Автоматизация дожимной компрессорной станции - файл n1.docx

приобрести
Автоматизация дожимной компрессорной станции
скачать (1416.2 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.docx1417kb.20.09.2012 11:17скачать

n1.docx



АВТОМАТИЗАЦИЯ ДОЖИМНОЙ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ

Содержание

Введение……………………………………………………………………..3

  1. Назначение и устройство компрессорных станций……………........5

    1. Особенности дальнего транспорта природных газов …………...5

    2. Назначение и описание компрессорной станции………………....9

    3. Системы очистки технологического газа на КС………………...13

1.4. Технологические схемы компрессорных станций……………...15

1.5. Компоновка газоперекачивающих агрегатов на станции……...22

1.6. Типы газоперекачивающих агрегатов, применяемых на КС….24

  1. Системы автоматизации……………………………………………….25

    1. Автоматизация компрессорных станций с электроприводными газоперекачивающими…………………………………..…………25

    2. Запуск и остановка агрегата……………………………………....26

    3. Схемы автоматизации электроприводных ГПА………………...29

    4. Управление в системе уплотнения газ—масло…………………36

3. Технические средства автоматизации (датчики, приборы)………….41

3.1. Реле промежуточные РПК1-011, РПК1-021, РПК1-031……….41

3.2. Реле электромагнитные серии РПМ-30………………………...44

Заключение…………………………………………………………………….48

Список использованной литературы………………………………………..49


Введение
Автоматизация – это применение комплекса средств, позволяющих осуществлять производственные процессы без непосредственного участия человека, но под его контролем. Автоматизация производственных процессов приводит к увеличению выпуска, снижению себестоимости и улучшению качества продукции, уменьшает численность обслуживающего персонала, повышает надежность и долговечность машин, дает экономию материалов, улучшает условия труда и техники безопасности.

Автоматизация освобождает человека от необходимости непосредственного управления механизмами. В автоматизированном процессе производства роль человека сводится к наладке, регулировке, обслуживании средств автоматизации и наблюдению за их действием. Эксплуатация средств автоматизации требует от обслуживающего персонала высокой техники квалификации.

При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления вызывает снижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижается температура транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу.

Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путем повышения давления через определенные расстояния вдоль трассы газопровода устанавливаются компрессорные станции.

Основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по газопроводам различного диаметра. При прохождении газа возникает трение потока о стенку трубы, что вызывает потерю давления. Например, при расходе газа 90 млн.нм /сут по трубе 1400 мм давление убывает с 7,6 до 5,3 МПа на участке = 110 км. Поэтому транспортировать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового давления нельзя. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции (KС), которые устанавливаются на трассе газопровода через каждые 100 -150 км.

Перед подачей газа в магистральные газопроводы его необходимо подготовить к транспорту на головных сооружениях, которые располагаются около газовых месторождений. Подготовка газа заключается в очистке его от механических примесей, осушки от газового конденсата и влаги, а также удаления при их наличии, побочных продуктов: сероводорода, углекислоты и т.д.

При падении пластового давления около газовых месторождений строят так называемые дожимные компрессорные станции, где давление газа перед подачей его на КС магистрального газопровода поднимают до уровня 5,5-7,5 МПа. На магистральном газопроводе около крупных потребителей газа сооружаются газораспределительные станции для газоснабжения потребителей.

С развитием электронной вычислительной техники стало возможным автоматизированное управление ДКС. В настоящее время на объектах ДКС широко используются как отечественные системы автоматизации, так и зарубежные контрольно-измерительные приборы, системы автоматики и телемеханики.

1. Назначение и устройство компрессорных станций

1.1. Особенности дальнего транспорта природных газов
Транспорт газа на большие расстояния представляет собой весьма сложную техническую задачу, от решения которой во многом зависит развитие газовой промышленности и экономики страны в целом.

На газопроводах в качестве энергопривода КС используются газотурбинные установки, электродвигатели и газомотокомпрессоры - комбинированный агрегат, в котором привод поршневого компрессора осуществляется от коленчатого вала двигателя внутреннего сгорания.

Вид привода компрессорных станций и ее мощность в основном определяются пропускной способностью газопровода. Для станций подземного хранения газа, где требуются большие степени сжатия и малые расходы, используются газомотокомпрессоры, а также газотурбинные агрегаты типа "Солар" и ГПА-Ц-6,3, которые могут обеспечивать заданные степени сжатия. Для газопроводов с большой пропускной способностью наиболее эффективное применение находят центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.

Режим работы современного газопровода, несмотря на наличие станций подземного хранения газа, являющихся накопителями природного газа, характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года. В зимнее время газопроводы работают в режиме максимального обеспечения транспорта газа. В случае увеличения расходов пополнение системы обеспечивается за счет отбора газа из подземного хранилища. В летнее время, когда потребление газа снижается, загрузка газопроводов обеспечивается за счет закачки газа на станцию подземного хранения газа.

Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, можно регулировать включением и отключением числа работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА), изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным приводом и т.п. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит естественно к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу.

Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных КС при расчетной производительности газопровода обычно не практикуется из-за перерасхода энергозатрат на компремирование газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается сравнительно с плановой (летом), отдельные КС могут быть временно остановлены.

Характерный вид графиков переменного режима работы газопровода при изменении его производительности показан на рис. 2.1. Из рисунка видно, что наибольшее влияние на режим работы КС и отдельных ГПА оказывают сезонные изменения производительности газопровода. Обычно максимум подачи газа приходится на декабрь-январь, а минимум - на летние месяцы года.




Рис. 2.1. Схема сезонного колебания расхода газа крупного промышленного центра:

А - ТЭЦ; Б - промышленность (включая котельные); В - отопление; Г - коммунально-бытовые потребители
Расход газа, млн.нм /сут, через трубопровод длиной км определяется следующей формулой (при давлении 0,1013 МПа и 20°С):
, (2.1)
где - внутренний диаметр газопровода, мм; и - давление газа соответственно в начале и конце участка газопровода, МПа; 0,009 - коэффициент гидравлического сопротивления; - относительная плотность газа по воздуху; - средняя температура по длине газопровода. К; - средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа; - длина участка газопровода, км.

На основании этой формулы можно вычислить пропускную способность газопровода на участке между двумя КС.

Зависимость пропускной способности газопровода от давления показана на рис. 2.2.

Затраты мощности КС можно определить по формуле
; (2.2)
где - показатель адиабаты; - адиабатический КПД нагнетателя; - температура газа на входе в нагнетатель, К. При = 46 кг•м/кг•К, =1,31, = 293 K, L = 100 км, = 0,82, = 0,6; 1,36•10 - переводной коэффициент, с использованием соотношений (2.1) и (2.2) получаем зависимость изменения мощности от производительности.
Расчеты показывают, что для прокачки = 90 млн.нм /сутки, на участке трубопровода 1400 мм, = 100 км необходимо затратить мощность = 50МВт. При увеличении производительности на 30 % от проектной, мощность необходимо увеличивать в два с лишним раза при сохранении конечного давления.

С ростом пропускной способности газопроводов за счет увеличения диаметра трубы и рабочего давления растет температура газа, протекающего по трубопроводу. Для повышения эффективности работы газопровода и прежде всего для снижения мощности на транспортировку газа необходимо на выходе каждой КС устанавливать аппараты воздушного охлаждения газа. Снижение температуры необходимо еще и для сохранения изоляции трубы.

Для уменьшения затрат мощности КС на перекачку газа, увеличения пропускной способности газопровода и экономии энергоресурсов на перекачку газа всегда выгодно поддерживать максимальное давление газа в трубопроводе, снижать температуру перекачиваемого газа за счет его охлаждения на станциях, использовать газопроводы большего диаметра, периодически осуществлять очистку внутренней полости трубопровода.
1.2. Назначение и описание компрессорной станции
Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путем повышения давления через определенные расстояния вдоль трассы газопровода, как отмечалось выше, устанавливаются компрессорные станции.

Перепад давления на участке между КС определяет степень повышения давления в газоперекачивающих агрегатах. Давление газа в газопроводе в конце участка равно давлению на входе в газоперекачивающий агрегат, а давление в начале участка равно давлению на выходе из АВО газа.

Современная компрессорная станция (КС) - это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа.

Принципиальная схема расположения КС вдоль трассы магистрального газопровода приведена на рис. 2.2, где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями.

Компрессорная станция - неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.



Рис. 2.2. Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы


Рис. 2.3. Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции
На рис. 2.3 показана принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции, состоящей из 3 ГПА. В соответствии с этим рисунком в состав основного оборудования входит: 1 - узел подключения КС к магистральному газопроводу; 2 - камеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода; 3 - установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторов; 4 - установка охлаждения технологического газа; 5 - газоперекачивающие агрегаты; 6 - технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции; 7 - запорная арматура технологических трубопроводов обвязки агрегатов; 8 - установка подготовки пускового и топливного газа; 9 - установка подготовки импульсного газа; 10 - различное вспомогательное оборудование; 11 - энергетическое оборудование; 12 - главный щит управления и система телемеханики; 13 - оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС.

На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные компрессорные станции, линейные компрессорные станции и дожимные компрессорные станции.

Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосредственно по ходу газа после газового месторождения. По мере добычи газа происходит падение давления в месторождении до уровня, когда транспортировать его в необходимом количестве без компремирования уже нельзя. Поэтому для поддержания необходимого давления и расхода строятся головные компрессорные станции. Назначением ГКС является создание необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам. Принципиальным отличием ГКС от линейных станций является высокая степень сжатия на станции, обеспечиваемая последовательной работой нескольких ГПА с центробежными нагнетателями или поршневыми газомотокомпрессорами. На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа.

Линейные компрессорные станции устанавливаются на магистральных газопроводах, как правило, через 100-150 км. Назначением КС является компремирование поступающего на станцию природного газа, с давления входа до давления выхода, обусловленных проектными данными. Тем самым обеспечивается постоянный заданный расход газа по магистральному газопроводу. В России строятся линейные газопроводы в основном на давление = 5,5 МПа и = 7,5 МПа.

Дожимные компрессорные станции (ДКС) устанавливаются на подземных хранилищах газа (ПХГ). Назначением ДКС является подача газа в подземное хранилище газа от магистрального газопровода и отбор природного газа из подземного хранилища (как правило, в зимний период времени) для последующей подачи его в магистральный газопровод или непосредственно потребителям газа. ДКС строятся также на газовом месторождении при падении пластового давления ниже давления в магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от линейных КС является высокая степень сжатия 2-4, улучшенная подготовка технологического газа (осушители, сепараторы, пылеуловители), поступающего из подземного хранилища с целью его очистки от механических примесей и влаги, выносимой с газом.

Около потребителей газа строятся также газораспределительные станции (ГРС), где газ редуцируется до необходимого давления ( = 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед подачей его в сети газового хозяйства.


1.3. Системы очистки технологического газа на КС
Система подготовки технологического газа служит для очистки газа от механических примесей и жидкости перед подачей его потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87.

При добыче и транспортировке в природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т.д. Источником загрязнения природного газа является призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Подготовка газа осуществляется на промыслах, от эффективности работы которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации.

Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.

Все это приводит к необходимости устанавливать на КС различные системы очистки технологического газа. Первое время на КС для очистки газа широко использовали масляные пылеуловители (рис. 2.4), которые обеспечивали достаточно высокую степень очистки (до 97-98%). Масляные пылеуловители работают по принципу мокрого улавливания разного рода смесей, находящихся в газе.

Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие постоянного безвозвратного расхода масла, необходимость очистки масла, а также подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.

В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц. Циклонные пылеуловители более просты в обслуживании нежели масляные.

Эффективность очистки газа циклонными пылеуловителями составляет не менее 100 % для частиц размером 40 мкм и более, и 95% для частиц капельной жидкости.

Газ, поступающий на головные компрессорные станции из скважин, как отмечалось, практически всегда в том или ином количестве содержит влагу в жидкой и паровой фазах. Наличие влаги в газе вызывает коррозию оборудования, снижает пропускную способность газопровода. При взаимодействии с газом при определенных термодинамических условиях образуются твердые кристаллические вещества - гидраты, которые нарушают нормальную работу газопровода. Одним из наиболее рациональных и экономичных методов борьбы с гидратами при больших объемах перекачки является осушка газа. Осушка газа осуществляется сепараторами различной конструкции с использованием твердых (адсорбция) и жидких (абсорбция) поглотителей.

С помощью установок осушки газа на головных сооружениях уменьшается содержание паров воды в газе, снижается возможность выпадания конденсата в трубопроводе и образования гидратов.

Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни запаха, поэтому для обнаружения его утечек и определения наличия в воздухе газ предварительно одорируют, т.е. добавляют в него специальные вещества-одоранты, обладающие сильным специфическим запахом. В качестве одорантов обычно используют этилмеркаптан и тетрагидротиофен. Одоризация газа производится, как правило, на специальных сооружениях магистрального газопровода перед его раздачей потребителям, но иногда одоризацию производят и на газораспределительных станциях (ГРС).

Газ, поступающий к бытовым потребителям, должен быть обязательно одоризирован. Одоризацию газа осуществляют с помощью автоматизированных установок, регулирующих расход одоранта в зависимости от расхода природного газа. Обычно норма одоризации составляет 16 г на 1000 нм .

1.4. Технологические схемы компрессорных станций
Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для:

- приема на КС технологического газа из магистрального газопровода;

- очистки технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;

- распределения потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА;

- охлаждения газа после компремирования в АВО газа;

- вывода КЦ на станционное "кольцо" при пуске и остановке;

- подачи газа в магистральный газопровод;

- транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КС;

- при необходимости сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны.

В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:

- схема с последовательной обвязкой, характерная для неполнонапорных нагнетателей;

- схема с параллельной коллекторной обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей.

Неполнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей рассчитана на степень сжатия 1,23-1,25. В эксплуатации бывает необходимость в двух- или трехступенчатом сжатии, т.е. в обеспечении степени сжатия 1,45 и более, это в основном на СПХГ.

Полнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45, определяемую расчетными проектными давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции.

На рис. 2.8 представлена принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для применения полнонапорных нагнетателей. По этой схеме, газ из магистрального газопровода с условным диаметром 1220 мм (Ду 1200) через охранный кран № 19 поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Кран № 19 предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от КС в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции или обвязке ГПА.
Рис. 2.8. Принципиальная технологическая схема КС с параллельной обвязкой ГПА

После крана № 19 газ поступает к входному крану № 7, также расположенному на узле подключения. Кран № 7 предназначен для автоматического отключения компрессорной станции от магистрального газопровода. Входной кран № 7 имеет обводной кран № 7р, который предназначен для заполнения газом всей системы технологической обвязки компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станции с помощью крана № 7р производится открытие крана № 7. Это делается во избежание газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана № 7, без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций компрессорной станции.

Сразу за краном № 7 по ходу газа установлен свечной кран № 17. Он служит для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве на них профилактических работ. Аналогичную роль он выполняет и при возникновении аварийных ситуаций на КС.

После крана № 7 газ поступает к установке очистки, где размещены пылеуловители и фильтр-сепараторы. В них он очищается от мехпримесей и влаги.

После очистки газ по трубопроводу Ду 1000 поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по входным трубопроводам ГПА Ду 700 через кран № 1 на вход центробежных нагнетателей.

После сжатия в центробежных нагнетателях газ проходит обратный клапан, выходной кран № 2 и по трубопроводу Ду 1000 поступает на установку охлаждения газа (АВО газа). После установки охлаждения, газ через выкидной шлейф по трубопроводу Ду 1200, через выходной кран № 8, поступает в магистральный газопровод.

Перед краном № 8 устанавливается обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного потока газа из газопровода. Этот поток газа, если он возникнет при открытии крана № 8, может привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном итоге приведет к серьезной аварии на КС.

Назначение крана № 8, который находится на узле подключения КС, аналогично крану № 7. При этом стравливание газа в атмосферу происходит через свечной кран № 18, который установлен по ходу газа перед краном № 8.

На узле подключения КС установлены камеры приема и запуска очистного устройства магистрального газопровода. Эти камеры необходимы для запуска и приема очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками или скребками, который движется до следующей КС в потоке газа, за счет разности давлений - до и после поршня.

На магистральном газопроводе, после КС, установлен и охранный кран № 21, назначение которого такое же, как и охранного крана № 19.

При эксплуатации КС может возникнуть ситуация, когда давление на выходе станции может приблизиться к максимальному разрешенному или проектному. Для ликвидации такого режима работы станции между выходным и входным трубопроводом устанавливается перемычка Ду 500 с краном № 6А. Этот кран также необходим при пуске или останове цеха или группы агрегатов при последовательной обвязке. При его открытии часть газа с выхода поступает на вход, что снижает выходное давление и увеличивает входное. Снижается и степень сжатия центробежного нагнетателя. Работа КС с открытым краном № 6А называется работой станции на "Станционное кольцо". Параллельно крану № 6А врезан кран № 6АР, необходимый для предотвращения работы ГПА в помпажной зоне нагнетателя. Диаметр этого крана составляет 10 15 % от сечения трубопровода крана № 6А (~ =150 мм). Для минимально заданной заводом-изготовителем степени сжатия нагнетателя последовательно за краном № 6А врезается ручной кран № 6Д.

Рассмотренная схема технологической обвязки КС позволяет осуществлять только параллельную работу нескольких работающих ГПА. При таких схемах КС применяются агрегаты с полнонапорными нагнетателями со степенью сжатия 1,45-1,5.

На рис. 2.9 представлена схема с последовательной обвязкой ГПА, которая реализуется для работы КС с неполнонапорными нагнетателями.

Эта схема позволяет осуществлять как параллельную работу одного, двух, трех ГПА, так и параллельную работу группы агрегатов, состоящей из двух или трех последовательно работающих ГПА. Для этой цели используются так называемые "режимные" краны (№ 41-9), при изменении положения которых можно осуществить любую необходимую схему работы ГПА.

Для получения необходимой степени сжатия в этих схемах газ после выхода из одного нагнетателя сразу же поступает на вход другого. Необходимый расход газа через КС достигается работой нескольких групп ГПА.
Рис. 2.9. Принципиальная технологическая схема КС с последовательной обвязкой ГПА

Выход газа после компремирования осуществляется по выходным шлейфам. На каждом выходном шлейфе установлен свой трубопровод, соединенный с входным трубопроводом перед пылеуловителями, позволяющий выводить на "Станционное кольцо" при открытии крана № 6 или 6А любую из работающих групп ГПА.

Отличительной особенностью эксплуатации полнонапорных обвязок КС перед неполнонапорными является:

- схема с полнонапорными ЦБН значительно проще в управлении, чем с неполнонапорными ЦБН из-за значительно меньшего количества запорной арматуры;

- схема с полнонапорными нагнетателями позволяет использовать в работе любые, имеющиеся в "резерве", агрегаты;

- при остановке в группе одного неполнонапорного ГПА требуется выводить на режим "кольцо" и второй агрегат;

- отпадает необходимость в кранах № 3, режимных № 41- 49, а на некоторых обвязках и № 3бис;

- возможны большие потери газа из-за не герметичности режимных кранов.

Трубопроводная арматура (краны, вентили, обратные клапаны и т.д.) представляют собой устройства, предназначенные для управления потоками газа, транспортируемого по трубопроводам, отключения одного участка трубопровода от другого, включения и отключения технологических установок, аппаратов, сосудов и т.д.

Вся запорная арматура технологических обвязок компрессорной станции имеет нумерацию согласно оперативной схеме КС, четкие указатели открытия и закрытия, указатели направления движения газа. Запорная арматура в обвязке КС подразделяется на 4 основные группы: общестанционные, режимные, агрегатные и охранные.

Общестанционные краны установлены на узлах подключения станции к магистральному газопроводу и служат для отключения КС от газопровода и стравливания газа из технологической обвязки станции. К таким кранам относятся краны № 7, 8, 17, 18, 20 (см. рис. 2.8 и 2.9). К общестанционным кранам относятся и краны № 6, 6р, обеспечивающие работу КС на "Станционное кольцо".

Режимные краны обеспечивают возможность изменения схемы работы ГПА, выбор групп работающих агрегатов. Нумерация этих кранов на различных КС различна, но, как правило, эти краны объединены номерами одной десятки (например: № 41-49; № 71-79 и т.д.) и характерны в основном для обвязок с неполнонапорными ЦБН.

Агрегатные краны относятся непосредственно к обвязке нагнетателя и обеспечивают его подключение к технологическим трубопроводам станции. К ним относятся краны № 1, 2, 3, 3бис, 4,5.

Охранные краны предназначены для автоматического отключения КС от магистрального газопровода в условиях возникновения каких-либо аварийных ситуаций на компрессорных станциях. К ним относятся краны № 19 и 21.

К характерным особенностям работы запорной арматуры на магистральных газопроводах и КС относятся: высокое давление транспортируемого газа (до 7,5 МПа), относительно высокая температура газа на выходе КС (60-70°С), наличие в составе газа механических примесей и компонентов, вызывающих коррозию, эрозию металла и т.д.

К запорной арматуре предъявляются следующие основные требования: она прежде всего должна обеспечивать герметичное отключение отдельных участков газопровода, сосудов, аппаратов от технологических газопроводов и длительное время сохранять эту герметичность, иметь высокую работоспособность, быть коррозионно-стойкой и взрывобезопасной.

На магистральных газопроводах и КС применяется запорная арматура различного типа, но наибольшее распространение получили краны, задвижки и обратные клапаны.

Техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры осуществляется в соответствии с инструкциями завода-изготовителя по специальному план-графику.
1.5. Компоновка газоперекачивающих агрегатов на станции
Газоперекачивающий агрегат - сложная энергетическая установка, предназначенная для компремирования природного газа, поступающего на КС по магистральному газопроводу.

На рис. 2.25 приведена принципиальная схема ГПА с газотурбинным приводом, где показаны все основные узлы, входящие в агрегат:

1. Воздухозаборная камера (ВЗК) нужна для подготовки циклового воздуха, поступающего из атмосферы на вход осевого компрессора. На разных типах ГПА воздухозаборные камеры имеют различные конструкции, но все предназначены для очистки поступающего воздуха и понижения уровня шума в районе ВЗК.

2. Пусковое устройство (турбодетандер, воздушный или электрический стартер) необходимо для первоначального раскручивания осевого компрессора (ОК) и турбины высокого давления (ТВД) в момент пуска ГПА.

3. Осевой компрессор предназначен для подачи необходимого количества воздуха в камеру сгорания газотурбинной установки.

4. Турбина высокого давления служит приводом осевого компрессора и находится с ним на одном валу.

5. Турбина низкого давления (ТНД) служит для привода центробежного нагнетателя.

6. Нагнетатель природного газа представляет собой центробежный газовый компрессор без наличия промежуточного охлаждения и предназначен для компремирования природного газа.

7. Краны обвязки ГПА.

8. Регенератор (воздухоподогреватель) представляет собой теплообменный аппарат для повышения температуры воздуха, поступающего после ОК в камеру сгорания (КС), и тем самым снижения расхода топливного газа по агрегату.

9. Камера сгорания предназначена для сжигания топливного газа в потоке воздуха и получения продуктов сгорания с расчетными параметрами (давление, температура) на входе в ТВД.

10. Блок подготовки пускового и топливного газа представляет собой комплекс устройств, при помощи которых часть газа, отбираемого из магистрального газопровода, очищается от механических примесей и влаги, доводится до необходимых параметров, обусловленных требованиями эксплуатации газоперекачивающих агрегатов.

11. Аппараты воздушного охлаждения масла предназначены для охлаждения смазочного масла после подшипников турбин и нагнетателя.

Рис. 2.25. Приниципиальная схема компоновки ГПА:

1 - воздухозаборная камера (ВЗК); 2 - турбодетандер; 3 - осевой компрессор, 4 - турбина высокого давления (ТВД); 5 - турбина низкого давления (ТНД); 6 - нагнетатель; 7 - технологические краны обвязки агрегата; 8 - рекуператор; 9 - камера сгорания; 10 - блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа; 11 - аппарат воздушного охлаждения масла.
- воздух до осевого компрессора; - - воздух до рекуператора; - воздух после рекуператора; - выхлопные газы; - пусковой газ; - топливный газ; - импульсный газ; - технологический газ; - масло.

Кроме того, каждый ГПА снабжен системой регулирования основных параметров агрегата, системами агрегатной автоматики, автоматического пожаротушения, обнаружения загазованности помещения и др.
1.6. Типы газоперекачивающих агрегатов, применяемых на КС
Газоперекачивающие агрегаты, применяемые для компремирования газа на компрессорных станциях, по типу привода подразделяются на три основных группы: газотурбинные установки (ГТУ), электроприводные агрегаты (ЭГПА) и газомотокомпрессорные установки (ГМК).

К первой группе относятся ГПА с приводом от центробежного нагнетателя от газовой турбины; ко второй - агрегаты с приводом от электродвигателя и к третьей группе - агрегаты с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, использующих в качестве топлива природный газ.

К агрегатам первой группы - основного вида привода компрессорных станций, относятся: стационарные, авиационные и судовые газотурбинные установки.

К стационарным газотурбинным установкам, специально сконструированных для использования на газопроводах страны, следует отнести типы установок следующих заводов-изготовителей.
2. Системы автоматизации

2.1.Автоматизация компрессорных станций с электроприводными газоперекачивающими агрегатами
На компрессорных станциях магистральных газопроводов применяются электроприводные газоперекачивающие агрегаты мощностью 4 4,5 и 12,5 тыс. кВт с центробежными нагнетателями имеющими привод от синхронных электродвигателей нормального исполнения СТД 4000-2, СТМ 4000-2, СДСЗ-4500 1500, СТД 12500-2 и взрывозащищенного исполнения (продуваемые под избыточным давлением) СТДП 4000 2 СТМП 4000-2 и СТДП-12500-2.

Автоматизация агрегатов СТД 4000 2 и СТМ-4000-2 осуществляется системой «Эра-1», агрегатов СТД-12500, СТМП 4000 2 — системой «Электра-2» агрегатов СТДП-4000 2 и СТДП-12500-2 — системой на базе комплекса А 705-15.

Система «Электра-1» рассчитана на прямой и реакторный пуск приводных электродвигателей, применение различных видов возбуждения и различных типов возбудителей синхронного электродвигателя и обеспечивает: автоматическое управление пуском и остановкой ГПА со станционного пульта управления СПУ или с местного щита управления (МЩУ); автоматическое регулирование возбуждения синхронного электродвигателя, имеющего электромагнитный возбудитель с генератором постоянного тока; автоматический ввод резерва насосов уплотнения: дистанционное управление отдельными механизмами ГПА; защиту ГПА при возникновении аварийных режимов измерение основных параметров, определяющих состояние ГПА и режим его работы; сигнализацию состояния отдельных механизмов ГПА неисправностей и действия защит опробование с МЩУ и СПУ операций автоматического управления; выбор группы для резервного ГПА

Система предназначена для эксплуатации при температурах от —50 до +50°С и относительной влажности 95±3 % при + 35 °С.
2.2. Запуск и остановка агрегата
Пуск ГПА Устройства управления предусматривают возможность осуществления двух вариантов пуска ГПА — разгруженного и загруженного. При разгруженном пуске нагнетатель Н начинает вращаться, когда в его полости давление равно атмосферному (открыт кран К5); загрузка начинается после включения приводного электродвигателя (ЭД) возбудительного устройства (при этом электродвигатель набирает синхронную частоту вращения) и остановки пускового насоса смазки ПН (рис. 68)

При загруженном пуске — пуске под давлением газа в полости нагнетателя — включению электродвигателя предшествует загрузка нагнетателя: переключение кранов на его обвязке и заполнение полости нагнетателя газом. Переключение кранов до включения ЭД с точки зрения управления является одним из положительных моментов загруженного пуска так как это позволяет все наименее надежные операции (по управлению кранами) выполнять при неподвижном нагнетателе. Поэтому

Рис 68 Упрощенная технологическая схема центробежного нагнетателя с электроприводом
при отмене пуска ГПА например из-за отказа в переключении одного из кранов включения и отключения приводного электро-двигателя не производится. В результате снижается общее число включений (пусков) приводного электродвигателя, что весьма существенно так как каждый пуск связан с соответствующими динамическими и термическими нагрузками приводящими к ускорению износа электродвигателя.

Перед пуском ГПА должны быть выполнены все предпусковые условия, контроль которых охватывает исходное положение всех механизмов ГПА: отсутствие сигнала «Неисправность», наличие оперативного напряжения на всех цепях управления и др. Готовность ГПА к пуску сигнализируется зеленой лампой на СПУ и МЩУ. К предпусковым условиям относятся наличие напряжения во всех частях схемы и исходное положение кранов.

Пуск ГПА начинается по команде подаваемой с МЩУ или СПУ одновременным запуском пускового насоса смазки ПН и одного из насосов уплотнения НУ, которые забирают масло из масляного бака МБ и подают в системы масла смазки МС и уплотнения МУ.

После поднятия давления масла смазки до 6,0 кПа и перепада давлений газ—масло до 10 кПа от системы автоматики подается команда на выполнение операций по автоматическому запуску ГПА. Если за 240 с. не поднялось давление, масла смазки и не установился требуемый перепад газ—масло, то подается команда на остановку ГПА с возвратом всех механизмов и устройств в исходное положение (незавершенный пуск).

При наличии у нагнетателя приводного взрывозащищенного продуваемого электродвигателя этому первому этапу пуска предшествует этап продувки электродвигателя.

Этап пуска приводного электродвигателя начинается с включения его выключателя. Электродвигатель пускателя в асинхронном режиме и после включения возбудительного устройства втягивается в синхронизм. В результате вступления в работу главного насоса смазки ГН давление масла смазки поднимается до рс>12,0 кПа, после чего пусковой насос смазки останавливается. Если с момента включения выключателя до остановки ПН проходит более 25 с. то ГПА останавливается.

Процесс пуска ГПА заканчивается закрытием крана КЗ после закрытия - крана КЗбис (при разгруженном пуске) или после остановки ПН (при загруженном пуске). Если кран КЗ в течение 120 с. не закрывается, то подается сигнал «Незавершенный пуск». В этом случае команда на отмену пуска не подается, так как почти все операции по пуску ГПА уже выполнены. Кран КЗ, не переключившийся автоматически может быть закрыт дистанционно или вручную. Пуск ГПА заканчивается закрытием крана КЗ

Остановка ГПА. При остановке ГПА предусматриваются два алгоритма автоматических операций: нормальная и аварийная остановки. При нормальной остановке предполагается последовательность операций, исключающая нежелательные режимы работы нагнетателя которые могут привести к ускоренному износу его узлов и повреждениям Так, открытие крана КЗ предусматривается только после открытия шунтирующего группу нагнетателей крана Кб в результате чего оставшиеся работать в группе ГПА не попадают в помпажную ситуацию, а закрытие кранов КЗ и К2 — только после отключения электродвигателя и открытия крана КЗбис в результате чего облегчается остановка ГПА и др.

Аварийная остановка преследует цель обеспечения максимально быстрого вывода ГПА из работы: немедленного прекращения вращения нагнетателя и освобождения его полости от газа. Поэтому при подаче команды на аварийную остановку ГПА сразу же отключается электродвигатель и переключаются все краны на обвязке нагнетателя. В сравнении с нормальной остановкой это позволяет в 3—4 раза уменьшить время перекрытия доступа газа в полость нагнетателя, что снижает вероятность возникновения пожаров и взрывов при повреждениях нагнетателя. Немедленное отключение электродвигателя необходимо также при срабатывании его релейной защиты для локализации электрических повреждений и сохранения в работе других ГПА, а также при срабатывании технологических защит для уменьшения размеров возможных механических повреждений аварийно-останавливаемого ГПА.

Остальные операции при нормальной и аварийной остановках проходят одинаково. После отключения электродвигателя запускается ПН, а после открытия крана К5 и снижения давления газа в полости нагнетателя останавливается НУ. Остановка ГПА заканчивается через 480 с. остановкой ПН, работа которого в течение этого времени необходима, так как ГПА находится на выбеге и его подшипники еще не охладились.

Если на обвязке нагнетателя вместо крана КЗ установлен обратный клапан, в схемах соответствующие операции с краном КЗ пропускаются. Например, при нормальной остановке ГПА ЭД отключается после открытия крана К6.
2.3. Схемы автоматизации электроприводных ГПА

Автоматизация процессов запуска и остановки ГПА построена на релейно-контактных элементах. Особенность системы автоматизации электроприводных ГПА — управление приводным электродвигателем и его защита

Управление приводным электродвигателем нагнетателя — это, прежде всего управление его высоковольтным выключателем (или двумя выключателями при реакторном пуске), а для синхронного электродвигателя — это и управление его возбудительным устройством. Совместное взаимосвязанное управление этими элементами обеспечивает пуск электродвигателя и автоматическое восстановление его рабочего режима после различных внешних воздействий (коротких замыканий, действий противоаварийной автоматики и др.) а также остановку ГПА при действии технологических защит и релейной защиты электродвигателя

Пуск электродвигателя начинается с включения его выключателя и разгона в асинхронном режиме до подсинхронной скорости, после чего автоматически подается возбуждение с соответствующей форсировкой, и электродвигатель втягивается в синхронизм. При реакторном пуске после разгона электродвигателя до подсинхронной скорости перед подачей возбуждения включается второй выключатель, шунтирующий реактор.

При посадке напряжения на выводах работающего электродвигателя дольше 02—03 с. например, в результате внешних коротких замыканий, электродвигатель может выпасть из синхронизма. В этом случае действуют соответствующие защиты и устройства, обеспечивающие гашение поля электродвигателя, для обеспечения его последующего самозапуска в асинхронном режиме (разгона до подсинхронной скорости) и после подачи возбуждения втягивания его в синхронизм (ресинхронизация) без нагрузки нагнетателя или же с автоматической разгрузкой. При невозможности осуществления таких автоматических операций по восстановлению нормального режима работы электродвигатель отключается и ГПА останавливается. Для автоматического восстановления нормального режима работы ГПА в этом случае может осуществляться автоматический повторный пуск (загруженный или разгруженный в зависимости от конкретных возможностей).

При возникновении различных электрических повреждении электродвигателя и отклонений от режимов работы, представляющих опасность для электродвигателя, срабатывает его релейная защита, в результате чего отключается выключатель и гасится поле возбуждения.

Синхронные электродвигатели имеют асинхронный пуск от пониженного напряжения через автотрансформатор или реактор. Сначала двигатель пускается в асинхронном режиме, при этом обмотка ротора подключена на гасящее сопротивление СГ (рис 69) Пуск производится включением масляного линейного выключателя В2 через бетонный реактор РБА в котором гасится до 35% от номинального напряжения вследствие чего на реактивных шинах создается пониженное напряжение в пределах 65%. При достижении электродвигателем числа оборотов составляющего 95 % от номинального, включается контактор М гашения поля имеющий один НЗ, другой НО контакты. Через НО контакт в цепь ротора подается возбуждение от возбуди теля. В а нормально закрытый контакт контактора М отключает обмотку ротора от гасящего сопротивления СГ. Одновременно включается масляный выключатель В1 (ускоряющий) а масляный линейный выключатель В2 отключается и двигатель входит в синхронизм. Между масляными выключателями В1 и В2 предусмотрена блокировка, не позволяющая включать выключатель В1 при включенном выключателе В2. После вхождения в синхронный режим регулируется степень возбуждения и устанавливается минимальный ток.

Синхронный двигатель работает в режиме генератора реактивной мощности. Чем больше ток возбуждения, тем больше отдается в сеть реактивная мощность (в пределах своей номинальной мощности). При уменьшении тока возбуждения отдаваемая в сеть реактивная мощность может уменьшаться до 0 в этом случае cos ? =l. При дальнейшем уменьшении тока возбуждения электродвигатель становится потребителем реактивной мощности. Таким образом, синхронный электродвигатель является легкорегулируемым источником реактивной мощности. В схеме управления двигателем предусмотрено реле РНТ (реле наличия тока), которое контролирует ток возбуждения в случае обрыва в цепи. Контактор формировки КФ автоматически включается при резком снижении напряжения в сети.

Асинхронные электродвигатели с фазным ротором пускаются с помощью сопротивлений вводимых в цепь ротора, которые управляются релейно-контакторной аппаратурой в функции времени.

Рис 69 Электрическая схема управлением Э1ектродвигателя (поясняющая)


Релейная защита предохраняет электродвигатель от внутренних электрических повреждении и отклонений ненормального режима работы, которые могут привести к повреждениям электродвигателя. Для приводных электродвигателей нагнетателей мощностью 4—12,5 МВт предусматриваются следующие защиты: от междуфазных замыканий — продольная дифференциальная токовая защита в двухфазном двухрелейном исполнении; от замыкании на землю в обмотке статора и двойных-замыканий на землю — максимальная токовая защита нулевой последовательности; от сверхтоков перегрузки и асинхронного режима — максимальная токовая защита в однорелеи ном исполнении с выдержкой времени; от потери питания — минимальная защита напряжения и частоты (общая на группу электродвигателей)

Дополнительно также предусматриваются защиты от обрыва цепи возбуждения и от затянувшегося пуска. Сигналы для работы защиты берутся от электрических цепей через трансформаторы тока ТТ1—ТТ9.

При выполнении дифференциальной защиты на электродвигателях с пусковым реактором в зону защиты включают и пусковой реактор. Максимальная токовая защита нулевой последовательности выполняется с помощью токового реле и трансформаторов тока нулевой последовательности типов ТЗ T3Л ТЗРЛ и других, устанавливаемых в ячейке КРУ на кабелях питания электродвигателя

Возбудительные устройства. Для питания постоянным током обмотки ротора приводного синхронного электродвигателя нагнетателя ГПА используются возбудительные устройства (ВУ) трех видов (рис. 70): электромашинное (ЭВУ); тиристорное (ТВУ) бесщеточное (БВУ).

ЭВУ (рис 70 а) состоит из электромашинного возбудителя ЭВ (генератора постоянного тока) станции управления СУ и разрядного резистора Rр.


Рис 70 Принципиальные схемы возбудительных устройств приводных электродвигателей ГПА. а электромашинного; б — тиристорного; в бесщеточного
Электромашинный возбудитель приводится во вращение от вала электродвигателя ЭД (прямое возбуждение) или отдельным асинхронным электродвигателем (косвенное возбуждение).

С помощью контактора возбуждения КВ — автомата гашения поля (АГП), установленного на станции управления, обмотка возбуждения ОВ электродвигателя ЭД может отключаться от возбудителя ЭВ и подключаться на разрядный резистор Rp. Переключение осуществляется без разрыва цепи обмотки возбуждения ОВ

Для изменения силы тока возбуждения используется переменный резистор (шунтовый регулятор) РВ включенный последовательно в цепь обмотки возбуждения возбудителя ОВВ. Форсировка возбуждения осуществляется с помощью контактора форсировки КФ, замыкающим контактом которого шунтируется РВ. На станции управления размещается аппаратура управления, контроля и защиты ЭВУ которая питается от не зависимого источника постоянного тока — аккумуляторной батареи 220 В.

Для автоматического регулирования возбуждения (АРВ) используется серийно выпускаемый регулятор возбуждения типа РВСД. С помощью регулятора автоматически поддерживается заданное напряжение на шинах 6—10 кВ, а также обеспечивается повышение устойчивости работы синхронного электродвигателя за счет увеличения тока его возбуждения до максимального значения при глубоких посадках напряжения во время коротких замыканий. В качестве датчиков и источников питания для регуляторов возбуждения типа РВСД используются измерительные трансформаторы тока и напряжения

ТВУ (рис. 70 б) является статическим тиристорным преобразователем обеспечивающим подачу и автоматическое регулирование тока возбуждения в обмотке ОВ электродвигателя ЭД с помощью управляемых полупроводниковых вентилей — тиристоров ТВ, соединенных по трёхфазной мостовой схеме. Раз рядный резистор Rр коммутируется бесконтактным полупроводниковым коммутатором ПК. Питание ТВУ подается как правило от сети переменного тока 380 В через согласующий трансформатор Тр мощностью 100—200 кВ А. Управление тиристорами осуществляется с помощью фазоимпульсного устройства размещенного в блоке управления БУ. Уставка регулирования возбуждения задается с помощью переменного резистора РВ

Основным достоинством ТВУ является отсутствие у него вращающихся частей. Однако передача тока возбуждения в обмотку ОВ осуществляется у ТВУ, так же как и у ЭВУ через щетки и контактные кольца В этом отношении ТВУ и ЭВУ уступают БВУ, которое не имеет щеточных устройств

Основным элементом БВУ (рис 70, в) является синхронный возбудитель БВ, ротор которого находится на одном валу с электродвигателем ЭД БВ имеет трехфазную обмотку якоря. Его обмотка возбуждения ОВВ расположена на статоре и питается от регулируемого источника постоянного тока — выпрямителя В. Трехфазная обмотка якоря питает через трехфазный выпрямительный мост обмотку возбуждения ОВ электродвигателя ЭД.

В состав БВУ кроме возбудителя БВ входит станция управления СУ, в которой устанавливаются выпрямитель В блок управления БУ и другая аппаратура для контроля и управления БВУ. Питание цепей управления БВУ осуществляется от сети переменного тока через трансформатор Тр 220/110 В мощностью 60 В-А. Автоматическое регулирование возбуждения в БВУ обеспечивается серийным регулятором возбуждения типа РВСД входящим в комплект поставки БВУ.
2.4. Управление в системе уплотнения газ—масло
Система уплотнения нагнетателя ГПА — одна из ответственных вспомогательных систем. Она предотвращает проникновение газа из полости нагнетателя в помещение КЦ за счет автоматического поддержания избыточного давления масла в уплотнительных устройствах по сравнению с давлением газа в полости нагнетателя (поддерживается необходимый перепад давлений газ—масло).

Для обеспечения повышенной надежности система имеет два электроприводных насоса уплотнения. Один из которых работает, а другой находится в горячем резерве Насосы взаимозаменяемы и оснащены устройствами АВР т. е. при снижении перепада давлений газ—масло ниже допустимого значения автоматически включается резервный насос. Подача одного насоса уплотнения рассчитана на создание давления масла в системе уплотнения выше максимального рабочего давления газа (5, 6 или 7 6 МПа)

Необходимое превышение давления масла уплотнения над давлением газа в полости нагнетателя (0,2—0 3 МПа) поддерживается автоматически с помощью регулятора перепада давлений типа РПД-1 который осуществляет постоянный сброс излишнего количества масла из системы уплотнения таким образом чтобы поддерживался заданный перепад давлений газ— масло

Принципиальная электрическая схема управления электродвигателя насосов уплотнения приведена на рис. 72 а. Эта схема аналогична для обоих насосов. Цепи управления и сигнализации электродвигателей работают на фазном напряжении 220 В от силовых цепей через автомат АВ1. Для выбора режима управления предусматривается общий для двух насосов ключ режима КР с фиксированными тремя положениями: I — рабочий насос НУ1 0 — дистанционное управление насосами при отключенной автоматике, II — рабочий насос НУ2




Команда на дистанционное управление подается с помощью ключей управления КУ с самовозвратом. При повороте рукоятки ключа по часовой стрелке подается команда на включение электродвигателя, против часовой — на отключение. Команды автоматического управления подаются с помощью промежуточного реле РПК. В зависимости от положения ключа режима КР насос уплотнения может быть рабочим или резервным.

При пуске ГПА (замыкаются контакты реле пуска агрегата ,

РПА) срабатывает командное реле РПК и электродвигатель рабочего насоса уплотнения включается. Командное реле РПК удерживается по цепи 7 через замыкающий контакт реле ра боты агрегата РРА. Кроме того собирается вторая параллельная цепь удерживания 8 через свой замыкающий контакт РПК и размыкающий контакт реле давления газа в полости нагнетателя РДГ. Эта цепь удерживает командное реле РПК и пускателя ПМ у электродвигателя резервного НУ после его автоматического включения (АВР) и у электродвигателя рабочего НУ при остановке ГПА когда цепь 7 разомкнута Цепь 8 удерживает командное реле РПК и пускателя ПМ даже если ключ режима КР будет переведен во время работы в другое положение и цепь 7 будет разорвана. При остановке ГПА когда давление газа в полости нагнетателя снизится до 300 кПа, контакты РДГ размыкаются и командное реле РПК отпускает. Насос уплотнения останавливается.

Размыкающий контакт ПМ пускателя электродвигателя дру гого насоса уплотнения в цепях 7 и 8 исключает возможность 4 одновременной работы двух насосов при действии автоматики Такое включение возможно только при положении ключа режима КР «Дистанционное управление». При понижении перепада давлений газ—масло с выдержкой времени 4 с. замыкается контакт реле времени РГМ1, которое является повторителем датчика-реле перепада давлений газ—масло В результате этого осуществляется АВР насосов уплотнения, включается электродвигатель резервного НУ, а электродвигатель рабочего НУ отключается (если он не отключается раньше и из-за этого понизился перепад давлении газ—масло).

Выдержка времени 4 с. необходима для отстройки от действия АВР и АПВ (автоматическое повторное включение) источников питания, при которых электродвигатель рабочего НУ кратковременно теряет питание. Если через 4 с перепад газ— масло не восстанавливается включается резервный НУ, а если же пуск резервного НУ не обеспечивает восстановления перепада давлений газ—масло через 20 с происходит аварийная остановка ГПА.

Когда магнитный пускатель включен (НУ работает), реле 4 контроля РПМ отпущено, и наоборот, когда магнитный пускатель отключен (НУ остановлен) реле контроля РПМ находится в сработанном состоянии. Это позволяет с помощью реле контроля РПМ осуществлять двухламповую сигнализацию по ложения НУ и сигнализацию обрыва цепей управления ПМ.

Для сигнализации обрыва цепей управления используются последовательно включенные размыкающие контакты реле РПМ и пускателя ПМ. Одновременно они могут быть замкнуты только при отсутствии питания цепей управления или при обрыве цепей, например вследствие размыкания цепи пускателя ПМ контактами теплового реле РТ.

Действие АВР насосов уплотнения сопровождается предупреждающим сигналом «Отсутствует резерв уплотнения». После выяснения причин действия АВР и соответствующей подготовки остановленного НУ с помощью ключа КР он вводится в резерв: ключ КР поворачивается в положение рабочего НУ. При этом сигнал «Отсутствует резерв уплотнения» автоматически снимается

Маслосистема. Для систем уплотнения и смазки применяется общая маслосистема. Система маслосмазки обеспечивает подачу масла в подшипники приводного электродвигателя, редуктора и нагнетателя а также на рабочие шестерни редуктора и на реле осевого сдвига.

Пуск ГПА при холодном масле запрещается. Температура масла перед пуском должна быть не ниже 20 °С Поэтому маслосистема современного электроприводного ГПА имеет устройства, с помощью которых подогревается масло автоматически регулируется его температура на остановленном и находящемся в горячем резерве ГПА (рис. 72 б).

Для нагрева масла используется электроэнергия. Холодное масло забирается из маслобака МБ и насосом МН прокачивается через электронагреватели ТЭН. Нагретое масло сливается в маслобак. С помощью датчиков ТМ2 и ТМ1 постоянно контролируется температура масла. В качестве датчиков TM1 и ТМ2 применяются манометрические электроконтактные термометры типа ТПП-СК. Датчик ТМ1 используется по нижней уставке 20 °С в предпусковых условиях ГПА, а по верхней 55°С — для предупреждающей сигнализации об отклонении температуры масла в маслобаке МБ. Нижняя и верхняя уставки (25 и 35 °С) датчика ТМ2 используются для двухпозиционного регулирования температуры маета в маслобаке

При температуре масла ниже 25°С включаются этектродвигатель насоса МП и нагреватели ТЭН. После прокачки масла через ТЭН и нагрева его до температуры 35 °С нагреватели ТЭН и электродвигатель МН отключаются. Когда температура масла в результате остывания понижается до 25°С, опять включаются электродвигатель МН и нагреватели ТЭН и процесс повторяется. Цепи управления электродвигателем МН и нагревателем ТЭН сблокированы, при отключении электродвигателя МН отключаются нагреватели ТЭН. Это защищает масло от местного перегрева и порчи при отсутствии циркуляции через нагреватели ТЭН.

На многих ГПА для подогрева масла используются масло охладители в которые подают вместо холодной воды горячую. Прокачка маста при этом осуществляется с помощью ПН.

3. Технические средства автоматизации (датчики, приборы).

3.1. Реле промежуточные РПК1-011, РПК1-021, РПК1-031

Общие сведения

Реле промежуточные типа РПК1-011, РПК1-021, РПК1-031 предназначены для применения в качестве комплектующих изделий в стационарных установках, в основном в схемах управления электроприводами при напряжении до 440В постоянного тока и до 660В переменного тока частотой 50 и 60Гц.

Условия эксплуатации

Высота над уровнем моря до 2000м.

Диапазон рабочих температур от -40 до +55°С для исполнения УХЛ, для реле исполнения

О – от +1 до +55°С.

Окружающая среда взрывобезопасная, не содержащая пыли в количестве, нарушающем работу реле, а также агрессивных газов и паров в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию.

Вибрация мест крепления реле с частотой до 100Гц при ускорении не более 1.0g.

Рабочее положение в пространстве вертикальное, допускается отклонение не более 5° в любую сторону.

Место установки реле должно быть защищено от непосредственного воздействия солнечной радиации, попадания брызг воды, масел, эмульсий и др. жидкостей.

Структура условного обозначения рпк1-0х1 х4:

РПК – реле промежуточное комплектующее;

1 – номер серии;

0Х1 – модификация реле в зависимости от общего числа контактов (011 – 4 замыкающих, 021 – 6

замыкающих + 2 размыкающих, 031 – 9 замыкающих + 3 размыкающих);

Х4 – климатическое исполнение (УХЛ, О) и категория размещения (4).

Технические характеристики



Габаритные и установочные размеры



Схемы электрические принципиальные



Контакты, обозначенные на схеме звездочкой, допускается перестраивать на месте эксплуатации с замыкающих в размыкающие и наоборот.

3.2. Реле электромагнитные серии РПМ-30
Общие сведения

Реле электромагнитные серии РПМ-30 предназначены для коммутации электрических цепей постоянного тока напряжением до 320 В и переменного до 380 В частотой 50 и 400 Гц.

Структура условного обозначения

РПМ-3Х/У:

Р - реле;

П - промежуточное;

М - малогабаритное;

3 - серия;

Х - модификация конструкции:

1 А - реле постоянного тока на номинальные напряжения

катушек 12, 24, 48 В с потребляемой мощностью до 8 Вт;

1 Б - реле постоянного тока на номинальные напряжения

катушек 12, 24, 48 В с потребляемой мощностью 4,4 Вт;

2 - реле постоянного тока на номинальные напряжения

катушек 110, 220 В и переменное напряжение от 175 до 320 В;

3 В - реле переменного тока на номинальные напряжения

катушек 127, 220 В частотой 50 и 400 Гц;

У - число контактов:

1 - 3 замыкающих;

2 - 2 замыкающих и 1 размыкающий.

Условия эксплуатации

Температура окружающего воздуха от минус 40 до 55°С.

Относительная влажность не более 98% при температуре окружающего воздуха 35°С без конденсации влаги.

Синусоидальная вибрация в диапазоне частот от 4 до 60 Гц при ускорении 2 g.

Механический удар одиночного действия с пиковым ударным ускорением 1000 g с длительностью действия ударного ускорения от 0,5 до 2 мс.

Рабочее положение реле вертикальное, якорем вверх или вниз.

Допускаются наклоны в любую сторону на угол 60°.

Реле соответствуют ТУ 16-523.407-81. ТУ 16-523.407-81

Технические характеристики

Вид и число контактов, род и напряжение источника питания включающей катушки и режим работы реле приведены в таблице.

Потребляемая мощность, Вт, не более - 8

Номинальный коммутируемый ток, А - 5

Число циклов ВО - 10000

Механическая износостойкость, циклов ВО - 30000

Масса реле, кг, не более - 0,45

Гарантийный срок эксплуатации, лет - 12




Реле относятся к электромагнитным нейтральным, двухпозиционным, одностабильным постоянного тока, мгновенного действия и имеют катушку напряжения. По конструктивному исполнению реле являются негерметичными.

Габаритные, установочные и присоединительные размеры реле приведены на рисунке.



Заключение
Системы автоматизации нефтегазовой отрасли немыслимы без использования высокоточной техники. На смену обычным датчикам пришли интеллектуальные, обладающие набором свойств, которые позволяют значительно упростить процесс измерения обработки параметров.

В данном отчете было рассмотрено техническое оснащение КС системами автоматизации и техническими средствами автоматизации. Система автоматического управления обеспечивают качественное управление работой ДКС во всех его режимах, а также управление технологическим оборудованием.

В отчете описана функциональная схема автоматизации, структурная схема автоматизации.

Надёжное и качественное управление технологическим процессом обеспечивается использованием современных датчиков с высокой степенью надёжности резервирования, а так же резервированием.


Список использованной литературы


  1. Андреев Е.Б., Ключников А.И., Кротов А.В. и др. Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа. Под ред. проф. Попадько В.Е. Учеб. пособие для вузов. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. - 399с.

  2. Комягин А.Ф., Автоматизация производственных процессов газонефтепроводов, М.: «Недра», 1983. - 376 с.

  3. Бордюгов Г.А., Апостолов А.А., Бордюгов А.Г. Фигутивные потери природного газа//Газовая промышленность. 1997. № 10.

  4. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. - М.: Недра, 1997.

  5. Козаченко А.Н., Никишин В.И. Термодинамические характеристики природных газов: Учебное пособие. ГПНГ им. И.М.Губкина. - М.: 1995.

  6. Козаченко А.Н., Никишин В.И. Основы ресурсоэнергосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов. Учебное пособие: ГАНГ им. И.М.Губкина. - М.: 1996.

  7. Поршаков Б.П., Романов Б.А. Основы термодинамики и теплотехники. - М.: Недра, 1995.

  8. Щуровский В.А., Зайцев Ю.А. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты. - М.: Недра, 2005.

  9. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций (Б.П. Поршаков, А.С. Лопатин, А.М. Назарьина, А.С. Рябченко). - М.: Недра, 1999.





Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации