Разработка системы автоматического контроля технологических параметров газоперекачивающего агрегата

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение ВПО

«ОРЕНБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Аэрокосмический институт Кафедра систем автоматизации производства Дипломный проект на тему: Разработка системы автоматического контроля технологических параметров газоперекачивающего агрегата Пояснительная записка ОГУ 220 301.65.1409.5ПЗ Зав. кафедрой САП Н.З. Султанов

«Допустить к защите»

«____"__________________2009 г.

РуководительЮ.Р. Владов Дипломник П. Ю. Кадыков Консультанты по разделам:

Экономическая часть О.Г. Гореликова-Китаева Безопасность труда Л. Г. Проскурина Нормоконтролер Н. И. Жежера РецензентВ.В. Турков Оренбург 2009

Кафедра____САП_____________________

Утверждаю: Зав. кафедрой_____________

«______"_____________________200____г.

ЗАДАНИЕ ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ СТУДЕНТ Кадыков Павел Юрьевич

1. Тема проекта (утверждена приказом по университету от «26» мая 2009 г. № 855-С) Разработка системы автоматического контроля технологических параметров газоперекачивающего агрегата

2. Срок сдачи студентом законченного проекта «27» мая 2009 г.

3. Исходные данные к проекту Технические характеристики компрессорной установки 4ГЦ2−130/6−65; описание режимов работы компрессора 4ГЦ2−130/6−65; правила разборки и сборки компрессорной установки 4ГЦ2−130/6−65; руководство по эксплуатации комплекса средств контроля и управления МСКУ-8000.

4. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов)

1 анализ режимов работы газоперекачивающего агрегата 4ГЦ2

2 описание действующей системы автоматики

3 сравнительный анализ существующих программно-технических комплексов автоматизации газоперекачивающих агрегатов

4 обзор и описание технологии ОРС

5 выбор значимых технологических параметров ГПА, для которых рекомендуется использование системы автоматического контроля по отклонению в сторону граничных значений

6 описание разработанной программной системы автоматического контроля технологических параметров

7 разработка и описание схемы лабораторного стенда для испытаний разработанной программной системы автоматического контроля технологических параметров

5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей) Редуктор и приводная часть компрессора, ФСА (А1)

Сравнительные характеристики существующих САУ ГПА, таблица (А1)

Система автоматического контроля технологических параметров, схема функциональная (А1)

Изменение технологического параметра во времени и принцип обработки текущих данных, теоретическая диаграмма (А2)

Аппроксимация и вычисление прогнозируемого времени, формулы (А2)

Программный модуль автоматического контроля технологических параметров, схема программы (А2)

Программный модуль автоматического контроля технологических параметров, листинг программы (А2)

Система автоматического контроля технологических параметров и панель управления оператора, экранные формы (А1)

Нормальный останов ГПА, схема программы (А2)

Аварийный останов ГПА, схема программы (А2)

Стенд для лабораторных исследований, схема электрическая принципиальная (А2)

Стенд для лабораторных исследований, схема структурная (А2)

6. Консультанты по проекту (с указанием относящимся к ним разделом проекта) О.Г. Гореликова-Китаева, экономическая часть Л. Г. Проскурина, безопасность труда Дата выдачи задания «20» февраля 2009 г.

Руководитель ____________________________________ (подпись) Задание принял к исполнению «20» февраля 2009 г.

_____________________________ (подпись студента) Примечания: 1. Это задание прилагается к законченному проекту и вместе с проектом предоставляется в ГЭК.

2. Кроме задания, студент должен получить от руководителя календарный график работы над проектом на весь период проектирования (с указанием сроков выполнения и трудоемкости отдельных этапов).

Содержание Введение

1 Общая характеристика производства

2 Характеристики центробежного компрессора 4ГЦ2−130/6−65

2.1 Общие характеристики

2.2 Система смазки

2.3 Панель управления СГУ

2.4 Патрон СГУ

2.5 Система буферного газа

2.6 Азотная установка

3 Описание технологического процесса и технологической схемы объекта

4 Порядок технического обслуживания процесса

5 Описание действующей системы автоматики

5.1 Обзор технологии OPC

6 Сравнение существующих готовых решений САУ ГПА

6.1 Программно-технический комплекс АСКУД-01 НПК «РИТМ»

6.2 Программно-технический комплекс САУ ГПА СНПО «Импульс»

7 Выбор значимых технологических параметров

8 Описание разработанной системы автоматического контроля технологических параметров

8.1 Функциональное назначение программы

8.1.1 Область применения

8.1.2 Ограничения применения

8.1.3 Используемые технические средства

8.2 Специальные условия применения

8.3 Руководство пользователя

9 Лабораторный стенд

9.1 Описание лабораторного стенда

9.2 Структура лабораторного стенда

9.3 Принципиальная электрическая схема лабораторного стенда

10 Обоснование экономического эффекта от применения САК

10.1 Расчет затрат на создание САК

10.2 Расчет экономического эффекта от применения САК

11 Безопасность труда

11.1 Анализ и обеспечение безопасных условий труда

11.2 Расчет категории тяжести труда

11.3 Возможные чрезвычайные ситуации

11.4 Расчет продолжительности эвакуации из здания Заключение Список использованных источников

Введение

Проблему контроля технологических параметров газоперекачивающих агрегатов (ГПА) существующие системы автоматизации решают только частично, сводя ее к комплексу условий в виде граничных значений для каждого параметра, при достижении которых происходит строгая последовательность действий АСУ. Чаще всего при достижении каким-либо параметром одного из своих граничных значений, происходит лишь автоматическая остановка самого агрегата. Каждая такая остановка вызывает существенные потери материальных и экологических ресурсов, а также повышенный износ оборудования. Такую проблему можно решить введением системы автоматического контроля технологических параметров, которая могла бы динамически отслеживать изменение технологических параметров ГПА, и заблаговременно выдавать сообщение оператору о стремлении какого-либо из параметров к его граничному значению.

Поэтому актуальной и значимой задачей является разработка инструментальных средств, способных оперативно отслеживать изменения технологических параметров и заблаговременно сообщать на автоматизированное рабочее место оператора информацию о положительной динамике какого-либо параметра в отношении его граничного значения. Такие инструментальные средства могут помочь предотвратить часть остановок ГПА.

Цель дипломной работы: повышение эффективности функционирования газоперекачивающего агрегата 4ГЦ2.

Основные задачи:

— разработка программной системы автоматического контроля технологических параметров;

— разработка фрагмента ФСА газоперекачивающего агрегата с указанием значимых технологических параметров, подлежащих автоматическому контролю.

1 Общая характеристика производства Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ) является одним из самых крупных заводов в России по переработке углеводородного сырья. В 1974 году Государственная приемочная комиссия СССР приняла в эксплуатацию пусковой комплекс первой очереди ОГПЗ с выработкой готовой товарной продукции. Далее последовали введение в работу второй и третьей очередей ОГПЗ.

Основными товарными продуктами при переработке сырого газа на газоперерабатывающем заводе являются:

сухой очищенный газ, который далее подается в Единую систему газоснабжения страны через систему магистральных газопроводов «СОЮЗ»;

стабильный газовый конденсат и фракция углеводородная многокомпонентная, которая транспортируется на дальнейшую переработку на Салаватский и Уфимский нефтеперерабатывающие заводы Республики Башкортостан;

сжиженные углеводородные газы (смесь пропан-бутана технического), которые используются в качестве топлива для коммунально-бытовых нужд и в автомобильном транспорте, а также для дальнейшей переработки в химических производствах; направляются потребителю в железнодорожных цистернах;

сера жидкая и комковая — поставляется на предприятия химической промышленности для производства минеральных удобрений, фармацевтической промышленности, сельского хозяйства; отправляется потребителям железнодорожным транспортом в вагонах-цистернах (жидкая) и в полувагонах (комковая);

одорант (смесь природных меркаптанов) применяется для одорирования природного газа, поступающего в коммунально-бытовую сеть.

Вся товарная продукция добровольно сертифицирована, соответствует требованиям действующих государственных, отраслевых стандартов, технических условий и контрактов, конкурентно способна на внутреннем и внешнем рынках. Все виды осуществляемой на заводе деятельности лицензированы.

Организационная структура Газоперерабатывающего завода представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 — Организационная структура Оренбургского газоперерабатывающего завода В состав ОГПЗ входят основные технологические цеха № 1, № 2, № 3, которые занимаются очисткой и осушкой газа от сернистых соединений, а также получением одоранта, стабилизацией конденсата, регенерацией аминов и гликолей. Также в каждом цеху есть установки получения серы и очистки отходящих газов.

У такого крупного предприятия имеется большое количество вспомогательных цехов к ним относятся: ремонтно-механический (РМЦ), электроцех, цех по ремонту и обслуживанию контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА), центральная заводская лаборатория (ЦЗЛ), а также водоцех, обеспечивающий все производство паром и водой.

Немаловажное значение на таком производстве отводится и автотранспортному цеху (АТЦ), так как все грузоперевозки внутри завода и за его пределами осуществляется своим автотранспортом.

2 Характеристики центробежного компрессора 4ГЦ2−130/6−65

2.1 Общие характеристики Центробежный компрессор 4ГЦ2−130/6−65 331АК01−1(331АК01−2) предназначен для компремирования высокосернистых газов расширений (выветривания) и стабилизации, вырабатываемых в процессе переработки нестабильного конденсата I, II, III очередей завода, экспанзерных газов, газов стабилизации и выветривания с установок 1,2,3У-70; У-02,03; 1,2,3У-370; У-32; У-09.

Компрессорная установка (рисунок 2) установлена в помещении цеха, подключена к существующим цеховым системам газо-, водо-, воздухоснабжения, электрической сети, САУ цеха (таблица 1.1). Состав установки согласно таблице 1.2.

Рисунок 2 — Компрессорная установка с масляной системой концевых уплотнений Сжатие газа осуществляется центробежным компрессором 4ГЦ2−130/6−65 (1.495.004 ТУ, ОКП 3 643 515 066, далее по тексту «Компрессор»).

Компрессор спроектирован ЗАО «НИИТурбокомпрессор» им. В. Б. Шнеппа в 1987 г., изготовлен и поставлен в 1989;1991 г., в эксплуатации с 2003 г. (№ 1 с 22.03.2003, № 2 с 5.05.2003 г.). Наработка на начало реконструкции: № 1 — 12 678 часов, № 2 — 7 791 час (20.06.2006). Гарантийный срок завода-изготовителя истек.

Таблица 1 — Расшифровка маркировки компрессора:

Приводом компрессора служит синхронный электродвигатель СТДП-6300−2Б УХЛ4 6000 мощностью 6.3 МВт и скоростью вращения ротора 3000 об/мин.

Повышение скорости вращения обеспечивается горизонтальным одноступенчатым мультипликатором с эвольвентным зацеплением (0.002.768 ТО).

Соединение валов компрессора и электродвигателя с валами мультипликатора обеспечивается зубчатыми муфтами со шпоночным способом посадки на вал (0.002.615 ТО).

Подшипники компрессора масляного типа. Подача масла в подшипники обеспечивается маслосистемой в составе компрессорной установки.

Система подогрева и охлаждения масла водяная.

Товарный газ на входе в компрессор проходит сепарацию и очистку. После первой и второй секций товарный газ охлаждается в АВО газа (охлаждение воздушное), проходит сепарацию и очистку.

В систему СГУ через панель управления СГУ подается буферный газ и технический азот, вырабатываемый азотной установкой из воздуха КИП. Буферный газ и воздух КИП подаются из цеховых магистралей. Состав и свойства товарного газа и буферного газа согласно таблицам 1.5 и 1.6, параметры воздуха КИП согласно таблице 1.1.

Система автоматического управления компрессорной установки выполнена на базе на МСКУ-СС-4510−55−06 (СС.421 045.030−06 РЭ) и подключена к САУ цеха.

Рисунок 3 — Компрессорная установка с системой СГУ Таблица 2 — Условия, обеспечиваемые цеховыми системами

В состав компрессорного агрегата входят:

— блок корпуса сжатия;

— электродвигатель;

— агрегат смазки;

— блок маслоохладителей;

— промежуточный и концевой охладители газа;

— входной промежуточный и концевой сепараторы;

— система смазки, включая межблочные трубопроводы;

— трубные сборки газовых коммуникаций;

— система КИП и А.

Таблица 3 — Основные характеристики компрессорного агрегата 4ГЦ2

2.2 Система смазки Система смазки предназначена для подачи смазки в подшипники корпусов сжатия компрессора, электродвигателя, мультипликатора и зубчатых муфт. На время аварийной остановки компрессора при неработающих электрических масляных насосах подача масла к подшипникам осуществляется из аварийного бака, расположенного над компрессором.

Таблица 3 — Условия нормальной работы агрегата смазки

Агрегат смазки (АС-1000) состоит из двух блоков фильтров, двух электронасосных агрегатов, бака масляного, агрегата тонкой очистки, двух маслоохладителей.

Блок фильтров предназначен для очистки масла, поступающего в узлы трения от механических примесей.

Агрегат тонкой очистки масла предназначен для сепарации масла от воды и механических примесей и состоит из центробежного сепаратора УОР-401У и электродвигателя, смонтированных на общей раме.

Электронасосные агрегаты предназначены для подачи масла в узлы трения при пуске, работе, остановке компрессора и состоят из насоса и электродвигателя. Один из насосов является основным, другой — резервным.

Бак масляный — это резервуар в котором собирается, хранится и отстаивается от посторонних примесей (воды, воздуха, шламов), масла, сливающиеся из узлов трения. Бак представляет собой сварную прямоугольную ёмкость, разделённую перегородками на 2 отсека:

— сливной для приёма и предварительного отстоя масла;

— заборный.

Слив масла из системы осуществляется через пеногаситель. В верхней части бака расположен люк для очистки закрытый крышкой. На линии соединения бака с атмосферой установлен огневой преградитель, для предотвращения попадания огня в маслобак. Для подогрева масла, маслобак снабжён змеевиковым подогревателем. Для предотвращения попадания пара (парового конденсата) в маслобак в случае разгерметизации змеевика имеется защитный кожух, заполненный маслом.

Для охлаждения масла имеется маслоохладитель, который представляет собой кожухотрубный аппарат горизонтального исполнения с неподвижными трубными досками. Масло охлаждается подачей воды из оборотного водоснабжения в змеевик маслоохладителя.

Сухие газодинамические уплотнения предназначены для гидрозатвора концевых уплотнений корпусов сжатия для центробежных компрессоров типа 4ГЦ2−130/6−65 331АК01−1(2).

В состав сухих газодинамических уплотнений входят:

— панель управления СГУ;

— патроны СГУ;

— установка газоразделительная мембранная МВа-0.025/95, далее по тексту;

— «Азотная установка».

Агрегат смазки (АС-1000) состоит из 2-х блоков фильтров, 2-х электронасосных агрегатов, бака масляного, агрегата тонкой очистки, 2-х маслоохладителей.

Блок фильтров предназначен для очистки масла, поступающего в узлы трения от механических примесей. Агрегат тонкой очистки масла предназначен для сепарации масла от воды и механических примесей и состоит из центробежного сепаратора УОР-401У и электродвигателя, смонтированных на общей раме.

Электронасосные агрегаты предназначены для подачи масла в узлы трения при пуске, работе, остановке компрессора и состоят из насоса и электродвигателя. Один из насосов является основным, другой — резервным.

Слив масла из системы осуществляется через пеногаситель. В верхней части бака расположен люк для очистки закрытый крышкой. На линии соединения бака с атмосферой установлен огневой преградитель, для предотвращения попадания огня в маслобак. Для подогрева масла, маслобак снабжён змеевиковым подогревателем. Для предотвращения попадания пара (парового конденсата) в маслобак в случае разгерметизации змеевика имеется защитный кожух, заполненный маслом. Для охлаждения масла имеется маслоохладитель, который представляет собой кожухотрубный аппарат горизонтального исполнения с неподвижными трубными досками. Масло охлаждается подачей воды из оборотного водоснабжения в змеевик маслоохладителя.

2.3 Панель управления СГУ Панель управления СГУ предназначена для управления и контроля работы патронов СГУ и представляет собой трубную конструкцию из нержавеющей стали, с расположенной на ней контрольно-измерительными приборами и регулирующей арматурой, установленная на собственной раме.

Панель управления СГУ включает в себя:

— систему буферного газа, обеспечивающую подачу на узлы СГУ очищенного газа;

— систему контроля утечек газа;

— систему разделительного газа.

Таблица 4 — Основные параметры панели СГУ:

2.4 Патрон СГУ Патрон СГУ разделяет перекачиваемый, товарный (уплотняемый) газ и атмосферный воздух и предотвращает попадание утечек газа в полость подшипниковых камер и попадания масла в проточную часть компрессора.

Патрон СГУ состоит из двух механических уплотнений, расположенных друг за другом (тандем). Тип патрона по направлению вращения — реверсивный.

Уплотнительная ступень патрона СГУ представляет собой два кольца: неподвижное (статорная часть или торец) и вращающееся на валу ротора (роторная часть или седло). Через зазор между ними газ перетекает из области высокого давления в область низкого давления.

Торец уплотняется О-образным кольцом в качестве вторичного уплотнения.

На внутренней поверхности втулки уплотнения устанавливаются кольца допуска (вставляются в специально выточенные канавки и приклеиваются по месту).

Статорная часть пары трения выполнена из графита. Роторная часть выполнена из карбидвольфрамового сплава с канавками. Канавки спиралевидной формы выполняют в однонаправленных по направлению вращения уплотнениях, канавки симметричной формы — в уплотнениях реверсивного типа Наличие канавок на роторной части уплотнительной пары при вращении вала приводит к возникновению подъёмной силы, которая препятствует исчезновению зазора. Постоянное наличие зазора между кольцами обеспечивает отсутствие сухого трения между поверхностями колец.

Симметричная форма канавок в реверсивном уплотнении относительно радиальной линии обеспечивает работу патрона СГУ при вращении в любом направлении.

Закрутка потока в зазоре позволяет отбросить твердые частицы к выходу из зазора. Величина твёрдых частиц, попадающих в зазор не должна превышать по величине минимальной рабочей величины зазора (от 3 до 5 мкм),

Величина зазора в уплотнительной ступени патрона СГУ зависит от параметров газа перед уплотнением (давления, температуры, состава газа), скорости вращения ротора, конструктивной формы элементов уплотнения.

При увеличении давления перед уплотнением величина зазора уменьшается, осевая жёсткость газового слоя возрастает. С увеличением скорости вращения ротора увеличивается зазор, и возрастают утечки газа через ступень уплотнения.

Патрон отделен от проточной части концевым лабиринтным уплотнением, от подшипниковых камер — барьерным уплотнением (графитовое уплотнение типа Т82).

Давление перед концевыми лабиринтами первой и второй секции соответствует давлению во всасывающей камере первой секции.

Для предотвращения попадания газа компремирования из проточной части в патрон СГУ на первую ступень патрона СГУ (со стороны проточной части) подается буферный (очищенный товарный) газ.

Большая часть (более 96%) буферного газа поступает через лабиринтное уплотнение в проточную часть компрессора, а меньшая просачивается в полость между уплотнительными ступенями патрона, откуда обеспечивается контролируемый сброс утечек на свечу (первичная утечка менее 3%).

Вторая (внешняя) ступень патрона работает под давлением близким к атмосферному. Она запирает первичную утечку, а также является страховочной на случай разгерметизации первой уплотнительной ступени патрона. В случае сбоя первичного уплотнения, вторичное уплотнение берет на себя его функции и работает как одинарное уплотнения В качестве разделительного газа в линию барьерного уплотнения подводится технический азот, который производит из воздуха КИП азотная установка.

Азот подается в канал барьерного графитового уплотнения со стороны подшипниковых камер и предотвращает попадание масла и его паров на вторую ступень патрона, а также газа в подшипниковую камеру.

Азот не образует взрывоопасной смеси с газом в полости вторичной утечки и «выдувает» её на свечу. Величина вторичной утечки не контролируется.

Патрон СГУ обеспечивает уплотнение и безопасную работу компрессора в диапазоне его рабочих режимов и при остановке компрессора под давлением в контуре.

Таблица 5 — Основные параметры патрона СГУ

2.5 Система буферного газа Буферный газ из заводской магистрали проходит тонкую очистку в моноблоке фильтров John Crane (двойной фильтр — один фильтр рабочий, один резервный) и далее дросселируется до параметров, необходимых на входе в патроны СГУ.

Моноблок фильтров производства коМПании Джон Крейн — это дублированная система фильтров. Во время работы действует только один фильтр. Не останавливая компрессор, можно переключиться с одного фильтра на другой.

Моноблок фильтров имеет клапан переключения и байпасный клапан. Байпасный клапан создаёт давление в полостях клапана переключения с обеих сторон, чтобы избежать сбоя при односторонней загрузке в течение длительного времени. Кроме того, этот байпасный клапан наполняет газом корпус второго фильтра. При переключении на второй фильтр, поток не прерывается. В нормальных условиях эксплуатации байпасный клапан должен быть открыт. Он должен быть закрыт только в случае замены фильтра. Диаметр отверстия перепускного клапана минимизирован до 2 мм. Это гарантирует выброс очень небольшого количества газа в атмосферу в случае, если байпасный клапан будет случайно оставлен открытым во время замены фильтроэлементов.

Все шаровые краны А2 — А9, входящие в моноблок фильтров, закрыты в вертикальном положении и открыты в горизонтальном положении рычага.

На каждой стороне моноблока для каждого фильтра имеется выпускное отверстие и канал продувки. На нижней стороне каждого из корпусов расположены дренажные отверстия, закрытые заглушками.

Фильтр должен проверяться не реже чем раз в 6 месяцев на предмет образования конденсата и/или засорения. На начальном этапе эксплуатации рекомендуется проводить еженедельные визуальные проверки фильтрующих элементов.

Каждый патрон СГУ снабжен системой контроля утечек газа и отвода первичной утечки газа на свечу и вторичной утечек газа в атмосферу.

Разделительный газ подается в панель СГУ и дросселируется до давления необходимого на входе в патроны СГУ. Система предназначена для предотвращения утечек газа в подшипниковый узел, исключения взрывоопасной концентрации перекачиваемого газа в полостях компрессора, а также защиты СГУ от попадания масла из полостей подшипников. Система оснащена байпасным каналом, включающим предохранительный клапан, который направляет избыточное давление прямо на свечу.

2.6 Азотная установка Азотная установка включает в себя блок подготовки воздуха, блок разделения газов и систему управления и контроля. Основными элементами установки являются два мембранных газоразделительных модуля на основе полых волокон. Модули работают по методу мембранного разделеня. Суть этого метода заключается в различной скорости проницания газов через полимерную мембрану за счёт перепада парциальных давлений. Модули предназначены для разделения газовых смесей.

Кроме модулей в установку входят:

— адсорбер АД1 для очистки воздуха;

— электронагреватель Н1 для подогрева воздуха;

— фильтры Ф1, Ф2, Ф3 и Ф4 для окончательной очистки воздуха;

— шкаф контроля и управления.

Модуль состоит из корпуса и размещённым в нём пучком полых волокон. Воздух подаётся внутрь полых волокон и кислород, проникая через стенки волокон, заполняет межволоконное пространство внутри корпуса и выходит через патрубок «Выход пермеата» наружу, а оставшийся внутри волокон газ (азот) подаётся через патрубок «Выход азота» на стойку управления СГУ.

Фильтры Ф1-Ф4 предназначены для очистки воздуха от капельного масла и пыли.

Адсорбер АД1 предназначен для очистки воздуха от паров масла. В металический корпус, между решётками, засыпается активированный уголь. На нижнюю решётку к сетке прикреплено фильтровальное полотно. Активный уголь СКТ-4 и фильтровальное полотно «Фильтра-550» подлежит замене через 6000 часов работы адсорбера.

Электронагреватель предназначен для подогрева поступающего в модуль воздуха. Электронагреватель представляет собой сосуд с теплоизолированным от внешней среды корпусом и размещённым в нём трубчатым нагревателем (ТЕН).

Штуцеры шт.1, шт.2 и наконечники нк-1, нк-2 предназначены для отбора анализа от модулей ММ1 и ММ2 при настройке установки. Для отбора анализа следует надеть резиновый шланг на соответствующий наконечник, соединить его с газоанализатором и ключом отвернуть на 1/3 оборота против часовой стрелки.

Поверхность волокна имеет пористую структуру с нанесённым на его газоразделительным слоем. Принцип действия мембранной системы основан на различной скорости проникновения компонентов газа через вещество мембраны, из-за разницы парциальных давлений на различных сторонах мембраны.

Азотная установка работает полностью в автоматическом режиме. Система контроля и управления обеспечивает контроль параметров установки и защиту от аварийных ситуаций, отключение в случае неисправности автоматически.

Таблица 6 — Основные параметры азотной установки

3 Описание технологического процесса и технологической схемы объекта При работающем блоке очистки и стабилизации конденсата (У-331) газ стабилизации из 331В04 направляется в сепаратор 331АС104, где отбивается от жидкости и через отсекатель 331ААУ1−1 поступает на узел редуцирования с клапанами PCV501−1 и PCV501−2, регулирующими давление во всасывающем коллекторе в пределах 5,7−7,5 кгс/см2.

Уровень жидкости в сепараторе 331С104 измеряется прибором LT104 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

При повышении уровня жидкости в сепараторе 331АС104 до 50% (700 мм) включается сигнализация 331LAH104 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Расход газа стабилизации измеряется прибором FT510, температура — прибором ТЕ510, давление — прибором РТ510 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Давление в трубопроводе газа стабилизации от 331В04 до клапанов 331PCV501−1 и 331PCV501−2 контролируется прибором РТ401 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При падении давления в коллекторе газа стабилизации ниже 6 кгс/см2 автоматически открывается клапан 331PCV501А, который установлен на трубопроводе подачи газа с нагнетания 2-ой ступени компрессора в коллектор газа стабилизации. Давление во всасывающем коллекторе измеряется прибором 331РТ501, регулируется клапанами 331PCV501−1 и PCV501−2, которые установлены на трубопроводе подачи газа стабилизации во входной коллектор. При понижении давления ниже 6 кгс/см2 включается сигнализация 331РАL501 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Газы расширения и выветривания из 331В05А направляются в сепаратор 331АС105, где отбиваются от жидкости и через отсекатель 331ААУ1−2 поступают на узел редуцирования с клапаном 331PCV502, регулирующим давление во всасывающем коллекторе в пределах 5,7−7,5 кгс/см2.

Уровень жидкости в сепараторе 33А1С105 измеряется прибором LT105 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

При повышении уровня жидкости в сепараторе 331С105 до 50% (700 мм) включается сигнализация 331LAH105 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Расход газа расширения и выветривания измеряется прибором FT511, температура — прибором позиции ТЕ511, давление — прибором РТ511 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Давление в трубопроводе газа расширения и выветривания от 331В05А до клапана PCV502 контролируется прибором РТ402 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При падении давления в коллекторе газа стабилизации ниже 10 кгс/см2 автоматически открывается клапан PCV502А, который установлен на трубопроводе подачи газа с нагнетания 2-ой ступени компрессора в коллектор газа выветривания. Давление во всасывающем коллекторе измеряется прибором РТ502 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора, регулируется клапаном PCV502, который установлен на трубопроводе подачи газа выветривания во входной коллектор. При понижении давления ниже 10 кгс/см2 включается сигнализация 331РАL502 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Газы расширения, выветривания и стабилизации после узлов редуцирования объединяются в общий коллектор (количество до 40 000 м3/час) и с температурой от 25 до 50 оС подаются во входные сепараторы 331С101−1 или 331С101−2, расположенные на всасе 1-ой ступени центробежных компрессоров 331АК01−1 (331АК01−2). Возможна подача экспанзерных газов, газов стабилизации и выветривания во входной коллектор из коллектора низконапорных газов, поступающих с установок 1,2,3У70, У02,03, 1,2,3У370, У32, У09.

Расход низконапорных газов измеряется прибором FT512, температура — прибором ТЕ512 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Давление в коллекторе низконапорных газов измеряется прибором РТ512 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Давление газа стабилизации во входном коллекторе измеряется по месту техническим манометром и приборами РТ503 и PIS503 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении давления менее 5,7 кгс/см2 включается сигнализация PAL503 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. При повышении давления более 6,5 кгс/см2 включается сигнализация РАН503 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. От превышения давления во входном коллекторе предусмотрена защита. При повышении давлении во входном коллекторе более 7,5 кгс/см2 автоматически открывается клапан PCV503.

Газы стабилизации проходят через сепаратор 331С101−1 (331С101−2), отбиваются от жидкости и поступают на всас 1-ой ступени компрессора.

Давление газа на всасе 1-ой ступени измеряется приборами РТ109−1 (РТ109−2), РТ110−1(РТ110−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Температура газа на всасе компрессора измеряется приборами ТЕ102−1(ТЕ102−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Уровень жидкости в сепараторах 331С101−1 (331С101−2) измеряется приборами LT825−1 (LT825−2), LT826−1 (LT826−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении уровня жидкости в сепараторах до 7% (112 мм) включается сигнализация 331LAH825−1 (331LAH825−2), 331LAH826−1 (331LAH826−2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. При дальнейшем повышении уровня в сепараторах 331С101−1, 331С101−2 до 81% (1296 мм) включается блокировка 331LAHH825−1(2), 331LAHH826−1(2), поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331АК01−1 или 331АК01−2. При этом автоматически отключаются электродвигатели вентиляторов АТ101−1,2,3,4 (АТ102−1,2,3,4), закрывается на нагнетании основной кран КШ114−1 (КШ114−2) и кран-дублёр КШ116−1 (КШ116−2), открывается антипомпажный клапан КД101−1 (КД101−2), открываются краны:

— КШ121−1 (КШ121−2) — сброс на факел с трубопроводов всаса;

— КШ122−1 (122−2) — сброс на факел с трубопроводов нагнетания 1-ой ступени;

— КШ124−1 (124−2) — сброс на факел с трубопроводов нагнетания 2-ой ступени;

— КШ115−1 (КШ115−2) — байпас основного крана на нагнетании;

— КШ125−1 (125−2) — сброс на факел с трубопроводов нагнетания 2-ой ступени между кранами КШ114−1 (КШ114−2) и КШ116−1 (КШ116−2);

закрывается основной кран на всасе КШ102−1 (КШ102−2) и далее идёт операция «Продувка после остановки».

Продувка компрессоров 331АК01−1 или 331АК01−2 производится чистым (товарным) газом. При продувке компрессоров автоматически открывается КШ131−1 (КШ131−2) по подаче товарного газа на продувку компрессоров. Через 7 минут после начала продувки закрываются КШ121−1 (КШ121−2) и КШ122−1 (КШ122−2). В следующие 7 минут при условии, что давление нагнетания 2-ой ступени менее 2 кгс/см2, закрываются КШ131−1 (КШ131−2), КШ124−1 (КШ124−2), КШ125−1 (КЩ125−2) и отключаются маслонасосы уплотнений Н301−1 (Н301−2), Н302−1 (Н302−2), закрывается КШ301−1 (КШ301−2) по подаче буферного газа, отключаются маслонасосы системы смазки Н201−1 (Н201−2), Н202−1 (Н202−2) и вентилятор наддува главного электродвигателя. Аварийный останов завершён.

По окончании продувки газом проводится продувка азотом, которая осуществляется открытием вручную вентиля по подаче азота и дистанционно крана КШ135−1 (КШ135−2).

Давление товарного газа до обратного клапана измеряется прибором РТ506 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении давления газа до 20 кгс/см2 включается сигнализация 331РАL506 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение. Давление товарного газа после обратного клапана, измеряется приборами РТ507, PIS507 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении давления газа до 30 кгс/см2 включается сигнализация PAL507 и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Расход товарного газа измеряется приборами FE501, FE502 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении расхода газа до 1100 м3/час включается сигнализация 331FAL501, 331FAL502 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Температура товарного газа измеряется приборами ТЕ502, ТЕ503 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении температуры газа до 30оС включается сигнализация TAL502, TAL503 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Перепад давления газа в сепараторах 331С101−1 (331С101−2) измеряется приборами позиции 331РdТ824−1 (331PdT824−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении перепада давления газа более 10 кПа включается сигнализация 331PdAH824−1 (331РdАН824−2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора.

Газ с нагнетания 1-ой ступени компрессоров с давлением до 24,7 кгс/см2 и температурой 135оС подается в аппарат воздушного охлаждения АТ101−1 (АТ101−2), где охлаждается до температуры 65оС. Температура газа с нагнетания 1-ой ступени компрессоров измеряется приборами ТЕ104−1 (ТЕ104−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Давление газа на нагнетании 1-ой ступени компрессора измеряется приборами РТ111−1(2), РТ112−1(2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении давления газа стабилизации с нагнетания 1-ой ступени компрессора до 28 кгс/см2 включается сигнализация 331РАН111−1 (331РАН111−2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Температура газа с нагнетания 1-ой ступени компрессора измеряется прибором ТЕ103−1 (ТЕ103−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Температура газа на выходе с АТ101−1 (АТ101−2) измеряется приборами ТЕ106−1 (ТЕ106−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении температуры газа на выходе с АТ101−1 (АТ101−2) до 50 оС включается сигнализация 331ТАL106−1 (331ТАL106−2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение. Поддержание температуры газа на выходе из АТ101−1 (АТ101−2) осуществляется регулированием производительности вентилятора при помощи изменения угла наклона лопастей в весенне-летний и зимний периоды; отключением и включением вентилятора, включением в работу системы рециркуляции нагретого воздуха — в зимнее время. Регулирование температуры газа на выходе из АТ101−1(АТ101−2) осуществляется отключением и включением электродвигателей вентиляторов АТ101−1,2,3,4 от сигнализации 331ТАН (L)106−1 [331ТАН (L)106−2] в следующем режиме:

Таблица 7 — Режимы регулирования температуры газа на выходе

Температура воздуха перед трубным пучком АТ101−1 (АТ101−2) регулируется изменением угла наклона верхних и боковых заслонок, преточных жалюзей, контролируется приборами ТЕ120−1 (ТЕ120−2), ТЕ122−1 (ТЕ122−2) с регистрацией на мониторе рабочего места оператора. Управление верхними, боковыми заслонками и приточными жалюзи осуществляется сезонно вручную. При понижении температуры воздуха перед трубным пучком АТ101−1 (АТ101−2) до 50 оС включается сигнализация 331ТАL122−1 (331ТАL122−2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. При повышении температуры воздуха перед трубным пучком АТ101−1 (АТ101−2) до 65 оС включается сигнализация 331ТАН122−1 (331ТАН122−2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. При повышении температуры газа на выходе из АТ101−1 (АТ101−2) до 90 оС включается сигнализация 331ТАН106−1 (331TAН106−2), на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение. При дальнейшем повышении температуры до 95оС включается блокировка 331TAHН106−1 (331ТАНН106−2) на мониторе рабочего места оператора поступает звуковое сообщение и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331К01−1 или 331К01−2 в той же последовательности.

Охлажденный в 331АТ101−1 (331АТ101−2) газ стабилизации проходит через сепараторы 331С102−1 (331С102−2), отбивается от жидкости и поступает на всас 2-ой ступени компрессоров.

Давление газа на всасе 2-ой ступени компрессоров измеряется приборам РТ123−1 (РТ123−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Перепад давления газа на сопле сужающего устройства СУ102−1 (СУ102−2), установленного между сепараторами 331С102−1 (331С102−2) и всасом 2-ой ступени, измеряется прибором PdT120−1 (PdT120−2) и на мониторе рабочего места оператора регистрируются показания.

Температура газа на всасе 2-ой ступени компрессора измеряется приборами ТЕ108−1 (ТЕ108−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Уровень жидкости в сепараторах 331С102−1 (331 102−2) измеряется приборами LT805−1 (LT805−2), LT806−1 (LT806−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении уровня жидкости в сепараторах до 17% (102 мм) включается сигнализация 331LAH805−1 (331LAH805−2), 331LAH806−1 (331LAH806−2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение. При дальнейшем повышении уровня в сепараторах до 84% (504 мм) включается блокировка позиции 331LAHH805−1 (331LAHH805−2), 331LAHH806−1 (331LAHH806−2) поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331АК01−1 или 331АК01−2 в той же последовательности.

Перепад давления газа в сепараторах 331С102−1 (331С102−2) измеряется приборами 331РdT804−1 (331PdT804−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении перепада давления до 10 кПа включается сигнализация 331PdAH804−1 (331PdAH804−2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Давление газа с нагнетания 2-ой ступени компрессоров до 331АТ102−1 (331АТ102−2) измеряется приборами РТ-124−1 (РТ124−2), РТ125−1 (РТ125−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Перепад давления на 2-ой ступени (всас — нагнетание) измеряется приборами 331PdТ122−1 (331PdТ122−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Температура газа с нагнетания 2-ой ступени компрессоров до АТ102−1 (АТ102−2) измеряется прибором ТЕ109−1 (ТЕ109−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Температура газа на входе в АТ102−1 (АТ102−2) измеряется приборами ТЕ110−1 (ТЕ110−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Газ с нагнетания 2-ой ступени компрессоров с давлением до 65 кгс/см2 и температурой 162 — 178 оС подаётся в аппарат воздушного охлаждения АТ102−1 (АТ102−2), где охлаждается до температуры 80 — 88 оС.

Температура газа на выходе из АТ102−1 (АТ102−2) измеряется приборами ТЕ113−1 (ТЕ113−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении температуры газа на выходе с АТ102−1 (АТ102−2) до 65 оС включается сигнализация 331ТАL113−1 (331ТАL113−2) и поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора. Поддержание температуры газа на выходе из АТ102−1 (АТ102−2) осуществляется регулированием производительности вентилятора при помощи изменения угла наклона лопастей в весенне-летний и зимний периоды, отключением и включением вентилятора, включением в работу системы рециркуляции нагретого воздуха — в зимнее время.

Регулирование температуры газа на выходе из АТ102−1 (АТ102−2) осуществляется отключением и включением электродвигателей вентиляторов АТ102−1,2,3,4 от сигнализации 331ТАН (L)113−1 [331ТАН (L)113−2] в следующем режиме:

Таблица 8 — режимы регулирования температуры газа на выходе

Температура воздуха перед трубным пучком АТ102−1 (АТ102−2) регулируется изменением угла наклона верхних и боковых заслонок, преточных жалюзей, контролируется приборами ТЕ121−1 (ТЕ121−2), ТЕ123−1 (ТЕ123−2) с регистрацией на мониторе рабочего места оператора. Управление верхними, боковыми заслонками и преточными жалюзями осуществляется сезонно вручную. При повышении температуры в 331АТ102 до 105 оС включается сигнализация 331ТАН113−1 (331ТАН113−2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

При дальнейшем повышении температуры на 331АТ102 до 115оС срабатывает блокировка 331ТАНН113−1 (331ТАНН113−2), поступает звуковое сообщение на монитор рабочего места оператора и происходит автоматическая остановка электродвигателя компрессора 331АК01−1 или 331АК01−2 в той же последовательности.

Охлажденный в АТ102−1 (АТ102−2) газ компримирования проходит через сепараторы 331С103−1 (331С103−2), отбивается от жидкости, поступает в общий коллектор и далее через отсекатели 331А-АУ4, 331А-АУ-5 направляется на I, II, III очереди завода на переработку.

Уровень жидкости в 331С103−1 (331С103−2) измеряются приборами LT815−1 (LT815−2), LT816−1 (LT816−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При повышении уровня жидкости в сепараторах до 17% (102 мм) включается сигнализация 331LAH815−1 (331LAH815−2), 331LAH816−1 (331LAH816−2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Перепад давления в сепараторах 331С103−1 (331С103−2) измеряется приборами 331PdT814−1 (331PdT814−2). При повышении перепада давления до 10 кПа включается сигнализация 331PdAH814−1 (331PdAH814−2) и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Давление газа с нагнетания 2-ой ступени компрессоров 331АК01−1 (331АК01−2) после 331С103−1 (С103−2) до основного крана КШ114−1 (КШ114−2) измеряется прибором РТ128−1 (РТ128−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Давление газа в коллекторе нагнетания после КШ114−1 (КШ114−2) измеряется прибором РТ129−1 (РТ129−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Давление газа с нагнетания 2-ой ступени компрессоров 331АК01−1 (331АК01−2) после диафрагмы ДФ101−1 (ДФ101−2), установленной между основным краном КШ114−1 (КШ114−2) и краном-дублёром основного крана КШ116−1 (КШ116−2), измеряется приборами РТ136−1 (РТ136−2), РТ137−1 (РТ137−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Перепад давления на диафрагме ДФ101−1 (ДФ101−2) измеряется приборами PdT138−1 (PdT138−2), PdT139−1 (PdT139−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора.

Температура газа с нагнетания 2-ой ступени компрессоров 331АК01−1 (331АК01−2) после основного крана КШ114−1 (КШ114−2) измеряется прибором ТЕ111−1 (ТЕ111−2) с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора, регулируется клапаном КД102−1 (КД102−2), который установлен на трубопроводе подачи горячего газа с нагнетания компрессоров 331АК01−1 (331АК01−2) на смешение с охлажденным газом после сепараторов 331С103−1 (331С103−2).

При понижении давления газа до 61 кгс/см2 включается сигнализация 331PAL504 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение. При повышении давления газа до 65 кгс/см2 включается сигнализация 331РАН504 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.

Температура скомпримированного газа в выходном коллекторе измеряется прибором ТЕ501 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. Расход скомпримированного газа на выходном коллекторе измеряется прибором FТ504 с регистрацией показаний на мониторе рабочего места оператора. При понижении расхода газа до 20 600 м3/час включается сигнализация 331FAL504 и на монитор рабочего места оператора поступает звуковое сообщение.