Автоматизированный контроль давления в магистральном газопроводе

Министерство образования и науки РФ ГОУ ВПО «Сибирская государственная автомобильно-дорожная академия»

Кафедра «АПП и Э»

Пояснительная записка к курсовой работе по дисциплине «Технические измерения и приборы»

Тема работы: «Автоматический контроль давления газа в магистральном газопроводе «

Руководитель к. т. н., доцент Реброва И.А.

Студент: Скариднов Д.Ю.

Омск — 2013

• Введение
• 1. Описание объекта (процесса) контроля (измерений)
• 2. Режимы работы магистрального газопровода
• 3. Метод определения давления газа
• 4. Выбор контролируемого параметра, информативного параметра
• 5. Оценка погрешности измерений давления газа
• 6. Регистрация сигналов датчиков давления
• 7. Система автоматизированного контроля давления газа
• Список литературы

Типоразмеры магистральных трубопроводов и контролируемые параметры нефтепродуктов (газа).

Использование природных горючих газов имеет огромное значение для развития экономики нашей страны. Газ употребляется как топливо в промышленности и в быту. Как ценное сырье он применяется в химической промышленности, где из него вырабатывают различные пластмассы, удобрения, искусственные волокна, каучук и другие ценные материалы.

Газ считается самым дешевым топливом. Применение его на электростанциях дает возможность снизить стоимость электроэнергии на 30% по сравнению с электростанциями, работающими на угле. Простота подачи газа в топки позволяет автоматизировать работу подавляющего числа котельных и различного рода печей, работающих на газе. Кроме того, использование газа как топлива имеет большое санитарное значение. Газ сгорает в воздухе без дыма, не дает копоти и не загрязняет атмосферы городов. Применение газа для технологических целей цементной, металлургической, стекольно-фарфоровой и других видов промышленности ведет к значительному повышению производительности труда и улучшению качества продукции.

Газовая промышленность в нашей стране начала развиваться сравнительно недавно, с 1950 г. По разведанным запасам природного газа Советский Союз занимает первое место в мире.

Для транспорта газа от промыслов к потребителям в европейской части страны создана разветвленная система магистральных газопроводов с многочисленными отводами к городам и промышленным предприятиям. Такие системы создаются в настоящее время и в восточных районах страны, в первую очередь в Средней Азии и Западной Сибири.

1. Описание объекта (процесса) контроля (измерений)

Природным газом называют смесь горючих газов, добываемых из недр земли. Основной составляющей природного газа является метан СН4, содержание которого достигает 98%. Остальная часть смеси состоит из предельных углеводородов: этана С2Н6, пропана СаН8, бутана С4Н10 и пентана С5Н1 2. Кроме того, в состав природных газов в небольших количествах входят азот N2 и углекислый газСО, иногда сероводород H2S, водород Н2 и др.

Природные газы разделяются на три группы:

1) газы чисто газовых месторождений, т. е. смеси сухих газов, свободных от тяжелых углеводородов; к таким месторождениям относятся Североставропольское, Дашавское, Газлинское, Березовское и др.;

2) газы газоконденсатных месторождений, в которых газ находится вместе с конденсатом (конденсатом называется широкая фракция, состоящая из бензина, лигроина, керосина и солярового масла); к ним относятся месторождения Коробковское, Песчано-Уметское, Краснодарские, Кызылкумские и др.;

3) попутные нефтяные газы; месторождения этого типа находятся в Татарстане, Башкирии, Волгоградской области, Краснодарском крае и др.

В большинстве случаев природные газы вообще не имеют запаха или имеют слабый запах бензина, а в тех случаях, когда в газе имеются примеси серы, запах сероводорода.

Под газопроводом следует понимать комплекс сооружений, предназначенных для транспортировки природного или попутного нефтяного газа от газовых или нефтяных промыслов к потребителям газа (городам, поселкам, промышленным предприятиям и электростанциям).

По своему назначению трубопроводы делятся на:

· местные

· региональные

· магистральные

Внутренние трубопроводы — соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих трубопроводах и газохранилищах.

Местные или региональные трубопроводы — по сравнению с внутренними имеют большую протяженность до нескольких десятки километров. Обычно соединяют нефтепромыслы с головной станцией, с магистрального нефтепроводом или с пунктами налива нефти (нефтебазами) на железнодорожный или водный транспорт.

Магистральные трубопроводы — более 50 км и диаметром 200 мм. Характеризуются большой протяженностью в сотни и тысячи километров, диаметром до 1400 мм и выше, на которых перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе.

Имеются также магистральные газопроводы, перекачивающие искусственный газ от газосланцевых или коксогазовых заводов. Длина магистрального газопровода может составлять от десятков до нескольких тысяч километров. Большинство газопроводов, сооруженных с 1958 г., имеет диаметр труб от 720 до 1220 мм.

При увеличении диаметра труб наряду со значительным увеличением производительности транспортировки газа играет большую роль экономия металла, снижаются затраты на строительство и эксплуатацию газопроводов. В связи с этим для сооружения системы газопроводов Западная Сибирь — Центр будут применены трубы диаметром до 2500 мм, а производительность этой системы будет измеряться сотнями миллиардов кубических метров в год. В табл. 7 приводятся относительные технико-экономические показатели газопроводов в зависимости от диаметра труб.

Таблица 1.1 — Технико-экономические показатели

Газ по газопроводу движется либо при помощи пластового давления, либо при помощи компрессорных станций, расположенных вдоль газопровода. Расстояния, на которых должны располагаться компрессорные станции, определяются гидравлическим расчетом.

Магистральный газопровод представляет собой сложное инженерное сооружение в состав которого входят:

1) головные сооружения;

2) стальной трубопровод с ответвлениями, запорной арматурой и линейными сооружениями;

3) компрессорные станции (КС);

4) газораспределительные станции (ГРС);

5) дома линейных ремонтеров и аварийно-ремонтные пункты (АРП);

6) устройства линейной и станционной связи;

7) устройства катодной, протекторной и дренажной защиты;

8) подземные хранилища газа (ПХГ);

9) вспомогательные сооружения.

Автоматизация и телемеханизация отдельных объектов и установок на КС магистральных газопроводов успешно осуществляется уже в настоящее время. Это можно условно назвать первой стадией комплексной автоматизации и телемеханизации магистральных газопроводов. В дальнейшем намечено достигнуть полной автоматизации и телемеханизации управления всем технологическим, энергетическим и вспомогательным оборудованием. Работа на этой стадии будет сводиться к наладочным, контрольным и ремонтным операциям, выполняемым в основном в дневное время небольшим штатом эксплуатационного персонала.

В настоящее время разрабатывается проект полностью автоматизированного действующего газопровода Серпухов — Ленинград по заданию технического управления Мингазпрома. Система автоматизации и телемеханизации этого газопровода должна обеспечивать управление из центрального диспетчерского пункта режимом работы газопровода и эксплуатацию агрегатов и установок на КС без постоянного дежурного персонала на площадках КС, ГРС и других объектах. С этой целью КС необходимо оборудовать системой централизованного управления и контроля компрессорными агрегатами и установками всех вспомогательных служб из одного пункта.

Предусмотрено также создание комплексно автоматизированной ГРС производительностью до 100 000 м3/ч на базе нового газорегуляторного оборудования и КИП, обеспечивающих надежную работу ГРС без обслуживающего персонала при профилактическом осмотре оборудования один раз в 6−7 дней.

При эксплуатации магистральных газопроводов контролю подлежат следующие основные показатели:

2. Режимы работы магистрального газопровода

а) давление газа в начале и в конце участка, на выходе с промысла и на отводах на газораспределительные станции;

б) количество транспортируемого газа, температура его на входе и выходе компрессорной станции, средняя по участку, на входе в газораспределительную станцию;

в) наличие конденсата, влаги, сероводорода, тяжелых углеводородов и загрязнений в газе, давление на входе п выходе компрессорной станции, количество работающих агрегатов и режим их работы;

г) исправность оборудования на компрессорных и газораспределительных станциях, герметичность газопровода;

д) режим закачки газа в подземные хранилища, режим отбора

газа постоянными и буферными потребителями и другие показатели, характеризующие состояние газопровода, его сооружений и оборудования.

Режим давления в газопроводе необходимо знать, чтобы иметь, возможность определять засоренность газопровода, скопления влаги, гидратных пробок, находить места разрывов, утечек и др.

Для определения давления в любой точке газопровода, не имеющего закупорок, применяется формула

где х — расстояние искомой точки от начала газопровода в долях его длины; рн — начальное давление; pK — конечное давление.

При различных гидравлических расчетах, в частности при определении пропускной способности газопровода и аккумулирующей способности газопровода, при учете количества газа и в ряде других случаев необходимо знать среднее давление газа.

Среднее давление газа на участке газопровода может быть подсчитано по формуле

Для этой цели используют манометры, установленные в начале и конце участка газопровода. Опытами, проводимыми МИНХиГП им. Губкина, определено, что в магистральных газопроводах большой производительности расчет среднего давления можно производить по упрощенной формуле, как среднеарифметическое начального и конечного давлений:

Причем ошибка в данном случае не превышает 1,5% в сторону уменьшения.

3. Метод определения давления газа

Метод определения давления основан на измерении разности давления газов в газоходе по отношению к атмосферному давлению воздуха.

Средства измерений, устройства и реактивы.

Микроманометры типа ММН-2400 (5) — 1,0 по нормативно-технической документации класса точности 1,0.

Манометры жидкостные U-образные по ГОСТ 9933. Манометры (вакуумметры) показывающие по ГОСТ 2405, класса точности 1,5. Трубки напорные конструкции НИИОГАЗа по ГОСТ 17.2.4.06. Спирт этиловый по ГОСТ 17 299. Трубки медицинские резиновые типа 1 по ГОСТ 3399 или полиэтиленовые по ГОСТ 18 599. Трубки стальные водогазопроводные по ГОСТ 3262. Допускается заменять указанные средства измерений на аналогичные, не уступающие им по метрологическим характеристикам. Подготовка к измерениям.

При выполнении измерений должны быть соблюдены условия в соответствии с требованиями ГОСТ 17.2.4.06, разд.2, 3 и настоящего стандарта. Давление в газоходах диаметром до 500 мм измеряют в одной точке у стенки (черт.1 а). Для газоходов диаметром свыше 500 мм давление измеряют в четырех точках, расположенных на двух взаимно перпендикулярных диаметрах и объединенных с целью усреднения давления кольцевым трубопроводом, присоединяемым к измерительному прибору (черт.1 б).

Рис. 3.1. 1 — стенка газохода; 2 — патрубок; 3 — соединительный трубопровод.

Собрать измерительную схему в соответствии с Рис. 3.1.

Если расстояние до средств измерений превышает 15 м и при проведении постоянных измерений средства измерений присоединяют к газоходу, используют стальные водогазопроводные трубы диаметром 10 — 38 мм. При проведении разовых измерений в качестве соединительных трубок применяют резиновые трубки диаметром не менее 4 мм.

Диаметр стальных водогазопроводных соединительных труб для монтажа кольцевого трубопровода зависит от степени запыленности газов (табл.1).

Таблица 3.1 — Диаметр стальных водогазопроводных соединительных труб

Давление в газоходе определяют по показаниям средств измерений. Средства измерений выбирают в зависимости от статического давления в газоходе (табл.3.2).

давление контроль магистральный газопровод

Таблица 3.2 — Зависимость средств измерения от величины статического давления

После сборки измерительную схему необходимо проверить на герметичность. Для этого в системе создают давление, превышающее рабочее давление в газоходе на 25% и, закрыв измерительные отверстия, следят за стабильностью показаний средства измерения давления в течение 15 — 30 с. Если система герметична, то показания средства измерения не изменятся.

4. Выбор контролируемого параметра, информативного параметра

Выполнение измерений.

Статическое давление определяют:

непосредственным измерением в газоходе;

измерением с помощью напорной трубки в соответствии с требованиями ГОСТ 17.2.4.06. В этом случае давление газов определяют методом измерения статического давления (Рст)

где Рп — полное давление газа, Па;

Рд — динамическое давление газа, Па.

Динамическое давление газа определяют по ГОСТ 17.2.4.06.

Статическое давление в i-й точке измерения () вычисляют по формуле

где п. и — полное и динамическое давление газа в i-й точке измерения газохода, Па.

Среднее статическое давление газа Рст в газоходе вычисляют по формуле

где п — количество точек измерения в измерительном сечении газохода, определяемое в соответствии с требованиями ГОСТ 17.2.4.06.

Пределы измерений манометра или угла установки трубки микроманометра с целью уменьшения погрешности измерений выбирают с таким расчетом, чтобы показания средств измерений находились в последней трети шкалы.

5. Оценка погрешности измерений давления газа

Погрешность измерения давления газов оценивают по ГОСТ 8.207.

Для определения доверительных границ случайной погрешности результата измерения при установившемся движении потока газа в газоходе вычисляют результат измерений в соответствии с требованиями ГОСТ 17.2.4.06.

Систематическую составляющую погрешности определяют в зависимости от метода измерения давления: непосредственное измерение — систематическая составляющая погрешности равна основной погрешности применяемых средств измерений; измерение при помощи напорной трубки — систематическая составляющая погрешности вычисляют по формуле

где dп — погрешность применяемого в комплекте с напорной трубкой средства измерений;

dкт — погрешность определения коэффициента напорной трубки.

Средства измерения и датчики давления.

Датчик давления — устройство, физические параметры которого изменяются в зависимости от давления измеряемой среды (жидкости, газы, пар). В датчиках давление измеряемой среды преобразуется в унифицированный пневматический, электрический сигналы или цифровой код.

Принципы реализации.

Датчик давления состоит из первичного преобразователя давления, в составе которого чувствительный элемент — приемник давления, схемы вторичной обработки сигнала, различных по конструкции корпусных деталей, в том числе для герметичного соединения датчика с объектом и защиты от внешних воздействий и устройства вывода информационного сигнала. Основными отличиями одних приборов от других являются пределы измерений, динамические и частотные диапазоны, точность регистрации давления, допустимые условия эксплуатации, массогабаритные характеристики, которые зависят от принципа преобразования давления в электрический сигнал: тензометрический, пьезорезистивный, емкостной, индуктивный, резонансный, ионизационный, пьезоэлектрический и другие.

Тензометрический метод

Чувствительные элементы датчиков базируются на принципе изменения сопротивления при деформации тензорезисторов, приклееных к упругому элементу, который деформируется под действием давления.

Пьезорезистивный метод

Основан на интегральных чувствительных элементах из монокристаллического кремния. Кремниевые преобразователи имеют высокую чувствительность благодаря изменению удельного объемного сопротивления полупроводника при деформировании давлением. Для измерения давления чистых неагрессивных сред применяются, так называемые, Low cost — решения, основанные на использовании чувствительных элементов либо без защиты, либо с защитой силиконовым гелем. Для измерения агрессивных сред и большинства промышленных применений используется преобразователь давления в герметичном металло-стеклянном корпусе, с разделительной диафрагмой из нержавеющей стали, передающей давление измеряемой среды посредством кремнийорганической жидкости.

Ёмкостный метод

Ёмкостные преобразователи используют метод изменения ёмкости конденсатора при изменении расстояния между обкладками. Известны керамические или кремниевые ёмкостные первичные преобразователи давления и преобразователи, выполненные с использованием упругой металлической мембраны. При изменении давления мембрана с электродом деформируется и происходит изменение емкости. В элементе из керамики или кремния пространство между обкладками обычно заполнено маслом или другой органической жидкостью. Недостаток — нелинейная зависимость емкости от приложенного давления.

Резонансный метод

В основе метода лежит изменение резонансной частоты колеблющегося упругого элемента при деформировании его силой или давлением. Это и объясняет высокую стабильность датчиков и высокие выходные характеристики прибора. К недостаткам можно отнести индивидуальную характеристику преобразования давления, значительное время отклика, невозможность проводить измерения в агрессивных средах без потери точности показаний прибора.

Индуктивный метод

Основан на регистрации вихревых токов (токов Фуко). Чувствительный элемент состоит из двух катушек, изолированных между собой металлическим экраном. Преобразователь измеряет смещение мембраны при отсутствии механического контакта. В катушках генерируется электрический сигнал переменного тока таким образом, что заряд и разряд катушек происходит через одинаковые промежутки времени. При отклонении мембраны создается ток в фиксированной основной катушке, что приводит к изменению индуктивности системы. Смещение характеристик основной катушки дает возможность преобразовать давление в стандартизованный сигнал, по своим параметрам прямо пропорциональный приложенному давлению.

Ионизационный метод

В основе лежит принцип регистрации потока ионизированных частиц. Аналогом являются ламповые диоды. Лампа оснащена двумя электродами: катодом и анодом, — а также нагревателем. В некоторых лампах последний отсутствует, что связано с использованием более совершенных материалов для электродов. Преимуществом таких ламп является возможность регистрировать низкое давление — вплоть до глубокого вакуума с высокой точностью. Однако следует строго учитывать, что подобные приборы нельзя эксплуатировать, если давление в камере близко к атмосферному. Поэтому подобные преобразователи необходимо сочетать с другими датчиками давления, например, емкостными. Зависимость сигнала от давления является логарифмической.

Пьезоэлектрический метод

В основе лежит прямой пьезоэлектрический эффект, при котором пьезоэлемент генерирует электрический сигнал, пропорциональный действующей на него силе или давлению. Пьезоэлектрические датчики используются для измерения быстроменяющихся акустических и импульсных давлений, обладают широкими динамическими и частотными диапазонами, имеют малую массу и габариты, высокую надежность и могут использоваться в жестких условиях эксплуатации.

6. Регистрация сигналов датчиков давления

Сигналы с датчиков давления могут быть как медленноменяющимися, так и быстропеременные. В первом случае их спектр лежит в области низких частот. Для того, чтобы с высокой точностью оцифровать такой сигнал необходимо подавить высокочастотную часть спектра, полностью состоящую из помех. Это особенно актуально в промышленных условиях. Специально для ввода медленноменяющихся сигналов используются интегрирующие АЦП. Они проводят измерение не мгновенного значения сигнала (которое изменяется под действием помех), а интегрируют сигнальную функцию за заданный промежуток времени, который заведомо меньше постоянной времени процессов, происходящих в контролируемой среде, но заведомо больше периода самой низкочастотной помехи. Интегрирующие АЦП выпускают многие зарубежные фирмы (Texas Instruments, Analog Devices и др.)

Для измерения переменных давлений применяют датчики с аналоговым выходным сигналом, например, 0−20,4−20 мА и 0−5, 0,4−2 В.

Пьезоэлектрические датчики применяются для измерения быстропеременных процессов в диапазоне частот от единиц Гц до сотен кГц.

Отличие от манометра

В отличие от датчика давления, манометр — прибор, предназначенный для измерения (а не преобразования) давления. В манометре от давления зависят показания прибора, которые могут быть считаны с его шкалы, дисплея или аналогичного устройства.

7. Система автоматизированного контроля давления газа

В систему автоматизированного контроля газа входят следующие устройства автоматики: различные датчики для измерения давления; разнообразные регуляторы давления; вентили; множество клапанов.

Регулятор давления газа непрямого действия предназначены для автоматического регулирования давления газа «после себя» на объектах магистральных газопроводов высокого давления (газораспределительных станциях, установках очистки и осушки газа, газовых промыслах и др.).

Регуляторы статические, прямого действия, работающие без использования постороннего источника энергии, предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от минус 40 до плюс 50 °C и относительной влажности (95±5) % при 35 °C РД-64 — регуляторы давления газа прямого действия, используемый с целью редуцирования давления газа «после себя» на установках очистки и осушки газа, газораспределительных станциях, газовых промыслах и др.

Основные характеристики:

· регулируемая среда — природный газ;

· регулирующий орган — односедельный;

· зона нечувствительности:

o класс, А не более 1,5%;

o класс В не более 2,5%;

· зона пропорциональности не более 6%;

· условное давление 6,4 МПа;

· характеристика «ход-расход» линейная;

· вид присоединения — фланцевый.

Отличительные особенности РД-64:

· регуляторы прямого действия, не нуждаются в посторонних источниках энергии;

· работают длительное время без профилактических работ;

· работают как в помещении, так и на открытом воздухе;

· не требует высокой квалификации от персонала.

Таблица 7.1 Технические характеристики

Рис. 7.1 Промышленный регулятор давления газа РД-64

Регулирующие клапаны.

Регулирующие клапаны являются наиболее часто используемыми элементами, целенаправленно влияющими на производственные процессы и управление ими. Клапаны являются промежуточным звеном между электронными технологиями управления и управляемой (рабочей) средой.

Они, регулируя параметры рабочей среды, контролируют непрерывное протекание производственного процесса и связывают между собой его отдельные фазы. Промышленные регулирующие клапаны, с одной стороны, являются участниками цифрового обмена данными о протекании технологического процесса, а с другой, — сами осуществляют промышленный процесс (рис.2). Во времена цифровых технологий и моделирования средств управления рабочим процессом, регулирующие клапаны, с точки зрения технологий контроля, недостаточно освещены. По существу, мы имеем дело с частью трубопровода, влияющей на ход всего технологического процесса.

Перепад давления в клапане является необходимым условием осуществления его функции управления и проявляется как потеря энергии в энергетическом балансе производственного процесса. Однако контролируемое падение давления является первоочередной задачей клапана, например, при разгерметизации сосудов высокого давления.

Рис. 7.2 Регулирующие клапаны.

1. И. Я. Котляр Эксплуатация магистральных газопроводов / И. Я. Котляр, В. М. Пиляк — М.: «Недра» .

2. А. К. Герцакян Справочник по проектированию магистральных трубопроводов / А. К. Герцакян — Л.: «Недра» .

3. Фарзане Н. Г. Технологические измерения и приборы. / Фарзане Н. Г., Илясов П. В., Азим-заде А.Ю. /Учебник. Москва. Высшая школа. 2000 г.

4. Жарковский Б. И. Приборы автоматического контроля и управления. / Жарковский Б. И /Учебник. Высшая школа. 1998.

5. Виглеб Г. Датчики. Устройство и применение / Г. Виглеб — М.: Мир, 1989

6. Щербаков, В. С. Оформление курсовых и выпускных квалификационных работ по направлению автоматизация технологических процессов и производств / В. С. Щербаков, А. А. Руппель, И. В. Лазута, Н. А. Камуз — Омск, 2011.