Дипломная работа: Разработка системы контроля компрессорной станции

Содержание

Введение
1 Аналитической обзор компрессорных станций
1.1 Основные сведения о магистральном газопроводе.
____Компрессорная станция как составная часть магистрального
____газопровода
1.2 Классификация компрессорных станций. Назначение, состав
____сооружений
1.3 Технологическая схема газотурбинного компрессорного цеха
____с полнонапорными центробежными нагнетателями
1.4 Технологическая схема газотурбинного компрессорного цеха
____с полнонапорными центробежными нагнетателями
1.5Технологическая схема газотурбинного компрессорного цеха
____с неполнонапорными центробежными нагнетателями
1.6 Системы очистки технологического газа
1.7 Системы охлаждения технологического газа на компрессорных
____станциях
1.5 Макроструктура и микроструктура компрессорной станции.
___Технологическая и функциональная схемы
2 Основная часть
2.1 Автоматизированная система управления технологическим
____процессом
2.2 Общие принципы построения систем АСУТП
2.3 Описание общей структуры АСУ ТП
2.4 Пункт управления в АСУТП. Автоматизированное рабочее
____место. Контролируемый пункт
2.5 Современные SCADA-системы в автоматизации
___технологических процессов
2.6 SIMATICSTEP 7 стандартные инструментальные средства
2.7 Критерии выбора микроконтроллера
2.8 Обоснование выбора микроконтроллера
2.9 Разработка программного обеспечения
2.10 Средства реализации программного обеспечения
2.11 Технические характеристики SCADA-систем.
_____Эксплуатационные характеристики SCADA-систем
2.12 Открытость SCADA-систем
2.13 Обоснование выбора SCADA-системы
2.14 Программирование Simatic Step 7
2.15 Разработка интерфейса SCADA – системы компрессорной
_____станции. Структура пакета
2.16 Система исполнения Graphics Designer в WinCC flexible
3 Технико-экономическое обоснование
3.1 Технологическое описание процесса
3.2 Определение затрат в системах автоматизации
3.3 Расчет стоимости первого варианта автоматизации
3.4 Расчет стоимости второго варианта автоматизации
3.5 Экономическое обоснование выбора комплекса технических и
____программных средств
4 Безопасность жизнедеятельности
4.1 Анализ условий труда работников компрессорной станции на
____диспетчерском пункте
4.2 Расчет систем производственного освещения
4.3 Расчет естественного освещения
4.4 Расчет искусственного освещения
4.5 Пожарная безопасность. Расчет установок пожаротушения с
____комбинированным углекислотно-хладоновым составом
4.6 Вывод по разделу безопасность жизнедеятельности
Заключение
Список использованной литературы
1 Аналитический обзор компрессорных станций

Основные сведения о магистральном газопроводе.
Компрессорная станция как составная часть магистрального
газопровода
Компрессорная станция – стационарная или подвижная (передвижная
или самоходная) установка, комплекс сооружений и оборудования для
повышения давления сжатия газа при его добычи, транспортировке и
хранении.
Система поставки продукции газовых месторождений до потребителей
представляет собой единую технологическую цепочку. С месторождений газ
поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на
установку подготовки газа, где производят осушку газа, очистку от
механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ
поступает на головную компрессорную станцию и в магистральный
газопровод (рисунок 1.1). Обозначения на рисунке 1.1: 1 – промыслы; 2-
газосборный пункт; 3-промысловый коллектор; 4 -установка подготовки газа;
5-головная компрессорная станция (КС); 6-магистральный трубопровод; 7-
промежуточная КС; 8-линейные запорные устройства; 9-подводный переход
с резервной ниткой; 10-переходподжелезнойдорогой; 11-отвод от
магистрального газопровода; 12-газораспределительная станция (ГРС); 13 —
конечная ГРС; 14 —станция подземного хранения газа (СПХГ); 15-
г а з о р е г у л я т о р н ы й п у н к т ( Г Р П); 16 - т е п л о в а я э л е к т р о с т а н ц и я; 17 -
г а з о п е р е р а б а т ы в а ю щ и й з а в о д ( Г П З).
В состав магистральных газопроводов входят следующие сооружения:
линейная часть (ЛЧ) с отводами и лупингами, запорной арматурой,
переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами пуска
и приема очистных устройств и дефектоскопов, узлами сбора и хранения
конденсата, устройствами для ввода метанола в газопровод перемычками;
компрессорные станции (КС) и узлы их подключения, газо-
распределительные станции (ГРС), подземные хранилища газа (ПХГ),
станции охлаждения газа (СОГ), узлы редуцирования газа(УРГ).
газоизмерительные станции (ГИС); установки электрохимической защиты
(ЭХЗ) газопроводов от коррозии; линии электропередачи, предназначенные
для обслуживания газопроводов, устройства электроснабжения и дистан-
ционного управления запорной арматурой и установками ЭХЗ; линии и
сооружения технологической связи, средства телемеханики,
противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения,
емкости для сбора, хранения и разгазирования газового конденсата; здания и
сооружения; постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные
вдоль трассы газопроводов, и подъезды к ним, опознавательные и
сигнальные знаки местонахождения газопроводов.
При прохождении газа по трубопроводу возникает трение потока о
стенку трубы, что вызывает потерю давления. 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, которые устанавливают на трассе
газопровода через каждые 80—120 км.
Объекты КС, как правило, проектируют в блочно-комплектном
исполнении. В большинстве случаев КС оборудуют центробежными
нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или
электродвигателей. В настоящее время газотурбинным приводом оснащено
более 80% всех КС, а электроприводом — около 20 %.[5]
Рисунок 1.1 - Состав сооружений магистрального газопровода
1.2 Классификация компрессорных станций. Назначение, состав
сооружений
Компрессорные станции на магистральных газопроводах сооружают с
целью достижения проектной или плановой производительности
повышением давления транспортируемого газа, при этом осуществляют
следующие основные технологические процессы: очистку газа от жидкости и
твердых примесей; компримирование газа; охлаждение газа.
На КС газопроводов транспортируемый газ компримируют до
давления, обеспечивающего его подачу от источников газа до газо-
распределительных станций потребителей. Основными параметрами,
контролируемыми на КС, являются количество транспортируемого газа, его
давление и температура на входе и выходе.
По технологическому принципу КС делят на головные (ГКС),
размещаемые обычно в непосредственной близости от месторождений газа, и
на промежуточные, располагаемые по трассе газопровода, в соответствии с
его гидравлическим расчетом, на площадках, выбранных в процессе
изысканий.
На ГКС газ не только компримируют, но и подготавливают для
транспорта. Для обеспечения требований, предъявляемых к
транспортируемому газу, на головных станциях газопровода производят
сепарацию, осушку, очистку, удаление сероводорода и углекислоты,
охлаждение и замер количества газа. На промежуточных КС обязательно
производится очистка газа от механических примесей и, при необходимости,
охлаждение газа.
По типу применяемых на них газоперекачивающих агрегатов (ГПА) КС
разделяют на:
станции, оборудованные поршневыми компрессорами с газо-
моторным приводом (газомотокомпрессорами);
 станции, оборудованные центробежными нагнетателями с га
зотурбинным приводом;
 станции, оборудованные
центробежными нагнетателями с
приводом от электродвигателей.
Комплекс компрессорной станции включает, как правило, следующие
объекты, системы и сооружения:
 один или несколько компрессорных цехов;
 узлы пуска и приема очистных устройств
систему сбора, удаления и обезвреживания твердых и жидких
примесей, извлеченных из транспортируемого газа;
 систему электроснабжения;
 систему производственно-хозяйственного и пожарного водо-
систему теплоснабжения и утилизации теплоты;
систему канализации и очистные сооружения;
систему молниезащиты;
систему ЭХЗ объектов КС;
систему связи;
диспетчерский пункт (ДП) КС;
административно-хозяйственные помещения;
склады для хранения материалов, реагентов и оборудования;
оборудование и средства технического обслуживания и ремонта
линейной части и КС;
 вспомогательные объекты.
Компрессорный цех включает в себя группу ГПА, установленных в
общем или индивидуальных зданиях (укрытиях), и следующие системы,
установки и сооружения, обеспечивающие его функционирование: узел
подключения к магистральному газопроводу;технологические
коммуникации с запорной арматурой; установку очистки газа; установки
воздушного охлаждения газа; станцию охлаждения газа (СОГ); системы
топливного, пускового и импульсного газа; систему охлаждения смазочного
масла; электрические устройства цеха; систему автоматического управления
и КИП; вспомогательные системы и устройства (маслоснабжения, по-
жаротушения, отопления, контроля загазованности, пожарной и охранной
сигнализации, автоматического пожаротушения, вентиляции и
кондиционирования воздуха, канализации, сжатого воздуха и др.).
Эффективность, надежность и безопасность оборудования КС
обеспечивают с помощью технической диагностики состояния оборудования;
поддержания оборудования и коммуникаций в исправном состоянии;
модернизации или реновации морально или физически устаревшего
оборудования. Оборудование компрессорной станции должно иметь техно-
логическую станционную нумерацию, нанесенную несмываемой краской или
другим способом.
Основными задачами персонала, осуществляющего эксплуатацию,
техобслуживание и ремонт оборудования, систем и сооружений КС,являются:
осуществление заданного режима компримирования газа;
обеспечение надежности, эффективности, экономичности и безопасности
оборудования и систем КС;обеспечение исправного состояния
производственных зданий, сооружений, территории; поддержание
технического состояния оборудования на основе системы ремонтно-
технического обслуживания
защита окружающей среды
эксплуатационного персонала от опасных и вредных производственных
факторов; организация и проведение работ по реконструкции, техническому
перевооружению, модернизации основного и вспомогательного
оборудования.
Производственные объекты, оборудование и коммуникации КС
эксплуатируются службами (участками): газокомпрессорной — основное и
вспомогательное технологическое оборудование, системы и сооружения компрессорного цеха;
энерговодоснабжения электротехнические
устройства КС, системы тепло* и водоснабжения, промышленной
канализации; контрольно-измерительных приборов и автоматизации —
средства автоматизации основного и вспомогательного оборудования КС.
В обязанности газотранспортного Предприятия входит обеспечение
ведомственного контроля за организацией эксплуатации КС, в том числе:
 контроль за организацией эксплуатации;
контроль за соблюдением ПТЭ, ПТБ, ППБ и инструкций по эк- сплуатации;
 периодический контроль за состоянием и техническое освиде-
тельствование оборудования, зданий и сооружений;
 контроль выполнения мероприятий, предусмотренных системой
технического обслуживания и ремонта;
 контроль выполнения нормативно-технических и организаци-
онно-распорядительных документов;
 контроль за расследованием и учет нарушений ПТЭ и инст-
рукций по эксплуатации;
 оценка достаточности предупредительных и профилактических
мероприятий по повышению технического уровня эксплуатации и
предупреждению отказов в работе и производственного травматизма;
Рисунок 1.2 - Технологическая схема КС-19а
В технологической схеме КС-19а предусмотрены следующие основные
процессы обработки газа:
 очистка газа от пыли и жидкости;компримирование газа;
охлаждение газа.
на компрессорной станции, кроме основных установок, для
обработки газа предусмотрены
 система топливного, пускового и импульсного газа;
система промывки проточной части турбокомпрессоров;
система подпитки антифризом замкнутой системы охлаждения
система подготовки, потребления сжатого воздуха;
система обеспечения маслом.
Газ из магистрального газопровода Dy 1400 мм, проходя чороз
восточный охранный кран (ВОК), поступает на узел подключения КС к
магистральному газопроводу. Охранный кран ВОК предназначен для
автоматического отключения магистрального газопровода от станции в
случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения,
в технологической обвязке компрессорной станции, цеха или обвязке ГПА. С
целью повышения надежности работы КС и снижения потерь давления газа
на трение на всасывании и нагнетании КС принята двухшлейфовая система
подключения.
Из узла подключения газ двумя входными шлейфами Dy 1000 мм при
открытых кранах № 7 и 7а направляется на установку пылеуловителей.
Подключение пылеуловителей
— коллекторное. Очищенный газ из
пылеуловителей двумя трубопроводами Dy 1000 мм поступает на всасывание
компрессорных агрегатов. Скомпримированный газ из компрессорного цеха
направляется двумя трубопроводами Dy 1000 мм на охлаждение в аппараты
воздушного охлаждения (подключение АВО — коллекторное) и далее по
двум шлейфам Dy 1000 мм через открытые кроны Ne 8 и 8а в магистральный
газопровод.
На магистральном газопроводе, после КС установлен западный
охранный кран (ЗОК), назначение которого такое же, как и охранного крана
ВОК перед компрессорной станцией.
Между всасывающим (входным) и нагнетательным (выходным)
шлейфами имеются перемычки Dy 700 мм от каждого выходного шлейфа
после АВО газа на вход КС с установкой кранов № 36 и 36а, байпасов Dy 150
мм с кранами Ne 36р и Збар, необходимых для предотвращения работы ГПА
в помпажной зоне нагнетателя, и общего для обеих перемычек дроссельного
крана N» 37 Dy 700 мм. Они образуют пусковой контур компрессорной
станции и предназначены для работы агрегатов на кольцо перед нагрузкой и
разгрузкой.
Входные краны Ne 7 и 7а имеет байпасные краны, предназначенные
для заполнения газом всей системы технологической обвязки компрессорной
станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе
и технологических коммуникациях станций с помощью крана Ns 76 производится открытие крана
No7. Это делается во избежание
газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана №
7 без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций
компрессорной станции.
Обратные клапаны перед кранами № 8,8а предупреждают обратный
поток газа со стороны нагнетания в сторону всасывания при переводе
агрегатов на пусковой контур. Этот поток газа, если он возникнет при
открытии крана Ne 8, может привести к обратной раскрутке центробежного
нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном итоге приведет к
серьезной аварии на КС.
Свечные краны № 17, 17а. 18 и 18а предназначены для стравливания
газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при
производстве на них профилактических работ и при возникновении
аварийных ситуаций на КС. Краны Ns 7,8,17,18,18а имеют дистанционное
управление и автоматическое управление от ключа аварийной остановки
станции. Охладители газа подключаются к выходным шлейфам и вводятся в
работу закрытием разделительных кранов на шлейфах.
Обвязка полионапорного центробежного нагнетателя включает в себя
краны: №1,2 — отсекающие, № 6 — для выхода на станционное кольцо (на
контур), № 4 —для заполнения контура, через пего проводится продувка
газом контура нагнетателя пере заполнением через свечу краном № 5. Перед
выходным краном № 2 противопомпажным краном №6 устанавливают обратные клапаны.
Все краны нагнетателя имеют автоматическое
управление, дистанционное и ручное.
Газ на собственные нужды отбирается в четырех точках: до крана № 20
(через кран N° 1т), после крана № 20 (через кран № 4т), а также от выходного
коллектора пылеуловителей (через кран № 2т) и входного коллектора АВО
газа (через кран № Зт). После прохождения через блок подготовки пускового
и топливного газа (БТПГ) газ направляется к газоперекачивающим агрегатам.
В узле подключения КС к магистральному газопроводу предусмотрен
транзитный пропуск очистного устройства при открытом кране № 20.
Продукты очистки газопровода направляют на узел сбора жидкости, который
разработан в проекте линейной части газопровода. В технологической схеме
КС- 19а предусмотрено сооружение следующих трубопроводов между
узлами подключения КС и самой КС-19а:
 два всасывающих шлейфа из труб Dy 1000 мм, протяженность 1-
го шлейфа — 420 м, 2-го — 420 м;
 два нагнетательных шлейфа из труб Dy 1000 мм, протяженность
3-го шлейфа — 415 м, 4-го — 420 м;
 трубопровод к установке подготовки газа из труб Dy 80 мм,
протяженностью 380 м.
Конденсатопровод из труб Dy 300 мм, протяженностью 250 м. Защиту
подземных трубопроводов от почвенной коррозии осуществляют путем
покрытия наружной поверхности труб изоляционной пленкой “Поликен 955-
25” в два слоя. Согласно СНиП 2.05.06-85* все трубопроводы отнесены к
первой категории участков. В связи с тем, что трассы шлейфов частично
проходят по обводненным землям, предусматривают закрепление их
винтовыми анкерными устройствами с лопастью диаметром 300 мм типа АЛ-
4п-30.
Для предотвращения температурных подвижек мест подключения к
магистральному газопроводу и к КС предусматривают дополнительно
горизонтальные углы поворотов из крутоизогнутых отводов (45°С),
выполняющих роль компенсаторов.
Трубопроводы к установке подготовки газа и импульсного газа
укладывают в одной траншее с всасывающим шлейфом диаметром 1020 мм.....