Автоматизированная система управления компрессорной установки

Компрессорные машины — важные виды продукции машиностроения. Они применяются во многих отраслях народного хозяйства: химической, нефтяной, газовой и машиностроительной, на транспорте, в металлургии, геологии, строительстве, агропромышленном комплексе, а также — в новых перспективных направлениях техники и технологии, в частности, в космонавтике, робототехнике, производстве искусственного топлива и др. Сердцем любой холодильной и криогенной установки является компрессор. От эффективности и надежности его работы зависят КПД и долговечность комплекса в целом.

В настоящее время в России и в странах СНГ эксплуатируется свыше 500 тысяч промышленных компрессоров, которые вместе с вентиляторами и насосами потребляют около 20% вырабатываемой в стране электроэнергии. Производством и ремонтом компрессоров занято свыше 1 млн. человек. В связи с этим вопросы повышения технического уровня компрессоров и холодильных установок, в частности, их эффективности и надежности, имеют важное народнохозяйственное значение и поэтому являются основными в деятельности многих научно-исследовательских и конструкторско-технологических организаций, а также промышленных предприятий отрасли холодильного и компрессорного машиностроения.

Основными направлениями развития опытно-конструкторских и научно-исследовательских работ являются:

1. Дальнейшая разработка и создание гибких унифицированных рядов компрессоров общего назначения, на основе которых должны создаваться специальные компрессоры по единичным и малым заказам, совершенствование систем регулирования для расширения диапазона эффективной работы.

2. Дальнейшая разработка и внедрение моноблочных и блочных компрессорных установок с максимальной степенью заводской готовности и установок с воздушным охлаждением, в том числе устанавливаемых на открытых площадках.

3. Проведение мероприятий, направленных на экономию материальных и энергетических ресурсов путем повышения быстроходности компрессоров, совершенствования конструкций теплообменной аппаратуры, использования вторичных энергоресурсов, внедрения прогрессивных технологических процессов и новых материалов, в том числе пластмасс и керамики.

4. Разработка на основе функциональных исследований новых принципов и схем сжатия и перемещения газов, в частности, водорода с использованием гидридов металлов, наддувных волновых компрессоров.

5. Проведение работ по совершенствованию компрессоров путем организации рабочего процесса и конструкций машин на основе фундаментальных экспериментальных и теоретических исследований, математических моделей и подсистем САПР, создание комплексных математических моделей отдельных типов машин, описывающих рабочие процессы с учетом прочности и надежности конструкций и металлоемкости. Создание и внедрение норм расчета, оптимизированных программ экспериментальных исследований, стандартов на методы испытаний компрессоров и их элементов.

6. Исследования и разработка мероприятий по уменьшению шума и вибраций компрессорного оборудования, по повышению его надежности, безопасности и экологичности.

7. Завершение формирования испытательной базы для проведения сертификационных испытаний с целью максимального использования накопленного в компрессоростроении и холодильном машиностроении научно-технического потенциала и обеспечить их аккредитацию органам сертификации. Привлекать к работам по сертификации ведущих специалистов институтов, организаций, предприятий в области компрессоростроения и холодильного машиностроения.

8. Ускорение создания системы стандартизации, внедрение единой классификации, терминологии и обозначений в области компрессоростроения и холодильного машиностроения с учетом международных стандартов.

9. Разработка и создание стандартных и передвижных автоматизированных измерительных комплексов для проведения испытаний компрессоров в соответствии с типовыми методиками при одновременной обработке опытных данных с использованием ЭВМ. Разработка и внедрение типовых схем и программ измерений, увязанных с соответствующими датчиками, преобразователями сигналов, программами обработки и анализа опытных данных в ходе испытаний.

10. Продолжение разработки и создание эффективных устройств очистки и осушки газов перед входом в компрессоры различных типов, а также антиобледелительных систем.

11. Организация на предприятиях-изготовителях сервисного обслуживания выпускаемых машин и введение спецремонта компрессоров.

12. Расширение работ по модернизации эксплуатируемого компрессорного оборудования с сохранением основных, особенно крупногабаритных элементов, и повышению основных технико-экономических характеристик с учетом требований эксплуатации.

13. Продолжение работы по созданию систем охлаждения компрессорных установок и эффективного теплообменного оборудования, обеспечивающих решение вопросов снижения водопотребления и утилизации теплоты сжатия.

Большая часть парка компрессорного и холодильного оборудования в России и СНГ морально и физически изношена, требует в значительной части замены или модернизации. Поэтому в настоящее время более актуальной становится задача по ремонту и модернизации компрессорного и холодильного оборудования, в особенности крупного эксплуатируемого оборудования. При этом заказчик, как правило, выдвигает требования по частичному изменению параметров компрессора или установки в целом, с одновременным повышением критериев по надежности, безопасности, экономичности и экологичности.

В основном, компрессорные установки являются неотъемлемой составной частью большинства промышленных и общественных комплексов (химических, нефтеперерабатывающих, газовых, автомобильных, научно-исследовательских). Основная задача КУ — бесперебойное обеспечение объекта газовой смесью с заранее установленными параметрами. Следовательно отказ КУ приводит к простою всего комплекса или, как минимум, его большую часть, а это колоссальные убытки. Снижение расходов на обслуживание и продление межремонтного срока, а также упрощение диагностики неполадок в совокупности с повышением надежности, позволяет говорить о значительной выгоде связанной с применением новой системы управления вместо традиционной при модернизации существующих станций.

КУ требует постоянного контроля со стороны обслуживающего технического персонала, и предусматривает сохранение нормативных показателей работы основных узлов. Однако нестабильность нагрузки, которой подвергается КУ, приводит сокращению как общих часов наработки, так и межремонтных сроков эксплуатации оборудования. Внедрение новой линейки управляющих средств, так и исполнительных механизмов позволило значительно улучшить показатели надежности, ремонтопригодности и экономической выгоды КУ. В основном, применялось оборудование из семейства, прошедшего тестирование на подобных агрегатах и показавших себя наилучшим образом, с расширенными функциональными возможностями (расширение основной платформы интегрированных модулей, наличие сетевых узлов, оптимизация и упрощение программных компонентов), приемлемыми показателями точности измерений.

1. ОПИСАНИЕ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ КОМПРЕССОРНОЙ УСТАНОВКИ КОМПЛЕКСА ГИДРООЧИСТКИ МОТОРНОГО ТОПЛИВА (Л-24/6)

Компрессорная установка является неотъемлемой частью комплекса гидроочистки моторного топлива. Используемое оборудование должно отвечать нормам и критериям экологичности, безопасности, а главное, обоснованности применения в данной области. Система управления позволяет контролировать КУ, не загружая всю систему в целом, а лишь предоставляя отчет о ведение технологического процесса. Модульность построения архитектуры всего комплекса гидроочистки позволяет производить замену частей оборудования без остановки системы.

Общая характеристика комплекса

Установка гидроочистки Л-24/6 предназначена для удаления сернистых соединений из прямогонных дизельных фракций с содержанием серы до 2,0%мас., керосиновых фракций с содержанием серы до 1,0%мас., бензиновых фракций первичного и вторичного происхождения с содержанием серы до 1,0%, вторичных фракций каталитического крекинга. На установке можно перерабатывать смесь первичных и вторичных дизельных фракций в соотношении 1:1 с содержанием серы до 1,5%мас. (основное сырье).

Основные реакции каталитического гидрирования

Удаление примесей из нефтепродуктов происходит в результате частичной деструкции в основном сераорганических и частично кислородных и азотистых соединений в присутствии катализатора гидроочистки в среде водородсодержащего газа.

Продукты разложения насыщаются водородом с образованием сероводорода, воды, аммиака и предельных или ароматических углеводородов.

Кроме реакций взаимодействия сернистых, азотистых и кислородных соединений, в процессе гидроочистки протекают также реакции гидрокрекинга, насыщения олефинов, дегидрирования нафтеновых углеводородов, циклизации парафиновых углеводородов в нафтеновые (в области повышенных температур), гидрирования ароматических углеводородов при низких температурах и высоких давлениях.

Факторы, влияющие на ход процесса

В соответствии с механизмом протекания реакций гидроочистки моторных топлив скорость реакции зависит:

? от химической природы сырья;

? физических свойств сырья;

? типа катализатора и его состояния;

? парциального давления водорода;

? объемной скорости;

? конструкции реактора, например, от распределительного устройства газо-сырьевой смеси.

Поскольку скорость реакции является сложной функцией каждого из этих параметров и многие из них взаимосвязаны, очевидно, что количественно оценить влияние каждого параметра раздельно практически невозможно. Практически проанализировав параметры, выявим основные, которые будут наиболее важными при проектировании нашей системы.

1. Температура:

правильно выбранный интервал рабочих температур обеспечивает как требуемое качество, так и длительность безрегенерационного пробега и общего срока службы катализатора. Наиболее благоприятным для загруженных катализаторов является интервал рабочих температур 320 — 380 ^оС.

Рост степени обессеривания пропорционален повышению температуры до определенных пределов.

Каждый вид сырья имеет свой максимум температур, после которого увеличивается скорость реакций разложения и насыщения непредельных углеводородов по сравнению со скоростью реакций гидрирования сернистых соединений, в связи с чем уменьшается избирательность действия катализатора по отношению к сере и рост степени обессеривания замедляется, возрастает выход газа, легких продуктов и кокса. Увеличивается расход водорода и количество образовавшегося на катализаторе кокса.

Слишком занижать температуру также не следует, так как при этом значительно замедляется скорость реакций обессеривания.

2. Парциальное давление водорода:

повышение давления при неизменных прочих параметрах процесса вызывает изменение степени превращения в результате увеличения парциального давления водорода и углеводородного сырья и содержания жидкого компонента в системах, находящихся при давлениях и температурах соответственно выше и ниже условий начала конденсации.

Первый фактор способствует увеличению степени превращения, второй замедляет протекание реакции.

Увеличение давления в системе до уровня, превышающем давление начала конденсации, при неизменной температуре реакции способствует образованию жидкой фазы, что приводит к замедлению основных реакций процесса.

Сильное увеличение давления ухудшает сепарацию водородсодержащего газа и увеличивает потерю его с сухим газом.

Быстрое понижение давления может привести к повреждению катализатора.

Понижение давления без предшествующего понижения температуры может вызвать образование отложений кокса.

С ростом общего давления в процессе, при прочих равных условиях, растет парциальное давление водорода. Поскольку водород является одним из основных химических реагентов, то повышение его парциального давления ускоряет реакции гидрирования и способствует уменьшению возможности отложения кокса на катализаторе, что увеличивает его срок службы.

Суммарное влияние парциального давления водорода слагается из раздельных влияний:

? общего давления,

? концентрации водорода в циркуляционном газе, Требование к содержанию водорода в циркулирующем газе определяется качеством сырья: прямогонные фракции очищаются при меньшей концентрации, крекинговые — при большей концентрации водорода.

С понижением концентрации водорода в циркуляционном газе несколько уменьшается безрегенерационный цикл работы катализатора.

? отношения «водород: углеводородное сырье».

В промышленной практике объемное отношение «водород: сырье» (или кратность циркуляции) выражается отношением объема водорода при нормальных условиях к объему сырья.

С точки зрения экономичности процесса заданное отношение целесообразно поддерживать циркуляцией водородсодержащего газа. В этом случае большое влияние приобретает концентрация водорода в циркуляционном газе.

Увеличение отношения «циркуляционный газ: сырье» в значительной степени определяет энергетические затраты. Заметное возрастание скорости реакций при увеличении кратности циркуляции происходит только до определенного предела.

Описание технологической схемы комплекса

Технологическая схема комплекса состоит из следующих блоков:

а) реакторный блок и блок стабилизации первого потока;

б) реакторный блок и блок стабилизации второго потока;

в) блок очистки циркулирующего газа, газа стабилизации и регенерации МЭА.

Описание технологического цикла, в котором участвует компрессорная установка

Реакторный блок — 1 поток.

Исходное сырье — дизельное топливо из сырьевого парка по трубопроводу поступает на прием сырьевых насосов Н-1, 2. С выкида насосов сырье подается на щит смешения с циркулирующим водородосодержащим газом (ВСГ).

Постоянство расхода сырья в тройник смешения поддерживается автоматически регулятором расхода, клапан которого расположен на линии подачи сырья к щиту смешения.

Количество циркулирующего газа, подаваемого с выкида компрессоров ПК-1 (2) на щит смешения, контролируется по показаниям регистрирующего прибора. Сигнал на блокировку по уменьшению расхода циркуляционного водородсодержащего газа поступает от ОПС.

Температура циркуляционного водородсодержащего газа контролируется в САУ, от термопреобразователей, установленных на линии всасывания компрессоров ПК-1,2 и на линии нагнетания компрессоров ПК-1,2.

Давление на линии всасывания компрессоров ПК-1,2,3 контролируется в САУ, на линии нагнетания — манометрами.

Газосырьевая смесь из узла смешения поступает в межтрубное пространство теплообменников Т-1, 2, 3, 4, где нагревается до температуры 290^оС за счет тепла газопродуктовой смеси. После теплообменников газосырьевая смесь поступает в печь П-1, где нагревается до температуры реакции 350−425⁰С.

Температура сырья на выходе из печи П-1 поддерживается автоматически клапанами-регуляторами температуры, которые установлены на линиях подачи топливного газа на форсунки.

Из печи газосырьевая смесь в газожидкостной фазе поступает в два последовательно работающих реактора Р-1, Р-2. Температура в зонах реакции контролируется по показаниям регистрирующих приборов поз. TI 1012, TI 1013, TI 1014, TI 1015, получающих импульсы от двух многозонных термопар в Р-1 и Р-2.

Газопродуктовая смесь выходит из последнего реактора с температурой 350 — 425 ^оС и направляется в трубное пространство теплообменников Т-4, 3, 2, 1. Из подогревателей Т — 4, 3, 2, 1 газопродуктовая смесь с температурой 160⁰С поступает в АВГ (секции 2, 3, 4, 5, 11, 12, 13, 14), где охлаждается до температуры 50^оС и далее направляется в сепаратор высокого давления С-1.

В сепараторе С-1 при давлении до 42 кгс/см² происходит разделение гидрогенизата и водородосодержащего газа.

Водородосодержащий газ, насыщенный сероводородом, поступает на очистку от сероводорода в абсорбер К-4.

Очищенный от сероводорода циркулирующий газ с верха абсорбера К-4 направляется на щит отдува и в сепаратор С-7, откуда забирается компрессорами ПК-1 (2) и вновь подается на щит смешения.

Избыток ВСГ сбрасывается со щита отдува в топливную сеть завода или на дежурные горелки ГФХ.

С целью уменьшения перепада давления между приемом и выкидом компрессоров ПК-1 (2) часть циркулирующего ВСГ с выкида компрессора перепускается через кожухотрубный холодильник Х-3. Подача свежего ВСГ предусматривается с установок 35/11−300, 35/11−600 в линию циркуляционного газа из К-4 в С-7 или в линию выхода газопродуктовой смеси из АВГ (секции 2, 3, 4, 5, 11, 12, 13, 14) в С-1. По отдельному трубопроводу в эти же линии осуществляется подача «свежего» ВСГ с установки 35/6.

Постоянство давления в системе реакторного блока поддерживается автоматически регулятором давления, клапан которого расположен на линии очищенного циркулирующего газа из К-4 на щит отдува.

Общие сведения о компрессорной установке, ее составе, назначении отдельных узлов и принципов построения автоматизированной системы

В состав стационарной компрессорной установки входят: поршневой крейцкопфный компрессор, электродвигатель, а также системы охлаждения, смазки, автоматического управления и защиты.

Компрессор:

поршневой крейцкопфный с оппозитным или угловым расположением цилиндров. Конструкции компрессоров построены на основе принятых, на заводе-изготовителе нормальных параметрических рядов диаметров цилиндров. Основой параметрических рядов являются оппозитная база 4M и угловые базы 5П и 2П, однако встречаются и специально разработанные системы для ориентированного производства типа 5ГЦ, 5РЦ.

Компрессор включает следующие основные узлы: базу, цилиндры, систему охлаждения и привод.

База:

состоит из унифицированных узлов кривошипно-шатунного механизма (коленчатого вала, шатуна и крейцкопфа), рамы, блока смазки механизма движения и многоплунжерного насоса (для смазки цилиндров и уплотнительных устройств штоков). В компрессорах без смазки многоплунжерный насос (смазочная станция) отсутствует.

Рама:

чугунная литая, коробчатой формы, с внутренними ребрами усиления. В верхней части рамы предусмотрены плотно закрываемые крышками люки, обеспечивающие доступ к деталям механизма движения. Нижняя часть рамы служит резервуаром для масла. На верхней части рамы установлен указатель уровня масла. Для крепления цилиндров компрессора к раме имеются специальные приливы. В отверстиях поперечных ребер рамы установлены крейцкопфные чугунные гильзы, служащие направляющими для крейцкопфов. Гильзы в случае износа могут быть повернуты или заменены новыми.

Коленчатый вал:

стальной штампованный, с кривошипами для установки шатунов, опирается на роликовые подшипники (для угловых баз коленчатый вал выполняется однокривошипным, для уравновешивания на вал устанавливаются противовесы). На одном конце коленчатого вала установлен ротор электродвигателя (соединение шпоночное), а в закрепленном на торце вала фланце выполнено квадратное отверстие для обеспечения проворачивания вала компрессора с помощью рукоятки перед запуском. (Рукоятка входит в комплект ЗИП). На другом конце вала крепится шестерня для передачи вращения валу масляного насоса блока смазки.

Крейцкопфы:

чугунные или алюминиевые литые или штампованные, изготовляются заодно с ползунами. Крейцкопф соединен со штоком закладной гайкой и контргайкой, законтренными стопорными болтами. С шатунами крейцкопф соединяется посредством пальца.

Пальцы крейцкопфов:

стальные, при сборке запрессовываются в крейцкопф и стопорятся пружинными кольцами.

Шатуны:

стальные штампованные двутаврового сечения. Шатун имеет кривошипную головку с отъемной крышкой и неразъемную крейцкопфную головку. Разъемные вкладыши кривошипной головки с антифрикционным слоем из алюминиевого сплава. В крейцкопфную головку запрессована бронзовая втулка. Смазка пальца крейцкопфа осуществляется через отверстие шатуна.

Крышка кривошипной головки шатуна соединяется со стержнем шатуна, двумя шатунными болтами легированной стали и гайками. На головке каждого шатунного болта указывается его начальная длина, необходимая для оценки остаточного удлинения болта за время эксплуатации.

Цилиндры:

в зависимости от схемы компрессорных машин могут быть одно-, двухили трехступенчатыми, простого или двойного действия, с уравнительной полостью или без нее.

Одноступенчатые компрессоры имеют цилиндры двойного действия одинакового диаметра.

В двухступенчатых компрессорах установлены цилиндры двойного действия разного диаметра.

В трехступенчатых — цилиндр первой ступени двойного действия, цилиндры второй и третьей ступеней объединены в одном блоке, с дифференциальным поршнем и уравнительной полостью между ступенями.

В четырехступенчатых применяются два цилиндра с дифференциальным поршнем и уравнительной полостью. В пятиступенчатых в одном ряду установлен цилиндр с двумя, а в другом с тремя ступенями сжатия, при этом поршень первой ступени двойного действия.

В шестиступенчатых компрессорах установлены два цилиндра, каждый с тремя ступенями сжатия, цилиндры первой и второй ступеней — чугунные литые с охлаждающими рубашками.

Цилиндры последующих ступеней многоступенчатых компрессоров изготовлены из различных материалов в зависимости от рабочего газа и конечного давления, большинство имеют сменные рабочие гильзы из специального износостойкого чугуна, уплотняемые по диаметру резиновыми кольцами, а по торцу паронитовыми прокладками. Клапаны (всасывающие и нагнетательные): самодействующие пластинчатые кольцевые, прямоточные и ленточные закрепляются в гнездах нажимным стаканом и упорными болтами или нажимными шпильками с колпачковыми гайками. В ступенях высокого давления устанавливаются комбинированные клапаны, состоящие из всасывающих и нагнетательных клапанов.

Уплотнение:

цилиндров, люков, клапанных крышек и фланцевых соединений достигается применением паронитовых прокладок, а на ступенях высокого давления устанавливаются прокладки из мягкой (отожженной) меди.

Поршни:

из чугуна, алюминия или стали. На однои двухступенчатых компрессорах — дисковые, двойного действия, на многоступенчатых дифференциальные.

Поршневые кольца:

чугунные. В компрессорах без смазки цилиндров применяются кольца из самосмазывающихся композиционных материалов.

Штоки:

из углеродистой стали с поверхностным уплотнением.

Стандартная схема исполнения поршневого компрессора представлена на рис. 1.6.1

Рис. 1.6.1 — Стандартная схема исполнения поршневого компрессора:

1 — головка блока цилиндров;2 — прокладка головки блока; 3 — блок цилиндров; 4 — шатун; 5 — картер; 6 — передняя крышка; 7 — шкив; 8 — шарикоподшипник; 9 — уплотнительная манжета; 10 — шпонка; 11 — шайба;12, 15 — прокладки; 13 — коленчатый вал; 14 — нижняя крышка картера; 16 — задняя крышка; 17 — уплотнитель; 18 — пружина уплотнителя; 19 — седло; 20 — нагнетательный клапан; 21 — пружина клапана;

Основные виды привода компрессора в данной области

Пуск осуществляется от электродвигателя, ротор которого насаживается на вал компрессора, а статор крепится к раме компрессора.

В зависимости от базы компрессора сжимаемого агента (воздух или различные газы) применяются следующие электродвигатели:

1) Воздушные компрессоры на базе 4 М

? двухскоростного асинхронного электродвигателя А2К 85/24−8/16 160/75 кВт, 750/375 об/мин (синхр.), 380 В, 50 Гц.

Пуск двигателя осуществляется при полном напряжении сети при разгруженном компрессоре.

Переход из состояния покоя на частоту вращения 6 с^-1 (360 об/мин) — ступенчатым переключением обмотки статора.

Двигатель допускает два пуска подряд на частоту вращения 6,17 с" (370 об/мин) из холодного состояния или один пуск из горячего. Количество пусков в час не более пяти и интервалом не менее 12 мин. Общее количество пусков в год не более 10 000. Количество изменений частоты вращения не более 20 в час с интервалом не менее 3 мин.

2) Воздушные компрессоры на базе 5П:

? синхронного бесщеточного электродвигателя БСДКМ 15−21−12 200 кВт, 500 об/мин, 380 В, 50 Гц;

? асинхронного электродвигателя АСК 560−12 200 кВт, 500 об/мин, 380 В, 50 Гц;

3) Воздушные компрессоры на базе 2П:

? асинхронного электродвигателя АВ2−101−8 75кВт, 735 об/мин, 380 В, 50 Гц;

Газовые компрессоры на базах 4 М, 5П, 2П, 5ГЦ комплектуются электродвигателями во взрывозащищенном продуваемом исполнении «2ExpllTS» (H4TS-П) с аналогичными характеристиками.

Все электродвигатели комплектуются пусковой аппаратурой.

Условные обозначения.

Условное обозначение компрессоров отражает основные характеристики и параметры машины:

Для компрессоров на оппозитной базе 4 М цифра «2», стоящая непосредственно перед буквами «ВМ», «ГМ» и «НП», указывает на то, что компрессор двухрядный;

буквы «ВМ», «ГМ» и «НП» означают, что компрессор предназначен для сжатия воздуха, водорода или невзрывоопасного газа и выполнен на оппозитной базе;

цифра «4», стоящая после букв «ВМ», «ГМ» и «НП», указывает номинальную нагрузку на шток в «тс»;

за цифрой «4» дробью указаны производительность в м³/мин (числитель) и конечное абсолютное давление сжатия в кгс/см' (знаменатель), Для дожимающих компрессоров в знаменателе указываются давления всасывания нагнетания, абс., кгс/см²;

буква «С» означает, что компрессор выполнен без смазки цилиндров и относительная влажность сжимаемого газа должна быть не менее 30%;

«M1», «М2» означает порядковый номер или модернизации.

Буква «С», стоящая непосредственно перед буквами «ГМ» и «НП», указывает на то, что относительная влажность сжимаемого газа не более 30%.

Например: 2СНМ4−24/9CM2 УХЛ4 компрессорная установка двухрядная, для сжатия нейтрального газа относительной влажностью менее 30%, оппозитная, с усилием на штоке поршня 4 тс, производительностью 24 м³/мин, абсолютным конечным давлением 9 кгс/см', работает без смазки цилиндров и уплотнительных устройств, модернизированная.

Климатическое исполнение компрессорной установки — УХЛ4 по ГОСТ 15 150–69.

Для компрессоров на угловых базах 5П и 2П:

буквы «ВП» или «ГП» указывают, что компрессор предназначен для сжатия воздуха («В») или газа («Г») и выполнен по прямоугольной схеме («П»);

цифры «2» и «5», стоящие непосредственно перед буквами «ВП», указывают номинальную нагрузку на шток в «тс»;

за буквами «ВП» или «ГП» дробью указаны производительность в м'/мин (числитель) и избыточное конечное давление нагнетания в кгс/см² (знаменатель);

цифра, стоящая первой, указывает порядковый номер модификации.

Смазка компрессоров:

осуществляется двумя независимыми системами:

? системой смазки низкого давления (циркуляционной) для подачи масла к механизму базы;

? системой смазки высокого давления для подачи масла в цилиндр

1. Система смазки низкого давления:

масло заливается в нижнюю часть рамы компрессора. Оттуда через сетчатый фильтр грубой очистки, расположенный в начале масловсасывающей трубы, шестеренчатым насосом подается в блок смазки и далее через напорную трубу во внутренний канал коленчатого вала, который имеет подводы масла на рабочую поверхность кривошипных шеек и к шатунам. Для предотвращения подтекания масла из рамы компрессора на подшипниках коленчатого вала устанавливаются уплотнительные устройства. Масло заливается в раму через одну из люковых крышек; уровень его измеряется стержневым маслоуказателем. Для слива масла из рамы предусмотрен сливной кран.

2. Система смазки высокого давления:

Привод многоплунжерного насоса осуществляется от ведущего валика шестеренчатого насоса блока смазки механизма движения. Масло, пройдя через плунжерный насос, поступает к отверстиям в крышках и гильзах цилиндров, равномерно распределяется по поверхностям трения, обеспечивая смазку.

Контроль подачи масла к цилиндрам через смотровое окно насоса. Для смазки механизма движения могут применяться масла марок И-50А (ГОСТ 20 799−75) и MC-20 (ГОСТ 21 743−76) К-310 TУ38.401 479−84; ИГП-49 ТУ38.101 413−90; для цилиндров и уплотнительных устройств масло К-12, К-19 ГОСТ 1861–73 и MC-20 в зависимости от марки компрессора.

В компрессорах без смазки цилиндров система смазки высокого давления с подачей масла в цилиндры и к уплотнительным устройствам не предусмотрена, На таких компрессорах лубрикаторы отсутствуют. Поршни этих компрессоров имеют опорные и разрезные (из двух половин) кольца из самосмазывающихся материалов на основе фторопласта с различными наполнителями.

В компрессорах, предназначенных для сжатия воздуха и влажных газов, поршневые кольца выполняются из фторопласта 4К20. Если давление сжимаемого газа до 0,8 МПа (8 кгс/см'), допускается изготовление колец из материала АФГ-80С, при работе с осушенными газами применяется фторопласт с графитом и дисульфидом молибдена АФГМ или ГФЭ-5м.

Для предотвращения попадания масла из рамы в полость сжатия, каждый цилиндр в компрессорах без смазки цилиндров снабжен фонарем, маслослизывающим уплотнительным устройством, маслоотбойником и маслослизывающими кольцами.

Охлаждение компрессоров:

водяное. Компрессоры поставляются с открытой системой охлаждения (слив воды из компрессора и газоохладителей с разрывом струи через сливные воронки).

При эксплуатации компрессоров с закрытой системой охлаждения должны выполняться требования «Правил устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздуховодов и газопроводов», утвержденных Госгортехнадзора РФ от 5 июня 2003 г. N 60, для воздушных компрессоров и «Правил устройства и безопасной эксплуатации компрессорных установок с поршневыми компрессорами, работающими на взрывоопасных и вредных газах», ПБ 09−297−03 для газовых компрессоров.

Качество охлаждающей воды должно соответствовать требованиям вышеназванных правил.

Система автоматики:

предназначена для управления работой, защиты и контроля параметров компрессорных машин.

Система автоматики состоит из ряда подсистем и в совокупности с электроприводом в зависимости от предназначения компрессорных машин (для сжатия воздуха или газа) осуществляет аварийное прекращение работы компрессорной установки с остановкой приводного электродвигателя;

1) в компрессорных установках для сжатия газа:

а) при понижении давления воды в системе охлаждения компрессора;

b) при коротких замыканиях и повреждениях в системе электропривода и управления;

с) при падении давления масла в циркуляционной системе смазки механизма движения;

d) при отклонениях давления газа от допустимых значений на линии всасывания;

е) при повышении давления газа выше допустимого после каждой ступени сжатия;

f) при прекращении продувки воздухом корпуса электродвигателя;

g) при повышении давления газа выше допустимого в корпусе компрессора.

Аварийное отключение электродвигателя компрессоров сопровождается подачей светового и звукового сигналов.

В системе автоматики компрессорных машин для сжатия газа предусмотрена дистанционная пневматическая передача показаний контролируемых параметров на приборы релейного шкафа. Расстояние передачи выходного сигнала на пневмотрассе не более 200 м.

Кроме того, системы автоматики компрессоров отличаются в зависимости от модификации функциональными возможностями и элементной базой (релейной, микроэлектронной, микропроцессорной).

Системы автоматики выпускаются в климатическом исполнении У при эксплуатации в помещении для изделий 4 ГОСТ 15 150–69.

Технические параметры режима работы компрессорной установки

Таблица 1.1

Показатели режима

Таблица 1.2

Краткая характеристика технологического оборудования

Таблица 1.3

Перечень блокировок и сигнализации

Контрольно-измерительные приборы

Для визуального наблюдения рабочего состояния компрессорной установки непосредственно на контрольных точках установлены дисплеи, отображающие значения измеряемых величин:

? Датчики давления оснащены ЖК панелями, на которых выводятся параметры, контролируемые операторами;

? Местные терморезистивные датчики по желанию заказчика оснащаются дисплеями и функциональным полем.

? Датчики вибрации и система слежения состояния вала компрессора не имеют средств отображения параметров, однако на них размещены световые индикаторы отслеживания параметров.

2. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ КУ

Распределенная автоматизированная система управления (РСУ) технологическим процессом компрессорной представляет собой совокупность технических средств, предназначенных для мониторинга и управления технологическим процессом. Базовым техническим средством данной системы управления является многоконтурный контроллер DeltaV серии M5+.

Верхний уровень данной РСУ представляет собой операторскую станцию на основе персонального компьютера с программным обеспечением DeltaV.

К основным функциям операторской станции можно отнести: мониторинг технологических параметров, управление, возможность записи и хранения истории по важным технологическим параметрам, организация оповещающей сигнализации, фиксации команд оператора и оповещающей сигнализации в журнале событий, возможность отображения истории параметров в виде графиков, организация технологических отчетов, также ряд других сервисных функций.

2.1 Структура системы управления

АСУ ТП предназначена для выполнения следующих задач:

? Автоматизированного контроля и управления в реальном масштабе времени технологическим процессом сжатия и транспортировки газа, а также поддержание его на регламентированном уровне;

? Обеспечение высокого уровня безопасности технологического процесса:

? Постоянство анализа динамики изменения параметров в сторону критических значений и прогнозирование возможных аварийных ситуаций;

? Проведение операций безаварийного пуска, останова и всех необходимых для этого переключений;

? Действий средств управления и проектируемых автоматизированных защит, прекращающих развитие аварийных ситуаций;

? Система управления реализовывает непрерывный контроль за состоянием и режимами работы технологического оборудования и агрегатов, предупредительную и аварийную сигнализацию при отклонении режимных параметров от регламентированных норм и установок, дистанционное управление исполнительными механизмами, противоаварийную защиту технологического оборудования и объектов, расчет технико-экономических показателей, архивирование информации, формирование и печать технологических протоколов, аварийных сообщений и отдельных документов.

АСУ ТП компрессорной установки представлена как иерархическая система оперативного контроля и управления, располагающаяся в центральной операторной.

Иерархическая структура АСУ ТП обеспечивает следующие уровни управления:

? Уровень оперативно-производственной службы (ОПС) — верхний уровень АСУ ТП;

? Уровень системы автоматизированного управления (САУ) технологическими объектами — нижний уровень АСУ ТП;

Уровень оперативно-производственных служб

Уровень оперативно-производственных служб предназначен для:

? Формирования человекамашинного интерфейса;

? Регистрации и визуализации состояния технологических объектов;

? Управление в реальном масштабе времени;

? Сигнализация отклонения параметров технологического процесса от регламентных предупредительных и предаварийных границ;

? Дистанционное управление исполнительными механизмами и электроприводами агрегатов;

? Регистрации в базе данных, архивирования событий и изменения значений технологических параметров;

? Формирование и печати технологических сводок, учетных и отчетных документов.

На данном уровне оперативно-технологическим персоналом, с использованием аппаратно-программных средств АСУ ТП, осуществляется оперативный контроль за текущим состоянием и режимами работы основных и вспомогательных технологических процессов, а также выдача установок по регулированию технологических параметров.

Уровень системы автоматизированного управления

Технологическими средствами данного уровня осуществляется автоматический контроль и управление процессами, поддержание заданных режимов работы, аварийная защита оборудования; и обмен информацией с вышестоящим уровнем.

На данной уровне обеспечивается реализация следующих функций:

? Измерение технологических параметров;

? Автоматическое управление режимами работы технологического оборудования;

? Управление исполнительными механизмами;

? Контроль безопасности и аварийная защита технологического оборудования.

АСУ ТП включает в себя функционально выделенную систему противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ). Система ПАЗ обеспечивает распознавание аварийной ситуации (выход за аварийные пределы технологических параметров) и автоматический перевод технологического оборудования в безопасное состояние. Отработка алгоритмов ПАЗ сопровождается формированием и выдачей оперативно-технологическому персоналу световой и звуковой сигнализации. Основная схема, реализующая данный алгоритм представлена на рис. 2.1

Рис. 2.1 — Логическая схема блока сигнализации и разрешения на пуск компрессора ПК-1

Функционально выделенная система ПАЗ находится в состоянии ожидания на любом этапе пуска, работы и остановки компрессора, в результате чего, перевод системы на безопасный режим осуществляется независимо от состояния системы при условии наличия критического порога, основные параметры которого сведены в таблицу 1.3. Ввиду сложности и большой динамики технологического процесса большое внимание уделяется надежности системы.

2.2 Надежность системы ПАЗ обеспечивается:

? Аппаратным резервированием (дублированием);

? Временной и функциональной избыточностью;

? Наличием систем диагностики и самодиагностики;

? Охранными порогами перехода системы.

Для обеспечения бесперебойной работы оборудования АСУ ТП электроснабжение производится через источник бесперебойного питания (ИБП). ИБП обеспечивает функционирование системы до переключения фидера питания или на время необходимое для перевода технологического объекта в безопасное состояние.

Применение искробезопасных барьеров защиты при работе современных систем АСУ ТП, работающих на объектах с взрывоопасными средами и построенных на электронных средствах контроля и измерения, является необходимым условием, т.к.: при обрывах в цепях измерений сигналов 4−20мА уровень напряжения в цепи датчика будет равным напряжению источника питания, что витиевато возникновением пожара. Поэтому для искробезопасных барьеров устанавливается порог срабатывания равным 24 В. При превышении уровня 24 В напряжения источника питания возникает ток утечки в диапазоне 0−4мА, дающий ложный сигнал целостности цепи.

Для предотвращения этого в систему, контролирующую обрыв в цепи датчиков сигналов 4−20мА, напряжение источника питания цепи датчика устанавливать ниже порога защиты срабатывания искробезопасных барьеров защиты на 0,2−0,3 В или устанавливать последовательно в цепь источника питания диод. Выбор диода и схема подключения может быть реализован, исходя из рис. 2.2

Рис. 2.2

САУ КУ должна удовлетворять требованиям безопасности, охраны труда и производственной санитарии в соответствии с ГОСТ 12.2.003 и Законом РФ «Об охране труда».

Электрооборудование САУ КУ должно отвечать требованиям «Правил устройства электроустановок», «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок до 1000В», ГОСТ 12.2.007.0 и ГОСТ 12.2.007.1.

Оборудование САУ КУ должно иметь специальные болты для подключения к системе заземления (см. п.п. 7.2). Заземляющие болты должны иметь маркировочный знак по ГОСТ 2.751.

Сигнальные цвета, размеры, форма и цвет знаков безопасности должны соответствовать ГОСТ 12–4.026.

2.3 Определение основных задач синтеза системы управления КУ

В соответствии с параметрами режима работы, указанных в таблице 1.1, выделим основные задачи управления КУ. Для упрощения логической схемы системы управления весь цикл работы был разбит на функциональные модули, в каждом из которых выполняются свои операции и регистрируются нормативные значения технологических параметров. Весь цикл работы сводится к соблюдению режимов переключения между модулями.

Рассмотрим каждый из них отдельно.

1. Алгоритм пуска компрессора

Пуск компрессора 5ГЦ осуществляется подачей электропитания на электродвигатель. Поэтому данным алгоритмом «Пуска компрессора» предусматривается выполнение всех необходимых операций подготовки к пуску, контроль предпусковых параметров и условий и выдача на «верхний уровень» в систему управления компрессорной установкой сигнала о готовности компрессора к пуску: «Компрессор к пуску готов» .

Если хотя бы один параметр или условие не удовлетворяют предпусковым требованиям, сигнал «Компрессор к пуску готов» не должен формироваться. Сигнал о готовности компрессора к пуску должен быть сформирован системой КиПа в виде «сухого контакта», выдаваемого на «верхний уровень», с одновременным выводом на дисплей компьютера надписи «Компрессор к пуску готов» вместо надписи «Подготовка компрессора к пуску» .

1.1 Сигнал «Компрессор к пуску готов» должен формироваться при выполнении следующих предпусковых требований:

1.1.1 Давление газа на входе в стойку управления (РТ1), изб., не менее 6,2 кгс/см²;

1.1.2 Давление масла в напорном коллекторе (ВР108), изб., не менее 1,5 кгс/см²;

1.1.3 Температура масла в напорном коллекторе (ВК2), не более 45⁰С.

1.2 В процессе подготовки компрессора к пуску система КиПа должна производить пуск основного маслонасоса при выполнении следующих условий:

При не выполнении хотя бы одного из этих условий система КиПа не должна позволять пуск маслонасоса (блокировать пуск маслонасоса) и должна выводить на дисплей оператора сигнал «Запрет пуска маслонасоса по РТ4 менее 1,5 кгс/см².

Выбор основного насоса осуществляется путем считывания часов наработки каждого из насосов и включение потока, переключающим цепи управления маслонасосами (выбор осуществляется только при неработающих маслонасосах).

При включении маслонасоса на мнемосхеме должна загораться световая индикация о его включении.

1.3 Момент начала пуска компрессора фиксируется по сигналу из САУ компрессорной установки в виде «сухого контакта» или по достижению частоты вращения ротора значения 300 об/мин. В процессе пуска система КиПа должна контролировать параметры в соответствии с таблицей 1.1 с записью их в память на жесткий диск компьютера и указанием времени пуска. Нормальный пуск (без применения тиристорной системы управления эл. приводом) осуществляется в течении 830 секунд, с момента начала пуска и до выхода на номинальный режим по частоте вращения ротора. На это время уставки на срабатывание предупредительной сигнализации и аварийной защиты должны программно удваиваться по следующим параметрам:

радиальное виброперемещение шеек ротора (S1B, S1Г, S2B, S2Г);

осевой сдвиг (OS1, OS2).

1.4 Окончание пуска компрессора и выход его на номинальный режим работы фиксируется системой КиПа по достижению частоты вращения ротора (n) значения 8412 об/мин.

По окончании пуска на дисплей оператора должна выводиться надпись «Работа компрессора» .

1.5 При срыве пуска, когда зафиксировано начало пуска по достижению частоты вращения ротора значения 300 об/мин, а фиксации окончания пуска по достижению частоты вращения ротора значения 8412 об/мин не происходит, возможны два варианта развития событий:

частота вращения ротора достигла значения 010 об/мин. Это означает, что произошел останов компрессорной установки и система КиПа должна отреагировать по алгоритму аварийного останова;

частота вращения ротора «зависла» между значениями 0 и 8412 об/мин. Система КиПа должна работать по алгоритму «Пуск компрессора», т. е. ожидать фиксации окончания пуска или аварийного останова.

Вывод: из анализа алгоритма следует, что успешное начало работы зависит как от межмодульных параметров, так и характеристик самой системы (в основном, системы охлаждения и пусковых элементов двигателя).

2. Алгоритм нормальной работы компрессора

В процессе нормальной работы компрессора система КиПа контролирует значения параметров, представленных в таблице 1.1 к настоящим алгоритмам, и обеспечивает возможность вывода текущего значения любого параметра на дисплей в виде графика, в т. ч. группового, и в виде таблицы текущих значений параметров по соответствующей команде оператора.

Через каждые 8 (12) часов работы компрессора система КиПа должна автоматически записать значения контролируемых параметров в память на жесткий диск компьютера.

В процессе работы компрессора система управления должна производить включение резервного маслонасоса в случае снижения давления масла в напорном коллекторе (ВР108) до значения 1,4 кгс/см² изб. и выключение его при достижении давления ВР108 значения 2,0 кгс/см².

Сигналом для включения резервного маслонасоса может быть и отключение основного маслонасоса (например: сработала защита эл. привода маслонасоса по перегрузке). В этом случае должен тут же включиться резервный насос. Включение резервного маслонасоса должно происходить по возможности быстрей для того, чтобы не успела сработать аварийная защита по давлению масла в напорном коллекторе.

Однако при срабатывании должна включиться световая и звуковая сигнализация в операторном помещении. Если сработала сигнализация по нескольким параметрам одновременно или последовательно, то каждая из них записывается в своей строке.

При возвращении значения параметра в пределы нормы световая и звуковая сигнализация должны отключиться.

3. Алгоритм нормального останова компрессора

Нормальный останов компрессора, как и пуск, производится независимо от состояния компрессора и системы управления отключением эл. питания привода.

Начало нормального останова может быть зафиксировано по сигналу из САУ компрессорной установки в виде «сухого контакта» или по уменьшению частоты вращения ротора (n) на 10% от номинального значения, т. е. по достижению значения 7570 об/мин. При фиксации начала процесса нормального останова должны быть удвоены уставки на срабатывание предаварийной сигнализации и аварийной защиты по вибрационным параметрам компрессора: радиальному виброперемещению шеек ротора (S1B, S1Г, S2B, S2Г) и осевому сдвигу (OS1, OS2. В процессе нормального останова система управления должна контролировать все параметры в соответствии с таблицей 1.1 с записью их в память на жесткий диск компьютера с указанием времени останова. Запись значений параметров в память должна прекращаться по достижению нулевой частоты вращения ротора (010 об/мин). С 5 минутной задержкой после прекращения вращения ротора должен автоматически отключиться работающий (основной или резервный) маслонасос.

Процесс останова компрессора может считаться законченным, если маслонасос отключен, давление масла в напорном коллекторе (ВР108) равно 00,05 кгс/см²

4. Алгоритм аварийного останова компрессора

Аварийный останов компрессора может производиться по двум причинам:

по параметрам, не входящим в состав системы управления компрессора (параметры компрессора не выходят за пределы нормы);

по одному или нескольким параметрам компрессора, входящим в систему управления компрессора, значения которых вышли за пределы аварийных уставок (защит).

Аварийный останов по первой причине производится в точном соответствии с алгоритмом нормального останова.

При срабатывании аварийной защиты по параметру компрессора система управления должна выдать на «верхний уровень» (в САУ установки) сигнал в виде «сухого контакта» на аварийный останов компрессора (на отключение питания эл. привода), включить световую и звуковую сигнализацию в операторном помещении В остальном аварийный останов производится по алгоритму нормального останова с дополнением при записи параметров в память причины останова (с указанием параметра, по которому сработала защита).