Список графических документов: 2 3 Введение. 4 Описание основного оборудования 5 Техническая характеристика. 5 Описание работы нагнетателя 5 3 (стр. 9 из 10)

- закрыть краны 8 и 8а и перекрыть охранный кран на выходе КС;

- выполнить пункт « - » ситуации 1.

Ситуация 3. Разрыв газопровода и утечка газа на территории КС или узла подключения.

Способ обнаружения:

- по характерному звуку истечения газа;

- по показаниям приборов.

Причина: повреждение газопровода.

Действия персонала:

- немедленно остановить КС на ГЩУ;

- по мнемосхеме проверить закрытие кранов 7, 7а, 8, 8а и открытие

17, 17а, 18, 18а;

- закрыть краны подачи газа на собственные нужды КС;

- вызвать аварийную бригаду и до ее прибытия сделать все возможное для устранения аварии;

- доложить руководству КС, ЛПУ, диспетчеру ГДС;

- всю работу по эвакуации людей и технике, организацию останова КС до прибытия начальника КС осуществляет начальник смены по заранее отработанному плану.

Ситуация 4. Пожар в технологических установках и на коммуникациях КС.

Способ обнаружения:

- визуально;

- срабатывание защиты.

Причины:

- разрыв газопровода с искрообразованием;

- утечка газа с проникновением в МЩУ с установки;

- неисправность электропроводки;

- короткое замыкание.

Действие персонала:

- принять необходимые меры по локализации и подавлению пожара средствами пожаротушения;

- при невозможности погасить пожар следует аварийно остановить КС ;

- проверить положение кранов 7, 7а, 8, 8а, 17, 17а, 18, 18а;

- вызвать пожарную охрану и до ее прибытия тушить пожар;

- выполнить пункт « * » ситуации 1.

Ситуация 5. Пожар в машинном зале.

Способы обнаружения:

- визуально;

- срабатывание защиты.

Причины:

- утечка масла или его паров на горячие поверхности ГТУ;

- наличие утечек газа с искрообразованием;

- короткое замыкание в системе электроснабжения и в системе управления.

Действия персонала:

- аварийно остановить агрегат и принять меры по тушению пожара;

- пункты б-е ситуация 1.

Ситуация 6. Пожар в галерее нагнетателей.

Способы обнаружения:

- визуально;

- срабатывание защиты.

Причины:

- отказ системы уплотнения «масло-газ»;

- разрушение деталей и узлов нагнетателя с искрообразованием.

Действие персонала:

- аварийно остановить ГПА и принятие мер по тушению пожара;

- пункты б-е ситуации 1

2. Поверочный расчет тепловой изоляции выхлопного короба

Короб тепло изолирован стандартными теплоизоляционными матами из каолиновой ваты (l=0.04 Вт/м к) толщиной 80 мм.

Проверим предельную температуру на внутренней поверхности тепловой изоляции при условии t_н^из = 45^оС и температуре воздуха в помещении t_возд=18^оС .

Определим удельный тепловой поток от внешней поверхности изоляции

Q=a×Dt=a (t_н^из - t_возд);

a= a_рад+ a_конв

=

=5.9 Вт/м²к

a_конв=1.66×(t_н^из-t_возд)^1/3=1.66×(45-18)^1/3= 5.0 Вт/м²к

a= 5.9+5.0=10.9 Вт/м²к

q=10.9×(45-18)=294 Вт/м²к

Определим температуру на внутренней поверхности при расчетном тепловом потоке.

Q=(l/d)×(t_вн^из-t_н^из) ;

t_вн^из= t_н^из+q*(d/l = 45+294*0.08/0.04 = 633 ^оС

t_вн^из >t_г; 633^oC > 504^oC

следовательно, имеющаяся теплоизоляция удовлетворяет требованиям.

13. Экономическая часть.

Определяем экономическую эффективность реконструкции.

Исходные данные:

К_бал=1252100 руб. – капитальные затраты на реконструкцию (стоимость

оборудования и монтажных работ).

Т_т/э= 567 руб./Гкал. – тариф на тепловую энергию.

S_озп=2064240 руб. – издержки на оплату труда рабочим (средний фонд

заработной платы рабочим 1-го цеха за год).

Q = 3.19 Гкал/ч – количество тепловой энергии получаемое от котла

утилизатора.

а = 3.7%

a_рем= 0.06

Расчет издержки на эксплуатацию оборудования:

S=S_т+S_в+S_озп+S_ам+S_рем+S_пр , руб.

S_т – издержек на топливо нет т.к. используются выхлопные газы.

S_в – издержек на воду нет т.к. используется вода из собственной скважины,

ХВО не производится.

S_озп – издержки на заработную плату

S_рем – издержки на ремонт.

S_рем= a_рем* К_бал= 0.06*1252100 = 75126 руб.

S_ам – издержки на аммортзацию

S_ам = а* К_бал= 3.7*1252100 = 4632770 руб.

S_пр – прочие издержки которые могут возникнуть в процессе эксплуатации

Оборудования.

S_пр= 0.25*(S_т+S_в+S_озп+S_ам+S_рем)=0.25*(0+0+2064240+46932.6+2894177)=

=3297558,5 руб.

S = 2064240+46932.6+2894177+1251337.4 = 10069694,5 руб.

Определяем возможную прибыль.

П = W- S

W – выручка.

W = Q*T_т/э= 3.19*567= 1808.73 руб./ч =11720570.40 руб/год

За год принимаем отопительный сезон для данной местности 9 месяцев .

П = 11720570.40 – 10069694,5 = 1650876,4 руб/год

Определяем срок окупаемости.

t_ок = К_бал / П = 782210 / 5463884.40 = 0.76 год = 6,8 месяца.

Вывод: так как срок окупаемости меньше 1 года, следовательно – реконструкция рентабельна.

14. КИП и А

Работа газотурбинного нагнетателя ГТН-25 требует полной автоматизации. Для этой цели используются установки централизованного контроля и управления газоперекачивающими агрегатами А 705-15-01, в свободные ячейки измерения параметров которой включены и параметры потоков водогрейного котла-утилизатора, установленного за ГТН-25.

Установление А 705-15 предназначено для работы в составе систем автоматизации управления газоперекачивающими аппаратами компрессорных станций магистральных газопроводов, а также может быть использована для централизованного контроля и управления другими технологическими процессами.

Установка выполняет следующие функции:

- автоматическое управление пуском, нормальным и аварийным остановом;

- автоматическое управление нормальным режимом работы агрегата (регулирование);

- предупредительная и аварийная сигнализация отклонений контролируемых параметров от заданных предельных допустимых значений;

- непрерывным измерением наиболее важных контролируемых параметров;

- непрерывным измерением по вызову оператора текущих значений контролируемых параметров с помощью многошкального показывающего прибора;

- автоматический контроль за исправностью устройств, входящих в установку – целостность датчиков, линий связи с исполнительными механизмами, цепей питания и т.п.

Установка работает от первичных измерительных преобразователей, позиционных датчиков положения и дистанционных команд управления.

Входными сигналами являются сигналы от термопар и термометров сопротивления, а также от датчиков типа «Сапфир-22» используемых для измерения давления и расходов газа.

Установка состоит из отдельных блоков и включает в себя:

1. Устройство преобразования сигналов от первичных преобразователей (датчиков) в унифицированный входной сигнал 0-10 в А 323-31.

2. Устройство логической обработки информации А 356-32 для управления исполнительными механизмами в режимах автоматического пуска и останова агрегата.

3. Устройство представления информации А 690-05 для контроля за технологическими параметрами и дистанционного управления (по необходимости) агрегатом.

4. Устройство регулирования газоперекачивающим агрегатом УРГА-01 для стабилизации и управления заданными технологическими параметрами.

5. Устройство математической обработки сигналов от датчиков 0-10 в а 343 и выдачи их на регулирование в УРГА-01 и на блоки контроля параметров А 356-32 и А 690-05 и др.

На схеме представлена упрощенная система управления работой газоперекачивающего аппарата ГТН-25.

Кроме вышеперечисленных задач контроля и сигнализации предусматривается следующие схемы регулирования основных параметров.

Регулирование давления газов после нагнетателя.

Оно производится от датчика давления (поз. 1а) и устройство УРГА-01 управляет подачей газов на турбину низкого давления – исполнительным механизмом (поз. ).

Регулирование температуры продуктов сгорания перед турбиной высокого давления.

Оно производится по температуре газов (поз. 7а) и управляет подачей природного газа в камеру сгорания исполнительным механизмом (поз. 17б).

В процессе регулирования давления и температуры изменяется частота вращения турбины высокого давления, так как турбины высокого и низкого давления механически расцеплены. Необходим регулятор частоты вращения турбины высокого давления. Этот регулятор измеряет скорость вращения (поз. 3а и 3б) и управляет подачей воздуха на компрессор (поз. 18б) или производится тиристорное управление скоростью вращения электродвигателя.

К основным контролируемым параметрам относятся измерения давления до и после нагнетателя, давление воздуха после компрессора, на входе и выходе турбин; температуры газов перед и за турбиной, за регенеративными подогревателями, за котлом-утилизатором, до и после нагнетателя и др.

Предусмотрена аварийная защита по ряду параметров (вибрация, температура газов, скорость вращения, смещения роторов турбин и нагнетателя и др.), которая должна отключить агрегат и включить аварийную световую (горит световое табло) и звуковую (гудит сирена) сигнализации. Защита отсекает газ на камеру сгорания и останавливает электродвигатель.

№ п/п	Поз. по схеме	Наименование	Тип прибора	Кол-во	Примечание
1	1а	Датчик давления	«Сапфир-22»	1
2	2а	Датчик расхода	«Сапфир-22»	1
3	4а	Датчики давления	«Сапфир-22»	3
4	5а
5	6а
6	7а-	Термоэлектрические	ТХА-68	9
7	15а	пирометры
8	16а-	Исполнительные механизмы	МЭО-0,63/250	4
9	19а
10	20а	Переключатель защит	ПМОФ-/2222	1
11	20б	Ключ ручного включения защиты	ПМОВ-/1111	1
		Устройство обработки	А 343	1
		сигналов от датчиков 0-10в
		Устройство преобразования	А 323-31	1
		сигналов от термопар в
		унифицированный
		Устройство логической	А 356-32	1
		обработки сигналов
		Устройство представления	А 690-05	1
		информации по технологическим
		параметрам
		Устройство регулирования	УРГА-01	1
		ГТН-25

Библиографический список