без искажений, исключая человеческий фактор. Некоторые измерительно-вычислительные расходомерные комплексы имеют встроенные модемы для связи с рабочим местом оператора.

Удобство представления данных повышает скорость и качество работы оператора. Современные системы сбора и обработки информации позволяют хранить информацию в базах данных и автоматически формировать отчеты за требуемые периоды, просматривать информацию в виде диаграмм и таблиц, с привязкой к местности при помощи геоинформационных технологий (электронные карты).

Транспортировка и доставка природного газа потребителю, которыми являются: объекты малых и средних населенных пунктов; электростанции; промышленные, коммунально-бытовые предприятия и населенные пункты крупных городов, связанна с большими потерями газа на каждом участке от разработанной скважины у месторождения, дожимных станций и газораспределительных станций до установок газорегуляторных шкафных и газового оборудования в каждом жилом доме. Рациональное использование и сокращение потерь природного газа при транспорте и в промышленности за счёт создания и использования новых энергосберегающих технологий и более точного учёта потребления становится очень актуальной задачей, так как на ГРС введенных в эксплуатацию в конце 1970 начале 1980 г.г., учет расхода газа и расчет с потребителем за предоставленное количество газа, производится при помощи приборов ДСС-712, ТМС и ДИСК-250. В связи с тем, что данные приборы морально и физически устарели, то возникают разногласия по количеству газа предоставленному потребителю. В целях урегулирования разногласий, возникающих при проведении расчетов между поставщиками, потребителями газа и газораспределительными организациями, оказывающими услуги по транспортировке газа, по вопросу учета потерь газа ускорить сбор информации, повысить точность в измерении и учёте расхода газа.

Газораспределительная станция ГРС Сохрановского ЛПУ МГ предназначена для подачи газа предприятиям, сельским хозяйствам и коммунально - бытовым потребителям Сохрановского района Ростовской области с заданным давлением, температурой, при заданных расходах, необходимой степенью очистки и одоризации газа. ГРС находится в отдалении от Сохрановского ЛПУ МГ, что усложняет сбор информации и ведёт к разногласиям с потребителями. Создание системы автоматизированного контроля и управления газораспределительной станцией позволяет собирать информацию без выезда на ГРС и передавать её потребителям.

Таким образом, целью работы является разработать систему автоматического контроля и управления газораспределительной станции Сохрановского ЛПУМГ, позволяющей:

- улучшить условия труда оператора и обслуживающего персонала;

- диспетчеру ЛПУМГ круглосуточно на экране монитора получать информацию в полном объеме о режимах расхода газа потребителям;

- урегулировать разногласия, возникающих при проведении расчетов между поставщиками, потребителями газа и газораспределительными организациями по вопросу потерь газа, ускорить сбор информации, повысить точность в измерении и учете расхода газа.

1. Объект автоматизации

1.1 Общая характеристика объекта автоматизации

Газораспределительная станция ГРС Сохрановского ЛПУ МГ предназначена для подачи газа предприятиям, сельским хозяйствам и коммунально-бытовым потребителям Сохрановского района Ростовской области с заданным давлением, температурой, при заданных расходах, необходимой степенью очистки и одоризации газа.

Параметры газа на входе газораспределительной станции:

- рабочее давление, максимальное - 5,5 МПа (55 кгс / см2);

- рабочее давление, минимальное - 3,6 МПа (36 кгс / см2);

- состав газа по ГОСТ 51.40-83;

- газ поставляется потребителям по ГОСТ 5542 - 87.

Параметры газа на выходе газораспределительной станции

1 -я линия:

- выходное давление - 0,3 МПа (3,0 кгс / см2);

- пропускная способность ГРС: мин. - 5000 м3/час;

макс. - 50000 м3/час.

2 -я линия:

- выходное давление - 0,3 МПа (3,0 кгс / см2);

- пропускная способность ГРС: мин. - 10000 м3 / час;

макс. - 100000 м3 / час.

Общая производительность ГРС: мин. - 15000 м3 / час;

макс. - 150000 м3 / час.

Количество выходных линий две. Количество ниток редуцирования - пять. В данный момент поставка газа с ГРС Сохрановского ЛПУ осуществляется по двум линия, пяти ниткам редуцирования.

На плакате ДП-806-10.1-46-07-00-000Э5 показана схема подключения электрическая ГРС, которая состоит из основных блоков:

- операторная и электрощитовая 2;

- котельная 1;

- блок редуцирования 4;

- узел учёта газа 3;

- узел переключений;

- блок одоризации газа;

- пылеуловители;

- блок подогрева газа.

В операторной расположены шкафы с основным технологическим оборудованием, так же туда выведены приборы КИП и сигнализации.

Блок редуцирования 4, место, расположения которых показано на схеме электрической принципиальной ДП-806-10.1-46-07-00-000Э5, предназначен для понижения входного давления с 4,0 МПа (40 кгс/см2) до 0,3 МПа (3 кгс/см2) и подачи газа по трубопроводу низкого давления в линейные сети потребителей газа.

На линиях редуцирования обязательно устанавливаются сбросные свечи.

Для регулирования давления применяются регуляторы давления прямого действия или регуляторы с аналоговым управлением. Регуляторы прямого действия более быстродействующие и надежные, так как исключается промежуточное звено - каналы связи и устройство управления, к тому же они не требуют дополнительной энергии, так как работают за счет энергии газового потока. Отечественные производители выпускают регуляторы, которые обеспечивают регулирование давления с точностью до 2,5%.

Узел учёта газа 3, место, расположения которого показано на схеме автоматизации ДП-806-10.1-46-07-00-000А2, предназначен непосредственно для хозрасчётного учета газа с потребителями Сохрановского района Ростовской области.

Коммерческий учет расхода газа по каждому потребителю и учет газа на собственные нужды ведется на узле учета газа. Узел обеспечивает измерение расхода газа, коррекцию значения расхода по температуре, давлению и коэффициенту сжимаемости, анализ качества газа, а также регистрацию данных.

В настоящее время большую часть парка расходомеров на узлах учета газа ОАО «Газпром» составляют измерительно-вычислительные комплексы, измеряющие расход по перепаду давления на диафрагме. На некоторых ГРС до сих пор используются механические самописцы. Но, даже не смотря на высокую точность вычислительных комплексов на базе микропроцессорной техники (погрешность не более 0,5%), общая погрешность расходомерного узла за счет погрешности диафрагмы составляет, как минимум, 2,5%.

Увеличить точность измерения расхода можно путем замены диафрагм на другие виды датчиков расхода - турбинные, ротационные или вихревые. Такие комплексы обеспечивают общую погрешность учета газа не более 1,5-2,5% и не требуют частой замены, как диафрагмы.

При квалификации учета газа на ГРС как коммерческого, требуется определять не только количество, но и качество учитываемого газа в соответствии с требованиями для хозрасчетных газоизмерительных станций. Поточные аналитические приборы позволяют получать информацию о качестве газа с минимальной дискретностью.

Влажность газа и плотность газа определяются, соответственно, поточными влагомерами (измерители температуры точки росы) и плотномерами. Калорийность газа измеряется поточным калориметром или вычисляется по плотности. Применение поточных хроматографов позволяет получать полную информацию по составу газа, вычислять плотность и калорийность. Содержания серы и сероводорода определяется лабораторными серомерами.

При необходимости регулирования расхода газа на выходе ГРС применяются регуляторы расхода с аналоговым управлением. Для реализации ПИД регулирования расхода газа вместо корректоров применяют компьютеры расхода. Компьютер расхода (или флоу-компьютер) помимо ПИД регулирования и коррекции расхода газа, может получать информацию от поточного аналитического оборудования и передавать информацию в виде отчетов в диспетчерскую.

Узел переключений, место, расположения которого показано на схеме газовой подключения ДП-806-10.1-46-07-00-000Х5, предназначен для переключения потока газа с одной нитки на другую нитку газопровода, для обеспечения безотказной и бесперебойной работы ГРС в случаях ремонта или проведения огневых и газоопасных работ. Обводная линия, соединяющая газопроводы входа и выхода ГРС оснащается приборами измерения температуры и давления, а также отключающим краном и краном-регулятором.

Для обеспечения пожаробезопасности и контроля загазованности в блок-боксах применяются соответствующие пожарные контроллеры и контроллеры загазованности. Для защиты от несанкционированного доступа на территорию ГРС применяется система видеонаблюдения. Информация от электронного оборудования всех узлов: корректоров расхода, датчиков температуры и давления с преобразователями, а также аналитического оборудования собирается на контроллер телемеханики.

Блок одоризации 36, место, расположения которого показано на схеме автоматизации ДП-806-10.1-46-07-00-000А2, предназначен для смешивания газа с одорантом, устанавливается на выходе ГРС. Одоризация газа ведется пропорционально расходу газа.

Пылеуловители 1 и 2, место, расположения которых показано на схеме автоматизации ДП-806-10.1-46-07-00-000А2, предназначены для очистки газа от механических примесей, а также отвода конденсата. Для сигнализации уровня в накопителе фильтра устанавливаются датчики нижнего, верхнего и аварийного уровня. При исполнении узлов с автоматическим сбросом отстоя в конструкции присутствует кран с пневмоприводом и клапан-отсекатель, срабатывающий на границе жидкой и газообразной фракций. С целью определения степени засоренности фильтра подключают датчик перепада давления на сетке фильтра.

Блок подогрева газа. Для предотвращения обмерзания арматуры и образования кристаллогидратов в газопроводных коммуникациях и арматуре, а также выдачи газа из ГРС с температурой не ниже заданной предназначен узел подогрева газа перед редуцированием. На узле подогрева необходимо обеспечить контроль температуры в подогревателях и аварий блоков подогрева.

Для повышения точности коммерческого учета газа необходимо отслеживать, прежде всего, показатели его расхода (объемного, среднесуточного и др.). При отправке газа потребителем обязательно выполнение мероприятий по одоризации газа, а также требуется оценка таких параметров, как температура и химический состав газа. Учет указанных параметров ведется в настоящее время различными методами, поэтому при выборе устройств системы управления ГРС Сохрановского ЛПУ МГ необходимо провести анализ известных методов и средств учета расхода газа и одоризации.

1.2 Обзор основных методов и средств измерения расхода природного газа

В газовой промышленности используются несколько способов учёта за расходом газа. Проведем обзор самых известных способов контроля подачи газа на газораспределительной станции.

Для хозрасчётного учета, по правилам поставки и транспортировки газа, необходимо три прибора:

- дифференциальный самопишущий манометр ДСС [41], измеряющий расход газа;

- манометр технический самопишущий МТС [42], измеряющий давление газа (иногда заменяемый обычным манометром МТИ с кл. точности 0,6);

- прибор, регистрирующий температуру газа, ДИСК- 250 [43], работающего в паре с термометрами сопротивления ТСМ или ТСП (или термометр).

Приборы регистрируют соответствующие параметры в течение суток, после чего картограммы снимаются и обсчитываются вручную при помощи корневого и пропорционального планиметра.

Среднесуточный и часовой расход газа определяется по правилам ГОСТ 8.563.1-97 [1]. Действительное значение расхода вещества определяют исходя из рабочих условий изменения, действительных параметров потока, действительных геометрических размеров сужающих устройств и применяемых средств измерений.

Для расчёта среднесуточного расхода газа, должны быть известны следующие значения средних суточных физико-химических параметров потока газа:

- компонентный состав смеси газов или её плотность при нормальных или рабочих условиях;

- для чистого индивидуального газа - плотность при нормальных или рабочих условиях;

- абсолютное давление среды;

- температура среды;

- относительная (или абсолютная) влажность газа;

- перепад давления на сужающем устройстве.

Кроме того, должны быть известны данные по пределам диапазонов шкалы измерений регистрирующих приборов, типам и характеристикам установленных на них диаграмм [2].

Средний суточный объёмный расход сухого газа, измеряемый диафрагмами с угловым способом отбора ??, при применении расходомеров с неравномерными стопроцентными диаграммами определяют по формуле (1.1) [1]:

(1.1)

где СQy - постоянная расходомерного устройства, учитывающая характеристики дифманометра конструктивные параметры прямых участков трубопровода и сужающего устройства;

Nк и Nп - планиметрические числа, полученные по отсчёту пропорционального или корневого планиметров соответственно;

Eg - коэффициент расширения газа, учитывающий изменение плотности газа, при прохождении через диафрагму;

Kt2 - коэффициент коррекции расхода на температурное расширение диафрагмы;

Rre - коэффициент коррекции расхода на число Рейнольдса;

Kрт - коэффициент коррекции расхода сухого газа на давление и температуру;

Кр.ном - коэффициент коррекции расхода на плотность газа в нормальных условиях;

?? - коэффициент коррекции расхода на сжимаемость газа.

Постоянную расходомерного устройства определяют по формуле (1.2) [1]:

(1.2)

где ?y - коэффициент расхода диафрагм, который определяется по формуле (1.3) [1]:

. (1.3)

Постоянную расходомерной установки при многониточных системах определяют для каждой измерительной линии в отдельности.

Для определения коэффициента коррекции расхода на число Рейнольдса вначале вычисляют расход вещества при его действительных рабочих параметрах.

Коэффициент коррекции на число Рейнольдса определяют по выражению (1.4) [1]:

(1.4)

Коэффициент коррекции расхода Kрт определяют по формуле (1.5) [2]:

. (1.5)

Избыточное давление следует измерять через отдельное цилиндрическое отверстие. При угловом способе отбора перепада давления - непосредственно у входной полости сужающего устройства в углу, образуемом последним со стенкой трубопровода (при камерном отборе - в корпусе камеры).

Барометрическое давление измеряют в месте расположения расходомера.

Барометрическое давление может быть принято постоянным, если отклонения текущих значений абсолютного давления, вызванные изменением барометрического давления, не превышают 0,5%.

Измерение температуры среды производят на прямом участке трубопровода до или после сужающего устройства.

Коэффициент коррекции расхода Кр.ном определяют по формуле (1.6) [2]:

 (1.6)

где Рном. - плотность газа.

Плотность сухих газов и их смесей определяют лабораторными методами или аналитическим расчётом по известному компонентному составу смеси.

При лабораторном определении плотности сухих газов и их смесей предпочтительно применение пикнометрического метода.

Коэффициент коррекции расхода ?? определяют по формуле (1.7) [1]:

(1.7)

где К - коэффициент сжимаемости учитывающий свойства реального газа в отличии от идеального, определяется по прилагаемой к паспорту на сужающее устройство таблице при определении [3]:

(1.9)

(1.10)

где Рпр и Тпр - приведённые значения температуры и давления;

Рпк и Тпк - псевдокритические значения давления и температуры природного газа, которые определяются по формулам (1.11) и (1.12) [3]:

(1.11)

(1.12)

где CO2 и N2 - молярные концентрации, берутся из данных химической лаборатории, не реже двух раз в месяц.

При получении от химической лаборатории и введении их значении в формулы значения CO2 и N2 необходимо разделить на 100.

Затем определяется коэффициент коррекции на расширение газа учитывающего изменение плотности газа при прохождении его через сужающее устройство. Далее определяем коэффициент коррекции на тепловое расширение материала, сужающего устройства, определяем поправочный коэффициент на число Рейнольдса, которое берём из прилагаемой к паспорту на измерительный узел таблицы.

Достоинствами этого способа является то, что он относительно дешев, а также применим для труб с большим и малым диаметром. А недостатками являются то, что для ежегодного применения необходимо или замена диафрагмы на больший или меньший диаметр или замена самопишущего манометра МТС с большим или меньшим перепадом, а также постоянное участие оператора для снятия картограмм с приборов, обводки, обсчёта, и передачи данных в диспетчерскую ЛПУ МГ. Требуется ежегодный демонтаж приборов ДСС, МТС, Диск - 250, диафрагмы, для проверки правильности работы в ЦСМе (государственной поверки) [26].

Другим способом учёта расхода газа является расчёт по газовым счётчикам типа СГ (рисунок 1.1), ТГС, ТZ, РУТС - ДМД.

Рисунок 1.1 - Расходомер СГ-16

Выше перечисленные счётчики предназначены для измерения объёма плавно меняющихся потоков очищенных неагрессивных одно и многокомпонентных газов при использовании их в установках промышленных и коммунальных предприятий, в том числе для учёта при коммерческих операциях [4].

Принцип действия счётчиков основан на использовании энергии потока газа для вращения чувствительных элементов счётчиков - крыльчатки, лопаток ротора. Затем число оборотов крыльчатки, лопатки ротора с помощью механического редуктора и магнитной муфты подсчитывается на интегрирующем устройстве (счётной головке), показывающем объёмное количество газа, прошедшее через счётчик за время измерения.

Для измерения количества газа в единицах объёма приведённого к нормальным условиям, необходимо разницу показаний счётчика пересчитать по методике выполнения измерений при помощи турбинных и ротационных счётчиков [4].

В данном способе также используются приборы, регистрирующие среднесуточное давление и температуру, а так же применяется телемеханика (где каждые тридцать секунд фиксируется давление входное и выходное, температура входная и выходная), затем полученные данные подставляются в формулу (1.13) [4]:

(1.13)

где Vn - объём газа, приведённый к условиям правил ПР 50.2.019 - 96;

Vд - объём газа при рабочих условиях, м3 (разница показаний счётчика);

Ризб - рабочее давление (среднее значение за сутки);

Рбар - атмосферное давление;

Рн - нормальное давление = 1,0223 кгс / см2;

Тд - температура газа за контролируемый интервал времени.

У этого способа учета расхода газа одним из достоинств является то, что по сравнению с первым не требует постоянного участия оператора (раз в сутки или раз в месяц при работающей телемеханике). Недостатками этого способа является в основном его применение в автоматизированных газораспределительных станциях с небольшим расходом и малым диаметром трубопровода от 50 до 200 мм. Также требуется ежегодный демонтаж приборов учёта расхода газа, а также демонтажа газового счётчика и установка диафрагмы, которая прошла государственную поверку (в зависимости от типа счётчика раз в год, раз в три года или раз в восемь лет).

Третьим способом учета расхода газа является использование вычислительного комплекса на базе микропроцессорных измерительных комплексов, например “ GiperFlo-3ПМ ” приведенного на рисунке 1.2 [5].

Рисунок 1.2 - Расходомер «GiperFlo-3ПМ»

1 -- датчик комплексный с вычислителем расхода «ГиперФлоу-3Пм»; 2 -- датчик избыточного давления ДИ-005; 3 -- коробка распределительная КР-001; 4 -- клапанный блок; 5 -- продувочные краны; 6 -- отсечные краны; 7 -- быстросъемное сужающее устройство;8 -- измерительный трубопровод.

Учёт газа и сбор информации ведётся с помощью многониточного измерительного комплекса «GiperFlo-3ПМ» непосредственно на газораспределительной станции с возможностью передачи данных по часовому и суточному расходу в диспетчерскую службу Сохрановского ЛПУМГ по модемной связи.

Многониточный измерительный микропроцессорный комплекс GiperFlo-3ПМ (в дальнейшем «комплекс») [5] предназначен для непрерывного автоматического измерения и вычисления расхода и объема природного газа, приведенного к стандартным условиям по методу переменного перепада давления на стандартных сужающих устройствах на одном, двух или трех измерительных трубопроводах газораспределительной станции.

Комплекс предназначен для эксплуатации, как на открытом воздухе, так и в помещениях при температуре окружающего воздуха от минус 30 до плюс 50°С при относительной влажности до 98% при 35°С. Комплекс предназначен для эксплуатации во взрывоопасных зонах открытых промышленных площадок и помещений ГИП классов B-Ia, В-Iг (ПУЗ), где возможно образование взрывоопасных смесей категорий IIА, IIВ групп согласно ГОСТ 12.1.011-78. Комплекс является средством измерения. Межповерочный интервал - 1 год.

Микропроцессорный комплекс «GiperFlo-3ПМ» состоит из измерительного комплекса GiperFlo с дисплеем и магнитным ключом, переносного запоминающего устройства (терминал) ПТ-003, датчиков: давления, перепада давления, и температуры,термопреобразователя сопротивления, коробки распределительной.

Вычислитель имеет маркировку взрывозащиты «lExibs IIBT3» и вместе с входящими в комплект комплекса «GiperFlo-3ПМ» датчиками, терминалом может применяться во взрывоопасных зонах в соответствии с ПУЗ и другими нормативными документами, регламентирующими применение электрооборудования во взрывоопасных зонах, в которых возможно образование взрывоопасных смесей категории IIА и IIВ групп согласно ГОСТ 12.1.011-78. Передача информации и питание комплекса от сетевого блока питания БП-С2 / 12 производится через искробезопасный барьер, имеющий маркировку взрывозащиты IExibs.

Комплекс состоит из следующих элементов:

- измерительный микропроцессорный вычислитель расхода (далее - вычислитель)- 1 шт.;

- переносное запоминающее устройство CHIT - 1 шт. (далее - терминал);

- Электронный корректор объема газа SEVC-D (Corus);

- датчики перепада давления - дифманометры (далее - датчики АР);

- датчики давления (далее - датчики Р);

- датчики температуры (далее - датчики Т);

- комплект соединительных кабелей - 1 комплект;

- искробезопасный барьер ISCOM - 1 шт.;

- блок питания БП-С2 / 12 (с двумя аккумуляторами) - 1 шт.;

- модем - 1 шт.

Комплекс обеспечивает: автоматическое непрерывное измерение, вычисление и отображение показаний, а также регистрацию на отдельном принтере с указанием даты и текущего времени следующих параметров:

- расхода газа (за интервал, соответствующий виду отчета) приведенного к стандартным условиям, по каждому измерительному трубопроводу;

- объема газа, приведенного к стандартным условиям;

- индикацию по вызову оператора на экране дисплея терминала следующей информации по каждому измерительному трубопроводу:

- перепада давления;

- давления;

- температуры;

- расхода газа.

Ввод и запоминание следующих данных:

- количество измерительных трубопроводов;

- количество датчиков;

- связь с базовым компьютером;

- адрес комплекса;

- скорость передачи информации;

- нижний аварийный предел напряжения питания;

- текущая дата, время, контрактный час;

- время цикла опроса датчиков;

- логический интервал;

- время цикла обновления информации на дисплее;

- активизация "спящего режима";

- имя измерительного трубопровода;

- плотность газа при стандартных условиях в пределах от 0,668 до 1,05 кг/м3;

- молярное содержание СО2, N2 в пределах от 0 до 15% от общего объема;

- объемная удельная теплота сгорания, Дж/м2;

- барометрическое давление при использовании датчика избыточного давления, мм. рт. ст.;

- внутренний диаметр трубы при стандартных условиях в пределах от 50 до 1000 мм;

- внутренний диаметр сужающего устройства (диафрагмы), при стандартных условиях в пределах от 12,5 до 750 мм;

- температурный коэффициент линейного расширения материала трубопроводов и сужающих устройств;

- эквивалентная шероховатость, мм;

- начальное значение радиуса закругления входной кромки диафрагмы, мм;

- межповерочный интервал, лет;

- нижний предел отсечки, кгс/см2;

- коррекция нелинейности, характеристики датчика перепада давления, %;

- точка переключения работы сдвоенных датчиков перепада давления, кгс/см2;

- тип отбора перепада давления: угловой, фланцевый, трех радиусный.

Вычисление расхода и объема природного газа производится в соответствии с ГОСТ 8.563.1,2-97.

Перенос и ввод данных, хранящихся в памяти вычислителя, в компьютер производится с помощью терминала CHIT или переносного ноутбука.

Передачу данных по телефонному коммутируемому каналу или по выделенной линии связи на центральный компьютер с соответствующим программным обеспечением.

Автономное электропитание от батарей РС-915 обеспечивает непрерывную работу комплекса в течение не менее 1 года при 5 - секундном интервале между расчетами при температуре окружающего воздуха, равной 20°С, и однониточном варианте ГИП.

Комплекс обеспечивает автоматическое фиксирование во времени и запоминание не менее 50 нештатных ситуаций (в однониточном варианте).

Комплекс обеспечивает формирование следующих видов отчетов: месячного, суточного и периодического.

Каждый вид отчета содержит:

- название организации;

- кодовое имя вычислителя;

- дату и время составления отчета;

- значение всех введенных оператором констант и время их введения.

В месячном отчете представляются параметры потока газа за каждые сутки в течение последних 62 суток или последний контрактный месяц. Отчет содержит следующие данные:

- дату (число, месяц, год);

- объем газа при стандартных условиях за каждые сутки, м3;

- значения передаваемой энергии за сутки;

- среднее значение расхода за сутки, м3/час;

- среднее за сутки значение перепада давления, кгс/см2;

- среднее за сутки значение давления, кгс/см2;

- среднее за сутки значение температуры, °С;

- изменение данных, которые могут повлиять на результаты расчета, и время их введения;

- вмешательства оператора, нештатные ситуации и время их возникновения.

В суточном отчете представляются параметры потока газа за прошедшие сутки, при этом максимальное количество суток при одном измерительном трубопроводе - не более 35; при двух - не более 15; при трех - не более 10.

Отчет содержит следующие данные:

- дату (месяц, число, год);

- объем газа при стандартных условиях за сутки, м3;

- среднее значение расхода за сутки, м3/ч;

- значения передаваемой энергии за сутки, Дж;

- среднее за сутки значение перепада давления, кгс/см2;

- среднее за сутки значение давления, кгс/см2;

- среднее за сутки значение температуры, °С;

- изменение данных, которые могут повлиять на результаты расчета и время их введения;

- вмешательства оператора, нештатные ситуации и время их возникновения.

Периодический отчет содержит информацию о параметрах измеряемого газа в выбранном логическом интервале за любое число предыдущих суток в пределах 35 - при одном измерительном трубопроводе, 15 - при двух и 10 - при трех. (Час начинается и кончается на круглой цифре, например, 1:00, 2:00 и т.д.):

Комплекс обеспечивает периодический, через равные заданные промежутки времени (от 2 до 5 с), расчет расхода газа по значениям перепада давления, давления и температуры в момент опроса, а также расчет объема газа по каждому измерительному трубопроводу за час, сутки, месяц и т.д.

Комплекс обеспечивает ввод в память вычислителя с клавиатуры CHIT [8] следующих постоянных параметров:

- плотности газа при стандартных условиях в пределах от 0,668 до 1,05 кг/м3, с дискретностью не более 0,0001;

- содержания азота в газе в пределах от 0 до 15 мол. %, с дискретностью не более 0,0001 %;

- содержания углекислого газа в пределах от 0 до мол. 15%, с дискретностью не более 0,0001 %;

- внутреннего диаметра измерительного трубопровода в пределах от 50 до 1000 мм, с дискретностью не более 0,001 мм;

- барометрического давления в пределах от 600 до 1000 мм рт. ст., с дискретностью не более 0,0001 мм рт. ст.;

- внутреннего диаметра сужающего устройства (диафрагмы) в пределах от 12,5 до 750 мм, с дискретностью не более 0,001 мм;

- ввод в виде констант: давления от 0,01 до 160 кгс/см2, с дискретностью не более 0.01 кгс/см2;

- перепадов давления, с дискретностью 0,01 до 25 000 кгс/см2;

- температуры газа от минус 20°С до плюс 50°С, с дискретностью не более 0,01 °С.

Основная относительная погрешность комплекса для отдельных измерительных трубопроводов не превышает ±0,5 % при следующих стандартных условиях:

- температура окружающего воздуха 20 (±5) °С;

- относительной влажности окружающего воздуха от 30 до 80%;

- атмосферном давлении от 630 до 795 мм рт. ст.;

- магнитном поле (кроме земного) отсутствующем, либо находящимся в пределах магнитного поля, не влияющих на работу комплекса;

- частоте вибрации от 0 до 25 Гц, виброперемещении не более 0,1 мм.

При изменении параметров измеряемого газа:

- перепада давления от 9 до 100% от верхнего предела измерения;

- давления от 10 до 100 % от верхнего предела измерения;

- температуры от минус 20 до плюс 50 °С;

- плотности измеряемого газа при нормальных условиях от 0,668 до 1,05 кг/м3;

- содержания азота от 0 до 15% и углекислого газа от 0 до 15% от общего объема измеряемого газа.

Дополнительная погрешность комплекса, вызванная изменением температуры окружающего воздуха от минус 30 до плюс 50°С, не превышает 0,5 предела основной относительной погрешности на каждые 10°С.

Датчики перепада давления устойчивы к длительному воздействию одностороннего статического давления (140 кгс/см2 ), подаваемого в одну из его камер. Комплекс обеспечивает автоматическое переключение датчиков перепада давления при изменении перепада давления в соответствии с заданными уставками. Датчики давления устойчивы к воздействию давления в 1,5 раза превышающего максимальное измеряемое давление.

Приборы и оборудование комплекса, располагаемые в помещении категории В-1а, имеют взрывобезопасный уровень взрывозащиты «lExibs IIBT3» и могут использоваться во взрывоопасных зонах в соответствии с применяемой маркировкой. Искробезопасный барьер ISCOM располагается во взрывобезопасном помещении и имеет маркировку взрывозащиты «lExibs IIBT3».

Комплекс устойчив в работе при воздействии относительной влажности окружающего воздуха до 98% при 35°С. Комплекс устойчив в работе при воздействии на него переменного магнитного поля напряженностью до 400 Ам. Комплекс устойчив к воздействию синусоидальных вибраций в диапазоне частот от 50 до 80 Гц при амплитуде смещения 0,075 мм и ускорении 1д (группа исполнения N3 по ГОСТ 12997-84).

Недостатком третьего способа является то, что требуется его ежегодный демонтаж и установка госповеренной диафрагмы. Преимущества:

- отпадает необходимость выезжать на объект для сбора информации, так как информация собирается по модемной связи раз в сутки после контрактного часа;

- увеличение производственных мощностей требует увеличения точности и быстродействия вычислительного комплекса, а данная система удовлетворяет современным требованиям;

- нет разграничения между диаметрами измеряемых трубопроводов;

- нет необходимости производить демонтаж датчиков перепада давления и давления для ежегодной поверки (т. к. государственная поверка проводится непосредственно на месте установки).

Четвертым способом учета расхода газа является использование вычислительного комплекса на базе микропроцессорных измерительных комплексов, например "ФЛОУТЭК-ТМ".

Комплексы "ФЛОУТЭК-ТМ" [6] предназначены для коммерческого учета газов или неагрессивных жидкостей, в том числе горючих природных газов, газоконденсата и воды (далее - среда) путем измерений объемного (массового) расхода и объема (массы) среды, протекающей по одному, двум или трем трубопроводам. Комплексы имеют четыре основные модификации. Комплексы модификаций "ФЛОУТЭК-ТМ-1" и "ФЛОУТЭК-ТМ-2" используются для измерений расхода по методу переменного перепада давления на стандартном сужающем устройстве (модификация "ФЛОУТЭК-ТМ-1") или на осредняющей напорной трубке (модификация "ФЛОУТЭК-ТМ-2"). В состав комплексов входят вычислитель объемного и массового расхода, объема и массы среды (дальше - вычислитель ВР) и цифровые измерительные многопараметрические преобразователи ПМ-3 (рисунок 1.3) или комплект цифровых или аналоговых измерительных преобразователей температуры, давления, дифференциального давления и плотности. Комплексы в варианте "миникомплекс" выполняются на базе преобразователя-корректора ПК-1, который объединяет в одной конструкции цифровые измерительные преобразователи температуры, давления и дифференциального давления и вычислитель (дальше - корректор ПК-1). Комплексы модификаций "ФЛОУТЭК-ТМ-3" и "ФЛОУТЭК-ТМ-4" используются для измерений расхода или объема (массы) среды с помощью счетчиков (расходомеров-счетчиков), в том числе ротационных и турбинных газовых счетчиков (модификация "ФЛОУТЭК-ТМ-3"), или расходомеров, в том числе кориолисовых, ультразвуковых и вихревых расходомеров (модификация "ФЛОУТЭК-ТМ-4"). В состав комплексов входит либо вычислитель ВР с комплектом цифровых или аналоговых измерительных преобразователей температуры, давления и плотности, либо в варианте "миникомплекс" преобразователь-корректор ПК-2, который объединяет в одной конструкции цифровые измерительные преобразователи температуры и давления и вычислитель (дальше - корректор ПК-2).



Рисунок 1.3 - Многопараметрический вычислитель ПМ-3

Комплексы обеспечивают возможность:

- вывода на печать (по запросу пользователя) суточных и месячных отчетов;

- обмена информацией с ПЭВМ верхнего уровня по телефонному коммутируемому каналу, выделенной двухпроводной линии на диспетчерский пункт. Комплексы могут эксплуатироваться во взрывоопасных зонах открытых промышленных площадок и помещений, где возможно образование взрывоопасных смесей.

Эксплуатация комплексов допускается при температуре окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60?С. Межповерочный интервал (проведение периодических испытаний) комплексов (вместе с измерительными преобразователями) - один раз в два года.

Комплекс характеризуется следующими основными техническими данными :

1) Пределы допускаемой относительной погрешности комплексов модификаций "ФЛОУТЭК- ТМ-1" и "ФЛОУТЭК-ТМ-2" при измерениях объемного (массового) расхода и объема (массы) среды (без учета составляющей, вносимой методическими погрешностями при использовании стандартного сужающего устройства или осредняющей напорной трубки) составляют от ± 0,3 до ± 2,0 % (в зависимости от погрешности измерительных преобразователей температуры, давления, дифференциального давления и плотности и диапазонов изменения давления и перепада давления среды на указанных устройствах). Пределы допускаемой относительной погрешности комплексов модификаций "ФЛОУТЭК-ТМ-3" и "ФЛОУТЭК-ТМ-4" при измерениях объемного (массового) расхода и объема (массы) среды (без учета погрешности счетчика или расходомера) составляют от ± 0,3 до ± 0,8 % (в зависимости от погрешностей измерительных преобразователей температуры, давления и плотности и диапазона изменения давления среды).

2) Пределы допускаемой приведенной погрешности комплексов при измерениях давления, процентах от верхних пределов измерений, составляют:±0,075; ± 0,10; ± 0,15; ± 0,25 %.

3) Пределы допускаемой абсолютной погрешности комплексов при измерениях температуры составляют: ± 0,5 °С; ± 0,75 °С.

4) Пределы допускаемой абсолютной погрешности комплексов при измерениях плотности составляют ± 0,003 кг/м3.

5) Комплексы обеспечивают установку (по заказу) верхних пределов измерений в диапазоне:

- от 160 кПа до 16 МПа - для абсолютного давления;

- от 60 кПа до 16 МПа - для избыточного давления;

- от 1,0 до 250 кПа - для дифференциального давления;

- от 0,7 до 1,1 кг/м3 - для плотности газов при стандартных условиях;

- от 500 до 1200 кг/м3 - для плотности жидкостей.

6) Диапазон измерений температуры - от - 40 до + 100 °С.

7) Максимальное количество предыдущих суток, за которое в памяти вычислителя ВР сохраняются записи данных: при обслуживании одного трубопровода - 96, двух - 48, трех - 32. Максимальный период времени, за который в памяти корректоров ПК-1 и ПК-2 хранятся записи: суточных данных - шесть текущих календарных месяцев; часовых данных - два текущих календарных месяца.

8) Электрическое питание комплексов осуществляется от сети переменного тока напряжением от 160 до 250 В и частотой (50 ±1) Гц. Комплексы имеют резервный источник питания постоянного тока (аккумулятор) номинальным напряжением 12 В, который обеспечивает сохранение измерительной информации и нормальную работу комплексов в течение не менее 100 ч.

9) Мощность, потребляемая комплексами, не превышает:

- при питании от сети переменного тока напряжением 220 В и частотой 50 Гц - 14 ВА (нормальный режим) и 24 ВА (при одновременной подзарядке аккумулятора);

- при автономном питании от аккумулятора номинальным напряжением 12 В - 1,7 Вт.

10) Средний полный срок службы технических средств комплексов - не менее 10 лет.

Недостатком четвертого способа, как и третьего, является то, что требуется его ежегодный демонтаж и установка госповеренной диафрагмы. Но стоимость вычислительного комплекса на базе микропроцессорных измерительных комплексов "ФЛОУТЭК-ТМ" в два раза выше, чем аналогичный комплекс «GiperFlo-3ПМ». Преимущества:

- отпадает необходимость выезжать на объект для сбора информации, так как информация собирается по модемной связи раз в сутки после контрактного часа;

- увеличение производственных мощностей требует увеличения точности и быстродействия вычислительного комплекса, а данная система удовлетворяет современным требованиям;

- нет разграничения между диаметрами измеряемых трубопроводов;

- нет необходимости производить демонтаж датчиков перепада давления и давления для ежегодной поверки (т. к. государственная поверка проводится непосредственно на месте установки).

Таким образом, проанализировав существующие способы учёта расхода газа необходимо спроектировать комплекс, наиболее удовлетворяющий современным требованиям и данному технологическому процессу с возможностью встраивания его в вычислительный комплекс более высокого уровня.

На сегодняшний день нашим требованиям наиболее удовлетворяет вычислительный комплекс на базе микропроцессорного измерительного комплекса “GiperFlo-3ПМ ”.

1.3 Цели и задачи дипломного проекта

Исходя из проведенного анализа общей характеристики объекта и обзора основных промышленных методов измерений расхода и давления газа сделал выбор на внедрение в производство современного микропроцессорного комплекса “GiperFlo-3ПМ ” [1].

Таким образом, целью работы является разработать систему автоматического контроля и управления газораспределительной станции Сохрановского ЛПУМГ. Для достижения указанной цели необходимо решить следующие задачи:

- разработать общую структурную схему компоновки системы автоматического контроля и управления для газораспределительной станции;

- разработка структурных и принципиальных схем системы автоматического контроля и управления газораспределительной станции;

- разработать конфигурацию микропроцессорного комплекса “ GiperFlo-3ПМ ” для учёта расхода газа для применения на ГРС;

- осуществить выбор первичных преобразователей контроля параметров, учёта расхода газа;

- провести экономический расчет эффективности внедрения системы автоматического контроля и управления газораспределительной станции;

- разработать комплекс мероприятий, который мог бы предусмотреть безопасности жизнедеятельности и экологичности проекта.

2. Технологическая часть

2.1 Анализ и разработка функциональной схемы газораспределительной станции

Газораспределительные станции [12] предназначены для подачи газа населённым пунктам и промышленным предприятиям с заданным давлением, с необходимой степенью очистки, одоризации и учёта расхода газа перед подачей его потребителю. Для снабжения потребителей газом от магистральных газопроводов сооружаются отводы к газораспределительным станциям. На ГРС газ высокого давления снижается и с давлением от 0,15 до 0,35 МПа поступает в низкие сети потребителей и газораспределительные пункты.

Основными узлами ГРС являются узлы переключения, очистки, редуцирования, учёта отпускаемого газа и при необходимости его одоризации. Разработанная нами функциональная схема газового подключения ГРС, с учётом введения элементов учёта, расхода газа, показана на плакате ДП-806-10.1-46-07-00-000А2.

2.1.1 Узел переключений

Во-первых, узел переключения [9] предназначен для защиты системы газопроводов потребителя от возможного высокого давления газа; во-вторых, для подачи газа потребителю, минуя ГРС, по байпасной линии с применением ручного регулирования давления газа во время ремонтных и профилактических работ станции.

Блок переключения состоит из кранов №2 на входном и №4 и №5 выходном газопроводах, обводной линии и предохранительных клапанов.

Через охранный кран №1 на чертеже ДП-806-10.1-46-07-00-000А2, газ по входному трубопроводу высокого давления диаметром 500 мм. с давлением 4,0 МПа поступает на узел переключения, который включает в себя входной и выходные трубопроводы с запорной арматурой. В качестве запорной арматуры применяются шаровые краны, с рычажным приводом или пневмогидроприводом №2, №4, №5 с управлением по месту с помощью электропневматического узла управления ЭПУУ-4, а также свечной кран для сброса газа в атмосферу №3. В узле переключений есть обводная линия с двумя запорными устройствами: первое ЗУ по ходу - кран с пневмоприводом, второе ЗУ - с ручным приводом.

Краны шаровые [29] служат запорным устройством на магистральных газопроводах, на пунктах сбора и подготовки газа, на компрессорных станциях и могут эксплуатироваться в районах с умеренным и холодным климатом.

В зависимости от назначения краны изготавливаются под приварку следующих модификаций:

- с пневмогидроприводом подземной установки;

- с пневмогидроприводом наземной установки;

- с ручным приводом подземной установки ( Dу 200, 300, 400, 500, 700);

- с ручным приводом наземной установки (Dу 200, 300, 400, 500, 700).

Краны Dу 500, 700 изготавливаются также с ручным приводом наземной установки и односторонним фланцевым разъемом, кран Dу 500 - с двусторонним фланцевым разъемом (охранный кран №1).

Конструкция кранов предусматривает эксплуатацию при следующей температуре окружающей среды:

- в районах с умеренным климатом от минус 45 до плюс 50°С;

- в районах с холодным климатом от минус 60 до плюс 40°С;

при этом относительная влажность окружающего воздуха может быть до 98 % при температуре плюс 30°С.

Транспортируемая среда через кран - природный газ, с давлением Ру до 16,0 МПа и температурой от минус 45 до плюс 80 °С. Содержание механических примесей в газе - до 10 мг/Нм 3, размер частиц - до 1 мм, влага и конденсат - до 1200 мг/Нм3. Использование кранов для регулировки расхода газа запрещается. Герметичность затвора кранов соответствует классу В ГОСТ 9544-93.

Приводы кранов обеспечивают их открытие:

- для кранов Dу 200 - 400 при полном перепаде давления на шаровой пробке;

- для кранов Dу 500 - 1400 при перепаде давления 2,0 МПа на шаровой пробке.

При отсутствии давления или оно недостаточно для перекрытия крана пневмогидроприводом, перекрытие осуществляется ручным гидравлическим насосом (в дальнейшем - насос). Положение ручки насоса переключателя золотника должно соответствовать маркировке: «О» - открытие крана насосом, «3» - закрытие насосом или «Д» - дистанционное управление, указанной на крышке насоса.